2 Техническая часть. 2 техническая часть 1 Обоснование точки заложения скважины
 Скачать 1.94 Mb.
|
|
2.15 Химическая обработка промывочной жидкости по интервалам, расчет потребного количества компонентов бурового раствора при бурении При проходке интервала под направление и кондуктор разбуриваются неустойчивые глинистые отложения и рыхлые песчаники, поэтому буровой раствор должен обладать высокой выносящей способностью, хорошей смазочной способностью для предотвращения прихватов инструмента и обеспечивать сохранение устойчивости стенок скважины. Для решения этих задач используется буровой раствор с повышенной плотностью и структурно-реологическими характеристиками и не высокими показателями фильтрации. Для получения требуемых параметров полимер-глинистый раствор обрабатывается химическими реагентами. С помощью гидромешалки от цементо-смесителя заготавливается глинистая суспензия необходимой плотности, закачивается в приемные емкости и перемешивается буровыми насосами до полного распускания глины (1,5 ч). Для получения параметров, указанных в проекте, суспензию обрабатывают химреагентами. Ввод водного раствора КМЦ-600 (700) осуществляется во время циркуляции бурового раствора через приемную емкость буровых насосов в течение 2-3 циклов циркуляции, для загущения бурового раствора применяется гипан, водный раствор которого вводится в течение трех циклов циркуляции. Для обеспечения раствору хороших смазочных свойств он обрабатывается смазкой ФК-2000. Вводить водный раствор смазки рекомендуется через приемную емкость буровых насосов в течение 1 цикла циркуляции. Перед спуском кондуктора раствор дополнительно обрабатывается графитом, ввод которого осуществляется через глиномешалку (гидромешалку) [2]. Буровой раствор, используемый для бурения под эксплуатационную колонну, должен обладать свойствами, позволяющими обеспечивать безаварийную проводку скважины, высокие технико-технологические показатели бурения. Бурение под эксплуатационную колонну производится на растворе =1100 кг/м3 (раствор оставшийся после бурения интервала под кондуктор, разбавляется до =1120 кг/м3 с помощью оборудования очистки бурового раствора и обрабатывается химическими реагентами для достижения требуемых параметров) с последующей наработкой глинистого раствора при разбуривании глинистых отложений. Ввод КМЦ и ФК-2000 плюс производится по технологии, аналогичной приведенной для бурения под кондуктор. Ввод ГКЖ-10 производится в циркулирующий буровой раствор в течение двух циклов циркуляции через приемную емкость буровых насосов. При необходимости снижения структурных характеристик бурового раствора он обрабатывается НТФ (в пределах 0,01-0,05 %), водный раствор которой вводится в течение двух циклов циркуляции. Вместо ФК-2000 Плюс раствор может обрабатываться смазочной добавкой на основе ЛТМ (ЛТМ+ГКЖ), вместо НТФ может использоваться ТПФН. Вскрытие продуктивного пласта БС22 осуществляется на безглинистом растворе плотностью 1080 кг/м3. Применяется для наилучшего сохранения коллекторских свойств пласта и его меньшего загрязнения, является альтернативой биополимерному буровому раствору. В качестве структурообразующей основы используется реагент ПС – смесь полисахаридных реагентов. По своим потребительским свойствам Полицелл ПС близок к реагенту КМОЭЦ и производится в порошкообразном виде. Подробная характеристика данного раствора и его рецептура приведена в специальной части дипломного проекта. Расчет потребного количества химреагента  , кг производится по формуле из методики [14] , (62)где  - потребность глинопорошка, кг; - норма расхода глины, кг/м3; - объем бурового раствора, м3.Расход химреагентов для обработки раствора  ,м3 определяется по формуле , (63) где nкр- норма расхода химреагента, кг/м3; - объем бурового раствора, м3.Интервал 0-810 м  кг; кг; кг; кг; кг.Интервал 810-2200 м  кг; кг; кг; кг.Интервал 2200-2810 м  кг; кг; кг; кг; кг.Интервал 2810-2900 м  кг; кг; кг. кг; кг; кг; кг; кг;Расход потребного количества материалов и химических реагентов приведены в таблице 33. Таблица 33 - Расход потребного количества материалов и химических реагентов
2.16 Обоснование и выбор системы очистки бурового раствора Очистка бурового раствора осуществляется по схеме включающей вибросита, песко-, илоотделитель и центрифугу. Буровой раствор после выхода из скважины по желобу поступает на вибросита. Очищенный на виброситах раствор попадает в приемную емкость, откуда насосами подается в пескоотделитель. После очистки на пескоотделителе поступает во вторую приемную емкость. Из этой емкости раствор насосом подается по линии для дальнейшей очистки на илоотделитель, после чего раствор поступает в третью емкость. При необходимости для тонкой очистки раствор из емкости насосом подается на центрифугу, очищенный раствор возвращается в обратно в емкость. Очищенный буровой раствор насосом подается в скважину. Шлам с вибросит, пульпа с пескоотделителя и илоотделителя и кек с центрифуги поступают в амбар [2]. Оборудование для очистки бурового раствора приведено в таблице 34. Таблица 34 - Оборудование для приготовления и очистки бурового раствора
2.17 Гидравлический расчет промывки скважины Цель гидравлического расчета промывки скважины - определение потерь давления во всех элементах циркуляционной системы, дающие возможность правильного выбора забойного двигателя, типа долота и его промывочных узлов, а также давления нагнетания насосов, необходимое для удовлетворительной работы турбобура и компенсации потерь давления при циркуляции промывочной жидкости. Гидравлический расчет промывки производится на последний интервал с помощью программы PREPS [15]. Исходные данные для расчета приведены в таблице 35. Результаты расчета заносим в таблицу 36. Таблица 35 - Данные для расчета
Таблица 36 - Итоговые гидравлические параметры промывки
Окончание таблицы 36
2.18 Обоснование плотности тампонажного раствора и тампонажных материалов Выбор тампонажных материалов и растворов на их основе должен осуществляться с учетом следующих требований [4]: - тампонажный материал и сформированный из него камень должны соответствовать диапазону статических температур в скважине по всему интервалу цементирования; - рецептура тампонажного раствора подбирается по динамической температуре и давлению, ожидаемым в цементируемом интервале скважины; - плотность тампонажного раствора должна быть, как правило, не ниже плотности бурового раствора. Ограничением верхнего предела плотности тампонажного раствора при прочих равных условиях является недопущение гидроразрыва пород в процессе цементирования. Цементный камень при наличии в цементируемом интервале агрессивных сред должен быть коррозионностойким к воздействию этих сред. Тампонажные материалы, используемые при строительстве скважин, должны иметь соответствующие сертификаты качества. Свойства тампонажных материалов и формируемого из них цементного камня должны соответствовать требованиям стандартов. Порядок хранения и сроки использования тампонажных материалов устанавливаются заводом-изготовителем. Для сохранения естественной проницаемости пористых и пористо-трещиноватых коллекторов продуктивных отложений тампонажные растворы должны иметь минимально возможную фильтрацию. Общая минерализация тампонажных растворов должна быть близка к минерализации буровых растворов, применяемых при вскрытии продуктивных горизонтов. Цементирование интервала против продуктивного пласта производится только бездобавочным тампонажным раствором (портландцемент и вода), за исключением реагентов ускорителей или замедлителей сроков схватывания. Любые добавки, вводимые для регулирования плотности тампонажной смеси сильно ухудшают качество цементного камня, и вводятся лишь из условия недопущения гидроразрыва горной породы и наиболее полного вытеснения промывочной жидкости из затрубного пространства. Выбираем вид тампонажного материала для цементирования эксплуатационной колонны. Рекомендуется в соответствии с правилами [6] интервал выше кровли против продуктивных пластов на 150 м цементировать бездобавочным тампонажным раствором. Кровля верхнего продуктивного пласта 2600 м, значит бездобавочный тампонажный раствор следует поднять до глубины 2600-150=2450 м. Отсюда следует, что высота подъема бездобавочного тампонажного раствора составит 2900-2450=450 м. По наибольшей термодинамической температуре (86 0С) выбирается марка цемента ПЦТ–I-100 ГОСТ 1581–96 [16]. Вышележащие интервалы цементируются облегченным тампонажным раствором. Уровень тампонажного раствора от устья скважины определяется из условия подъема цемента выше башмака предыдущей колонны на 150 м для нефтяных скважин по правилам [6], в нашем случае выше башмака кондуктора и составит h=660 м. Обоснование плотности тампонажного раствора для цементирования вышележащих интервалов производится из условия поглощения тампонажного раствора наиболее "слабым" пластом определяется по давлению гидроразрыва из совмещенного графика давлений и наиболее полного вытеснения промывочной жидкости из затрубного пространства, [4]. Плотность тампонажного раствора  , кг/м3, определяется по формулам , (64) , (65)где  – верхняя и нижняя границы возможных вариаций плотности тампонажного раствора, кг/м3; – плотность промывочной жидкости, кг/м3;h – уровень тампонажного раствора от устья скважины, м; Pпогл – давление гидроразрыва пласта, Па; Lп – глубина залегания подошвы наиболее «слабого» пласта, м; 200 – превышение плотности тампонажного раствора над плотностью промывочной жидкости, при котором достигается полное вытеснение, кг/м3;  кг/м3; кг/м3.С целью повышения прочности цементного камня предварительно выберем плотность бездобавочного раствора наиболее близкую к верхней границе 1840 кг/м3, а плотность облегченного 1420 кг/м3 и проверим выполнение условия недопущения поглощения раствора на момент окончания цементирования Pкп< Pпогл., (78) где Pк.п - давление в кольцевом пространстве, МПа; Pк.п = Pгскп+ ΔPкп +Pукп , (79) где Pгскп – гидростатическое давление в кольцевом пространстве столбов жидкостей, МПа; ΔPкп – гидродинамическое давление в кольцевом пространстве, МПа; Pукп – устьевое давление в кольцевом пространстве, МПа. Значение Pгскп, МПа находим по формуле (80) для каждой жидкости в кольцевом пространстве и суммируем их  , (80)где ρi – плотность одной из жидкостей в заколонном пространстве, кг/м3; hi – высота столба i-ой жидкости, м. Значение ΔPкп, МПа считаем для турбулентного режима течения вязкопластичной жидкости (промывочные и продавочные жидкости на глинистой основе, тампонажные растворы и другие жидкости, содержащие твердую фазу в кольцевом пространстве по формуле  , (81)где λ – коэффициент гидравлических сопротивлений для вязкопластичной жидкости; li – длина кольцевого пространства на i-ом участке; dс – диаметр скважины, м. Определяется dс = k∙Dд (коэффициент кавернозности породы); dн – наружный диаметр обсадной колонны, м; Q – критическая производительность насосов цементировочных агрегатов, м3/с.  , (82)где Reкр – критическое число Рейнольдса; dг – диаметр кольцевого пространства; Кэ – шероховатость стальных труб, Кэ= 3∙10-4 м.  , (83)где ηi – пластическая вязкость i-ой прокачиваемой жидкости, Па∙с; Fкп – площадь сечения кольцевого пространства, м2.  , (84)где k = 1,25 – коэффициент кавернозности;  – диаметр долота, м;dн – наружный диаметр обсадных труб, м.  , (85)где He – параметр Хедстрема.  , (86)где  – динамическое напряжение сдвига i-ой прокачиваемой жидкости, Па.  , (87)По вышеприведенным формулам находим гидростатическое давление в кольцевом пространстве для данной скважины  МПа; м; м2.Рассчитываем гидродинамическое давление в кольцевом пространстве для бездобавочного тампонажного раствора  ; ; м3/с; ; МПа.Аналогично рассчитываем гидродинамическое давление в кольцевом пространстве для облегченного тампонажного раствора  =1,5 МПа и для промывочной жидкости  =0,4 МПа.  МПа.Условие Pкп< Pг : 42,23 < 44,24 верно. Итак для цементирования эксплуатационной колонны принимаем бездобавочный цементный раствор ПЦТ I-100 плотностью 1840 кг/м3, облегченный цементный раствор ПЦТ III-Об4-50 плотностью 1420 кг/м3. Плотность выбираем исходя из того, что нам необходимо зацементировать эксплуатационную колонну в одну ступень и не допустить гидроразрыва пласта. Для цементирования кондуктора проводим аналогичные расчеты и принимаем бездобавочный цементный раствор ПЦТ I-50 плотностью 1840 кг/м3, облегченный цементный раствор ПЦТ III-Об4-50 плотностью 1420 кг/м3. 2.19 Расчет обсадных колонн на прочность Целью расчета обсадных колонн на прочность является проектирование равнопрочной колонны по всему интервалу крепления. Наружные избыточные давления определяем по методике [4] когда они достигают максимальных значений, а именно при: -окончании цементирования; -освоении снижением уровня; -испытании на герметичность снижением уровня; -окончании эксплуатации. Исходные данные для расчета эксплуатационной, обсадной колонны приведены в таблице 37. Таблица 37 - Данные для расчета эксплуатационной колонны
| ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
