Курсовой Технология крепления. Геологическая часть
 Скачать 0.69 Mb.
|
3. ТЕХНОЛОГИЯ КРЕПЛЕНИЯ3.1 Обоснование плотности тампонажного раствора и тампонажных материаловВыбор 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 3167-2450=440 м. По наибольшей термодинамической температуре (86 0С) выбирается марка цемента ПЦТ–I-100 ГОСТ 1581–96 [6]. 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 , (9) , (10)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., (11) где Pк.п - давление в кольцевом пространстве, МПа; Pк.п = Pгскп+ ΔPкп +Pукп , (12) 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  , (13)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  , (14)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.  , (15)где Reкр – критическое число Рейнольдса; dг – диаметр кольцевого пространства; Кэ – шероховатость стальных труб, Кэ= 3∙10-4 м.  , (16)где ηi – пластическая вязкость i-ой прокачиваемой жидкости, Па∙с; Fкп – площадь сечения кольцевого пространства, м2.  , (17)где k = 1,25 – коэффициент кавернозности;  – диаметр долота, м;dн – наружный диаметр обсадных труб, м.  , (18)где He – параметр Хедстрема.  , (19)где  – динамическое напряжение сдвига i-ой прокачиваемой жидкости, Па.  , (20)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. |