Шаронов_КР1-1. Курсовой проект По дисциплине Подземный и капитальный ремонт скважин

• Название: Курсовой проект По дисциплине Подземный и капитальный ремонт скважин
• Анкор: Шаронов_КР1-1
• Дата: 13.11.2022
• Размер: 2.69 Mb.
• Имя файла: Шаронов_КР1-1.docx
• Тип: Курсовой проект; #785860
• страница: 7 из 8

3.2.2. Цементирование пеноцементным раствором

При этом способе в призабойную зону пласта закачивают пеноцементный раствор, заполняющий водопроводящие каналы и образующий после твердения пеноцементный камень небольшой проницаемости.

Технологически процессы цементирования осуществляют цементированием скважины под давлением с последующим вымывом излишков пеноцементного раствора из зоны фильтра или с последующим разбуриванием пеноцемента в колонне и зоне фильтра.

Приемистость скважины при закачке воды берется из предыдущего расчета. В процессе работы цементировочного агрегата ЦА-320М на III скорости (ρ=5,2 дм³/с) давление на устье скважины составляло 18 МПа.

Таблица 3.2.2.1 – Потребное количество цемента от давления нагнетания

Давление нагнетания, МПа	0—2	2—4	4—6	6—8	Свыше 8,0
Количество цемента, т	8—15	6—7	4—5	2,5—3	2,0

Приведенные значения количества цемента необходимоуточнять применительно к условиям конкретных месторождений. Согласно условию задачи, принимаем количество цемента G — 2 т.

Количество тампонажного материала, которое необходимо заготовить с учетом потерь при его затворении, определяем по формуле:



Концентрацию пенообразователя (по активному веществу) принимаем равной 0,5—1,0% от массы цемента. ПАВ добавляют в готовый раствор.

Плотность тампонажного раствора находим по формуле



Количество жидкости, необходимой для затворения тампонажного материала, определяем по формуле:



Объем цементного раствора, приготовленного из 10 т тампонажного цемента, определяем по формуле:



Степень аэрации а выбирают с таким расчетом, чтобы в пластовых условиях она составляла (0,4 ÷ 1)∙10∙P_пл.



В нашем случае:



где ρ_в— плотность воздуха при нормальных условиях; P₀ = 0,1 МПа и Т₀ = 20°С; P_ср —среднее давление, под которым находится пеноцементный раствор в скважине.



где Р_наг — давление на устье скважины при закачке цементного раствора, МПа; P_г.ст. — давление гидростатического столба жидкости на забой скважины, МПа.



Глубину установки конца заливочных труб находим по формуле



Цементный раствор в заливочные трубы закачивают на III скорости цементировочного агрегата ЦА-320М при подаче q_p= 5,2 дм³/с. Расход воздуха:



где а — степень аэрации; q_p — подача цементировочного агрегата, м³/мин.

На основании расчета выбираем три компрессора марки КПУ-16/250.

Таблица 3.2.2.2 – Техническая характеристика передвижных компрессоров приведена в табл.

Наименование	Марка компрессора
	: УКП-80	КПУ-16/100	КПУ-16/250	ДКС-7/200
Монтажная база	Тележка	Прицеп	Прицеп	Сани
Максимальное давление, МПа	8,0	10,0	25,0	20,0
Максимальная производительность, м3/мин	8,0	16,0	16,0	7,0
Масса, т	16,1	28,0	28,5	19,9

Объем пеноцементного раствора, закачиваемого в НКТ,





где V_тр - объем тампонажного раствора, м³; V_в — объем воздуха при среднем давлении, м³.

Объем продавочной жидкости определяем по нижеприведенной формуле. Принимаем длину НКТ диаметром 89 мм равной 210 м, а диаметром 73 мм — 2072 м из предыдущего расчета, тогда:





Как показывают расчеты, объем заливочных труб больше объема пеноцементного раствора. Поэтому кран затрубного пространства на цементировочной арматуре следует закрыть, когда весь пеноцементный раствор и часть продавочной жидкости будут закачаны в трубы, т. е. тогда, когда пеноцементный раствор достигнет глубины 100 м выше конца заливочных труб (глубины 1718 м). Продавочный объем для заливочных труб длиной (H—100) м.





где Δ — коэффициент сжимаемости продавочной жидкости, зависящей от количества содержащегося в ней воздуха (газа), принимается равным 1,01 —1,10; d_в— внутренний диаметр заливочных труб, м; H — глубина спуска заливочных труб, м.

Предельное давление P_к в конце продавки пеноцементного раствора в пласт определяем из условия, что P_заб в конце продавки не должно превышать более чем в 1,5 раза гидростатическое давление P_г.ст., т.е. из условия предотвращения гидравлического разрыва пласта P_заб < 1,5 P_г.ст.

Полагая приближенно, что P_заб = P_к + P_г.ст., получим, что







Давление на выкиде насоса цементировочного агрегата в конце заливки согласно условию должно быть не более 11,22 МПа.

3.2.3. Цементирование нефтецементным раствором

При этом способе цемент затворяют на углеводородной жидкости (нефти, дизельном топливе, керосине). Для улучшения смешивания тампонажного цемента с углеводородной жидкостью и превращения их в однородную массу в нефтецементный раствор добавляют поверхностно-активные вещества (ПАВ), такие как крезол, асидол, ОП-10, фенол, нейтрализованный черный контакт (НЧК), нафтанат кальция и др. Добавка ПАВ способствует сохранению подвижности раствора в течение длительного времени и облегчает замещение (вытеснение) углеводородной жидкости при контакте раствора с водой.

В скважинах, где применение нефтецементного раствора приводит к снижению дебита нефти после изоляционных работ, а также в скважинах, сильно поглощающих жидкость, применяют нефтецементнопесчаный или пеноцементный растворы.

Приемистость скважины по воде была рассчитана в предыдущих разделах. Количество тампонажного цемента (ГЦ) для заливки принимаем 4 т. Цемент затворяют на дизельном топливе плотностью ρ = 0,870 т/м³ с добавкой 1,5% НЧК.

Плотность тампонажного раствора определяем по формуле:



Количество дизельного топлива, необходимого для затворения 4 т тампонажного цемента, определяем по формуле:



Объем нефтецементного раствора, приготовленного из 4 т тампонажного цемента и 2,414 м³ дизельного топлива, составит:



Объем нижней буферной пробки выбираем таким, чтобы после окончания прокачки ее внутри заливочных труб она заполнила бы затрубное пространство высотой 30—50 м. Этот объем можно определить по формуле:



где D_в — внутренний диаметр эксплуатационной колонны, м; d_т- наружный диаметр колонны заливочных труб, м; h₁ — высота подъема нижней буферной пробки в затрубном пространстве, м (на практике h₁ принимают равной 30—50 м).

Глубину установки конца заливочных труб находим по формуле:



а объем продавочной жидкости — по формуле:





Минимальный объем верхней буферной пробки, необходимый для предотвращения смешивания продавочной жидкости с нефтецементным раствором, определяем по формуле:



где d_в— внутренний диаметр заливочных труб, м; Н_тр — глубина установки конца заливочных труб, м; V_c — суммарный объем закачиваемых в скважину нефтецементного и продавочного раствора, м³.



Таким образом, минимальный объем верхней буферной пробки равен:



что соответствует высоте столба жидкости в заливочных трубах, равной:



Таким образом, для приготовления раствора на нефтяной основе необходимо 4 т тампонажного цемента, 2,414 м³ дизельного топлива и 2,414∙0,015 = 0,036 м³ НЧК.