Крепление нефтяных и газовых скважин Хузина Л. Б.

Крепление нефтяных и газовых скважин Хузина Л. Б. проф. , д. т. н.

Литература • 1. Инструкция по расчету обсадных колонн для нефтяных и газовых скважин. Москва 1997 г. • 2. Элияшевский И. В. , Орсуляк Я. М. , Сторонский М. Н. Типовые задачи и расчеты в бурении, М. , Недра, 1974. • 3. Середа Н. Г. , Соловьев Е. М. Бурение нефтяных и газовых скважин. М. , Недра, 1982. • 4. Соловьев Е. М. Заканчивание скважин. М. , Недра, 1979. • 5. Булатов А. И. , Аветисов А. Г. Справочник инженера по бурению. Том 2 – М. : Недра, 1985.

Конструкция обсадной колонны Для облегчения спуска и качественного цементирования ОК в ее состав включают элементы технологической оснастки: оснастки • башмак • заливочный (башмачный) патрубок • обратный клапан • упорное кольцо • муфту ступенчатого цементирования (МСЦ) • центраторы (фонари) • скребки • заколонные пакеры • подвесное устройство. 3

Технологическая оснастка ОК Т Турбулизатор Скребок Центратор (фонарь) Упорное кольцо Обратный клапан Заливочный (башмачный) патрубок Башмак (башмачная пробка и кольцо) Служит для предохранения низа ОК от смятия и для направления ее по стволу скважины в процессе спуска. 4

Обоснование интервалов цементирования заколонных пространств Правила безопасности в НГП 2013 (п 232): Направление и кондуктор цементируются до устья. В нижележащей части стратиграфического разреза цементированию подлежат: подлежат • продуктивные горизонты, кроме запроектированных к эксплуатации открытым забоем; • продуктивные горизонты, не подлежащие эксплуатации, в т. ч. с непромышленными запасами;

Обоснование интервалов цементирования заколонных пространств • • истощенные горизонты; • напорные водоносные горизонты с коэффициентом аномальности более 1, 3; • водоносные проницаемые горизонты, находящиеся или планируемые к разработке; (ПБ 2013); • • горизонты вторичных (техногенных) залежей нефти и газа; • • интервалы, сложенные пластичными породами, склонными к деформации; • • интервалы, породы которых или продукты

Обоснование интервалов цементирования заколонных пространств • Правила (п. 233): Правила (п. • Высота подъема тампонажного раствора над Высота подъема тампонажного раствора кровлей продуктивных горизонтов, а также устройством ступенчатого цементирования или узлом соединения секций ОК, а также башмаком предыдущей ОК в нефтяных и газовых скважинах должна составлять соответственно не менее 150 и 500 м.

Обоснование интервалов цементирования заколонных пространств • При включении в состав обсадных колонн межколонных герметизирующих устройств они должны располагаться на высоте не менее 75 м для нефтяных скважин и 250 м для газовых скважин выше башмака предыдущей обсадной колонны, устройства ступенчатого цементирования и узла соединения секций обсадных колонн. В таких случаях высота подъема тампонажного раствора ограничивается высотой расположения межколонного герметизирующего устройства.

Обоснование интервалов цементирования заколонных пространств • Все выбранные с учетом требований • Правил интервалы цементирования объединяются в один общий. • Разрыв сплошности цементного кольца по высоте за ОК не допускается (исключение - встречное цементирование в условиях поглощения) (п. 234. )

Обоснование интервалов цементирования заколонных пространств • Проектная высота подъема тампонажного раствора (п. 235. )за ОК должна предусматривать: • • превышение гидростатического давления составного столба ПЖ и жидкости затворения цемента над пластовым давлением перекрываемых флюидосодержащих горизонтов

Обоснование интервалов цементирования заколонных пространств • • исключение гидроразрыва пород или развитие интенсивного поглощения раствора; • • возможность разгрузки ОК на цементное кольцо для установки колонной головки. • При ступенчатом цементировании, спуске колонн секциями нижняя и промежуточная ступени ОК, а также потайная колонна должны быть зацементированы по всей длине.

Обоснование интервалов цементирования заколонных пространств • п 234. Разрыв сплошности цементного камня в интервалах цементирования не разрешается. • Исключения составляют случаи встречного цементирования в условиях поглощения.

ТАМПОНАЖНЫЕ МАТЕРИАЛЫ И ТРЕБОВАНИЯ К НИМ • • Тампонажным материалом называют продукт, состоящий из смеси вяжущих веществ (портланд цемента, шлака, извести и др. ), минеральных (кварцевого песка, асбеста, глины, шлака и др. ) или органических (хлопковых очесов, отходов целлюлозного производ ства и др. ) добавок, дающий после затворения водой раствор, а затем камень. • Вода, применяемая для получения тампонажного (цементного) раствора называется водой затворения.

ТАМПОНАЖНЫЕ МАТЕРИАЛЫ И ТРЕБОВАНИЯ К НИМ • Тампонажный портланд цемент продукт измельчения клинкера, полученного обжигом смеси известняка и глины до спека ния, к которому при помоле добавлено 3— 5% гипса (для регули рования сроков схватывания раствора) и 10— 15% шлака, песка, трепела или других минеральных добавок.

ТАМПОНАЖНЫЕ МАТЕРИАЛЫ И ТРЕБОВАНИЯ К НИМ • В состав клинкера входят в основном следующие минералы: алит или трехкальциевый силикат С 3 S (ЗСа. О ∙ Si. O 2), белит или двухкальциевый сили кат С S (2 Са. О ∙ Si. O 2) и целит или четырехкальциевый алюмоферит 2 (браунмиллерит) С 4 АF (4 Са. О ∙ Аl 2 О 3 ∙ Fе 2 О 3), а также 5 12% стекловидной фазы, состо ящей в основном из незакристаллизовавшихся ферритов, алюмина тов, двухкальциевого силиката, щелочных и других соединений. Кроме того, в состав нескольких соединений клинкера входят также щелочные окислы, которые связываются в сульфаты с содержащимся в нем ангидритом. Трехкальциевый силикат С 3 S и двухкальциевый силикат С 2 S обычно составляют 70— 80% состава клинкера. Остальные 30— 20% приходятся па долю прочих минералов, часто называемых мине ралами плавнями, тогда как первые называют минералами сили катами

Требования к тампонажному раствору и к получающемуся из него камню • Тампонажный раствор должен быть легко прокачиваемым. Прокачиваемость тампонажных растворов условно характеризуется растекаемостью, консистенцией и временем загустевания, динамическим напряжением сдвига и структурной вязкостью

Требования к тампонажному раствору и к получающемуся из него камню • Плотность цементного раствора должна быть выше плотности промывочной жидкости, вместе с тем давление на стенки скважины при цементировании не должно превышать давление гидроразрыва пласта.

Требования к тампонажному раствору и к получающемуся из него камню • Водоотдача тампонажного раствора должно быть минимальной, с целью предотвращения загрязнения приствольной зоны пласта и преждевременного загустевания раствора.

Требования к тампонажному раствору и к получающемуся из него камню • Тампонажные растворы должны быть седиментационно устойчивыми, что способствует формированию цементного камня с одинаковой плотностью по всему зацементированному интервалу, снижает вероятность образования каналов в камне и в контактных зонах «обсадная колонна цемент – порода» .

Требования к тампонажному раствору и к получающемуся из него камню • Прокачиваемость тампонажного раствора должна сохраняться в течение времени, достаточного для проведения цемен тирования. После продавливания тампонажного раствора за обсадную колонну он должен быстро загустевать и схватываться. Процесс схватывания и загустевания условно характеризуется началом и концом схватывания.

Требования • Свойства цементного камня не должны ухудшаться со временем под действием высоких температур и давлений, а также при воздействии агрессивных по отношению к продук там твердения пластовых флюидов. • При переходе тампонажного раствора в камневидное состояние не должно происходить усадки. • Тампонажный камень и раствор не должны вступать в физико химическое взаимодействие с горными породами и обсад ными колоннами, влекущими разрушение и понижение прочности последних, а также цементного камня.

Требования к тампонажному раствору и к получающемуся из него камню • Цементный камень должен быть достаточно прочным, чтобы не разрушаться при возможных деформациях обсадных колонн, возникающих вследствие изменения температуры и давления в скважине, механических воздействий при различных работах в ней. • Цементный камень должен быть водо и газонепроницаемым.

Требования к тампонажному раствору и к получающемуся из него камню • Указанные свойства цементного раствора (камня) зависят от вида тампонажного раствора, жидкости затворения, водо смесевого отношения, условий твердения и регулируются добавками – ускорителями или замедлителями сроков схватывания, материалами или реагентами, способствующими понижению плотности тампонажного раствора, пластификаторами, понизителями водоотдачи и др

3 Классификация портландцементов по ГОСТ 1581 96 ГОСТ 1581 -96 По вещественному составу • ПЦТ I – тампонажный портландцемент бездобавочный ПЦТ I G – тампонажный портландцемент бездобавочный с В/Ц = 0, 44 ПЦТ I Н – тампонажный портландцемент бездобавочный с В/Ц = 0, 38 ПЦТ II – тампонажный цемент с минеральными добавками; ПЦТ III – тампонажный цемент со специальными добавками, регулирующими плотность цементного теста (Об или Ут) • По плотности цемент типа III облегченный (Об) утяжеленный (Ут) • По температуре применения цементы типов I, III низких и нормальных температур (15 50 0 С); умеренных температур (51 100 0 С); повышенных температур (101 150 0 С). • По сульфатостойкости типы I, III обычный (требования по сульфатостойкости не предъявляются): сульфатостойкий – СС; типы I G и I Н: высокой сульфатостойкости (СС I); умеренной сульфатостойкости (СС 2).

Примеры условных обозначений • ПЦТ II 50 ГОСТ 1581 96 • Портландцемент тампонажный с минеральными добавками сульфатостойкий для низких или нормальных температур • ПЦТ I – G – CC 2 ГОСТ 1581 96 • Портландцемент тампонажный бездобавочный с нормирован ными требованиями при водоцементном отношении, равном 0, 44, умеренной сульфатостойкости • ПЦТ III Об 5 – 100 ГФ ГОСТ 1581 96 • Портландцемент тампонажный со специальными добавками облегченный плотностью 1, 50 г/см 3, для умеренных температур, гидрофобизированный

У Примеры условных обозначений словное обозначение цемента по ГОСТ 1581 96 ПЦТ – портландцемент тампонажный; I, III обозначения типа цемента; СС, СС I, СС 2 обозначения сульфатостойкости; Об (4 6) или Ут (0 3) обозначения средней плотности для цемента Классификация портландцементов типа III 50, 100 или 1500 С – обозначения максимальной температуры применения; ГФ или ПЛ обозначения гидрофобизации или пластификации цемента ГОСТ 1581 96 обозначения стандарта.

Выбор тампонажных цементов в зависимости от геологических условий цементируемых скважин Условия применения Тампонажные материалы Многолетние – мерзлые породы ММП Тампонажные композиции для низких положительных и отрицательных температур Температуры 15 - 100°С Тампонажные портландцемента ПЦТ (Ι-П) - (50 -100), песчанистые композиции на основе ПЦТ, цементы типа ЦТПН (для скважин с термическим воздействием), облегченные, утяжеленные цементы. Температуры 100 - 200°С Термостойкие спеццементы, ПЦТ с добавкой молотого песка до 100 %, утяжеленные, облегченные шлаковые цементы. Отложения галита ПЦТ, спеццементы, затворенные насыщенным раствором Nа. С 1. Отложения бишофита: температура до 80°С температура 80 - 120°С Обожженный каустический магнезит или Мg. О, затворенные раствором Мg. О плотностью 1, 28 - 1, 37 г/см 3. Сульфатная агрессия Сульфатостойкие ПЦТ, спеццементы на шлаковой основе. Магнезиальная агрессия Шлако-песчаные и шлако-баритовые композиции. Затворение материала на растворе Мg. Сl 2 или пластовой воде. Сероводородная угле-кислотная агрессия (содержание Н 2 S до 26 % об. ) Шлако-песчаные и шлако-баритовые композиции, ПЦТ+ тонкомолотый песок, основность смеси 0, 6 -0, 8 Спеццементы на шлаковой основе, затворенные раствором Мg. О плотностью 1, 28 -1, 37 г/см 3.

Требования по изоляции флюидосодержащих пластов Характеристика пластов, условий Применяемый тампонажный материал 1. Нефть, газоконденсат и на 100 м выше и ниже пласта. 2. Водоносные пласты с пластовым давлением выше гидростатического. 3. Зоны башмаков колонн, нижние интервалы ступеней и секций на длину 50 – 100 м. Тампонажные портландцементы (растворы) нормальной плотности 1820 - 1920 кг/м 3, «Чистые» спеццементы, утяжеленные цементы. Облегченные цементы с В/Ц >0, 6 к применению не допускаются. Водоносные отложения с пластовым Тампонажные растворы давлением не выше гидростатического. нормальной плотности, утяжеленные и облег енные. ч

Требования к цементному камню Условия Прочность цементного камня при изгибе через 24 ч при первичном перекрытии пород обсадной колонной: - камень из растворов нормальной плотности и утяжеленных - камень из облегченных; растворов - камень из тампонажных растворов для цементирования скважин с термическим воздей твием на пласты и ММП с Проницаемость цементного камня, размещенного против пластов: - газовых, нефтяных, газоконденсатных, из которых проектируется получение продукции - других флюидосодержащих пластов - для остальных условий Требования не менее 1, 5 МПа не менее 0, 5 МПа не менее 1, 0 МПа не более 2 м. Д не более 5 м. Д не регламентируется

Требования к тампонажному раствору Показатели Плотность тампонажного раствора на контакте с буровым раствором при плотности по леднего: с 3 до 2, 0 г/см свыше 2, 0 г/см 3 Растекаемость Значения показателей ρц. р. ≥ ρб. р. + 0, 2 ρц. р. ≥ ρб. р + 0, 1 20 - 22 см Время загустевания Тзаг при времени цементирования Тв. ц. , мин. Тзаг. = 1, 25 Тв. ц. , но в пределах Тзаг + 30 мин ≤ Тв. ц. ≤ Тзаг + 90 мин. Водоотделение : - для вертикальных скважин и наклонных с углом наклона до 10° -для наклонных с углом наклона от 10 до 45° - для пологих скважин с углом наклона более 45° и горизонтальных не более 2, 5 % не более 1, 0 % Водоотдача при перепаде 0, 7 МПа, см 3/30 мин: цементирование продуктивных пластов, подлежащих эксплуатации - применении РПИС - цементирование с расхаживанием колонны, оснащенных скребками - производство изоляционных работ под давлением - для других условий цементирования нулевое не более 200 не более 150 не более 100 не более 50 не устанавливается

Факторы, обуславливающие получение негерметичности эксплуатационных колонн, при заканчивании скважин строительством Негерметичность э/колонн Отсутствие смазки резьбовых соединений обсадных труб Превышение Применение обсадных труб нормированной не прошедших величины давления входной контроль, в процессе на трубной базе цементирования УТНС скважины Оголение башмака э/колонны Повреждение обсадных труб по телу или резьбовым соединениям при разгрузке их на буровой и при спуске в скважину Нарушение технологии свинчивания труб

Методика выбора тампонажных материалов и растворов 1. Выбор тампонажного материала. 1. 1. Выбираются для отдельных интервалов типы тампонажных цементов: варианты: один, два или три типа цемента 1. 2. Проверяется возможность применения выбранных цементов по выражению Ргс < 0, 95 Ргп 1. 3. Если не выполняется требование по Ргс то применяются облегченный, сверхоблегченный или аэрированный цементный раствор. Должно быть как правило не более 2 -х типов цементных растворов, и, как исключение, 3 типа. 1. 4. Если и при этом не выполняется требование по Ргс то принимается ступенчатое цементирование.

Методика выбора тампонажных материалов и растворов • • • 2. Подбор рецептуры тампонажного раствора 2. 1. Определяются: плотность (истинная и замеренная) раствора и сухого цемента; растекаемость; время загустевания; реологические свойства: пластическая вязкость и ДНС водоотделение; водоотдача; прочность камня при изгибе и сжатии; для РПИС дополнительно сроки схватывания после перемешивания раствора на КЦ по программе, имитирующей процесс цементирования.

Методика выбора тампонажных материалов и растворов • 2. 2. Время загустевания определяется при динамической температуре. • 2. 3. Водоотделение и водоотдача определяются, когда эти свойства для условий скважины регламентируются • 2. 4. Реологические параметры определяются по заявке бурового предприятия. • 2. 5. Прочность через 24 ч определяется: • при статической температуре размещения башмака колонны; • при температуре верхней точки подъема цементного раствора; • при других температурах в зоне цементного раствора • по указанию бурового предприятия.

Методика выбора тампонажных материалов и растворов • 3. При невозможности подбора рецептуры раствора для всего цементируемого интервала, а применении двух типов цемента для верхней порции, рассматриваются варианты: • две рецептуры для одного типа цемента, но не более трех рецептур, закачиваемых последовательно в один прием; • ступенчатое цементирование колонны, спускаемой в один прием.

Методика выбора тампонажных материалов и растворов • Рг. с. < 0, 95 Рг. п. , где Рг. с. гидростатическое давление составного столба «тампонажный раствор буровой раствор» должно быть ниже гидроразрыва пород или поглощения Рг. п. на 5 % и более

Методика выбора тампонажных материалов и растворов ρц. р. = • где: ρц. р. истинная плотность цементного раствора, г/см 3; • В/Ц водоцементное отношение; • рж. з. плотность жидкости затворения, г/см 3; • рц плотность цемента, г/см 3.

Методика выбора тампонажных материалов и растворов • Тдин = где: Тдин - динамическая забойная температура, °С; Т 0 - статическая температура на забое, °С; t 0 - температура нейтрального слоя (выдается гидрогеологической службой), °C; tу - температура выходящего из скважины бурового раствора после одного-двух циклов циркуляции, °С; t. Ц - ожидаемая температура цементного раствора в момент цементирования скважины, °С; а - коэффициент запаса, величина которого зависит от соотношения плотностей тампонажного и бурового растворов.

Расчет обсадных колонн • производят по максимальным значениям избыточных наружных и внутренних давлений, а также осевых нагрузок (при бурении, опробовании, эксплуатации, ремонте скважин), при этом учитывают раздельное и совместное их действие.

Расчет обсадных колонн • В результате расчета определяют конструкцию обсадной колонны (типоразмеры труб по секциям и их длины), а также давление при испытании ее на герметичность

Расчет обсадных колонн • Эксплуатационную колонну рассчитывают на • смятие, • страгивание • внутреннее давление.

Расчет обсадных колонн • • Данные для расчёта экспл. кол диаметр и длина, удельный вес глинистого раствора и нефти, высота подъема цементного раствора за колонной, высота зоны перфорации колонны, глубина снижения уровня жидкости в колонне, предполагаемое пластовое давление. Предполагается, что обсадная колонна частично заполнена нефтью, а заколонное пространство до устья заполнено промывочной жидкостью, которой промывали скважины в период заканчивания бурения. .

Расчет обсадных колонн ЭК Существует 2 метода расчета ЭК: сверху вниз снизу вверх. По 1 методу рассчитывают колонну на смятие, начиная с мин. толщины стенки, потом на растяжение и в последнюю очередь проверяется на внутреннее давление. • На внутреннее давление проверяется верхняя секция колонны (устье скважины), а также секция с минимальной толщиной стенки. • •

Расчет ОК –Пром. колонна • Расчет промежуточной колонны начинают с нижней секции, толщина стенки труб которой зависит от : • длины выхода инструмента за башмак колонны, • количества спуско подъемных операций • разности плотностей глинистых растворов в колонне и за колонной.

Расчет ОК –Пром. колонна • Необходимо учесть, что в процессе бурения скважины под ЭК низ пром. колонны испытывает динамические нагрузки со стороны бурильного инструмента. Поэтому нижние 100 м труб рекомендуется брать более толстостенными. • Выбирается мин. толщину стенки труб и группа прочности стали, • Определяется наибольшая допустимая длина труб. • Если эта длина равняется глубине спуска колонны, то всю колонну (за исключением нижних 100 м) составляют из этих труб. Если меньше – берут следующую толщину стенки и т. д. .

Расчет ОК –Пром. колонна • После расчета на растяжение (страгивание) проверяют колонну на сопротивляемость избыточному наружному и внутреннему давлению. .

Цементирование Цель цементирования скважины получение прочного, водогазонефтенепроницаемого, концентрично расположенного в заколонном пространстве кольца цементного камня. • Цементный камень должен обеспечить разобщение и надежную изоляцию вскрытых скважиной продуктивных горизонтов и зон осложнений по всей высоте. • •

Цементирование • Исходные данные для расчета цементирования • диаметр долота для бурения под данную обсадную колонну: • диаметр и глубина спуска обсадной колонны; • высота подъема цементного раствора за колонной; • высота цементного стакана в колонне; • плотность промывочной жидкости; • плотность цементного раствора; • толщины стенок труб обсадной колонны (по секциям).

Цементирование • Расчет цементирования скважины состоит из определения: • потребного количества сухого цемента, • воды, • продавочной жидкости; • конечного давления при цементировании; • продолжительности цементирования; • количества цементировочных агрегатов и цементосмесительных машин

Расчёты • Пример расчета эксплуатационной обсадной колонны для нефтяной скважины (фонтанирующая) диаметром 146 мм. • Приводится порядок построения эпюр давлений, а также их избыточных значений.

• • • • • Расчёты 1. Исходные данные для расчета: L = 3000 м Н = 1000 м (при испытании на герметичность) Н = 1500 м (при освоении скважины) h = 1750 м L 0 = 1800 м ρц = 1850 кг/м 3 ρж = 1000 кг/м 3 ρв = 1000 кг/м 3 (при освоении) ρв = 950 кг/м 3 (при окончании эксплуатации) ρр = 1400 кг/м 3 На глубине 2500 – 2600 м находится проницаемый пласт. На глубине S 1 = 2550 м давление Рпл. S 1 = 35, 5 МПа Эксплуатационный объект расположен в интервале 2900 – 3000 м. На глубине 3000 м пластовое давление Рпл. L = 42 МПа, на глубине 2900 м – 40, 6 МПа; S 2 = L; Рпл. S 2 = Рпл. L Запас прочности в зоне эксплуатационного объекта n 1 – 1, 20. Для наглядности приведем порядок построения эпюр внутренних и наружных давлений, а также эпюр избыточных давлений.

Расчёты • Построение эпюр внутренних давлений • 1. Определяем внутреннее давление в период ввода скважины в эксплуатацию по формуле • Рвz = Рпл. L – 10 -5 ρв (L – Z) при 0 ≤ Z ≤ L; • где Рвz давление внутреннее на глубине Z • Рпл. L – пластовое на глубине L • ρв – плотность жидкости в колонне

Расчёты • Z = 0; РВу = 42 - 10 -5 ∙ 850 ∙ 3000 = 16, 5 МПа • Z = L = 3000 м; РВL = 42 МПа. • Строим эпюру АВ. •

Расчёты • • • 2. Определяем внутреннее давление по окончании эксплуатации. РВz = 0 при 0 ≤ Z ≤ Н РВz = 10 5 ∙ ρв (Z Н) при Н ≤ Z ≤ L; Z = 0 – 1500 м; РВz = 0; Z = L = 3000 м; Рв. L = 10 5 ∙ 950 (3000 – 1500) = 14, 3 МПа Строим эпюру CD.

Расчёты 3. Построение эпюр наружных давлений • Определяем наружное давление для незацементированной зоны по формуле • • Рнz = 10 -5 ∙ ρр ∙ Z при 0 ≤ Z ≤ h. • Z = 0; Рнz = 0; • Z = h = 1750 м; Рнh = 10 -5 ∙ 1400 1750 = 24, 5 МПа.

Расчёты 4. Определяем наружное давление для зацементированной зоны: • – в интервале, закрепленном предыдущей колонной: • РHZ = 10 -5 ∙ ρр ∙ Z + 10 -5 ∙ ρгс ∙ (Z – h) при h ≤ Z ≤ L 0; • Z = h; РHh = 24, 5 МПа • Z = L 0 = 1800 м; РHh = [10 -5 ∙ 1400 ∙ 1750 + 10 -5 ∙ 1100 ∙ (1800 – 1750)] = 25 МПа

Расчёты •

Расчёты • Эпюры наружных давлений. •

Расчёты 5. Определяется наружное давление с учетом давления составного столба тампонажного и бурового растворов по всей длине скважины цементирования: на момент окончания

Расчёты • 5. PHZ = 10 -5 ∙ ρр ∙ Z при 0 ≤ Z ≤ h; • Z = 0; РHZ = 0; • Z = h = 1750 м; РHh = 10 -5 ∙ 1400 1750 = 24, 5 МПа. • РHZ = 10 -5 [ρр ∙ h + ρц ∙ (Z – h)] при h ≤ Z ≤ L; • Z = L = 3000 м; РHL = 10 -5 [1400 ∙ 1750 + 1850 ∙ (3000 – 1750)] МПа = 47, 6 МПа (Эпюра ABF – рисунок 2

Расчёты 6. Построение эпюры избыточных наружных давлений • Определяем избыточное наружное давление на момент окончания цементирования • PHUZ = 10 -5 ∙ (ρр – ρв) ∙ Z при 0 ≤ Z ≤ h; • Z = 0; РHUZ = 0; • Z = h; РHUh = 10 -5 ∙ (1400 - 1400) ∙ 1750 = 0; • PHUZ = 10 -5 ∙ [(ρц – ρв) ∙ Z – (ρц – ρр) ∙ h] при h ≤ Z ≤ L; • Z = L; PHUL = 10 -5 [(1850 – 1400) ∙ 3000 – (1850 – 1400) ∙ 1750] МПа = 5, 6 МПа

Расчёты 7. Определяем избыточное наружное давление для процесса испытания колонны на герметичность снижением уровня: • - в незацементированной зоне: • PHUZ = 10 -5 ∙ ρр ∙ Z при 0 ≤ Z ≤ h; • Z = 0; РHUZ = 0; • Z = H = 1000 м; РHUH = 10 -5 ∙ 1400 ∙ 1000 = 14 МПа; • РHU = 10 -5 ∙ [(ρц ∙ Z – ρв ∙ (Z – H)] при H ≤ Z ≤ h; • Z = h; РHUh = 10 -5 ∙ [1400 ∙ 1750 – 1000 ∙ (1750 – 1000)] = 17 МПа; • - в зацементированной зоне • PHUZ = PHZ - 10 -5 ∙ ρв ∙ (Z – H) при h ≤ Z ≤ L; • Z = L 0; РHULo = 25 - 10 -5 ∙ 1000 ∙ (1800 – 1000) = 17 МПа; • Z = S 1; РHUS 1 = 35, 5 - 10 -5 ∙ 1000 ∙ (2550 – 1000) = 20 МПа; • Z = S 2 = L; РHUL = 42 - 10 -5 ∙ 1000 ∙ (3000 – 1000) = 22 МПа.

Расчёты 8. Определяем избыточное наружное давление при освоении скважины: • - в незацементированной зоне: • Z = 0; РHUZ = 0; при 0 ≤ Z ≤ H; • Z = H = 1500 м; РHUH = 10 -5 ∙ 1400 ∙ 1500 = 21 МПа; • при H ≤ Z ≤ h; • Z = h; РHUh = 10 -5 ∙ [1400 ∙ 1750 – 1000 ∙ (1750 – 1500)] = 22 МПа; • - в зацементированной зоне: • Z = L 0; РHULo = 25 - 10 -5 ∙ 1000 ∙ (1800 – 1500) = 22 МПа; • Z = S 1; РHUS 1 = 35, 5 - 10 -5 ∙ 1000 ∙ (2550 – 1500) = 25 МПа; • Z = S 2 = L; РHUL = 42 - 10 -5 ∙ 1000 ∙ (3000 – 1500) = 27 МПа. • Строим эпюру ABCDEF (рисунок 3). • .

Расчёты

Расчёты • Производим расчет эксплуатационной колонны • Расчет избыточных наружных давлений производим по обобщенным значениям п. 8 (эпюра ABC’D’E’GG’F’) для стадий освоения и окончания эксплуатации скважины, а внутренних для процесса испытания колонны на герметичность п 10 (эпюра ABCDE): • РBUL = 27 МПа; РBUL n 1 = 27 ∙ 1, 2 = 32, 4 МПа

Расчёты •

Расчёты • Для 3 -й секции выбираем трубы группы прочности Д с δ = 7, 7 мм, Ркр = 26, 7 МПа. Это давление имеет место на глубине L 2 = 2800 м. • Следовательно, длина 2 -й секции l 2 = L’ 1 - L 2 = 2835 – 2800 = 35 м, а вес ее Q 2 = 35 ∙ 0, 245 = 8, 5 к. Н:

Расчёты •

Расчёты • 4 -ю секцию составляем из труб группы прочности Д с δ = 7, 0 мм и Ркр = 22, 4 МПа, эти трубы могут быть установлены на глубине L 3 =1840 м, • l 3 = L’ 2 - L 3 = 2740 – 1840 = 900 м, а вес их Q 3 = 900 ∙ 0, 267 = 240, 3 к. Н.

Расчёты •

Расчёты • Определяем внутреннее давление для 4 -й секции. Давление на уровне верхней трубы, расположенной на глубине L 4 = 3000 – 165 – 95 – 1260 – 962 = 518 м, составляет РBU 518 = 16, 1 МПа. • По справочным таблицам находим Рт для труб с δ = 7, 0 мм, Рт = 31, 8 МПа, а запас прочности n 2 = Рт / РBUZ = 31, 8 / 16, 1 = 1, 97.

Расчёты •

Расчёты

Пример расчета одноступенчатого цементирования • 2

Расчёты • Определяем потребное количество цементного раствора • Vц. р. = π/4 [(D 2 скв – d 2 н) Н 1 + (D 2 в. п. к. - d 2 н) H 2 + d 2 вh], • где Dскв – диаметр скважины, м • Dскв = К Dдол • К – коэффициент увеличения диаметра ствола скважины; • Dдол – диаметр долота, м • Dскв = 1, 25 ∙ 0, 190 = 0, 238 м • dн – наружный диаметр эксплуатационной колонны, м • dв – внутренний диаметр эксплуатационной колонны, м • Dв. п. к. – внутренний диаметр промежуточной колонны, м • Н 1 – высота подъема цементного раствора за эксплуатационной колонной до башмака промежуточной колонны, м • Н 2 - высота подъема цементного раствора за эксплуатационной колонной внутри промежуточной колонны, м • h – высота цементного стакана в эксплуатационной колонне, м

Расчёты • Vц. р. = 0, 785 [(0, 2382 – 0, 1462) 1000 + (0, 2012 – 0, 1462) 100 + 0, 1242 ∙ 10] = 29, 2 м 3 • Определяем плотность цементного раствора • где: - плотность соответственно сухого цементного порошка и воды в кг/м 3.

• Расчёты

Расчёты • По величине конечного давления выбираем цементировочный агрегат ЦА-300 (диаметр втулки 100 мм). Характеристика цементировочных агрегатов приведена в таблицах [2, 5]. • Сравнивая рг с давлением, развиваемым насосом агрегата, видим, что • рг > рv и рг < рiv. Значит закачку цементного раствора начинаем на IV скорости (9, 1 > 8 > 7).

Расчёты •

Расчёты • Общее время цементирования • Т = tv + tiii + tii = 88, 7 + 11, 76 + 18, 5 + 13, 9 = 132, 86 мин • С учетом подготовительно-заключительных работ • Тц = Т + 15 = 132, 86 + 15 = 148 мин • Определяем температуру на забое скважины • tзаб = tср + 0, 025 Н, • где tср – среднегодовая температура воздуха • Н – глубина скважины, м • tзаб = 10 + 0, 025 ∙ 3200 = 900 С • В этом случае необходимо применить цемент для «горячих» скважин.

Расчёты •