Технология заканчивания скважин в условиях

  (2.19)

В интервале где на колонну действуют совместные (сжимающие и растягивающие) нагрузки должно выполнятся следующее условие, формула (2.20):

                (2.20)

Проверим нижнюю трубу второй секции на действие совместных нагрузок, формула (2.21).

           (2.21)

условие выполняется.

Выбираем трубы для второй секции: d=146мм, =7,7мм, [ ]=24,3МПа, [ ]=35МПа, [ ]=1254кН, q=0,256кН, группы прочности Д.

Проверим нижнюю трубу второй секции на растяжение от веса первой секции. В основе расчёта используется формула (2.22):

,               (2.22)

где [np] и np допустимый и расчётный коэффициенты запаса прочности на растяжение, из [3] [np]=1,3.

, условие выполняется.

Рассчитаем на смятие нижнюю трубу второй секции.

Для определения длины второй секции подбираем трубы для третьей секции: d=146мм, =7,0мм, [ ]=20.3МПа, [ ]=31,8МПа, [ ]=1136кН, q=0,243кН, группы прочности Д.

Рассчитаем на смятие нижнюю трубу третьей секции.

Глубину спуска третьей секции определим из графика 2.4.

Определим длину второй секции:

Определим вес второй секции:

Расчёт на разрыв от внутреннего давления верхней трубы второй секции. Определим по графику 2.4 внутреннее избыточное давление на глубине L=1600м.

Проверим нижнюю трубу третьей секции на действие совместных нагрузок по формуле (2.23).

          (2.23)

Проверим нижнюю трубу третьей секции на растяжение от веса первой и второй секции.

условие выполняется.

Определим допустимую длину третьей секции по формуле (2.24):

      (2.24)

Следовательно, третья секция может быть применена до устья.

Проверим верхнюю трубу третьей секции на разрыв от внутреннего давления.

Определим по графику 2.4 внутреннее избыточное давление на глубине L=0 м.

Проверим верхнюю трубу третьей секции на растяжение от веса первой и второй секции:

Определим вес третьей секции: условие выполняется.

Таблица 2.4

№ Секции	Длина, Li, м	Группа прочности	Толщина стенки, мм	Вес погонного метра, кН	Вес секции, кН	Фактические
						Nсм	nв	Np
1	215	Д	7,7	0,265	57	1,16	4,1	-
2	800	Д	7,7	0,265	212	1,2	3,5	1,3
3	1600	Д	7,0	0,243	388,8	1,24	2,31	1,73

 

2.5 Расчет цементирования

В процессе цементирования обсадных колонн с используется цементировочное оборудование Российского производства: цементировочные насосные агрегаты ЦА-320М, цементосмесительные машины 2СМН-20, цементовозы ЦВ-12, батареи манифольдные БМ-700, осреднительные емкостя УСО-20.Для контроля процесса цементирования используется российская станция контроля цементирования (СКЦ-2М).

Цементирование кондуктора осуществляется с использованием обвязки цементировочного оборудования, которая предусматривает закачивание тампонажных растворов в скважину одновременно с их приготовлением (затворением), при этом растворы от каждой точки затворения через блок-манифольд БМ-700 подают непосредственно в цементировочную головку. Использование БМ-700 облегчает и ускоряет обвязку трубопроводов цементировочных агрегатов и более эффективно осуществляет централизованное управление процессом цементирования благодаря включению в схему станции контроля цементирования СКЦ-2М.

Цементирование эксплуатационной колонны. Для выравнивания и получения заданных параметров, затворяемых в различных точках тампонажных растворов, осуществляется с использованием обвязки цементировочного оборудования, которая включает в себя осреднительную емкость УСО-20. При такой схеме обвязки, затворяемый в различных точках из одинакового тампонажного материала, раствор первоначально подают в осреднительную емкость, где его подвергают дополнительному перемешиванию для усреднения параметров. Затем определенным числом цементировочных агрегатов тампонажный раствор отбирают из осреднительной емкости и, через БМ-700, по двум линиям высокого давления, которые присоединены к боковым кранам цементировочной головки, закачивают в обсадную колонну.

Для проведения качественного цементирования обсадных колонн предусматривается использование комплекса мероприятий по обеспечению наиболее полного замещения бурового раствора в затрубном пространстве тампонажным. К числу основных наиболее эффективных мер в этом направлении относятся:

• снижение статического напряжения сдвига и вязкости бурового раствора в процессе промывки скважины перед цементированием до минимально допустимых значений, регламентируемых геолого-техническим нарядом на проводку скважин;

•применение полного комплекта элементов технологической оснастки обсадных колонн;

•обеспечение скорости восходящего потока буферной и тампонажной жидкости в кольцевом пространстве 0,5-0,7м/с, с целью наилучшего вытеснения бурового раствора из кавернозных зон скважины и заполнения их цементным раствором;

•использование соответствующего вида и количества буферных жидкостей;

Помимо работы станции СКЦ-2М, в процессе цементирования обсадных колонн необходимо выполнять следующие контрольные операции:

осуществлять замеры плотности тампонажных растворов и отбор проб в каждой точке затворения; пробы хранить в течение времени ОЗЦ;

контролировать рабочее давление нагнетания жидкостей на цементировочных агрегатах и блок-манифольде манометрами высокого давления;

определять текущий и суммарный объем закачанной в скважину жидкости тарированными емкостями цементировочных агрегатов;

визуально контролировать характер циркуляции на устье скважины и, в случае возникновения признаков поглощения, корректировать режим процесса закачивания жидкостей

контролировать давление нагнетания жидкости затворения в смесительную камеру манометром с пределом измерения 0-6кгс/см2, установленным на нагнетательной линии водоподающего насоса.

Расчет количества потребного материала и цементной техники для цементирования эксплуатационной колонны.

В данном районе на материалах которой выполнена курсовая работа применяется прямое одноступенчатое цементирование. Плотность облегчённого цементного раствора =1,48г/см

Плотность цементного раствора =1,83г/см3. Давление поглощения в продуктивном пласте Рпогл=41Мпа

Условие предупреждения поглощения

,

где Ргст.оцр – гидростатическое давление от столба облегчённого глиноцементного раствора

Ргст.цр – гидростатическое давление от столба цементного раствора

Определим объём тампонажного раствора необходимый для цементирования нижнего участка цементным раствором по формуле (2.25).

             (2.25)

где Кцр – козффициент, учитывающий потери тампонажного материала; dc и dн – соответственно средний диаметр скважины и наружный диаметр колонны в пределах нижнего участка; d0 – внутренний диаметр колонны близ её башмака; hс – высота цементного стакана.

Из [4] Кцр=(1,03-1,05).

Определим объём тампонажного раствора необходимый для цементирования верхнего участка облегчённым цементным раствором по формуле (2.26).

(2.26)

Определим объём продавочной жидкости по формуле (2.27).

   (2.27)

где Кс =(1,02-1,05) коэффициент, учитывающий потери продавочной жидкости.

Определим объём буферной жидкости по формуле (2.28).

    (2.28)

Определим количество тампонажного цемента для приготовления раствора с заданной плотностью по формуле (2.29).

                  (2.29)

где - водоцементное отношение.

Определим массу цемента по формуле (2.30):

      (2.30)

Определим массу облегчённого цемента по формуле (2.31):

            (2.31)

Определим необходимый объём воды  по формулам (2.32) и (2.33).

- для цементного раствора.     (2.32)

- для облегчённого цементного раствора. (2.33)

Определим необходимое количество смесительных машин по формуле (2.34).

,       (2.34)

где - насыпная плотность цемента; - вместимость одного бункера смесительной машины.

Количество машин для цементного раствора по формуле (2.35):      (2.35)

Количество машин для облегчённого цемента по формуле (2.36):

         (2.36)

Определим производительность одного смесителя по формулам (2.37) и (2.38).

            (2.37)    

                      (2.38)

где qж=7л/с производительность водяного насоса агрегата ЦА-320 из [4].

, для цементного раствора.

, для цементного раствора.

, для облегчённого цементного  раствора.

, для облегчённого цементного  раствора.

Определим продолжительность закачки агрегатом ЦА-320 по формуле (2.39).

,      (2.39)

где V – объём закачиваемой жидкости; t – время закачки; Qмах – максимальная подача агрегата.

Из [4] имеем, производительность ЦА-320: на 1 скорости Q=1,7 л/с; на 2 скорости Q=3,2 л/с; на 3 скорости Q=6,0 л/с; на 4 скорости Q=10,7 л/с.

Найдём время закачки буферной жидкости:

- на 4 скорости.

Найдём время закачки цементного раствора: Qмах=qсм

Найдём время закачки облегчённого цементного раствора: Qмах=qсм

Найдём время закачки продавочной жидкости:

- время начала продавки.

- продавка двумя агрегатами на 3 скорости.

- продавка одним агрегатом на 1 скорости.

Построим таблицу 2.5 работы агрегатов и цементо-смесительных машин.

Суммарное время закачки

 

 

Таблица 2.5

Время, %	При расходе л/с
	Давление на устье, МПа							Давление на забое, МПа
	Г.стат	1,7	3,2	6	10,7	12	21,4	г.стат	1,7	3,2	6	10,7	12	21,4
0	0	1,19	2,11	2,38	2,81	2,92	3,68	33,15	33,8	33,86	33,95	34,07	34,1	34,36
10	0,17	2,13	2,31	2,58	3,01	3,12	3,9	33,46	34,15	34,21	34,3	34,43	34,5	34,75
20	-0,23	1,718	1,96	2,24	2,67	2,78	3,57	33,77	34,5	34,56	34,66	34,8	34,84	35,13
30	-,063	1,421	1,6	1,89	2,32	2,441	3,23	34,09	34,84	34,91	35,01	35,16	35,2	35,51
40	-1,62	0,471	0,66	0,94	1,39	1,5	2,31	34,39	35,18	35,25	35,35	35,52	35,56	35,9
50	-0,56	0,61	0,72	0,87	1,17	1,25	2,03	35,06	35,89	35,96	36,07	36,25	36,29	36,64
60	2,29	3,44	3,55	3,71	4,02	4,11	4,91	35,89	36,85	36,93	37,04	37,23	37,28	38,66
70	5,19	6,31	6,43	6,59	6,91	7,0	7,82	36,9	37,81	37,9	38,01	38,22	38,27	38,66
80	8,22	9,33	9,45	9,62	9,95	10,05	10,88	37,92	38,89	38,99	39,11	39,32	39,38	39,78
90	11,18	12,28	12,4	12,57	12,92	13,02	13,85	38,88	39,89	39,99	40,12	40,34	40,4	40,82
100	14,01	15,06	15,18	15,35	15,71	15,81	16,66	39,68	40,71	40,82	40,95	41,18	41,24	41,66

По результатам таблицы 2.5 построим график 2.5.

График 2.5

Необходимые для цементирования материалы, цемент (в бункерах смесительных машин). До начала цементирования цементировочные агрегаты и смесительные машины должны быть соединены с устьем скважины через цементировочную головку системой трубопроводов. Чтобы ускорить обвязку оборудования используют специальный гидравлический блок манифольда, на котором имеются два коллектора: напорный и раздаточный - для присоединения линии от цементировочных агрегатов, и комплект труб с быстросъемными соединениями. Перед началом цементирования руководитель работ указывает объемы, которые должны быть закачены, последовательность ввода агрегатов и смесительных машин в работу и т.д. На рис.2 указана схема обвязки оборудования при цементировании эксплуатационной колонны.

Рис. 2. Схема обвязки оборудования при цементировании эксплуатационной колонны.

Перед началом операции мерники цементировочных агрегатов 1,2,3,4, заполнены водой, а агрегата 5- продав очной жидкостью. Реагенты, которые требуются для обработки тампонажного раствора, предварительно растворяются в воде или уже перемешаны с сухим цементом.

На первом этапе цементирования насосы агрегатов 1 и 4 нагнетают воду в смесительные машины 7 и 8, куда одновременно поступает сухая смесь цемента из бункеров. Из смесителя тампонажный раствор поступает в напорный коллектор блока манифольдов (БМ), а потом и в цементировочную головку 6. Сразу же после закачки расчетного объема тампонажного раствора в эксплуатационную колонну краны на нижних боковых отводах цементировочной головки закрывают, а через верхний боковой отвод агрегатом 5 закачивают продавочную жидкость.

Одновременно промывают насосы, линии обвязки агрегатов и напорный коллектор от оставшегося тампонажного раствора, а мерники цементировочных агрегатов 1,2 заполняют продавочной жидкостью, которую подают насосы через раздаточный коллектор блока манифольдов. После промывки открывают краны на нижних отводах головки 6 и закачивают в колонну продавочную жидкость насосами агрегатов 1,2,3 через напорный коллектор блока манифольдов. Последние несколько м3 продавочной жидкости закачивают одним агрегатом, чтобы точно определить посадку продавочной пробки на кольцо-стоп.

За плотностью, объемом, давлением следят в станции контроля цементирования. После завершения всех работ скважину оставляют на ОЗЦ.

 

2.6 Освоение и испытание скважин

В 2001 году Мегионским укрупнённым управлением буровых работ было закончено строительством и передано заказчикам 103 скважины. Кроме того бригадами освоения было проведено 24 ремонта КРС и ПРС, из них по нефтяным скважинам 16 штук, по нагнетательным 8 штук. По способу эксплуатации скважины распределены следующим образом: ЭЦН - 79 скважин (80,6 %); ШГН - 10 скважин (10,2 %); Фонтаном - 5 скважин (5%).