Технология и техника строительства разведочной скважины №5 Берямбинского месторождения

При изучении геологического разреза в нем выделяются осложненные интервалы, которые необходимо изолировать обсадными колоннами, и интервалы с несовместимыми условиями бурения. Несовместимые, те которые по показателям пластовых давлений невозможно проходить открытым стволом с буровым раствором одной плотности без угрозы возникновения осложнений в виде перетоков.

Направление спускается на глубину 15м для перекрытия четвертичных отложений.

Кондуктор спускается в плотную часть ангарской свиты на глубину 630м, перекрывает зоны возможных поглощений и кавернообразований во вскрытом разрезе. Оборудуется ПВО.

Первая промежуточная колонна спускается на глубину 1500м в нижнюю часть нижнебельской подсвиты с целью перекрытия газонасыщенных пластов бельской свиты.

Вторая промежуточная спускается на глубину 2800м в плотную часть отложений катангской свиты для перекрытия соленасыщенной части усольской свиты и поглощающей зоны на контакте с долеритами и самих долеритов. В зонах внедрения интрузий долеритов в усольской и собинской свитах предполагается наличие зон поглощений.

Эксплуатационная колонна спускается на глубину 3990м в кровлю отложений рифея с целью перекрытия отложений с высоким пластовым давлением, а также изоляции и качественного испытания возможно продуктивных отложений венда.

4.2.4 Выбор интервалов цементирования

Направление цементируется с устья скважины с забутовкой затрубного пространства

Кондуктор цементируется в одну ступень через башмак, с подъемом тампонажного раствора до устья.

Первая промежуточная. Цементирование - в одну ступень через башмак, с подъемом тампонажного раствора до устья.

Вторая промежуточная. Цементирование - в одну ступень через башмак, с подъёмом тампонажного раствора до 1000м от устья.

Эксплуатационная. Цементирование - в две ступени через башмак с подъемом тампонажного раствора до устья.

Все работы осуществляются на основании правил техники безопасности [18]

4.2.5 Определение диаметров обсадных колонн и скважины под каждую колонну

Исходные данные:

Ожидаемый дебит более 300 кубометров.

1) Диаметр эксплуатационной колонны 146.1мм (стр. 35,табл. 2.2[5])

2) Наружный диаметр соединительной муфты для эксплуатационной колонны по ГОСТ 632-80 составит d_м=166мм

3) Расчетный диаметр долота для бурения под эксплуатационную колонну (стр.36 формула 2.2 [5])

D _д.р.э= d_м+2д=166+20=186мм

Где, 2д - минимальная допустимая разность диаметров ствола скважины и муфты обсадной колонны, мм

4) Выбор ближайшего нормализованного диаметра долота по ГОСТ 20692-80

D _д.н.э=190.5мм

5) Внутренний расчетный диаметр первой промежуточной колонны

d_вн.пр1=D _д.н +2?=190.5+2*5=200.5мм

Где, 2? - радиальный зазор между долотом и стенкой обсадной трубы, обычно принимается 5-10мм (нижний предел - для труб малого диаметра)

6) Нормализованный диаметр 2-й промежуточной колонны по ГОСТ 632-80 составил d_пр2=219.1мм, диаметр соединительной муфты d_м=244.5мм

7) Расчетный диаметр долота для бурения под 2-ю промежуточную колонну

D _д.р.пр2=244.5+25=269.5мм

8) Выбор ближайшего нормализованного диаметра долота по ГОСТ 20692-80

D _д.н.пр2=269.9мм

9) Внутренний расчетный диаметр 1-й промежуточной колонны

d_вн.пр2=269.9+2*6=281.9мм

10) Нормализованный диаметр 1-й промежуточной колонны по ГОСТ 632-80 d_пр1=298.5мм, диаметр соединительной муфты d_м=323.9мм

11) Расчетный диаметр долота для бурения под 1-ю промежуточную колонну

D _д.р.пр1=323.9+35=358.9мм

12) Выбор ближайшего нормализованного диаметра долота по ГОСТ 20692-80 для бурения под 1-ю промежуточную

D _д.н.пр1=393.7мм

13) Внутренний расчетный диаметр кондуктора колонны

d_вн.к=393.7+15=408.7мм

14) Нормализованный диаметр кондуктора по ГОСТ 632-80 d_к=426мм, диаметр соединительной муфты d_м=451мм

15) Расчетный диаметр долота для бурения под кондуктор

D _д.р.к=451+35=486мм

16) Выбор ближайшего нормализованного диаметра долота по ГОСТ 20692-80 для бурения под кондуктор

D _д.н.к=490мм

17) Внутренний расчетный диаметр направления колонны

d_вн.н=490+20=510мм

18) Нормализованный диаметр направления по ГОСТ 632-80 d_н=530мм, диаметр соединительной муфты d_м=555мм

4.2.6 Проектирование обвязки устья скважины

Определяем максимальное внутреннее давление при закрытом устье после открытого фонтанирования газом по п. 5.2[7]

Р_BY= Р_пл/ e ^s

S=10^-4*г(L-Z)= 10^-4*0.6*3260=0.19

e ^s=2+S/2-S=2+0.19/2-0.19=1.21

Р_BY= Р_пл/ e ^s=43.2/1.21=35.7МПа

Р_прив> Р_у

Исходя из условия, выбираем превентор плашечный ППГ-230Ч70 с диаметром проходного отверстия 230мм и рабочим давлением 70МПа и колонную головку ООК3-70-146Ч219Ч299Ч426КЗ. Плашечные превенторы предназначены для герметизации устья при наличии в скважине труб или в отсутствие их; применяют для эксплуатации в умеренном и холодном макроклиматических районах.

ППГ-230Ч70 плашечный превентор с гидравлическим управлением предназначен для герметизации устья скважины в целях предупреждения выброса. Изготовляют на Волгоградском заводе буровой техники (ОАО «ВЗБТ») и заводом им. Лейтенанта Шмидта (г. Баку).

Головка ООК3-70-146Ч219Ч299Ч426КЗ предназначена для обвязки между собой четырех обсадных колонн, герметизации и контроля межколонных пространств, регулирования режима работы при бурении и эксплуатации нефтяных и газовых скважин глубиной 4000м и более с рабочим давлением до 70МПа Модель ООК3-70-146Ч219Ч299Ч426КЗ расшифровывается следующим образом: О - оборудование; О - обсадных; К-колонн 3 - схема(модель); 70 - рабочее давление, МПа.

Колонная головка (рис. 4.2.6.1) состоит из следующих основных частей: тройника 13 с клиновой подвеской 12 для подвешивания колонны обсадных труб диаметром 299мм, пакерного устройства 10, крестовины 9 с подвеской 7 для подвешивания колонны обсадных труб диаметром 219мм, пакерного устройства 6, крестовины 5 с подвеской 3 для подвешивания колонны обсадных труб диаметром 146мм, пакерного устройства 2, фланца 1, обратных клапанов 11, разрядных пробок 17. Тройник 13 включает корпус и отвод. Корпус тройника - отливка из стали марки 35ХМЛ (ГОСТ 977-88), в средней части которой имеется отверстие для присоединения отвода, а в верхней части выполнены расточки диаметром 415мм под подвеску 12 диаметром 426 мм для установки крышки подвески пакерного устройства. Отвод представляет собой патрубок с краном 14 высокого давления. Отвод присоединяется к корпусу тройника на резьбе и служит для технологических работ при бурении.

Рис. 4.2.6.1 Колонная головка ООК3-70-146Ч219Ч299Ч426КЗ



Рис. 4.2.6.2 Схема обвязки ПВО по ГОСТ 13562-90 1 - плашечный превентор; 2 - задвижка с ручным управлением; 3 - крестовина; 4 - манометр с запорным и разрядным устройствами; 5 - регулируемый дроссель с ручным управлением; 6 - гаситель потока; 7 - блок дросселирования; 8 - линия дросселирования; 9 - устье скважины; 10 - линия глушения; 11 - прямой сброс; 12 - вспомогательный пульт; 13 - гидроуправление превенторами с основным пультом; 14 - кольцевой превентор; 15 - отвод к сепаратору; 16 - задвижка с гидроуправлением; 17 - обратный клапан; 18 - отвод к буровым насосам; 19 - блок глушения; 20 - регулируемый дроссель с гидроуправлением; 21 - пульт управления дросселем; 22 - отвод к системе опробования скважины

4.3 Расчет обсадных колонн

4.3.1 Расчет эксплуатационной обсадной колонны

Исходные данные:

1. Эксплуатационная колонна диаметром 146,1мм

2. Глубина спуска колонны 3990м

3. Расстояние от устья до уровня цементного раствора h=0

4. Удельный вес цементного раствора г_ц=1.61*10⁴Н/м³

5. Удельный вес бурового раствора г_р=1.42*10⁴Н/м³

6.Удельный вес жидкости в колонне г_в=1.45*10⁴Н/м³

7.Удельный вес опрессовочной жидкости г_ж=1*10⁴Н/м³

8. Пластовое давление на глубине 3990м, Р_пл=45.1МПа

9. Эксплуатационный объект находится в интервале 3890-3990м

10. Коэффициент разгрузки цементного кольца К=0.25

11.Относительный удельный вес газа по воздуху г=0.719

12. Эксплуатация заканчивается при Р_BL=1МПа

Построение эпюр внутренних давлений

а) Определяем внутреннее давление при окончании цементирования

Р_BZ= Р_BY+ г_в

ZР_BY=10^-6 (г_ц -г_в)L=10^-6 (1.61 -1.45)3990=6.38МПа

при Z=0 Р_BZ= Р_BY=6.38

при Z=L Р_BZ=6.38+10^-6*1.45*10⁴*3990=64.2МПа

Строим эпюру AB

б) Определяем внутреннее давление в период испытания скважины, после её продувки и закрытия устья по п. 4.2-4.5[7]

при Z=0

S=10^-4*г(L-Z)= 10^-4*0.719(3990-0)=0.286

e^s=2+S/2-S=2+0.286/2-0.286=1.33

Р_BY= Р_пл/ e ^s=45.1/1.33=33.9МПа

При Z=L=3990мS=0, e ^s =1, Р_BL=45.1МПа

Строим эпюру CD, принимая распределения давлений от устья до глубины 3990м линейными

При окончании эксплуатации при 0?Z?L принимаем Р_BZ= Р_BY= Р_BL= Р_min=1МПа

Строим эпюру EF



Рис 4.3.1.1 Эпюры внутренних давлений AB-при окончании цементирования; CD-в период ввода скважины в эксплуатацию; EF-при окончании эксплуатации

Построение эпюр наружных давлений

а) Определяем наружное давление при окончании цементирования при h=0 по п. 2.8при Z=0 Р_HZ= Р_HY=0

При Z=L=3990м Р_HZ= Р_HY=10^-6*1.61*10⁴*3990=64.2МПа

Строим эпюру АВ

б) Определяем наружное давление в период испытания скважины, после её продувки и закрытия устья при Z=0 Р_HZ= Р_HY=0

При Z=L=3260м Р_HZ=10^-6*1.1*10⁴*3260=35.86МПа

В конце эксплуатации

При Z=L=3990м Р_HZ=10^-6*1.1*10⁴*3990=43.89МПа

Строим эпюру АС



Рис 4.3.1.2 Эпюры наружных давлений AB-при окончании цементирования; АC-при окончании эксплуатации

Расчёт наружных избыточных давлений

Сравнив эпюры наружных и внутренних давлений, видим, что наиболее избыточное наружное давление на колонну характерно для окончания эксплуатации, тогда по п. 4.11 получим при Z=0 Р_HUZ= Р_HUY= Р_HY -Р_min =0-1=-1МПа. При Z=L=3990м Р_HUZ- Р_HUL= Р_HL -Р_min =43.89-1=42.89МПа

Строим эпюру AB

Рис 4.3.1.3 Эпюры наружных давлений при окончании эксплуатации

Расчёт внутренних избыточных давлений

а) Определяем избыточное внутреннее давление Р_ВUZ= Р_BZ- Р_HZ

При окончании цементирования при Z=0 Р_BUZ= Р_BUY=6.38-0=6.38МПа

При Z=L=3990м Р_BUZ=Р_BUL= 64.2-64.2=0МПа

б) Определяем избыточное внутреннее давление в период ввода скважины в эксплуатацию при Z=0 Р_BUZ= Р_BUY=33.9-0=33.9МПа

При Z=L=3990м Р_BUZ=Р_BUL= 45.1-43.89=1.21МПа

в) Сравнивая значения Р_BUZ для рассмотренных операций, видим, что наиболее высокие значения Р_BUY=33.9МПа при Р_BY=33.9МПа. В соответствии с требованиями «Инструкция по испытанию скважины на герметичность» внутреннее давление на трубы при испытаниях должно быть не ниже 1.1* Р_BZ, т.е. в процессе испытания на герметичность, давление в колонне должно быть не менее при Z=0 Р_BZ= Р_BY1= 1.1*Р_BY=1.1*33.9=37.29МПа

При испытании на герметичность водой при создании давления на устье Р_BY1=37.29МПа

При Z=L=3990м Р_BZ=Р_BL=37.29+10^-6*1.0*10⁴*3990=76.29МПа

Таким образом, для построения эпюры избыточного внутреннего давления для расчета колонны на прочность принимаем нагрузки при вводе скважины в эксплуатацию при Z=0 Р_BUZ= Р_BUY=1.1*33.9-0=37.29МПа

При Z=L=3990м Р_BUZ=Р_BUL= 37.29+10^-6*1.0*10⁴*3990-45.1=31.19МПа

Строим эпюру АВ

Рис 4.3.1.4 Эпюра избыточных внутренних давлений при испытании колонны на герметичность

Расчёт параметров обсадной колонны

Расчет на избыточное наружное давление производим для периода окончания эксплуатации, а на избыточное внутреннее давление на момент испытания на герметичность. В соответствии с п.15.11 [7] принимаем трубы с резьбами ОТТГ по ГОСТ 632-80.

В зоне эксплуатационного объекта

n₁* Р_HUZ=1.3*42.89=55.76 МПа

чему соответствуют трубы по ГОСТ 632-80 исполнения «Б», диаметром 146мм, группы прочности «Е», с толщиной стенки 10.7мм

По приложению 2-4,12 определяем Q_Т1=2510кН, Р_Т1=70.6МПа, q₁=0.36кН/м

Определяем длину первой секции:

е₁= е_н+ е_з+N+50м

где, N-мощность продуктивного горизонта, м

е_н- длина детали низа эксплуатационной колонны, м

е_з- длина зумфа, м

е₁=100+20+20+50=190м

Вес секции Q₁=190*0.36=68.4кН

Наружное избыточное давление на глубине z=3800м

Р_HUZ=10^-6*1.1*10⁴*3800=41.8МПа

При n₁=1 этому давлению соответствуют трубы исполнения «Б», диаметром 146мм, группы прочности «Л», с толщиной стенки 8.5мм, Р_кр2=42.2МПа Q_Т2=2412кН, Р_Т2=66.7МПа, q₂=0.292кН/м

Определяем значение Р1_кр2 для труб второй секции с учетом растяжения по формуле 2.38 [7]

Р1_кр2=42.2(1-0.3*68.4/2412)=36.2МПа

Так как Р1_кр2=41.84МПа> Р_HUL=41.8МПа, то для второй секции принимаем трубы 146Ч8.5-Л

Выберем трубы для верхней секции колонны из расчета внутреннего избыточного давления:

Р1_BUY= n₂* Р _BUY =1.15*37.29=42.88МПа

Так как Р1_BUY=42.88МПа< Р_Т2=66.7МПа, то трубы второй секции из условий прочности на наружное и внутреннее избыточные давления могут быть установлены до устья скважины, тогда длинна второй секции определится:

е₂= 3990-190=3800м

Вес секции:

Q₂=3800*0.292=1109.6кН

Вес двух секции (всей колонны):

Q=68.4+1109.6=1178Н

Определим запас прочности на растяжение по гладкому телу труб при Q_Т2=2412кН:

n₃=2412/1178=2

2>1.3, что допустимо

Трубы с меньшей толщиной стенки не проверяем, так как из приложения 12 следует, что они с резьбами ОТТГ не выпускаются.

Конструкция колонны из труб по ГОСТ 632-80 диаметром 146.1мм

№ секции	Длина, м	Толщина стенки, мм	Группа прочности	Исполнение	Вес, кН
1	190	10.7	Е	Б	68.4
2	3800	8.5	Л	Б	1109.6

4.3.2 Расчет 2-й промежуточной колонны

Исходные данные:

1. Диаметр 219.1мм

2. Глубина спуска колонны 2800м

3. Расстояние от устья до уровня цементного раствора h=1000

4. Удельный вес цементного раствора г_ц=1.8*10⁴Н/м³

5. Удельный вес бурового раствора г_р=1.16*10⁴Н/м³

6.Удельный вес жидкости в колонне г_в=1.45*10⁴Н/м³

7.Удельный вес опрессовочной жидкости г_ж=1*10⁴Н/м³

8. Пластовое давление на глубине 2800м, Р_пл=28МПа

9. Коэффициент разгрузки цементного кольца К=0.25

10.Относительный удельный вес газа по воздуху г=0.6

Расчеты:

Построение эпюр внутренних давлений

а) Определяем минимальное внутреннее давление при фонтанировании скважины газом с глубины е= 3260м по п. 5.6 [7]

при Z=0 Р_BZ=0

при Z=L =2800 Р_BZ=0.6*43.2*2800/3260=22.26МПа

Строим эпюру AB

б) Определяем максимальное внутреннее при закрытом устье после открытого фонтанирования газом по п. 5.2

при Z=0

S=10^-4*г(L-Z)= 10^-4*0.6*3260=0.19

e ^s=2+S/2-S=2+0.19/2-0.19=1.21

Р_BY= Р_пл/ e ^s=43.2/1.21=35.7МПа

При Z=L=2800м S=0, e ^s =1, Р_BL=43.2МПа

Строим эпюру CD

в) определяем максимальное внутреннее давление при окончании цементирования

при Z=0 Р_BZ= Р_BY=10^-6*(1.8-1.45)* 10⁴*2800=9.8МПа

при Z=L =2800 Р_BZ= Р_BL=9.8+10^-6*1.45* 10⁴*2800=50.4МПа

Строим эпюру EF



Рис 4.3.2.1 Эпюры внутренних давлений AB-при фонтанировании скважины газом с глубины 3260м; CD-при закрытом устье после фонтанирования газом; EF-при окончании цементирования

Построение эпюр наружных давлений

а) Определяем наружное давление при углублении скважины после ОЗЦ колонны по п. 2.6 при h=1000

при Z=0 Р_HZ= Р_HY=0

При Z=h=1000м Р_HZ=10^-6*1.16*10⁴*1000=11.6МПа

При Z=L=2800м Р_HZ=10^-6*1.16*10⁴*1000+1.1(2800-1000)=31.4МПа

Строим эпюру АВС

б) Определяем наружное давление при окончании цементирования по п.3.11 и 2.8

при Z=0 Р_HZ= Р_HY=0

При Z=h=1000м Р_HZ=10^-6*1.16*10⁴*1000=11.6МПа

При Z=L=2800м Р_HZ=10^-6*1.16*10⁴*1000+1.8*(2800-1000)=44МПа

Строим эпюру АВD



Рис 4.3.2.2 Эпюры наружных давлений АВС-наружное давление при углублении скважины после ОЗЦ колонны; ABD-наружное давление при окончании цементирования.

Расчёт наружных избыточных давлений

а) Определяем избыточное наружное давление при окончании цементирования по формуле 2.15 [7]

при Z=0 РHUZ= РHUY= 0-9.8=-9.8МПа

При Z=L=3990м РHUZ- РHUL= 44-50.4=-6.4МПа

Строим эпюру AB

Рис 4.3.2.3 Эпюра избыточных наружных давлений при окончании эксплуатации

Расчёт внутренних избыточных давлений

а) Для построения эпюры максимального рабочего избыточного внутреннего давления принимаем значения РBZ эпюра CD рис 4.1и РHZ эпюра ABD рис 4.2 б) При испытании колонны на герметичность в один прием без пакера при гж=1*10⁴Н/м³ максимальное рабочее внутреннее давление определяем по формулам 2.27 и 2.28

Р_BZ1=1.1* РBУ+*10^-6* гж*Z=35.7*1.1+10^-6* 1*10⁴ Z=39.27+1*10^-2Z

РBUZ=39.27+1.0*10^-2* Z- РHZ

при Z=0 РBUZ= 39.27-0=39.27МПа

При Z=L=2800м РBUZ=РBUL= 39.27+1.0*10^-2*2800-31.4=35.87МПа

Строим эпюру AB

Рис 4.3.2.4 Эпюра избыточных внутренних давлений при испытании колонны на герметичность

Расчёт параметров обсадной колонны

В соответствии с п.15.11 [7] принимаем трубы по ГОСТ 632-80 диаметром 219.1мм

Для глубины 2800м Р_HUZ= Р_HUL=0 МПа

Для которого проверка не требуется. Поэтому для нижней секции колонны выбираем трубы по Р_ВUL для которого максимально допустимое внутреннее давление по пределу текучести

Р₁? Р_BUL n₂?35.87*1.15=41.25МПа

Из приложения 4 видно, что этому соответствуют трубы по ГОСТ 632-80 исполнения «Б», диаметром 219.1Ч11.4мм, группы прочности «К» Р_Т1=44.6МПа, Р_кр1=28.2МПа, Q_Т1=3648кН, q₁=0.595кН/м

Проверим возможность применения этих труб до устья

Р_Т1/ n₂=44.6/1.15=38.78МПа

38.78МПа<Р_BUУ=39.27МПа

Определяем по графику длину первой секции для полученного давления

е₁=2800-500=2300м

Q₁=2300*0.595=1368.5кН

Выберем трубы для верхней секции колонны из расчета внутреннего избыточного давления:

Р1_BUY= n₂* Р _BUY =1.15*39.27=45.1МПа

Из приложения 2 видно, что этому соответствуют трубы по ГОСТ 632-80 исполнения «А», диаметром 219.1Ч12.7мм, группы прочности «Л» Р_кр2=46МПа Q_Т2=4726кН, Р_Т2=66.5МПа, q₂=0.655кН/м

Определяем Р1_кр2по формуле 2.38

Р1_кр2=46(1-0.3*1368.5/4726)=42МПа

Q₂=500*0.655=327.5кН

Q=1368.5+327.5=1696кН

Определяем запас прочности

n₃=3648/1696=2.15>1.45 что допустимо

Конструкция колонны из труб по ГОСТ 632-80 диаметром 219.1мм

№ секции	Длина, м	Толщина стенки, мм	Группа прочности	Исполнение	Вес, кН
1	2300	11.4	К	Б	1368.5
2	500	12.7	Л	А	327.5

Расчет натяжения 2-й промежуточной колонны 219.1мм

Натяжение обсадной колонны необходимо для сохранения прямолинейной ее незацементированиой части путем компенсации веса и с учетом температуры и давления.

а) Определяем нижний предел натяжения обсадной колонны

Q=e*q

Где, е-длина незацементированной части колонны, м

Q=1000*0.595=595кН

Наружный диаметр D=219.1мм

Внутренний диаметр d=196мм

Средняя температура нагрева

?Т=[( t₃-t₁)+(t₄-t₂)]/2

Где, t₁,t₂-температура колонны у верхнего и нижнего концов до эксплуатации t₃,t₄-температура колонны у верхнего и нижнего концов при эксплуатации

t_заб=48, t₁=15, t₃=30

t₂= t₁+( t₃-t₁)*L-e/L=15+(30-15)*(3990-1000)/3990=26.25

t₄= t₃+( t₃-t₁)*L-e/L=30+(30-15)*(3990-1000)/3990=41.25

?Т=[( 30-15)+(41.25-26.25)]/2=15

Площадь трубы

F=3.14*(0.219^2-0.196²)/4=0.007м²

Q_н=Q+б*Е*F*?Т*10^-3+0.31*Р*d²*10^-3-0.655*е(D²*г_р-d²*г_в)*10^-3

Где, Е-модуль упругости; б - коэффициент линейного расширения материала труб; F-площадь труб; Р - внутреннее устьевое давление

Q_н=595+12*10^-6*2.1*10¹¹*0.007*15*10^-3+0.31*39.27*0.207²-0.655*1000(0.219²*1.6*10⁴-0.196²*1.45*10⁴)* 10^-3=721кН

Q_н=721кН > Q=595кН, что допустимо

б) Определяем верхний предел натяжения обсадной колонны

Q_н= < Q_max

Q_max=Р_стр/n=2569/1.15=2234кН

721<1000<2234

Принимаем Q=1000кН

4.3.3 Расчет 1-й промежуточной колонны

Исходные данные:

1. Скважина диаметром 298.5мм

2. Глубина спуска колонны 1500м

3. Расстояние от устья до уровня цементного раствора h=0

4. Удельный вес цементного раствора г_ц=1.6*10⁴Н/м³

5. Удельный вес бурового раствора г_р=1.5*10⁴Н/м³

6. Удельный вес жидкости в колонне г_в=1.45*10⁴Н/м³

7. Удельный вес опрессовочной жидкости г_ж=1*10⁴Н/м³

8. Относительный удельный вес газа по воздуху г=0.6

Расчеты:

Построение эпюр внутренних давлений

а) Определяем внутреннее давление при окончании цементирования

Р_BZ= Р_BY+ г_в ZР_BY=10^-6 (г_ц -г_в)L=10^-6 (1.6 -1.45)1500=2.25МПа

при Z=0 Р_BZ= Р_BY=2.25

при Z=L Р_BZ=2.25+10^-6*1.45*10⁴*1500=24МПа

Строим эпюру AB

б) Определяем внутреннее давление в период испытания скважины, после её продувки и закрытия устья по п. 4.2-4.5

при Z=0

S=10^-4*г(L-Z)= 10^-4*0.719(1500-0)=0.09e ^s=2+S/2-S=2+0.09/2-0.09=1.09Р_BY= Р_пл/ e ^s=17.3/1.09=15.87МПа

При Z=L=1500м S=0, e ^s =1, Р_BL=17.3МПа

Строим пюру CD

При окончании эксплуатации при 0?Z?L принимаем Р_BZ= Р_BY= Р_BL= Р_min=1МПаСтроим эпюру EF



Рис 4.3.3.1 Эпюры внутренних давлений AB-при окончании цементирования; CD-в период ввода скважины в эксплуатацию; EF-при окончании эксплуатации

Построение эпюр наружных давлений

а) Определяем наружное давление при окончании цементирования при h=0 по п. 2.8

при Z=0 Р_HZ= Р_HY=0

При Z=L=1500м Р_HZ= Р_HY=10^-6*1.5*10⁴*1500=22МПа

Строим эпюру АВ

б) Определяем наружное давление в период испытания скважины, после её продувки и закрытия устья

при Z=0 Р_HZ= Р_HY=0

В конце эксплуатации

При Z=L=1500м Р_HZ=10^-6*1.1*10⁴*1500=16.5МПа

Строим эпюру АС



Рис 4.3.3.2 Эпюры наружных давлений AB-при окончании цементирования; АC-при окончании эксплуатации.

Расчёт наружных избыточных давлений

Сравнив эпюры наружных и внутренних давлений, видим, что наиболее избыточное наружное давление на колонну характерно для окончания эксплуатации, тогда по п. 4.11 получим

при Z=0 РHUZ= РHUY= РHY -Рmin =0-1=-1МПа

При Z=L=1500м РHUZ- РHUL= РHL -Рmin =16.5-1=15.5МПа

Строим эпюру AB

Рис 4.3.3.3 Эпюра избыточных наружных давлений при окончании эксплуатации

Расчёт внутренних избыточных давлений

а) Определяем избыточное внутреннее давление РВUZ= РBZ- РHZ при окончании цементирования

при Z=0 РBUZ= РBUY=2.25-0=2.25МПа

При Z=L=1500м РBUZ=РBUL= 24-22=2МПа

б) Определяем избыточное внутреннее давление в период ввода скважины в эксплуатацию

при Z=0 РBUZ= РBUY=15.87-0=15.87МПа

При Z=L=1500м РBUZ=РBUL= 17.3-16.5=0.8МПа

в) Сравнивая значения РBUZ для рассмотренных операций, видим, что наиболее высокие значения РBUY=15.87МПа при РBY=15.87МПа. В соответствии с требованиями «Инструкция по испытанию скважины на герметичность» внутреннее давление на трубы при испытаниях должно быть не ниже 1.1* РBZ, т.е. в процессе испытания на герметичность, давление в колонне должно быть не менее

при Z=0 РBZ= РBY1= 1.1*РBY=1.1*15.87=17.45МПа

При Z=L=1500м РBZ=РBL=1.1*22=24.2МПа

При испытании на герметичность водой при создании давления на устье РBY1=17.45МПа

При Z=L=1500м РBZ=РBL=17.45+10^-6*1.0*10⁴*1500=32МПа>24.2МПа

Таким образом, для построения эпюры избыточного внутреннего давления для расчета колонны на прочность принимаем нагрузки при вводе скважины в эксплуатацию

при Z=0 РBUZ= РBUY=1.1*15.87=17.45МПа

При Z=L=3990м РBUZ=РBUL= 17.45+10^-6*1.0*10⁴*1500-17.3=15.15МПа

Строим эпюру AB



Рис 4.3.3.4 Эпюра избыточных внутренних давлений при испытании колонны на герметичность

Расчёт параметров обсадной колонны

Подбираем трубы с давлением больше критического

Ркр=n1* РHUZ=1*15.5=15.5МПа

чему соответствуют трубы ОТТМ по ГОСТ 632-80 исполнения «А», диаметром 298.5мм, группы прочности «Д», с толщиной стенки 12.4мм

Р_кр=16.8МПа По приложению 2-4,12 определяем Q_Т1=4216кН, Р_Т1=27.5МПа, q₁=0.882кН/м

Выберем трубы для верхней секции колонны из расчета внутреннего избыточного давления

Р1_BUY=n₂* Р _BUY =1.15*17.45=20.06МПа

Так как Р1_BUY=20.06МПа< Р_Т1=27.5МПа, то трубы второй секции из условий прочности на наружное и внутреннее избыточные давления могут быть установлены до устья скважины

Вес секции:

Q=1500*0.882=1323кН

Определим запас прочности на растяжение по гладкому телу труб при Q_Т=4216кН:

n₃=4216/1323=3.18

3.18>1.3, что допустимо

Конструкция колонны из труб по ГОСТ 632-80 диаметром 298.5мм

№ секции	Длина, м	Толщина стенки, мм	Группа прочности	Исполнение	Вес, кН
1	1500	12.4	Д	А	1323

4.3.4 Расчет кондуктора

Исходные данные:

1. Скважина диаметром 426мм

2. Глубина спуска колонны 630м

3. Расстояние от устья до уровня цементного раствора h=0

4. Удельный вес цементного раствора г_ц=1.4*10⁴Н/м³

5. Удельный вес бурового раствора г_р=1.03*10⁴Н/м³

6.Удельный вес жидкости в колонне г_в=1.35*10⁴Н/м³

7.Удельный вес опрессовочной жидкости г_ж=1*10⁴Н/м³

8.Относительный удельный вес газа по воздуху г=0.6

Расчеты:

Построение эпюр внутренних давлений

а) Определяем внутреннее давление при окончании цементирования

Р_BZ= Р_BY+ г_в ZР_BY=10^-6 (г_ц -г_в)L=10^-6 (1.4-1.35) *10⁴*630=0.31МПа

при Z=0 Р_BZ= Р_BY=0.31

при Z=L Р_BZ=0.31+10^-6*1.35*10⁴*630=8.81МПа

Строим эпюру AB

б) Определяем внутреннее давление в период испытания скважины, после её продувки и закрытия устья по п. 4.2-4.5

при Z=0

S=10^-4*г(L-Z)= 10^-4*0.6(630-0)=0.038e ^s=2+S/2-S=2+0.038/2-0.038=1.04Р_BY= Р_пл/ e ^s=6/1.04=5.7МПа

При Z=L=630мS=0, e ^s =1, Р_BL=6МПа

Строим эпюру CD

При окончании эксплуатации при 0?Z?L принимаем Р_BZ= Р_BY= Р_BL= Р_min=1МПа

Рис 4.3.4.1 Эпюры внутренних давлений AB-при окончании цементирования; CD-в период ввода скважины в эксплуатацию

Построение эпюр наружных давлений

а) Определяем наружное давление при окончании цементирования при h=0 по п. 2.8

при Z=0 Р_HZ=Р_HY=0

При Z=L=1500м Р_HZ=Р_HY=10^-6*1.4*10⁴*630=8.82МПа

Строим эпюру АВ

б) Определяем наружное давление в период испытания скважины, после её продувки и закрытия устья

при Z=0 Р_HZ= Р_HY=0

В конце эксплуатации

При Z=L=630м Р_HZ=10^-6*1.1*10⁴*630=6.93МПа

Строим эпюру АС

Рис 4.3.4.2 Эпюры наружных давлений AB-при окончании цементирования; АC-при окончании эксплуатации.

Расчёт наружных избыточных давлений

при Z=0 РHUZ=РHUY=РHY -Рmin=0-1=-1МПа

При Z=L=630м РHUZ-РHUL=6.93-1=5.93МПа

Строим эпюру AB

Рис 4.3.4.3 Эпюра избыточных наружных давлений при окончании эксплуатации

Расчёт внутренних избыточных давлений

При испытании на герметичность водой при создании давления на устье РBY1=5.7МПа

при Z=0 РBUZ=РBUY=6.27МПа

При Z=L=3990м РBUZ=РBUL=6.27+10^-6*1.0*10⁴*630-6=6.57МПа

Строим эпюру AB

Рис 4.3.4.4 Эпюра избыточных внутренних давлений при испытании колонны на герметичность

Расчёт параметров обсадной колонны

Подбираем трубы с давлением больше критического

Ркр=n1* РHUZ=1*6.27=6.27МПа

Подбираем трубы по ГОСТ 632-80 исполнения «А», диаметром 426мм, группы прочности «Д», с толщиной стенки 12мм, Р_кр=6.4МПа

Конструкция колонны из труб по ГОСТ 632-80 диаметром 426мм

№ секции	Длина,м	Толщина стенки,мм	Группа прочности	Исполнение	Вес,кН
1	630	12	Д	А	779.94

4.3.5 Расчет направления

Выбираем направление по ГОСТ 632-80 диаметром 530мм, исполнения «А», группы прочности «Д», с толщиной стенки 11.1мм,

Q=15*1.564=23.46кН

Конструкция колонны из труб по ГОСТ 632-80 диаметром 530мм

№ секции	Длина,м	Толщина стенки,мм	Группа прочности	Исполнение	Вес,кН
1	15	11.1	Д	А	23.46

4.4 Выбор состава технологической оснастки обсадных колонн

Башмак предназначен для оборудования нижней части обсадной колонны с целью повышения ее проходимости по стволу скважины и предупреждения повреждения нижней трубы при посадках.

Обратный клапан предназначен для предотвращения перетоков бурового или тампонажного раствора из заколонного пространства в обсадную колонну в процессе крепления скважины.

Упорное кольцо (кольцо "стоп") предназначено для получения четкого сигнала об окончании процесса продавливания тампонажного раствора при цементировании скважины. Его изготовляют из серого чугуна и устанавливают в муфте обсадной колонны на расстояния 10-30м от башмака.

Центраторы применяют для центрирования обсадной колонны в стволе скважины с целью равномерного заполнения кольцевого пространства тампонажным раствором, качественного разобщения пластов.

Муфты ступенчатого цементирования применяют для крепления скважин в тех случаях, когда возникает необходимость подъема тампонажного раствора на большую высоту (до 3000м и более).

Разделительные цементировочные пробки используют для разобщения тампонажного раствора от бурового и продавочной жидкости при цементировании обсадных колонн, а также получения сигнала об окончании процесса продавливания тампонажного раствора. Они делятся на нижние и верхние. Нижнюю пробку вводят в обсадную колонну непосредственно перед закачкой тампонажного раствора для предотвращения его смешивания с буровым раствором. Верхнюю пробку вводят в обсадную колонну после закачки тампонажного раствора и перед закачкой продавочной жидкости.

Таблица 4.4.1 Технологическая оснастка обсадных колонн

Название колонны	Диаметр колонны, мм	Вид оснастки	Шифр, Стандарт	Количество	Глубина установки, м. (от устья скважины)
Направление	530	Башмак	ОСТ 26-02-227-71	1	15
Кондуктор	426	Башмак БК-426 Центратор ЦЦ-426/508-2 Пробка ПП - 407 х 426	ОСТ 39-011-74 ТУ 39-01-08-283-77 ТУ 39-1086-85	1 11 1	630 Через 50м -
Промежуточная 1-я	298.5	Башмак БК-298 Обратный клапан ЦКОД-298 Центратор-245/295-2 Побка нижняя ПП - 298х324 Пробка верхняя ПП - 298х324	ОСТ 39-011-74 ТУ 39-01-08-283-77 ТУ 39-01-08-283-77 ТУ 39-01-268-76 ТУ 39-01-268-76	1 1 29 1 1	1500 1490 Через 50м - -
Промежуточная 2я	219.1	Башмак БК-298 Обратный клапан ЦКОД-298 Центратор-219/245-2 Побка нижняя ПВЦ-219-245 Пробка верхняя ПВЦ-219-245	ОСТ 39-011-74 ТУ 39-01-08-283-77 ТУ 39-01-08-283-77 ТУ 39-01-268-76 ТУ 39-01-268-76	1 1 55 1 1	2800 2790 Через 50м - -
Эксплуатационная	146.1	Башмак БК-146 Обратный клапан ЦКОД-146 Центратор ЦЦ-2-146/216 Муфта МЦП-146 Пробка ПВЦ-146-168 Пробка ПВЦ-146-168	ОСТ 39-011-74 ТУ39-01-082-281-77 ТУ 39-01-08-283-77 ОСТ 39-149-83 ОСТ 39-149-83	1 1 138 1 1 1	3990 3980 - - -

Примечание: 1) один центратор устанавливается непосредственно выше башмака, остальные через каждые 50м

2) в интервале продуктивного пласта (100м) центраторы устанавливаются через каждые 10м

4.5 Подготовка и спуск обсадных колонн

Спуск обсадных колонн в совокупности производственных операций составляет первую и наиболее трудоемкую часть процесса крепления скважины.

До спуска обсадной колонны необходимо произвести следующий комплекс подготовительных работ:

а) произвести проверку расчетом на прочность колонны;

б) составить план крепления;

в) произвести геофизические исследования в скважине для выявления зон сужения, кавернообразования, обвалов с целью установления объема и технологии подготовительных работ и определения мест установки центраторов;

г) произвести подготовку обсадных труб (визуальный осмотр, проверка овальности жесткими двойными шаблонами, маркировка и опрессовка 426, 299, 219, 146мм осадных труб, с укладкой их на стеллаж в порядке спуска в скважину), привезти специальную смазку для обеспечения герметичности резьбовых соединений при наиболее высоких температурах, возможных в скважине;

д) произвести проверку состояния бурового оборудования и инструмента, соответствие грузоподъемности вышки и талевой системы весу подлежащему спуску колонны, произвести подготовку ствола скважины.

Проработка скважины должна быть произведена тем же способом и с аналогичной компоновкой низа бурильной колонны, которая применялась для последнего интервала скважины. Скважину проработать при непрерывной и равномерной подаче долота и режимом промывки обеспечивающим такую же скорость восходящего потока бурового раствора, что и при бурении данного интервала. Если наблюдаются посадки или затяжки, ствол прорабатывают повторно с несколько меньшей скоростью.

Перед подъемом бурильных труб, после проработки скважины, буровой раствор должен по всем параметрам соответствовать геолого-техническим условиям пробуренного интервала скважины под обсадную колонну и очищен от шлама. Общее время, последней, непрерывной промывки должно быть не менее двух циклов циркуляции.

При подъеме бурильной колонны после проработки измеряют ее длину и уточняют длину скважины. Подъем бурильной колонны должен сопровождаться непрерывным заполнением скважины качественным буровым раствором.

Спуск обсадной колонны производится под руководством специально назначенного инженерно-технического работника.

Обсадные трубы 426, 299 и 219мм должны спускаться с применением клиновых захватов, а 146мм с применением клиньев ПКР. Обсадные трубы в процессе спуска повторно шаблонируются. Обсадная колонна должна спускаться плавно.

При спуске обсадной колонны необходимо производить восстановление циркуляции или промежуточные промывки ствола скважины, периодичность которых устанавливается для каждой конкретной колонны.

Резьбовое соединение считается удовлетворительно свинченным, если торец муфты будет совпадать с последней риской на трубе. Допустимые при этом отклонения составляют 2 нитки резьбы.

Не допускается обварка неудовлетворительно свинченных резьб для усиления резьбового соединения, так как это не всегда обеспечивает его необходимую прочность и вызывает рассоединение труб в скважине. Резьбовое соединение труб в обязательном порядке необходимо докрепить машинными ключами с контролем усилий свинчивания манометром.

Наращиваемую обсадную трубу с введенным концом в муфту вначале следует вращать на весу, а затем плавно подавать вниз, контролируя правильность свинчивания витков.

Направление диаметром 530мм

В связи с малой глубиной спуска (15м) перед спуском, испытанием труб на герметичность и прочность гидроопрессовкой не производится.

Перед спуском трубы проверяются:

- по внутреннему диаметру - стандартным шаблоном;

- по резьбовым соединениям - стандартным калибром;

по состоянию наружной поверхности тела трубы - визуально.

Первая нижняя труба, снизу оборудуется колонным башмаком типа БК-530. Колонный башмак и трубы дополнительно крепятся по резьбовым соединениям прерывистым электросварочным швом.

Цементирование направления производится прямым способом, через цементировочную головку. После ОЗЦ направление устанавливается на шахтовое направление и цементное кольцо хомутом.

Кондуктор диаметром 426мм

Глубина спуска колонны - 630м, обсадные трубы проверяются на герметичность гидроопрессовкой, давлением Р_ОП =5.7МПа Кроме этого перед спуском трубы проверяются: -по внутреннему диаметру - стандартным шаблоном с наружным диаметром 401мм; - по резьбовым соединениям - стандартным калибром; - по состоянию наружной поверхности тела трубы - визуально.-на первой нижней трубе снизу наворачивается колонный башмак типа БК-426мм. В муфте первой трубы устанавливается кольцо стоп. Резьбовые соединения колонного башмака и пяти первых труб дополнительно крепятся прерывистым электросварочным швом.

Цементирование кондуктора производится прямым способом, через цементировочную головку ГЦК-426*50. После ОЗЦ, ОЦК и опрессовки на герметичность кондуктор устанавливается на нижнюю часть колонной головки ООК3-70-146Ч219Ч299Ч426КЗ

Техническая 1-я колонна диаметром 299мм

Глубина спуска колонны - 1500м, обсадные трубы проверяются на герметичность гидроопрессовкой, давлением Роп=17.45МПа Кроме этого перед спуском трубы проверяются:

по внутреннему диаметру - стандартным шаблоном с наружным диаметром 273мм;- по резьбовым соединениям - стандартным калибром;

- по состоянию наружной поверхности тела трубы - визуально.

- на первой нижней трубе снизу наворачивается колонный башмак типа БК-299мм. В муфте первой трубы устанавливается кольцо стоп. Резьбовые соединения колонного башмака и пяти первых труб дополнительно крепятся прерывистым электросварочным швом.

Цементирование колонны производится прямым способом, через цементировочную головку ГУЦ 273-299х250-1

Техническая 2-я колонна диаметром 219мм

Глубина спуска колонны - 2800м, обсадные трубы проверяются на герметичность гидроопрессовкой, давлением Роп=39.27МПа Кроме этого перед спуском трубы проверяются:

по внутреннему диаметру - стандартным шаблоном с наружным диаметром 195мм для толщины стенки 11.4мм, 192мм для 12.7;- по резьбовым соединениям - стандартным калибром;

- по состоянию наружной поверхности тела трубы - визуально.

- на первой нижней трубе снизу наворачивается колонный башмак типа БК-219мм. В муфте первой трубы устанавливается кольцо стоп. Резьбовые соединения колонного башмака и пяти первых труб дополнительно крепятся прерывистым электросварочным швом.

Цементирование колонны производится прямым способом, через цементировочную головку ГУЦ 219-245х320-1

Эксплуатационная колонна диаметром 146мм

Перед спуском обсадные трубы проверяются по:

- по внутреннему диаметру - стандартным шаблоном для труб с толщиной стенки 8.5мм с наружным диаметром 128мм, для труб с толщиной стенки 10.7мм с наружным диаметром 123мм;

- по резьбовым соединениям - стандартным калибром;

- по состоянию наружной поверхности тела трубы - визуально;

- на прочность и герметичность - гидроопрессовкой с помощью цементировочного агрегата ЦА -320М давлением на 37.29МПа

При спуске все резьбовые соединения уплотняются смазкой Р-402. На первую трубу низа обсадной колонны наворачивается колонный башмак типа БК-146 и два обратных клапана ЦКОД -146-1. Для обеспечения качественного цементирования предусматривается в нижней части колонны центраторы типа ЦЦ-2-146/216. На глубине 1307м от устья, на колонну наворачивается специальная муфта для ступенчатого цементирования типа МЦП-146. В муфту второй трубы, выше МЦП устанавливается кольцо стоп. На двух трубах, через одну, выше и ниже специальной муфты ступенчатого цементирования, начиная с первой, по два центрирующих фонаря типа ЦЦ-2-146/216. В муфту первой трубы наворачивается второй обратный клапан ЦКОД -146.

После ОЗЦ, ОЦК и испытания на герметичность верхней ступени колонны, колонна устанавливается на нижнюю часть колонной головки ООК3-70-146Ч219Ч299Ч426КЗ

4.6 Цементирование обсадных колонн

4.6.1 Расчет цементирования эксплуатационной колонны 146.1мм

Исходные данные:

1. Внутренний диаметр d_вн=126,8мм

2. Глубина спуска колонны 3990м

3. Расстояние от забоя до уровня цементного раствора h=3990м

4. Удельный вес цементного раствора г_ц=1610кг/м³

5. Удельный вес бурового раствора г_р=1420кг/м³

6.Удельный вес опрессовочной жидкости г_ж=1000кг/м³

7. Пластовое давление на глубине 3990м, Р_пл=45.1МПа

8. Коэффициент увеличения ствола скважины к_v=1.15 [5]

9. Водоцементное отношение m=0.8

10. Диаметр скважины D_скв=194мм

11. Высота цементного стакана h_ц.с=10м

Колонна будет цементироваться в две ступени. Определяем место установки муфты:

h_м= h(г_ц- г_р)/ (г_ц- г_р +0.1)2

h_м=3990*(1.61-1.42)(1.61-1.42+0.1)2=1307м

Устанавливаем муфту на глубину h_м=1307м

Расчёт объёма цементного раствора и количества составных компонентов

Объем цементного раствора для цементирования первой ступени

V_ц.р=0.785[(D²_скв-d²_н)*Н* к_v+ d²_вн*h_ц.с]

1V_ц.р=0.785[(0.194²-0.146²)*2683*1.15+ 0.126²*10]=39.65м³

Второй ступени

2V_ц.р=0.785[(0.194²-0.146²)*1307*1.15]=19.25м³

Количество цемента для затворения

М_ц=к_ц* г_ц* V_ц./1+m

Где, к_ц - коэффициент учитывающий потери цемента при транспортировке и затворении

1М_ц=1.05*1610*39.65/1+0.8=37238кг

2М_ц=1.05*1610*19.25/1+0.8=18079кг

Количество воды необходимой для затворения

V_ж=к_в*m* М_ц / г_в

Где, к_в-коэффициент учитывающий потери воды

1V_ж=1.09*0.8*37238 /1000=32.47 м³

2V_ж=1.09*0.8*18079 /1000=15.76 м³

Расчёт объема буферной, продавочной жидкостей

Объем продавочной жидкости

V_пр=?*Р*d²_вн*(L-h_ц.с)/4

Где, ?-коэффициент учитывающий сжатие продавочной жидкости за счет наличия в ней пузырьков воздуха

1V_пр=1.03*3.14*0.126²*(3990-10)/4=51 м³

2V_пр=1.03*3.14*0.126²*1307/4=16.7 м³

Объем буферной жидкости

V_буф=0.785[(D²_скв-d²_н)*h_б

Где, h_б - высота столба буферной жидкости в заколонном пространстве, м

h_б= (г_р- К_а.* р_в)L/г_р-г_буф

1h_б= (1400-1.32*1000)3990/1400-1080=997.5м

2h_б= (1400-1.32*1000)1307/1400-1080=326.7м

1V_буф=0.785[(0.194²-0.146²)997.5=12.8 м³

2V_буф=0.785[(0.194²-0.146²)326.7=4.2 м³

Определяем высоту столба бурового раствора за колонной

1h_р=3990-(2683+10)=1297м

Гидравлический расчет

Для успешного выполнения цементирования должны выполняться следующие условия [18]:

, (1), , (2) (3)

где Р₁, [Р₁] - соответственно расчетное и допустимое давления на цементировочной головке (для цементировочной головки ГУЦ 140-168х400-1 [Р₁] = 40МПа) стр.368 табл.10.6 [5]

Р₂, [Р₂] - соответственно расчетное и допустимое давления на насосах цементировочных агрегатов (для ЦА-320М [Р₂] = 32 МПа)

Р₃, [Р₃] - соответственно расчетное давление на забое скважины в конечный момент цементирования и давление гидроразрыва пород ([Р₃] = 69.8МПа)

Давление на цементировочной головке в конечный момент цементирования

Р₁= (Н- h_ц.с)( г_ц- г_р)/ 10⁵+ Р_тр+ Р_зп

Где, Р_тр - гидравлический сопротивление в момент окончания продавливания продавочной жидкости в трубах, МПа Р_зп - гидравлическое сопротивление в момент окончания продавливания, МПа

Р_тр=0.289*10^-7* г_р*Q² (Н- h_ц.с)/ d⁵_вн

Где, Q- подача насосов в конечный момент продавливания, м³/с

1Р_тр=0.289*10^-7*1420*0.003²(2683-10)/ 0.126⁵=0.03МПа

2Р_тр=0.289*10^-7*1420*0.003²*1307/ 0.126⁵=0.015МПа

Р_зп=0.289*10^-7* г_ц* Q ²*Н/( D_скв-d_н) ³ ( D_скв+d_н) ²

1Р_зп=0.289*10^-7*1610*0.003²*2683/(0.194-0.146) ³ (0.194+0.146) ²

=0.07МПа

2Р_зп=0.289*10^-7*1610*0.003²*1307/(0.194-0.146) ³ (0.194+0.146) ²

=0.043МПа

1Р₁=(2683-10)(1610-1420)/ 10⁵+0.03+0.07=5.17МПа

2Р₁=1307*(1610-1420)/ 10⁵+0.015+0.043=2.54МПа

1) 1Р₁=5.17МПа<[Р₁] = 32МПа,

2Р₁=2.54МПа<[Р₁] = 32МПа

Р₁=5.17МПа< Р_у=33.9/1.5=22.6МПа, что допустимо

2) Р₂= Р₁/0.8=5.17/0.8=6.46МПа<[Р₂] = 40МПа, что допустимо

3) Давление на забое скважины в конечный момент цементирования

Р₃=Н_ц* г_ц/ 10⁵+ Р_зп

Где, Н_ц -высота подъема цементного раствора, м

Р₃=2683*1610/10⁵+0.07=43.26МПа<[Р₃] = 69.8МПа, что допустимо

Все условия выполняются

Расчёт необходимого количества цементировочного оборудования и продолжительности цементирования

Принимаем скорость восходящего потока v_в=1.8м/с и находим требуемую подачу цементировочного агрегата по ф.10.23 [5]

Q=F*V

Где, F - площадь затрубного пространства, м²

F= V_ц.р- V_ц.с/h

1F=(39.65-0.15)/2683=0.0147 м²

2F=19.25/1307= 0.0147м²

Q=0.015*1.8=0.027 м³/с

Для цементировочного агрегата ЦА-320М производительность на 4-й скорости Q4=14.5 л/с при диаметре втулки 125мм, а давление 6МПа, т.е. заданный режим по давлению обеспечится при использовании этого цементного агрегата для цементирования первой ступени. Находим число ЦА n=Q/Q4=27/14.5+1=2.8 принимаем 3шт 3ЦА-400А

Находим необходимое число цементосмесительных машин

m= М_ц/ г_ц* V_бун.

Где, V_бун - объем бункера 2СМН-20, V_бун.=14,5 м³

m=37.2/14.5*1.61=1.59 принимаю 2шт

Считаем подачу насоса при закачивании тампонажного раствора

Q_н=q*m

Где, q-производительность 2СМН-20, q=20 л/с

1Q_н=20*2=40 л/с

2Q_н=20*1=20 л/с

Определяем продолжительность закачивания тампонажного раствора

t_з= V_ц.р/60* Q_н

1t_з=39.65/60*0.04=16.5мин

2t_з=19.25/60*0.02=16.04мин

Продолжительность процесса продавливания

t_пр= V_пр/60* Q

1t_пр=51/60*0.027=31.48мин

2t_пр=16.7/60*0.027=10.3мин

Определяем общее время цементирования

t_ц= t_з+ t_пр+15мин

16.5+16.04+31.48+10.3+15=89.6мин