Проект строительства и крепления разведочной скважины на Квартовом месторождении

Размещено на http://www.allbest.ru

Размещено на http://www.allbest.ru

Аннотация

Курсовая работа содержит __ таблиц, литературных источников __ и графических приложений __.

Курсовой работой предусмотрен проект строительства и крепления разведочной скважины на Квартовом месторождении.

Курсовая работа составлена согласно требованиям методических указаний и включает две части.

Первая общая часть содержит сведенья о районе буровых работ (исходные данные), геологическом строение Квартового месторождения и характеристики продуктивных горизонтов. А так же теоретические аспекты цементирования скважины и оборудование при цементировании скважины.

Во второй проектной части решаются вопросы сооружения скважины: проектирование конструкции скважины, технология цементирования, выбор оборудования цементирования.



Введение

Среди важнейших видов промышленной продукции, объемы производства которой определяют современное состояние и уровень развития материально-технической базы той или иной страны, одно из главных мест отводится производству и потреблению нефтепродуктов, а также добыче нефти и газа.

В России, где основным источником формирования бюджета и поступления валютных резервов является нефтегазовый комплекс, вопрос о поддержании объемов производства и их росте наиболее актуален. Уменьшение объемов добычи связано с истощением запасов месторождений, износом основных производственных фондов.

Решение данной проблемы возможно только путем введения в разработку новых месторождений, а также путем разработки более глубоких горизонтов.

Для этого необходимо значительно увеличить объем буровых работ и работ по капитальному ремонту скважин в основном путем повышения технико-экономических показателей бурения за счет роста производительности труда и улучшения технологической базы. Рост производительности труда зависит от технологии бурения (ремонта) и квалификации работников, а улучшение технологической базы возможно путем внедрения новых разработок и увеличения научно-исследовательской работы в данной отрасли.

Необходимость быстрейшего развития экономики нашей страны ставит перед работниками нефтяной промышленности задачу - повысить эффективность и улучшить качество бурения. Эта задача включает в себя как количественный рост, так и качественный: совершенствование техники и технологии бурения скважин, повышение производительности буровых работ и снижение их себестоимости. Немалые резервы заключаются в совершенствовании качества вскрытия нефтяных и газовых пластов при бурении, ускорении опробования и испытания, в совершенствовании конструкций скважин и уменьшению металлоемкости, в повышении долговечности крепления и разобщения нефтегазоводоносных горизонтов.

В настоящее время к строительству скважины предъявляются значительно более жесткие экологические и экономические требования. Строительство скважины и ее эксплуатация должны оказывать минимальное влияние на экосистему. Разработка месторождения должна преследовать цель не максимально быструю его выработку, а наибольшую его нефтегазоотдачу с причинением минимального ущерба окружающей среде.

Целью данного курсового проекта является закрепление теоретических знаний по дисциплине "Расчет им конструирование оборудования нефтяных и газовых промыслов" и получение практических инженерных навыков при решении вопросов связанных с расчётом и креплением обсадных колонн.



Техническое задание

Выбрать компоновку оборудования для цементирования скважины.

Месторождение квартовое.

Цель бурения - разведка залежей УВ сырья в юрских и палеозойских отложениях.

Проектный горизонт - палеозой.

Проектная глубина по вертикали 3050 метров.

Исходные данные



1. Общие сведения цементирования скважины

Цементирование обсадных колонн - один из наиболее ответственных этапов строительства скважин. Особая важность и значимость цементировочных работ обуславливается тем, что неудачи при их выполнении могут свести к минимуму успехи предыдущих этапов строительства скважин.

Высокое качество цементирования любых скважин включает два понятия: герметичность обсадной колонны и герметичность цементного кольца за колонной.

Качество цементирования скважин в настоящее время определяется неоднозначно, а соответствующие методы оценки порой дают противоречивые и взаимоисключающие результаты.

Высокое качество цементирования (результат работы) следует отличать от успешного проведения процесса цементирования. Этот процесс может быть проведен успешно, а качество цементирования скважин может остаться низким. Известны случаи, кода операция завершалась при чрезмерно высоких давлениях или в процессе ее проведения отмечались поглощения или другие осложнения, но качество цементирования было высоким.

Для создания герметичности при наличии тампонажных растворов высокого качества необходимо обеспечить контакт между безусадочным цементным камнем, обсадной трубой и стенкой скважины.

В процессе цементирования не должно быть ГРП. В обеспечении герметичности скважин одно из центральных мест занимает технология проведения процесса цементирования.

Под технологией (от греческого «мастерство+наука») цементирования нефтяных и газовых скважин следует понимать осуществление выработанных норм и правил работы с целью наиболее полного заполнения заколонного пространства скважины тампонажным раствором определенного качества (взамен бурового) на заданном участке с обеспечением контакта цементного раствора - камня с поверхностью обсадной колонны и стенкой скважины при сохранении целостности пластов.

Технологический процесс цементирования определяется геологическими, технологическими и субъективными факторами. При рассмотрении влияния различных факторов на качество цементирования скважин субъективный фактор из рассмотрения может быть исключен, так как предполагается, что операторы имеют необходимую квалификацию и нарушений в проведении технологического процесса нет.

Технологические факторы необходимо совершенствовать, однако не все из ни могут быть изменены. Геологические факторы следует тщательно изучать и при назначении определенных параметров технологического процесса учитывать, принимать к руководству. Например, склонность к гидроразрыву необходимо брать за основу при назначении высоты подъема тампонажного раствора, изменении его плотность и обеспечении скорости движения растворов в заколонном пространстве.

Большинство технико-технологических факторов управляемо.

Во всех случаях следует стремиться к тому, чтобы все режимные параметры могли оказывать воздействие на процесс цементирования с целью обеспечения полного замещения бурового раствора тампонажным. Важное значение при этом имеют состояния ствола скважины, его чистота, конструкция скважины и геометрия заколонного пространства, его гидродинамическая характеристика. Качественное цементирование скважин практически обеспечивается с огромными трудностями, если оно не стоит в центре внимания еще в процессе бурения, т.е. в процессе формирования ствола. Ускоренная проводка скважин без одновременного учета требований и их выполнения для последующего качественного цементирования приводит, к сожалению, к заведомо некачественному разобщению пластов.

Отличительный особенности цементирования скважин в настоящее время следующие:

А) вооруженность техникой, которая позволяет цементировать скважины на довольно высоком уровне.

Б) разнообразие способов цементирования: сплошное, двухступенчатое, секциями, обратное и др.

В) широкий ассортимент специальных тампонажных цементов, позволяющих охватить практически все геолого-физические условия скважин.

Как показывает опыт крепления большого числа скважин у нас в стране и за рубежом, повысить качество разобщения пластов можно применением комплекса мероприятий технического характера и усовершенствованием технологии цементирования вместо изыскивания «универсальных» способов цементирования.

В настоящее время изучено уже значительное число факторов, определяющих качество цементирования скважин.

К основным факторам, повышающим качество цементирования, относятся те, которые обеспечивают контактирования тампонажного раствора с породами и обсадной колонной при наиболее полном вытеснении бурового раствора тампонажным с заданными свойствами при наименьших затратах средств и времени.

1. Сроки схватывания и время загустевания тампонажного раствора, его реологическая характеристика, седиментационная устойчивость, водоотдача и другие свойства.

2. Совместимость и взаимосвязь свойств буровых и тамопнажных растворов.

3. Режим движения буровых и тампонажных растворов в заколонном пространстве.

4. Объем закачиваемого тампонажного раствора, время его контакта со стенкой скважины.

5. Качество и количество буферной жидкости.

6. Режим расхаживания колонны в процессе цементирования.

7. Применения скребков.

8. Цементирование колонны.

9. Использование элементов автоматизации, приспособлений и устройств для повышения качества цементирования.

При проведение цементировочных работ необходимо руководствоваться тем, что применение одного мероприятия требует введения или изменения другого. Так, очищение стенок скважины от глинистой корки с помощью скребков при расхаживании обсадных колонн в большинстве случаев не может быть применено без обработки используемых тампонажных растворов для снижения показателя фильтрации и.т.д.

Таким образом, технологические факторы способствующие повышению качества цементировочных работ взаимосвязаны и взаимозависимы.

В связи с тем, что в отечественной промысловой практике широко применяются цементировочные агрегаты ЦА-320М и 3ЦА-400, а также цементно-смесительные машины 2СМН-20, рассмотрим некоторые варианты типовых схем расстановки и обвязки упомянутого цементировочного оборудования. Представленная на рисунке 1 схема рекомендуется для цементирования обсадных колонн с использованием до 40 тонн тампонажного материала. Однако она допускает возможность затворения и большого количества тампонажного материала путем последовательной замены освободившихся смесителей другими, заблаговременно затаренными, или же посредством включения в схему дополнительного необходимого количества агрегатов и смесителей.



1- ЦА-320; 2-СМН-20; 3- бачок для затворения; 4 - цементировочная головка; 5- линия подачи продавочной жидкости к агрегатам

Рисунок 1. Схема расстановки и обвязки цементировочного оборудования при пяти ЦА и двух СМН

разведочная скважина буровая месторождение

При обоих вариантах схем обвязки цементировочного оборудования тампонажный раствор закачивают одновременно с его приготовлением. При этом раствор от каждой точки затворения подают вначале в блок0манифольд БМ-700, а при отсутствии последнего- непосредственно в цементировочную головку. Использование БМ-700 позволяет облегчить и ускорить обвязку приемных и нагнетательных трубопроводов цементировочных агрегатов, более правильно и успешно осуществлять централизованное управление процессом цементирования благодаря включению в схему станции контроля цементирования [1].

1.1 Оборудование для цементирования скважин

К оборудованию, необходимому для цементирования скважин, относятся: цементировочные агрегаты, цементно-смесительные машины, цементировочная головка, заливочные пробки и другое мелкое оборудование (краны высокого давления, устройства для распределения раствора, гибкие металлические шланги и т. п.). Цементировочные агрегаты. При помощи цементировочного агрегата производят затворение цемента (если не используется цементно-смесительная машина), закачивают цементный раствор в скважину, продавливают цементный раствор в затрубное пространство. Кроме того, цементировочные агрегаты используются и для других работ (установка цементных мостов, нефтяных ванн, испытание колонн на герметичность и др.). С учетом характера работ цементировочные агрегаты изготовляют передвижными с монтажом всего необходимого оборудования на грузовой автомашине. На открытой платформе автомашины смонтированы: поршневой насос высокого давления для прокачки цементного раствора; замерные баки, при помощи которых определяют количество жидкости, закачиваемой в колонну для продавки цементного раствора; двигатель для привода насоса.

Для цементирования обсадных колонн в основном применяют цементировочные агрегаты следующих типов: ЦА-320М, ЗЦА-.400, ЗЦА-400А и др. (ЦА - цементировочный агрегат, цифры 320 и 400 соответственно 32 и 40 МПа - максимальное давление, развиваемое насосами этих цементировочных агрегатов).

Цементировочные агрегаты предназначены:

- для приготовления, закачки и продавки тампонажных (или других) растворов в скважины;

- для проведения различного рода промывок скважин через спущенные колонны труб;

- для обработки призабойной зоны скважин, закачки растворов изотопов, проведения гидропескоструйной перфорации и других технологических операций в скважинах;

- для перекачки различных жидкостей или растворов из емкостей колодцев и водоемов;

- для гидравлической опрессовки обсадных труб и колонн, а также различного оборудования.

Наиболее широкое распространение в промысловой практике нефтегазовых районов страны получили цементировочные агрегаты ЦА-320М и ЗЦА-400А.

При цементировании проектной скважины будут использоваться цементировочные агрегаты ЦА-320М.

Технологическая характеристика цементировочного агрегата ЦА-320М:

Монтажная база……………………………..шасси автомобиля КрАЗ-257

Цементировочный насос:

тип………………………………………………………………………….9Т

гидравлическая мощность, л.с………………………………………….125

ход поршня, мм…………………………………………………….…….250

максимальное давление, кгс/см2………………………………………..320

максимальная подача, л/с………………………………………………...23

привод от двигателя автомобиля КрАЗ-257

водоподающий насос:

тип………………………………………………………………………....1В

диаметр плунжера, мм…………………………………………………..125

ход плунжера, мм………………………………………………………..170

подача, л/с…………………………………………………………………13

давление, кгс/см2………………………………………………………….15

привод………………………………………………от двигателя ГАЗ-51А

емкость мерного бака, м……………………………………..…………..6,4

емкость цементного бачка, м…………………………………………..0,25

диаметр приемных трубопроводов, мм…………………………..…….100

диаметр нагнетательных трубопроводов, мм…………………………..50

общая длина разборного трубопровода, м………………………………22

Общая масса агрегата, т………………………………………………...17,5

Цементосмесительные машины

Цементосмесительные машины и агрегаты предназначены для транспортировки сухих тампонажных материалов (глинопорошков) и механизированного приготовления тампонажных (глинистых) растворов.

В промысловой практике применяются цементосмесительные машины 2СМН-20, СМП-20, СМ-10, СМ-4М и агрегаты 1АС-20, 2АС-20, ЗАС-30.

В данном случае будут применяться цементосмесительные машины 2СМН-20.

Техническая характеристика машины 2СМН-20:

Монтажная база……………………………..шасси автомобиля КрАЗ-257

Транспортная грузоподъемность, т………………………………….8 - 10

Объем бункера, м……………………………………………….……….14,5

Вместимость бункера (по цементу), т……………………..…………….20

Способ получения раствора…………..………механико-гидравлический

Производительность в м/мин при приготовлении:

Цементного раствора………………………………………………0,6 - 1,2

Цементно-бентонитового раствора……………………………….0,5 - 1,0

Глинистого раствора……………………………………………….1,0 - 2,0

Давление жидкости затворения, кгс/см2…………………………….8 - 20

Общая масса не загруженной машины, т……………………………...13,8

Способ погрузки в бункер………………………...шнековым погручиком

Плотность тампонажного раствора регулируются изменением количества подаваемой в смеситель воды при помощи устройства с набором насадок и крана на обводной линии, а также количества подаваемого сухого цемента посредством изменения скорости вращения вала двигателя и двух параллельных загрузочных шнеков, расположенных в днище бункера 2СМН-20 [2].

Для централизованной обвязки цементировочных агрегатов с устьем скважины применяют блок манифольдов. Он состоит из коллектора высокого давления для соединения ЦА с устьем скважины и коллектора низкого давления для распределения воды и продавочной жидкости, подаваемой к ЦА. Блок манифольдов, как правило, оборудован грузоподъемным устройством.

Цементировочные головки предназначены для промывки скважины и проведения цементирования. Спущенная обсадная колонна оборудуется специальной цементировочной головкой, к которой присоединяются нагнетательные трубопроводы (манифольды) от цементировочных агрегатов.

В настоящее время применяются цементировочные головки ЦГЗ, ГЦК, ГЦ5-150, СНПУ, 2ГУЦ-400 и др.

1.2 Подготовка цементировочного оборудования

При подготовке к выезду на буровую очищают мерные емкости агрегатов, проверяется соответствие размеров цилиндровых втулок и поршней цементировочных насосов ожидаемому давлению, наличие и исправность манометров высокого и низкого давлений, предохранительных клапанов и запорных устройств, у цементосмесительных машин - соответствие размеров насадок заданной плотности тампонажных растворов.

Цементировочные головки оборудуются манометрами, кранами высокого давления и заблаговременно опрессовываются на полуторакратное максимальное рабочее давление, которое ожидается при цементировании.

1.3 Подготовка к процессу цементирования

Подготовку к цементированию производят одновременно с подготовкой к спуску и во время спуска колонны. В ней принимают участие буровая бригада, БПО УБР и тампонажная контора или цех.

Расстановку и обвязку цементировочной техники на буровой производят в соответствии с утвержденной типовой схемой (рисунок 1) и обеспечивают горизонтальность размещения цементировочных агрегатов.

При цементировании с использованием осреднительной емкости с каждой цементосмесительной машиной обвязывается один агрегат, который откачивает цементный раствор в осреднительную емкость. Для закачки цементного раствора в скважину у осреднительной емкости ставятся агрегаты, количество которых соответствует числу цементосмесительных машин.

Для заполнения мерных емкостей цементировочных агрегатов водой затворения и продавочной жидкостью в первую очередь прокладываются приемные линии, затем - линии высокого давления от агрегатов к блоку манифольдов и цементировочной головке.

У дополнительных емкостей с водой затворения устанавливают не менее двух цементировочных агрегатов, мерники которых заполняют водой после окончания спуска обсадной колонны во время промывки скважины.

Заполнение мерников цементировочных агрегатов глинистым раствором производится после прекращения промывки скважины одновременно со сборкой трубопроводв высокого давления от блока манифольдов к цементировочной головке.

Обвязкой агрегатов с цементировочной головкой предусматривается наличие отдельной линии высокого давления для продавливания верхней разделительной пробки закачивания тампонажного раствора.

По окончании сборки линии высокого давления опрессовывают на полуторакратное максимальное рабочее давление, которое ожидается при цементировании. Расстановка и обвязка цементировочной техники планируется так, чтобы время их окончания совпадала с окончанием спуска обсадной колонны.

По окончании расстановки и обвязки цементировочного оборудования инженер по цементированию должен произвести проверку правильности установки цементировочных агрегатов, цементосмесительных машин и коммуникаций.



2. Расчетная часть

2.1 Конструкция скважины

Под конструкцией скважины понимается совокупность данных о диаметрах и глубинах спуска обсадных колонн, которыми крепится скважина, о диаметрах долот для бурения под эти колонны, интервалы подъема тампонирующего раствора за обсадными колоннами, интервалы перфорации эксплуатационной колонны.

Конструкция скважины должна обеспечить выполнение поставленной задачи, т.е. достижение проектной глубины, вскрытие нефтегазоносной залежи и проведение всего намеченного комплекса исследований и работ в скважине, включая её использование в системе разработки месторождения.

От качества спроектированной конструкции скважины, её соответствия геологическим условиям в значительной степени зависят надёжность, технологичность, долговечность, производительность и стоимость строительства скважины.

Для крепления стенок скважины и решения других задач в нее могут быть опущены следующие колонны обсадных труб:

- Направление - для предотвращения размыва устья скважины и организации циркуляции бурового раствора;

- Кондуктор - для перекрытия разреза с неустойчивыми породами и пресноводных пластов, а также установки противовыбросового оборудования (ПВО) и подвески последующих колонн;

- Промежуточная (техническая) колонна - для разобщения интервалов скважины с несовместимыми условиями бурения. Необходимая глубина спуска промежуточных колонн определяется по градиентам пластовых давлений, давлений гидроразрыва пород и по устойчивости стенок скважины;

- Эксплуатационная колонна - для разобщения продуктивного горизонта от остальных пород, сообщения эксплуатируемого пласта с поверхностью, воздействия на пласт с целью интенсификации притока флюида, размещения необходимого эксплуатационного оборудования.

Разработка конструкции скважины начинается с решения двух проблем.

1. Определение требуемого количества обсадных колонн и глубину спуска каждой из них.

2. Обоснование расчетным путем номинальных диаметров обсадных колонн и диметров породоразрушающего инструмента.

2.2 Определение требуемого количества обсадных колонн и глубину спуска каждой из них

Число обсадных колонн определяется на основании геологического разреза в месте заложения скважины, наличие зон, где бурение сопряжено с большими осложнениями анализа картины изменения коэффициентов аномальности пластового давления и индексов поглощения, а так же от наличия накопленного опыта проводки скважины.

Результаты изучения геологической обстановки позволяют сделать вывод о несовместимости условий бурения, и на этом основании выделить интервалы подлежащие изоляции.

По имеющимся данным строят график изменения коэффициента аномальности пластового давления и коэффициента поглощения (коэффициента гидроразрыва пласта). И на этом графике выделяют интервалы, где можно проходить с одной плотностью раствора.

Глубину спуска обсадной каждой колонны уточняют с таким расчетом, что бы её башмак находился в интервале устойчивых монолитных слабопроницаемых пород, что бы она полностью перекрывала интервалы слабых пород, в которых могут произойти ГРП при вскрытии зон с аномально высоким пластовым давлением (АВПД).

В нефтегазовой отрасли есть негласный регламент «Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности» пункт 2.7.3.3.

2.7.3.3. Плотность бурового раствора в интервалах совместимых условий бурения должна определяться из расчета создания столбом бурового раствора гидростатического давления в скважине, превышающего пластовое (поровое) давление на величину:

- 10% для скважин глубиной до 1200 м (интервалов от 0 до 1200 м), но не более 15 кгс/см2 (1,5 МПа);

- 5% для скважин глубиной более 1200 м (интервалов от 1200 до продуктового пласта), но не более 25 кгс/см2 (2,5 МПа);

Плотность бурового раствора должна быть как можно ближе к градиенту давлений горных пород, но быть в пределах описанных в пункте 2.7.3.3. «Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности».

Это позволит нам пробурить скважину без гидроразрыва пласта. Другими словами мы на диаграмме имеем две линии которые характеризуют градиент давления атм./м по отношению к глубине. Первая - градиент пластового давления, вторая - градиент гидроразрыва пласта, а третья наша линия будет характеризовать плотность бурового раствора, и она будет лежать между этими линиями ближе к первой (см. рис. 2).

Теперь необходимо определиться с глубиной спуска обсадных колонн.

Первой по счету идет «Направление». Согласно таблице 2.1. Направление должно перекрыть «четвертичную систему» это 50 метров. Но мы не можем опустить её ровно на 50 метров т.к. нам необходимо что бы снизу труба была зафиксирована в более устойчивые породу, поэтому к глубине прибавляем ещё 10 метров которые окажутся уже в «некрасовской серии» слой который обладает меньшим коэффициентом кавернозности. Таким образом, глубина спуска направления будет равна 60 метров.

Второй по счету идет «Кондуктор». С глубиной спуска кондуктора не так просто. Во первых кондуктором мы должны перекрыть водоносные пласты, а так же слой неустойчивых пород если исходить из этого, то тогда у нас кондуктор должен быть установлен в глинистую породу на глубине около 260 метров где заканчиваются пески и где мы имеем глины согласно таблице 2.2. Но так же прибавим в этому еще 40 метров которые обеспечат нам фиксацию кондуктора. Итого кондуктор спустим на глубину 300 метров.

Вторая проблема заключается в том, что башмак кондуктора это уязвимое место для ГРП. Если глубина спуска кондуктора будет не достаточна, таким образом при непредвиденном газонефтеводопроявлении, нефть может прорвать породу под башмаком кондуктора.

Схема представленная ниже показывает, каким образом происходит ГРП из-за не достаточной глубины спуска кондуктора.

Рисунок 1. Схема гидроразрыва пород под башмаком кондуктора

Для этого случая глубину спуска кондуктора определяют расчетным путем.

Расчет глубины спуска кондуктора.

Давление ГРП под башмаком кондуктора определяется по формуле 1.1

где,

H-глубина спуска кондуктора (башмак), м;

grad - градиент давления грп на заданной глубине, атм/м;

Внутреннее давление в скважине у башмака кондуктора определяется по формуле 1.2

где,

L- подошва продуктивного пласта, м;

Далее нам необходимо приравнять оба этих давления, что бы внутреннее пластовое было равно давлению ГРП.

Отсюда выражаем H:

Подставим числовые значения в формулу 1.3.

Получим:



Это мы определили глубину спуска кондуктора, которая необходима для того, что бы под башмаком давление пластовое внутреннее было таким же как и давлении гидроразрыва пород. Для того что бы обеспечить надежность, необходимо умножить еще и на коэффициент запаса 1,05. В результате чего мы получим окончательную глубину спуска кондуктора.

Третья по счету у нас «Эксплуатационная колонна». Её следует опускать до палеозоя, таким образом она будет иметь глубину спуска 2960 метров.

А непосредственно в сам палеозой мы опустим хвостовик. Он должен быть выше башмака эксплуатационной колонны на 150 метров согласно «Правилам безопасности нефтяной и газовой промышленности».

Рисунок 2. Диаграмма плотностей бурового раствора, градиента пластового давления и градиента гидроразрыва пород в зависимости от глубины. А так же конструкцию скважины.

Все данные конструкции скважины занесем в отдельную таблицу 1.1

Таблица 1.1

Данные расчета конструкции скважины
	Диаметр, мм	Интервал, м
	Колонна	Долото	Спуск	Цементир-е
Направление	323.9	393,7	60	0-60
Кондуктор	244,5	295,3	650	0-650
Эксплуатационная	168,3	215,9	2960	0-1960 1960-2960
Хвостовик	139,7	114,1	2810-3050	2810-3050

2.3 Расчет давления при цементировании скважины

Кондуктор (глубина 650 метров).

Расход жидкости цементировочного агрегата 15,1 л/с.

Плотность раствора

Определяем давление гидроразрыва пласта на глубине 650 м.

Общее давление в результате цементирования на глубине 650 метров складывается из фактического верхнего и нижнего и гидравлических потерь.

В нашем случае одна порция верхняя.

Далее определяем коэффициент безопасности:



Это меньше чем 0,95 следовательно мы имеем нормальные условия цементирования.

Эксплуатационная колонна (глубина 2960 метров).

Расход жидкости цементировочного агрегата 15,1 л/с.

Плотность нижней порции раствора

Плотность верхней порции раствора

Определяем давление гидроразрыва пласта на глубине 2960 м.

Далее определяем давление цементного раствора на этой же глубине самой высокой плотности:

Это значительно выше, чем пластовое, следовательно, необходимо выбрать плотность ниже.

Выбрав даже самую низкую плотность цементировочного раствора, мы получаем высокое давление, которое не позволит нам зацементировать эксплуатационную колонну без ГРП. Таким образом, необходимо применить следующие меры.

Есть два решения этой проблемы:

1. Цементирование колонны не до устья.

2. Двухступенчатое цементирование.

Двухступенчатое цементирование.

Выполняется в два этапа, первый цементируют нижнюю часть колонны, потом верхнюю. Происходит это за счет муфты цементирования, которая работает как клапан, в который попадает шарик и закрывает канал в нижнюю часть колонны, а по периметру открываются специальные окна цементировочной муфты через которые цементный раствор поднимается вверх до устья.

Для начала необходимо определить, в каком месте мы установим это муфту. Именно от места её установки будет зависеть, насколько качественно мы зацементируем скважину.

Для начала стоит проанализировать таблицу нефтеносности 2.5. В ней мы видим верхний нефтеносный юрский пласт 2610-2670 метров. Именно этот интервал нам необходимо перекрыть как можно плотным цементным раствором. Обычно выбирают ещё 150 метров над кровлей продуктивного пласта. Мы выберем чуть более. Установим муфту цементирования на глубине 1960 метров.

Теперь необходимо проверить сможем ли мы зацементировать колонну без ГРП.

Расчет нижней ступени цементирования (1960-2960 метров).

Определяем коэффициент безопасности:



Это меньше чем 0,95 следовательно мы имеем нормальные условия цементирования.

Расчет верхней ступени цементирования (0-1960 метров).

Определяем коэффициент безопасности:

Это меньше чем 0,95 следовательно мы имеем нормальные условия цементирования.

Таким образом, мы определили интервалы двухступенчатого цементирования. Но двухступенчатое цементирование всегда имеет большую вероятность неудачного цементирования. Потому что муфта которая устанавливается на глубине должна сработать без проблем, проблема может возникнуть в том, что окошки на муфте попросту не откроются. В реальности стараются избегать двухступенчатого цементирования, слишком велики риски. Даже если окошки у муфты откроются, там вступает следующая сложность. Мы от забоя продавливаем раствор, он проходит через окошки и поднимается до устья, но когда он выходит из окошек, он образует язык, а это уже является большим недостатком. Цемент будет подниматься по языку. В итоге мы получим не качественное цементирование (см. рис. 3).



Рисунок 3. Схема образования цементировочных языков в результате двухступенчатого цементирования

Хвостовик (глубина 2810-3050 метров).

Расход жидкости цементировочного агрегата 9,8 л/с.

Плотность раствора

Определяем давление гидроразрыва пласта на глубине 3050 м.

Далее определяем давление цементного раствора на этой же глубине самой высокой плотности:

Давление нижнее (цементным раствором).

Давление верхнее (продавочной жидкостью).



Далее определяем коэффициент безопасности:

Это меньше чем 0,95 следовательно мы имеем нормальные условия цементирования.

2.4 Расчет объема цементного раствора необходимого для цементирования всей скважины

Объем цементного раствора определяется по формуле:

- коэффициент кавернозности;

- глубина цементирования, м;

- диаметр скважины (долота), м;

- внутренний диаметр обсадной колонны, м;

- наружный диаметр обсадной колонны, м;

- длина упорного стоп кольца, м;



2.5 Определение состава цементного раствора

Цементный раствор состоит из: портландцемента, воды и наполнителей.

Определяем, сколько нам потребуется цемента, наполнителя и цемента на каждую колонну.

Кондуктор (650 метров)

Эксплуатационная колонна 2 ступени.

Нижняя 1960 - 2960 метров.

Верхняя 0 - 1960 метров.

Хвостовик 2810-3050 метров

2.6 Оборудование для цементирования скважины на квартовом месторождении

ЦА 320М - цементировочный агрегат.

СМН20 - смесительная машина.

УО20 - установка осреднительная.

БМ700 - блок манифольда.

Цементировочная головка.

Заливочные пробки и другое мелкое оборудование (краны высокого давления, устройство для затворения раствора, гибкие шланги и.т.д.).

ЦА - служит для затворения цемента, закачивания цементного раствора в скважину, а так же для продавки цементного раствора в затрубное пространство. Кроме того, ЦА используют и для других работ: установка цементировочных пластов, нефтяных ванн, а так же испатыния колонны на герметичность.

С учетом характера работ ЦА изготовляют передвижными с монтажом всего оборудования на грузовых автомобилях.

На базе смонтированы: поршневой насос высокого давления для закачки и продавки ц.р. плунжерный насос низкого давления, замерные баки при помощи которых определяют количество жидкости закачиваемой в колонну при продавки ц.р.

Для централизованной обвязки ЦА и устья скважины применяют блок манифольда. Он состоит из коллектора выского давления для соединения ЦА с устьем скважины и коллектора низкого давления для распределения воды и продавочной жидкости подаваемой в скважину. БМ оборудован небольшим подъемным краном.

СМН20 смесительная машина, при помощи которой происходит цементирование скважины. Грузоподъемностью 20 тонн, но как правило в тяжелых условиях сибирских транспортных путей в неё загружают не более 16 тонн.

Установка осреднительная предназначена для того что бы цементировочный раствор доводился до однородного состояния.

В конце продавки работает лишь 1 агрегат т.е последние 2 куб.м. закачивает только 1 ЦА с расходом 5 л/с. (самая низкая скорость.) Это делается для того что бы поймать давление «стоп». Т.е. когда цементировочная пробка садиться на УКС.

Цементировочная головка - служит для проведения цементирования.

Типовая схема цементирования показана на рисунке 4.

Рисунок 4. Типовая схема цементирования скважины

2.7 Расчет необходимого количества смесительных машин для каждой колонны

Кондуктор 0 - 650 метров

Эксплуатационная колонна

Нижняя 1960 - 2960 метров

26,312 тонны = 2 СМН20.

Верхняя 0-1960 метров

41,346 тонны = 3 СМН20.

Хвостовик 2810-3050 метров

2,47 тонны = 1 СМН20.



Схема цементирования кондуктора

Схема цементирования эксплуатационной колонны (нижняя ступень)



Схема цементирования эксплуатационной колонны (верхняя ступень)

2.8 Заключительные работы и проверка результатов цементирования

Продолжительность проведения ОЗЦ:

Кондуктор - 16 часов ПЦТ1-50 портланд цемент 50 град.ц.

Промежуточная и эксплуатационная колонны - 24 часа ПЦТ1-100.

По истечению схватывания и твердения ц.р. в скважину спускают электротермометр для определения фактической высоты подъёма ц.р. Т.к. затвердевание цемента происходит с выделением тепла в районе 5-10 часов после его затвердевания. После определения фактической высоты подъёма ц.р. и его качества, приступают к обвязке устья скважины. Благодаря конструктивным особенностям обвязок, можно подвешивать промежуточные и эксплуатационные колонны на клиньях, что позволяет держать колонну в натянутом положении.



Заключение

В заключении хотелось бы отметить, что по моему мнению процесс цементирования каждой скважины следует разрабатывать индивидуально, не жалеть времени и средств на подготовку ствола скважины так как качественное крепление окупается при её эксплуатации. Мне кажется негативным процесс строительства скважины при котором основной упор делается на её скорейший пуск в эксплуатацию.



Литература

1. К.В. Иогансен «Спутник буровика».

2. А.Г. Калинин Н.А. Григорян Б.З. Султанов Справочник «Бурение наклонных скважин».

3. Е.М. Соловьев «Задачник по заканчиванию скважин».

4. А.Ф. Озеренко, А.К. Куксов и др., «Предупреждение и ликвидация газопроявлений при бурении скважин».

5. А.И. Булатов, Н.А. Сидоров, «Осложнения при креплении глубоких скважин».

1. Акбулатов Т.О. Методическое указание по дисциплине «Гидроаэромеханика в бурении».

2. К.В. Иогансен «Спутник буровика».

3. А.Г. Калинин Н.А. Григорян Б.З. Султанов Справочник «Бурение наклонных скважин».

4. Е.М. Соловьев «Задачник по заканчиванию скважин».

5. Материалы собранные при прохождении производственной и преддипломной практики.

6. А.И. Булатов, Н.А. Сидоров “Осложнения при креплении глубоких скважин” М. Недра, 1966.

7. И.А. Серенко, НА. Сидоров, А.Т. Кошелев “Повторное цементирование при строительстве иэксплуатации скважин”- М. Недра, 1988.

8. А.Ф. Озеренко и другие “Предупреждение и ликвидация газонефтепроявлений при бурении скважин”. М. Недра, 1978.

9. М.О. Ашрафьян “ Технология разобщения пластов в осложнённых условиях”. М. Недра, 1989.

Размещено на Allbest.ru