Проектирование строительства эксплуатационной скважины на нефть на Приобском месторождении

N = 0,3*11,36*(3025-2328)*cos6,6=2359,6 кгс.

Критическая сила (по Эйлеру) определяется по формуле

PКР =3,142*147043 /10,762=12522 кгс.

Стрела прогиба труб между центраторами с учетом растягивающего усилия определяется по формуле

f =2,91/[1+(2359,6/12522)2]=2,81 мм.

Так как f[f] принимается l = l1=10,76 м.

Необходимое количество центраторов в рассматриваемом интервале определяется по формуле:

n =[(2328-877)/10,76]+1=136 шт.

Выбираются для данного интервала центраторы ЦЦ-1-146/216, n =136 шт.

Расчёт центрирования обсадных колонн в интервале 727 - 877 м:

- глубина спуска обсадной колонны L = 3292 м;

- диаметр ствола скважины на рассматриваемом участке D = 0,2013 м;

- высота подъема цемента HЦ = 727 м;

- наружный диаметр обсадной колонны dН = 0,1461 м;

- внутренний диаметр обсадной колонны dВ = 0,133 м;

- зенитный угол наклона скважины на рассматриваемом участке б1 = 26,51;

- плотность облегчённого тампонажного раствора (интервал 727-2875 м) сОТ = 1500 кг/м3;

- плотность бурового раствора сБ = 1100 кг/м3 ;

- плотность продавочной жидкости сП = 1000 кг/м3;

- вес единицы длины обсадной колонны в воздухе q = 22,6 кгс/м;

- интервал центрирования колонны (верх-низ) hВ - hН = 727-877 м;

- допустимая нагрузка на центратор (для вертикальных участков ствола скважины и участков с углом наклона до 30-350 применяются центраторы типа ЦЦ-1) [Q] = 780 кгс;

- допустимая стрела прогиба [f] = 0,007326 м.

[f] = 0,33 (D-dН)/2, м. (2.147)

[f] =0,33*(0,1905-0,1461)/2=0,007326 м.

Предварительные расчеты. Жесткость труб обсадной колонны определяется по формуле

EI = (2,1*1010*3,14*0,14614/64)*(1-(0,133/0,1461)4)= 147043 кгс·м2.

Объем вытесненного тампонажного раствора на 1 метре обсадной колонны определяется по формуле

VТ =0,785*0,14612=0,01676 м3.

Вес вытесненного тампонажного раствора на 1 метре определяется по формуле

qт =0,01676*1500=25,14 кгс/м.

Внутренний объем 1 метра обсадной колонны определяется по формуле

VВ =0,785*0,1332=0,0139 м3.

Вес продавочной жидкости на 1 метре определяется по формуле

qп =0,0139*1000=13,9 кгс/м.

Вес 1 метра обсадной колонны с продавочной жидкостью определяется по формуле

qк =22,6+13,9=36,5 кгс/м.

Вес 1 метра обсадной колонны с продавочной жидкостью в цементном растворе определяется по формуле

qж =36,5-25,14=11,36 кгс/м.

Прижимающее усилие, действующее на центратор при расстоянии между центраторами 10 м определяется по формуле

P1 = 1,43*10*11,36*sin26,51=72,51 кгс.

Расстояние между центраторами по допустимой нагрузке на один центратор определяется по формуле

l1 =780/72,51=10,76 м.

Расчет расстояний между центраторами и количества центраторов. Стрела прогиба обсадной колонны от собственного веса определяется по формуле

f0 =(6,3*11,36*10,764*sin26,51)/ 147043=2,91 мм.

Растягивающее усилие от нижележащего участка обсадной колонны определяется по формуле

б2=(350*0+347*13,25+1550*26,51)/2148=21,270.

N = 0,3*11,36*(3025-877)*cos21,27=6821,73 кгс.

Критическая сила (по Эйлеру) определяется по формуле

PКР =3,142*147043/10,762=12522 кгс.

Стрела прогиба труб между центраторами с учетом растягивающего усилия определяется по формуле

f =2,91/[1+(6821,73/12522)2]=2,24 мм.

Так как f[f] принимается l = l1=10,76 м.

Необходимое количество центраторов в рассматриваемом интервале определяется по формуле

n =[(877-727)/10,76]+1=15 шт.

Выбираем для данного интервала центраторы ЦЦ-1-146/216, n =15 шт.

Все данные об центрировании колонны сводим в табл. 2.29.

Таблица 2.29 - Сведения о центраторах

Интервал, м	Расстояние м/у центраторами, м	Количество центраторов, шт
727 - 877	10,76	15
877 - 2328	10,76	136
2328 - 2675	20,9	18
2675 - 3025	10	4

Общее количество центраторов 173 штук.

6. Пакер

Пакер предназначен для изоляции заколонного пространства между скважиной и колоннами или между промежуточной колонной и эксплуатационной колонной, и для разделения двоих близко расположенных проницаемых горизонта.

Выбираем пакер гидравлический проходной с малогабаритным клапанным узлом типа ПДМ-146, для предотвращения возможных межпластовых перетоков.

В табл. 2.30. приведен список технологической оснастки эксплуатационной колонны.

Таблица 2.30 - Технологическая оснастка эксплуатационной колонны

Наименование	Обозначение	Количество, шт.
Цементировочная головка	ГУЦ 146*400	1
Разделительные пробки	ПЦН-140-168 ПВЦ-140-168	1 1
Обратный клапан	ЦКОД-146-1-ОТТМ	1
Башмак колонный	БКМ-146	1
Центратор	ЦЦ-1-146/216	173
Пакер заколонный	ПДМ-146	1

Расчет натяжения эксплуатационной колонны

Натяжение обсадной колонны необходимо для сохранения прямолинейной формы её незацементированной части путём компенсации веса и с учётом изменения температуры и давления. Если расчётное значение натяжения не удовлетворяет условию прочности колонны, то необходимо либо повысить прочность труб, либо увеличить высоту подъёма цемента.

Определяют как нижний, так и верхний предел натяжения обсадных колонн.

Нижний предел - минимальное значение усилия натяжения для скважин любого назначения выбирается по наибольшему значению из двух значений, рассчитанных по формуле [12]

QН = Q + б E F Д T 10-3 + 0,31* P* d2 103 - 0,655 *l *(D2 сР - d2 сВ)10-2, (2.148)

где QН - усилие натяжения, кН;

Q - вес свободной (незацементированной) части колонны, кН;

P - внутреннее устьевое давление в колонне при эксплуатации или при нагнетании, МПа;

l - длина свободной части колонны, м;

D, d - соответственно наружный и внутренний диаметры свободной части колонны, м;

F - площадь поперечного сечения тела трубы, м2;

сР, сВ - удельные веса жидкости за колонной и внутри неё в процессе эксплуатации, кг/м3;

б - коэффициент линейного расширения материала труб, 1/ 0С;

E - модуль упругости материала трубы, Па;

Д T - средняя температура нагрева (охлаждения) колонны, 0С.

Вес незацементированной части колонны определяется по формуле

Q=УGi, (2.149)

где Gi - вес секции, из которых состоит обсадная колонна, кН.

Q= 37,88+628*0,226=179,8 кН.

Внутреннее устьевое давление берется из расчета внутренних избыточных давлений

P = 7,72 МПа.

Длина свободной части эксплуатационной колонны

l= 727 м.

Имеются 3 секции эксплуатационной колонны, следовательно, будут рассчитываться средневзвешенные значения внутреннего диаметра колонн, площади поперечного сечения тела трубы и плотности жидкости в заколонном пространстве. Внешний диаметр эксплуатационной колоны

D=0,1461 м.

Внутренний диаметр колонны определяется как средневзвешенный диаметр по формуле

d= (0,1321*99+628*0,1331)/727=0,133 м.

Средневзвешенная площадь сечения тела трубы определяется по формуле

F=рУ((D2-d i2)*li)/4*L, (2.150)

где D - внешний диаметр обсадной колонны, м;

di - внутренний диаметр i-й секции обсадной колонны, м;

li - длина i-й секции обсадной колонны, м;

L - длина свободной части обсадной колонны, м.

F = 3,14*((0,14612-0,13212)*99+(0,14612-0,13312)*628)/ (4*727) = 0,0029 м2;

Средневзвешенная плотность жидкости в заколонном пространстве определяется по формуле

с=Усi*li/L, (2.151)

где сi - плотность i-й жидкости в заколонном пространстве, кг/м3;

li - интервал, в котором находится i-я жидкость, м;

L - длина свободной части обсадной колонны, м.

сР=(1100*332+1000*395)/727=1045 кг/м3.

Плотность жидкости в обсадной колонне во время эксплуатации равна плотности флюида сВ=730 кг/м3.

Среднюю температуру нагрева берут как среднюю величину по глубине по формуле

Д T = ((t3 - t1) + (t4 - t2)) / 2, (2.152)

где t1, t2 - температура колонны у верхнего и нижнего концов до эксплуатации, 0С (t1 принимают по среднегодовой температуре района бурения (-2 0С), t2 обычно принимают по геотермическому градиенту);

t3, t4 - температура колонны у верхнего и нижнего концов в процессе эксплуатации, 0С (t3 принимают температуре жидкости, движущейся по колонне (+400С)).

Температура t4 определяется по формуле

t 4 = t3+ (tзаб - t3) l / L, (2.153)

где tзаб - температура на забое, 0С;

l - длина свободной части колонны, м;

L - глубина скважины, м.

t1=-2 0С;

t2=31 0С;

t3=40 0С;

t4 = 40+ (97,2 - 40)*727 /3025=54 0С;

Д T = ((40 +2) + (54 - 31)) / 2=32,5 0С.

Коэффициент линейного расширения материала труб

б=12*10-6 1/0С.

Модуль упругости материала трубы

E=2,1*1011 Па.

QН = 180+12*10-6*2,1*1011*0,0029*32,5*10-3+0,31*7,72*0,1332*103-0,655*727*(0,14612*1045-0,1332*730)*10-2 =415,12 кН.

Номинальное усилие натяжения превышает вес незацементированной части обсадной колонны 415,12 кН > 179,8 кН, поэтому принимается исходная величина QН = 415,12 кН.

Верхний предел натяжения обсадных колонн:

QН ? QМАКС

QМАКС - допустимая осевая нагрузка на трубы колонны

QМАКС = QСТР/nСТР = 863/1,3 = 663,84 кН.

Так как значение QН попадает в интервал между нижним и верхним пределами натяжения обсадных колонн, то выбираем QН = 415,12 кН. Условие QН ? QМАКС выполняется.

2.5.2 Выбор режима спуска обсадных колонн

Подготовительные работы к спуску колонны

Крепление некоторого интервала ствола скважины обсадной колонны с последующим её цементированием - весьма важный и ответственный этап в строительстве скважины. От качества проведения этих работ в значительной степени зависит успешное выполнение последующих работ в скважине, её надёжность и долговечность.

Весь комплекс подготовительных мероприятий направлен на то, чтобы спуск обсадной колонны проходил без вынужденных остановок и перерывов, во время спуска обсадная колонна не подвергалась непредвиденным перегрузкам, опасным с точки зрения её целостности и нарушения профиля труб, и чтобы в скважину не попали трубы с дефектами, которые могут повлечь нарушение целостности обсадной колонны или потерю герметичности.

Спуск эксплуатационной колонны один из важных и трудоёмких процессов в строительстве скважин. Для благополучного спуска колонны необходимо провести ряд подготовительных работ таких как: подготовка колонны, ствола скважины и бурового оборудования.

Подготовка обсадных труб

Подготовка и проверка элементов обсадной колонны осуществляются прежде всего на трубной базе. Визуально осматривают все трубы, предназначенные для спуска и отбраковывают те из них, в которых обнаружены явные дефекты. После осмотра трубы подвергают инструментальному осмотру при помощи дефектоскопической установки, проверяют при помощи калибров конусность и шаг резьбы, подбирают муфты к трубам по величине натяга. Трубы, при осмотре которых дефектов не обнаружено, опрессовываются водой.

Обсадные трубы, поставленные на буровую, должны иметь комплектовочную ведомость, сертификаты или их копии на завезенные трубы, а также сведения о проверке и подготовке труб (опрессовке, дефектоскопии).

Соответствие внутреннего диаметра трубы номинальному проводится пропуском через трубу жесткого цилиндрического шаблона Диаметр шаблона должен быть меньше номинального на следующие величины:

- для труб 114-219 мм на 3 мм;

На трубах, отбракованных при шаблонировании, устойчивой светлой краской делается надпись "брак", трубы складируются в стороне буровой на отдельный стеллаж.

Необходимо проверять у всех труб группу прочности, толщину стенки, диаметр муфт, тип и состояние резьбы, давление опрессовки на поверхности в соответствии с ведомостью.

Замерять трубы необходимо стальной рулеткой, не имеющей наклонов, укладывать на стеллажи (предохраняя от ударов) маркировкой вверх в последовательности, предусмотренной планом работ, муфтовые концы должны располагаться на одной прямой и быть обращены в сторону буровой.

Транспортирование труб без предохранительных колец и ниппелей, а также перетаскивание их волоком и сбрасывание запрещается;

При укладке труб на стеллажи необходимо снять предохранительные кольца и ниппели, очистить, промыть соляркой и протереть насухо, после чего на ниппельный конец вновь навернуть предохранительные кольца (если заводом-изготовителем не предусмотрена смазка резьб, нанесенная непосредственно на заводе).

Применение металлических щеток или иных металлических приспособлений для очистки резьбы запрещается, в связи с наличием в муфтах покрытия из мягкого металла для дополнительной герметичности резьбы.

Данные о количестве и характеристике труб в каждом ряду необходимо записать в ведомость по форме:

- номер трубы по порядку спуска;

- условный диаметр трубы;

- толщина стенки;

- группа прочности стали;

- длина трубы;

- нарастающая длина колонны;

- дата выпуска трубы;

- завод-изготовитель;

- тип резьбы;

- давление опрессовки на поверхности;

- маркировка трубной базы;

Для замены дефектных труб на буровую должны доставляться резервные трубы максимальной (по расчету) группы прочности одного или нескольких типоразмеров в зависимости от конструкции обсадной колонны в количестве 30-50 м на каждые 1000 м длины. Общая длина доставленных труб должна на 5% превышать длину обсадной колонны. Следовательно, в проектируемом случае длина колонны определяется по формуле

L=1,05Lскв, (2.154)

где Lскв - длина скважины по стволу, м.

L=3025*1,05=3176 м.

Внешним осмотром определить качество заводского соединения муфты. Характерным признаком некачественного свинчивания является большое расстояние между торцом муфты и последней риской резьбы (более 1 нитки).

Необходимо проверять соответствие присоединительных резьб труб, на которые навинчиваются башмак, ЦКОД и другие элементы оснастки. При несоответствии типов резьб запрещается перенарезка резьб на башмаке, ЦКОДе и др. элементах оснастки. Для этих целей должны быть использованы проверенные и опрессованные переводные трубы.

Все изготовленные трубной базой переводные трубы, патрубки и переводники должны завозиться на буровую вместе с актами об их опрессовке.

Вместе с трубами на буровую доставляют элементы технической оснастки обсадной колонны: центрирующие фонари, скребки, башмак, обратный клапан, стоп - кольцо.

Подготовка ствола скважины

В процессе последнего долбления параметры промывочной жидкости следует привести в соответствие с требованиями ГТН и «Карты поинтервальной обработки промывочной жидкости».

После окончания последнего долбления произвести промывку скважины в течении 1,5- 2 циклов циркуляции с максимально возможной при данной глубине скважины производительностью насосов.

Электрометрические работы производить через бурильный инструмент, низ которой оборудован воронкой.

В процессе электрометрических работ производить расхаживание бурового инструмента на длину свечи после каждого подъёма каротажного прибора, но не реже, чем через 2 часа. Через каждые 6 часов электрометрических работ ствол скважины необходимо промыть.

В случае продолжительности электрометрических работ более 16 часов, наличия в стволе сужения или желобных выработок, а также затяжек при подъёме бурильных труб, ствол скважины необходимо прошаблонировать компоновкой инструмента, применяемой при последнем долблении. Скорость проработки ствола перед спуском должен быть 100 - 120 м/час, при производительности насосов 30 - 32 л/с. После проведения геофизических работ, спустить воронку до забоя и промыть скважины. Во время промывки скважины довести параметры промывочной жидкости в соответствии с ГТН.

Готовность ствола скважины к спуску обсадной колонны необходимо отметить соответствующей записью в журнале.

Подготовка бурового оборудования

Задача подготовки оборудования в обеспечении безотказной работы и создание благоприятных условий для работы буровой бригады. Одновременно на буровую должны быть доставлены весь необходимый инструмент и материалы.

При проверке бурового оборудования буровая бригада проверяет буровое и силовое оборудование. Особое внимание обращают на надежность крепления и исправность буровой лебедки и ее тормозной системы, проверяют исправность буровых насосов и заменяют изношенные детали, проверяют состояние вышки и ее талевой системы, тщательно проверяют стояние крюка, талевого блока, кронблока, проверяют состояние контрольно-измерительных приборов на буровой. Подготавливают рабочее место у устья скважины.

Технологический режим спуска колонн

Технологический режим спуска обсадных колонн зависит от геологических, технических, технологических условий проводки скважины и её конструкции.

К спуску обсадной колонны приступают сразу же, как только закончен подъём бурильных труб после промывки скважины.

Спуск колонны не следует начинать без плана работ на крепление скважины, акта на подготовку труб на СЦТБ, разрешения главного инженера, графика дежурства ИТР при спуске.

Спуск колонны должен осуществляется с применением двух элеваторов.

При затаскивании на буровую трубы прошаблонировать. На буровой снимают предохранительное кольцо, очищают резьбу, наносят смазку. Подготовку резьб, приготовление двухкомпонентных составов смазки на буровой, нанесение состава на резьбы необходимо осуществлять в соответствии с инструкциями по их применению. В любом случае до смазки резьба должна быть очищена неметаллической щеткой или другим приспособлением, обезжирена и протерта насухо с принятием мер по предотвращению загрязнения и попадания влаги перед смазкой и свинчиванием.

Для свинчивания и закрепления резьбовых соединений необходимо использовать специальные автоматические ключи, как правило, с гидравлическим приводом. Ключи оборудуются моментомером.

До подачи на мостки буровой к ротору длина каждой трубы и встраиваемых в колонну элементов технологической оснастки должны быть подвергнуты контрольному измерению рулеткой и записана мелом.

Башмак обсадной колонны должен навинчиваться «на весу» после затаскивания обсадной трубы и закрепляться на роторе.

Спуск колонны производить плавно без резких рывков и торможений, а также не поднимая её и не расхаживая. Скорость спуска колонны до кровли должна быть не более 0,5 м/с, до забоя 0,3м/с.

Обсадную колонну спускают с помощью клинового захвата и одного элеватора. Возможность спуска обсадной колонны на клиновых захватах с учетом коэффициента запаса определяем по формуле [12]

QPK/nИ. (2.155)

PK=(F*GT*X*103)/(1+dСР/4*L*tg()), (2.156)

где Q - допускаемый вес, кН;

F - площадь сечения трубы, м2;

GT - предел текучести материала трубы, МПа (для стали группы прочности Д 380 МПа);

Х - коэффициент охвата, МПа (0,78Х1);

dСР - средний диаметр трубы, мм

dСР=(DH+dВН)/2, (2.157)

dВН - внутренний диаметр колонны (берется как средневзвешенный), мм;

L - длина плашек клина, мм;

- угол уклона клина [=9027'15'' (уклон 1 к 6)];

- угол внутреннего трения (для углеродистых сталей 70).

F=3,14*(0,14612-0,1332)/4=0,0029 м2.

dСР=(0,1461+0,133)/2=0,1396 мм.

PK=(0,0029*380*1*103)/(1+0,1396/4*300*tg(9,5+7))=1102 т.

Q1102/1,3=847,7 кН.

Так как суммарный вес секций 701,644 кН не превышает предельной нагрузки на клинья, то всю колонну спускаем на клиновых захватах.

После окончания спуска колонну оставляют подвешенной на буровом крюке, а скважину промывают. Разгрузка обсадной колонны на забой скважины категорически запрещается.

При возникновении посадок необходимо:

- восстановить циркуляцию;

- произвести расхаживание колонны с промывкой.

После окончания допуска колонны до проектной глубины следует промыть скважину в течение 1,5-2-х циклов циркуляции.

В процессе любых промывок скважины необходимо:

- контролировать состояние бурового раствора с обработкой в случае необходимости и поддержанием параметров в соответствие ГТН;

- контролировать характер циркуляции с целью своевременного обнаружения поглощений или флюидопроявлений;

- контролировать наличие в буровом растворе пластовой воды, нефти или газа, в том числе с помощью газоанализатора;

- вести тщательную очистку бурового раствора.

Разгрузка обсадной колонны на забой скважины категорически запрещается.

Организация работ по цементированию скважины

Цементировочная техника должна прибыть на буровую в рабочем состоянии за 2 часа до окончания спуска колонны. Прибывшую тампонажную технику необходимо подготовить к работе и расставить на площадке перед буровой установкой, согласно разработанной схеме. Необходимо: завести на буровую необходимое количество тампонажных материалов; подготовить расчётный объём воды (нагретой в зимнее время до 500С); произвести опрессовку нагнетательной линии на полуторократное ожидаемое в процессе цементирования максимальное давление.

После окончания промывки скважины на верхний конец обсадной колонны навинчивают цементировочную головку, боковые отводы с помощью нагнетательных линий соединяют с цементировочными агрегатами.

Для предупреждения порыва колонны от гидравлического удара при посадке разделительной пробки на кольцо «стоп » последние 2 м3 продавочной жидкости закачиваются с наименьшей производительностью одним цементировочным агрегатом.

После посадки пробки, давление в колонне начнёт резко возрастать, что служит сигналом окончания закачки продавочной жидкости. Все краны на цементировочной головке закрывают, а скважину оставляют в покое на срок, необходимый для превращения тампонажной смеси в тампонажный камень (ОЗЦ 24 часа).

2.5.3 Выбор способа цементирования обсадных колонн

Цементирование скважин наиболее ответственный этап в строительстве скважин. Значение цементировочных работ, обуславливается тем, что они являются заключительным этапом, и неудачи при их выполнении могут свести к минимуму успех предыдущей работы вплоть до полной потери скважины.

Так как градиенты гидроразрыва пород малоразличаются по всему разрезу скважины и глубина скважины меньше 3000 м, то выбираем способ цементирования - прямое одноступенчатое [3].

Проектирование процесса цементирования начинаем с выбора состава и определения свойств трех жидкостей используемых при цементировании - буферной, тампонажного раствора и продавочной жидкости. При определении плотности облегчённого тампонажного раствора должно быть выполнено условие недопущения гидроразрыва пластов или поглощения раствора по формуле

PГСКП + РГДКП ? 0,95 PПГ или PГСКП + РГДКП ? 0,95 PГР (2.158)

где PГС - гидростатическое давление в кольцевом пространстве, МПа;

РГДКП - гидродинамические потери давления в кольцевом

пространстве, МПа;

PПГ - давление начала поглощения, МПа;

PГР - давление гидроразрыва пород на забое скважины или в интервале пласта с наименьшим градиентом гидроразрыва, МПа.

Гидродинамическое давление в кольцевом пространстве определяется по формуле

РГДКП = (·срвз·vкп2·L·10-6)/2(DСКВ ·k0,5 - dН), (2.159)

где = 0,035 - коэффициент гидравлического сопротивления;

срвз- средневзвешенная плотность растворов за колонной в конце продавки, кг/м3;

vкп = 0,4м/с скорость восходящего потока за колонной в конце продавки;

L = 3025 м - длина ствола;

DСКВ = 0,1905 м - диаметр ствола скважины;

k = 1,22 - коэффициент кавернозности;

dН - наружный диаметр обсадной колонны, = 0,1461.

PГР = 0.02*790+0.017*(1620-790)+0.0165*(2040-1620)+0.0162*(2170-2040)+0.016*(2800-2170) = 49.026 МПа;

Тогда

РГДКП = (0,035*1766*0,42*3025*10-6)/2*(0,1905 *1,220,5 - 0,1461)=0,23 МПа.

PГСКП=(1100*312+1000*338+2000*1500+1850*150)*9,81=38,83 МПа.

Следовательно, условие выполняется

38,83+0,22?49,03*0,95;

39,05?46,58.

Для нахождения плотности облегчённого тампонажного раствора необходимо определить средневзвешенную плотность жидкости, заполняющей скважину.

Выразим максимально возможную срвз, при которой не будет гидроразрыва пласта

срвз =0,95 PГР 2(DСКВ ·k0,5 - dН)/(·vкп2·L·10-6+2 gH DСКВ k0,5- 2gH dН)= 0,95· 49026000· 2· (0,1905·1,220,5 - 0,1461)/(0,035·0,42·3025·10-6+2·9,81·2800· 0,1905·1,220,5- 2·9,81·2800·0,1461) = 1695,6 кг/м3.

Рассчитывается максимально допустимая тробл (максимально допустимая плотность облегчённого тампонажного раствора) по формуле

тробл=[срвз·H-(бж·hбж+тр·hтр+бр·hбр)]/hтробл, (2.160)

где бж - плотность буферной жидкости, бж=1000 кг/м3;

hбж - длина интервала, занимаемого буферной жидкостью, hбж =338 м;

бр - плотность бурового раствора, бр=1100 кг/м3;

hбр - длина интервала, занимаемого буровым раствором, hбр =312 м;

тр - плотность тампонажного раствора нормальной плотности, тр=1850 кг/м3;

hтр - длина интервала, занимаемого тампонажным раствором нормальной плотности, hтр=150 м;

hтробл - длина интервала, занимаемого облегчённым тампонажным раствором, hтробл=2000 м;

тробл =(1695,6·2800 - (1000·338 + 1850·150+1100*312)) /2000 = 1894,5 кг/м3.

Учитывая температуры на интервалах цементирования и полученные расчётные данные выбираем для цементирования скважины цементы:

1. ПЦТ I-100: В/Ц=0.44; тр=1850 кг/м3

2. ПЦТ III Об 5-50: В/Ц=1; тробл=1500 кг/м3

В табл. 2.31. представлены плотности тампонажных растворов по интервалам цементирования эксплуатационной колонны.

Таблица 2.31 - Плотность тампонажных растворов по интервалам

Плотность тампонажного раствора, кг/м3	Интервал (по стволу), м
1500	650-2875
1850	2875-3025

При использовании данных тампонажных растворов гидроразрыва пласта не будет, поэтому можно использовать одноступенчатый способ цементирования.

2.5.4 Выбор состава тампонажной смеси

Расчёт объёма тампонажной смеси и количества составных компонентов

Объём тампонажного раствора VТР (в м3) определяется как сумма объёма кольцевого пространства в межтрубном пространстве (кондуктор - эксплуатационная колонна), объёма кольцевого пространства между стенками скважины и наружными стенками обсадной колонны, с учётом коэффициента кавернозности, и объёма цементного стакана, который оставляют в колонне:

VТР = р [(D2СКВ k - D2ОК) (L - HК) + (d2КОН - D2ОК) HЦК + d2НОК hСТ] / 4 (2.161)

где k - коэффициент кавернозности;

DСКВ = 0,1905 м - диаметр скважины;

DОК = 0,1461 м - наружный диаметр обсадной колонны;

dКОН = 0,2013 м - внутренний диаметр кондуктора;

dНОК = 0,1321 м - внутренний диаметр низа обсадной колонны;

L = 3025 м - глубина скважины по стволу;

HК = 877 м - глубина спуска кондуктора по стволу;

HЦК = 150 м - высота подъёма цементного раствора от башмака кондуктора по стволу;

hСТ =30 м - высота цементного стакана в обсадной колонне (расстояние между башмаком обсадной колонны и местом установки кольца “Стоп”.

Hтр = 150 м - высота тампонажного раствора нормальной плотности.

Для облегчённого тампонажного раствора

(2.162)

Для тампонажного раствора нормальной плотности

(2.163)

Общий объём тампонажного раствора

Расчет количества компонентов сухой тампонажной смеси и жидкости для её затворения производят с учётом водотвёрдого (водоцементного) отношения рекомендуемого поставщиком и оптимальной плотности цементного раствора, которая для бездобавочного цемента равна 1850 кг/м3, а для облегчённого выбирается из условия недопущения гидроразрыва наиболее слабого пласта (тробл=1500 кг/м3).

Поскольку температура на забое - 97,2 оС, то выбирается ПЦТ-I-100 и рассчитывается плотность его твердой фазы (водоцементное отношение выбирается 0,44) по формуле

сТ = сТР / [1 - m (сТР / сЖ - 1)], (2.164)

где m - водоцементное отношение;

сТР - требуемая плотность тампонажного раствора, кг/м3;

сЖ - плотность жидкости затворения, кг/м3.

сТ =1,85/(1-0,44(1,85/1,0 - 1))=2955 кг/м3.

Плотность входит в заданный интервал для выбранного тампонажного цемента.

Для облегченного тампонажного (плотность 1,5 кг/м3) раствора выбирается - ПЦТ - III - Об 5 - 50 и рассчитывается плотность его твердой фазы (водоцементное отношение принимается равным 1) по формуле:

сТ = 1,5/(1-1(1,5/1,0 - 1))=3000 кг/м3.

Плотность входит в заданный интервал для выбранного тампонажного цемента.

Масса тампонажного материала G (в тоннах), необходимая для приготовления 1 м3 раствора определяется по формуле:

G = сТ (сТР - сЖ) / (сТ - сЖ), (2.165)

Тогда

Для ПЦТ-I-100:

G = 2955(1850-1000)/(2955-1000)=1284 кг.

Для ПЦТ - III - Об 5 - 50:

G = 3000(1500-1000)/(3000-1000)=750 кг.

Общая масса сухого тампонажного материала (в тоннах) для приготовления требуемого объема тампонажного раствора по формуле

GСУХ = KЦ G VТР, (2.166)

где КЦ = 1,03ч1,05 - коэффициент, учитывающий потери тампонажного материала при погрузочно-разгрузочных работах.

Тогда

Для ПЦТ-I-100:

GСУХ = KЦ G VТР=1,04*1284*3,11=4152 кг.

Для ПЦТ - III - Об 5 - 50:

GСУХ = KЦ G VТР=1,04*750*38,22=29812 кг.

Расход сухого тампонажного материала на 1 м3 воды затворения (в тоннах) определяется по формуле

G1 = сТ m (2.167)

Для ПЦТ-I-100:

G1 = сТ m=2955*0,44=1300 кг.

Для ПЦТ - III - Об 5 - 50:

G1 = сТ m=3000*1=3000 кг.

Полный объем воды для затворения общей массы сухого тампонажного материала (в м3) определяется по формуле

VВ=КВ GСУХ / G1, (2.168)

где КВ = 1,08ч1,10 - коэффициент, учитывающий потери воды.

Тогда

Для ПЦТ-I-100:

VВ=КВ GСУХ / G1 =1,09* 4152/1300=3,48 м3.

Для ПЦТ - III - Об 5 - 50:

VВ=КВ GСУХ / G1 =1,09* 29812/3000=10,83 м3.

Полный объём воды VВ для затворения общей массы сухого облегчённого и нормального тампонажных материалов

VВ = VВ тр + VВ отр =3,48 + 10,83 = 14,31 м3.

Обоснование типа и расчёт объема буферной и продавочной жидкостей

Буферная жидкость служит для разделения тампонажной смеси от глинистого раствора, находящегося в скважине и закачивается в обсадную колонну перед тампонажной смесью. Кроме того, при движении в затрубном пространстве впереди тампонажной смеси столб буферной жидкости очищает стенки скважины от глинистой корки, что способствует повышению качества цементирования.

Объем буферной жидкости для цементирования эксплуатационной колонны зависит от времени контакта для эффективной очистки затрубного пространства и определяется как произведение:

VБЖ = SК vВП t (2.169)

где SК = р (D2СКВ k - d2н) / 4 - площадь затрубного (кольцевого) пространства,

SК = 3,14· (0,19012·1,22 - 0,14612)/4= 0,0178 м2; (2.170)

vВП - скорость восходящего потока, =1,8м/с;

t - время контакта, с (в соответствии с РД 39-00147001-767-2000 принимается равным 480ч600 с при турбулентном течении и 600ч900 при ламинарном и течении) = 550 с;

VБЖ = SК· vВП · t =0,0178·1,8·550= 17,622 м3. (2.171)

При определении объёма буферной жидкости с плотностью меньше плотности бурового раствора при вскрытых нефтегазовых пластах следует также учитывать возможность газонефтепроявления за счёт снижения забойного давления во время продавки этой жидкости в заколонное пространство. В этом случае допускается снижение репрессии на пласт до 2,5 %. Исходя из этого допущения, получена формула, определяющая максимально допустимый объём буферной жидкостиVбж в м3:

(2.172)

где бр и бж - плотности бурового раствора и буферной жидкости, кг/м3;

Р - величина репрессии в соответствии с правилами безопасности в нефтегазовой промышленности, Па;

Р = 0,025· РПЛ = 0,025*26,51*106 = 662750 Па; (2.173)

Sк - площадь сечения затрубного простанства, м2;

- средневзвешенный зенитный угол в интервале расположения буферной жидкости после её полного выхода из под башмака цементируемой колонны, град;

g - ускорение свободного падения, м/с2;

Высота столба БЖ (НБЖ) определяется по формуле

(2.174)

Тогда

.

VБЖ = 0,5·662750·0,0178/(cos26,51·(1100-1000) ·9,81) = 6,72 м3.

Принимаем VБЖ равный 6,72 м3.

Исходя из геологических условий выбираем буферную жидкость на основе МБП-М-100, для приготовления которой на 1 м3 технической воды добавляется 0,5% смеси полифосфатов и 0,5% смеси ненонола АФ-12 или АФ-25.

VБЖ=6,72 м3, следовательно:

m(полифосфатов)=5кг/ м3*6,72 м3=33,6 кг.

m(неонола)=5кг/ м3*6,72 м3=33,6 кг.

Продавочная жидкость служит для продавки тампонажной смеси из обсадной колонны в затрубное пространство. Расчёт необходимого количества продавочной жидкости VПР выполняем по формуле, м3

VПР = kПР р [(d2ОК L - d2НОК hСТ] / 4, (2.175)

где kПР - коэффициент, учитывающий сжатие продавочной жидкости (для глинистого раствора kПР = 1,03 - 1,05).

dОК - средневзвешенный внутренний диаметр обсадной колонны, м

dОК =((0,1461-2*0,007)*150+(0,1461-2*0,0065)*2776+(0,1461-2*0,007)*99)/3025=0,133 мм.

VПР = 1,04•3,14•(0,1332•3025 - 0,13212•30) / 4 = 43,258 м3.



2.5.5 Расчёт параметров и технология цементирования

Гидравлический расчет цементирования обсадных колонн проводят для определения необходимой суммарной подачи цементировочных агрегатов Q из условия обеспечения максимально возможной скорости восходящего потока бурового и тампонажного растворов в затрубном пространстве v, допустимого давления на цементировочной головке PЦГ и забое скважины PЗ (в интервале пласта с наименьшим градиентом гидроразрыва начала поглощения), а также для выбора цементировочного оборудования и определения продолжительности процесса цементирования tЦ. При этом принимаются следующие граничные условия:

PЦГ ? PЦграсч (2.176)

PЗ ? 0,95 PПГ или PЗ ? 0,95 (2.177)

tЦ = tЦЕМ+15 мин ? 0,75 tЗАГ, (2.177)

где PУ - максимальное ожидаемое внутреннее избыточное давление на устье, МПа;

PЦграсч - максимальное давление на цементировочной головке, найденное в расчётах обсадной колонны на прочность, МПа;

PПГ - давление начала поглощения, МПа;

PГР - давление гидроразрыва пород на забое скважины или в интервале пласта с наименьшим градиентом гидроразрыва, МПа;

tЦЕМ - затраты времени на закачивание и продавливание тампонажного раствора, мин;

tЗАГ - время загустевания тампонажного раствора, определяемое консистометром, мин (для ПЦТ III-Об 5-100 равно 120 мин);

15 мин - дополнительное время, необходимое для вывода цементосмесительной машины на режим, освобождения продавочной пробки и получения сигнала “Стоп”.

Гидравлический расчет цементирования скважин проводят в следующем порядке.

Максимальное ожидаемое давление на цементировочной головке РЦГ (в МПа) рассчитывают по формуле

РЦГ = ? PГС + PТ + PК + PСТ, (2.178)

где ? PГС - максимальная ожидаемая разность гидростатических давлений в затрубном пространстве и в трубах в конце процесса цементирования, МПа;

PТ, PК - гидравлические сопротивления соответственно в трубах и в затрубном пространстве при принятом значении v, МПа;

PСТ = 2,5 ч 3 МПа - давление момента “Стоп”.

Разность гидростатических давлений определяют по формуле

? PГС =0.001*(ссрвзКП-ссрвзОК)*g*H; (2.179)

ссрвзКП=(стр*Hтр+ соблтр*Hоблтр+ сбж*Hбж+ сбр*Hбр )/H (2.180)

ссрвзОК=(стр*Hтр+ спр*Hпр)/H (2.181)

где L1 - глубина скважины по вертикали, м;

Н1 -- высота подъема тампонажного раствора от башмака колонны по вертикали, м;

h1 -- высота цементного стакана в колонне по вертикали, м;

сПР - плотность продавочной жидкости г/см3.

ссрвзКП=(1850*150 + 1500*2000 + 1000*338+1100*312)/2800 = 1413,82 кг/м3;

ссрвзОК=(1850*30 + 1000*2770)/2800 = 1009,1 кг/м3;

? PГС = 0,001*(1,414 - 1,0091)*9,81*2800 = 11,12 МПа.

Гидравлические сопротивления внутри обсадной колонны РТ и в затрубном пространстве РК (в МПа) в конце продавки тампонажной смеси находят по формулам Дарси-Вейсбаха:

РТ = УРТi (2.182)

PТi = 8,11 лТ сПР Q2 Li / d5ОКi (2.183)

PК = 8,11 лК Q2 {сТР(ср вз в необсаж части ствола) (L - l) / [(DСКВ•k0,5 - DОК )3 (DCКВ •k0,5 + DОК)2]+сСРВЗВ(в интервале кондуктора) l / [(dКОН - DОК )3 (dКОН + DОК)2]}; (2.184)

сТР(ср вз в необсаж части ствола)=( сТРобл*HТРобл+ сТР*HТР)/(H-Hк); (2.185)

сСРВЗВ(в интервале кондуктора)=( сБР*HБР+ сБЖ*HБЖ+ сТРобл*HТРобл)/Hк; (2.186)

где лТ, К - коэффициенты гидравлических сопротивлений внутри обсадной колонны и кольцевом пространстве, для практических расчетов принимаются равными 0,02 и 0,035 соответственно;

DСКВ, DОК, dКОН - соответственно средний диаметр скважины, наружный диаметр обсадной колонны и внутренний диаметр кондуктора;

Q - производительность закачки раствора, л/с;

L - длина обсадной колонны, м;

l - длина кондуктора, м;

dОКi - внутренние диаметры секций обсадной колонны, см;

РТi - гидравлические сопротивления внутри секций обсадной колонны,

имеющих диаметры dОКi, МПа;

Li - длина секций обсадной колонны, м;

сСРВЗВ - средневзвешенная плотность раствора в кондукторе в конце продавки тампонажной смеси, г/см3. Равна сТР при цементировании колонны до устья;

сПР - плотность продавочной жидкости, г/см3.

сТР(ср вз в необсаж части ствола)=(1500*2000 + 1850*150)/(2800-800) = 1638,7 кг/м3;

сСРВЗВ(в интервале кондуктора)=(1100*312+1000*338+1500*150)/800 = 1132,75 кг/м3;

PК = 8,11*0,035*5,832*[(1,638*(3025-877)/(((19,05*1,220,5-14,61)3* (19,05*1,220,5+14,61)2) + 1,132*877/((20,13-14,61)3*(20,13+14,61)2)]=0,1 МПа.

PТ=8,11*0,02*1*5,832*((150/13,215)+(2776/13,315)+(99/13,215)) = 0,04 МПа.

Производительность закачки цементного и бурового растворов (в л/с)

Q = 0,785(D2СКВ•k0,5 - D2ОК) v (2.187)

где v - скорость подъёма тампонажного раствора в кольцевом пространстве в конце продавки =0,4м/с.

Q = 0,0785*(19,052*1,1-14,612)*0,4 = 5,83 л/с.

Максимальное ожидаемое давление на забое скважины РЗ (в МПа) равно:

PЗ = PГС + PК, (2.188)

где PГС - гидростатическое давление на забой со стороны составного столба тампонажного раствора, буферной жидкости и бурового растворов (в МПа)

PГС =0,001*ссрвзКП*g*H; (2.189)

PГС = 0,001*1,087*9,81*2800 = 29,86 МПа.

PЗ =29,86+0,1= 29,96 МПа.

РЦГ =11,12+0,04+0,1+3 = 14,26 МПа.

По вычисленным PЦГ и PЗ проверяютcя следующие условия:

PЦГ ?21,98 МПа

PЗ ? 46,57 МПа;

Условия выполняются.

Давление на цементировочных насосах цементировочных агрегатов РЦА (в МПа)

РЦА ? РЦГ / 0,8 (2.190)

РЦА ? 14,26/0,8 = 17,825 МПа.

По расчетным значениям Q и PЦА выбираем агрегат ЦА-320А.

У агрегата производительность на 2 - й скорости QЦА = 5,1 л/с, при диаметре втулки 127 мм, давление PЦА = 18,5 МПа, т.е. заданный режим по давлению обеспечится при использовании этого цементировочного агрегата.

В табл. 2.32. представлены параметры работы насоса агрегата ЦА-320А при диаметре втулки 127 мм.

Таблица 2.32 - Подача и давление цементировочного агрегата ЦА-320А

Передача	Давление (МПа) при диаметре поршня, мм	Производительность (л/сек) при диаметре поршня, мм
	127	127
2	18,5	5,1
3	9,5	9,8
4	6,1	15,1
5	4,0	23,0

По расчетным значениям Q и PЦА выбирают тип цементировочных агрегатов (ЦА), количество которых определяется из соотношения:

, (2.191)

где q -- производительность одного ЦА на второй скорости при давлении РЦА;

1 - резервный агрегат.

n=5,83/5,1+1=2,143=3 агрегата.

Так как скорость восходящего потока не более 0,4 м/с принимаем n = 3 (2 основных агрегата и 1 резервный агрегат).

Определим максимальную подачу, которую развивают 2 агрегата на максимальной передаче

QМАХ=q5*n=23*2=46 л/с. (2.192)

где q5- идеальная подача на 5-ой передаче, л/с;

n - количество ЦА без учёта резервного;

Теперь проверим, возможно, ли закачать тампонажный раствор до забоя в режиме ускоренной закачкой

QМАКС ? v [0,95 PГР - 0,001 g L1 ссрвз] / 8,11 лК {ссрвз(в необсаж части ствола) (L - l) / [(DСКВ •k0,5 - DОК )3 (DCКВ•k0,5 + DОК)2] + сСРВЗВ l / [(dКОН - DОК )3 (dКОН + DОК)2]}

QМАКС ? v[0,95·49,026-0,001·9,81·2800·1,087]/8,11·0,035·{1,082·2148/ [(19,05·1,220,5-14,61)3·(19,05·1,220,5+14,61)2]+1,1·877/[(20,13-14,61)3·(20,13+ 14,61)2]}=71,17 л/с.

46 л/с < 71,17 л/с.

Следовательно, до забоя можно закачивать тампонажный раствор в режиме ускоренной закачки.

Приготовление тампонажных растворов для изоляции продуктивных горизонтов должно производиться в отдельной осреднительной емкости с целью получения однородной смеси и качественного разобщения пластов. Рассчитаем дополнительное количество цементировочных агрегатов, которые будут качать тампонажный раствор в эту ёмкость.

Так как потери давления в циркуляционной системе насосного агрегата пренебрежимо малы, целесообразно качать тампонажный раствор в осреднительную ёмкость при максимальном диаметре втулок (127 мм).

Для обеспечения QMAX. = 49 л/с при продавке тампонажного раствора в скважину необходимо иметь запас по суммарной производительности агрегатов работающих на осреднительную ёмкость. На основании изложенного проектируем 3 дополнительных цементировочных агрегата.

Определим подачу этих агрегатов

QДОП. = 3*23 = 69 л/с.

Определим коэффициент запаса по производительности агрегатов работающих на осреднительную ёмкость

kОСР.ЁМК. = QДОП. / QMAX. = 69/46 = 1,5. (2.193)

Общее количество агрегатов, участвующих в цементировании скважины равно 5+1 резервный агрегат.

Выбираем тип цементосмесительных машин УС6-30Н(У).

Требуемое количество цементосмесительных машин m определяется по формуле

m = QV / qСМ, (2.194)

где qСМ - производительность одной цементосмесительной машины, л/с. QV - подача на 5-ой передаче 2-х цементировочных агрегатов.

m =46/27=1,7=> 2.

Требуемое количество цементосмесительных машин принимаем равным 2.

По количеству необходимого сухого порошка, затариваемого в смесительные машины, их количество находится по формуле

nС.М. = УG/G1, (2.195)

где УG - суммарное количество сухого порошка, необходимого для проведения цементирования.

Но так как тампонажные цементы не должны смешиваться, то расчет количества цементосмесительных машин ведем для каждого цемента отдельно.

Для ПЦТ-I-100:

nС.М. = (GСУХ.)Н./ 18 = 4,152/18=0,23=1.

Для ПЦТ - III - Об 5 - 50:

nС.М. = (GСУХ.)ОБ. /18 = 29,812/18=1,65=2.

Принимается nС.М. = 3.

Таким образом, необходимое число смесительных машин составляет 3 машины. Следовательно, число цементировочных агрегатов, работающих на осреднительную емкость необходимо принять равным трем.

Технологический режим цементирования скважины

Расчёт режимов закачки растворов начинается с построения графика изменения давлений на цементировочной головке в зависимости от суммарного объёма закаченных растворов. График строится по трём характерным точкам, между которыми изменение давления на цементировочной головке с некоторой долей условности считают линейным. Это точка начала закачки тампонажного раствора в обсадную колонну, в которой давление на цементировочной головке равно сумме гидравлических сопротивлений в колонне и кольцевом пространстве, точка, соответствующая моменту прихода тампонажного раствора на забой, когда давление на цементировочной головке минимально и точка в конце продавки тампонажного раствора, в которой давление на цементировочной головке максимально.

Максимальное давление на цементировочной головке, без учёта давления “Стоп” в конце продавки тампонажной смеси РЦ может быть найдено по формуле

РЦ = РЦГ - РСТ, (2.196)

РЦ = 14,26-3=11,26 МПа;

Затем рассчитывается давление, которое возникает на цементировочной головке в момент прихода тампонажной смеси на забой, Р1Ц (в МПа)

Р1Ц = ? P1ГС + P1Т + P1К (2.197)

где ? P1ГС - максимальная ожидаемая разность гидростатических давлений в затрубном пространстве и в трубах на момент прихода тампонажной смеси на забой, МПа (эта величина отрицательна);

P1Т, P1К - гидравлические сопротивления соответственно в трубах и в затрубном пространстве, МПа;

? P1ГС можно рассчитать по формуле

? P1ГС = 0.001*(ссрвзКП-ссрвзОК)*g*H; (2.198)

ссрвзКП=(сБЖ*HБЖ+ сБР*HБР)/ L =(1000*377 + 1100*2648)/3025=1087 м3; (2.199)

HБЖ=VБЖ/SК = 6,72/0,0178 = 377 м; (2.200)

HБР=H- HБЖ = 3025 - 377 = 2648 м; (2.201)

ссрвзОК=( спж.*Hпж стробл*Hтробл+ стр*Hтр)/L, (2.202)

ссрвзОК =(1000*47+1500*2754+1850*224)/3025 =1518 кг/м3;

Для определения Нтр (и облегчённого, и обычного) необходимо найти объём, занимаемый этими растворами. Для начала найдём средневзвешанный внутренний диаметр обсадной колонны

dОК(срвз)=(99*(0,1321)+2776*(0,1331)+150*(0,1312))/3025=0,133м

SК=(DСКВ2*k-DОК2)*р/4=(0,19052*1,22-0,14612)*3,14/4=0,0178 м2. (2.203)

Теперь найдём Hтробл=Vтробл/S=38,22*4/(3.14*0.1332)=2754 м. (2.204)

Hтр=Vтр/S=3,11*4/(3.14*0.1332)=224 м. (2.205)

Hпж= H - Hтр- Hтробл= 3025-224-2754=47 м. (2.206)

? P1ГС = 0,001*(1,087-1,518)*9,81*2800=-10,838 МПа.

В связи с тем, что величина Р1Ц будет иметь отрицательное значение, то закачку тампонажного раствора до забоя можно производить с максимальной производительностью, которая ограничивается только условием

P1З ? 0,95 PГР, (2.207)

Так как забойное давление с другой стороны равно P1З = P1ГС + P1К, условие можно переписать в виде

P1ГС + P1К ? 0,95 PГР, (2.208)

Записав выражение для гидростатического давления на забой P1ГС и преобразовав относительно гидравлического сопротивления в кольцевом пространстве PК получим

P1К ? 0,95 PГР - 0,001 g L1 сБР, (2.209)

где L1 - глубина скважины по вертикали, м;

сБР - плотность бурового раствора, г/см3.

Найдём гидравлические сопротивления в трубах Р1Т и кольцевом пространстве P1К (в МПа)

Р1Т = УРТi, (2.210)

P1Тi = 8,11 лТ сi Q2МАКС Li / d5ОКi (2.211)

P1К = 8,11 лК QСУМ2 {ссрвз(в необсаж части ствола) (L - l) / [(DСКВ•k0,5 - DОК )3 (DCКВ •k0,5 + DОК)2] + сСРВЗВ l / [(dКОН - DОК )3 (dКОН + DОК)2]},

где лТ, К - коэффициенты гидравлических сопротивлений внутри обсадной колонны и кольцевом пространстве, для практических расчетов принимаются равными 0,02 и 0,035 соответственно;

DСКВ, DОК, dОК - соответственно средний диаметр скважины, наружный диаметр обсадной колонны и внутренние диаметры участков обсадных труб, см;

L - длина обсадной колонны, м.

сi - плотность раствора в секциях обсадной колонны, г/см3. Она равна плотности тампонажного раствора сТР, если необходимый объём тампонажного раствора VТР ? VОК ;

Li - длина секций обсадной колонны, м;

dОКi - внутренние диаметр секций обсадной колонны, см.

P1К=8,11*0,035*462*{1,082*(3025-877) / [(19,05*1,220.5-14,61)3 * *(19,05*1,150.5+14,61)2] +1,1*877/[(20,13-14,61)3 *(20,13+14,61)2]}=6,98 МПа.

Найдём величину давления на цементировочной головке в момент прихода тампонажного раствора на забой

Р1Ц= -11,838+3,78+6,98= -1,078 МПа.

Давление на цементировочной головке в момент начала закачки тампонажного раствора в обсадную колонну Р0Ц (в МПа) равна сумме гидравлических сопротивлений в секциях обсадной колонны Р0Т и Р0К, которые рассчитываются по формулам

Р0Ц = Р0Т+ Р0К, (2.212)

Р0Т = УРТi, (2.213)

PТi = 8,11 лТ сБР Q2СУМ Li / d5ОКi, (2.214)

P0К = 8,11 лК Q2СУМ {сБР (L - l) / [(DСКВ •k0,5 - DОК )3 (DCКВ •k0,5 + DОК)2]+СБР l / [(dКОН - DОК )3 (dКОН + DОК)2]},

P0К = 8,11*0,035*462*{1,1*(3025-877) / [(19,05*1,220.5-14,61)3 * *(19,05*1,220.5+14,61)2] + 1,1*877 / [(20,13-14,61)3 *(20,13+14,61)2]}=7,0516 МПа.

Р0Ц = 2,74 + 7,0516 = 9,79 МПа.

По рекомендациям давление на цементировочной головке к конце продавки должно быть больше, чем в начале закачки тампонажного раствора в обсадную колонны. Условие не выполняется, следовательно закачку раствора нужно начинать на меньшей передаче. Максимально допустимый расход ТР на IV передаче при диаметре цилиндровой втулки насоса 127 мм определяется как сумма подач агрегатов. Подача на IV передаче равна 15,1 л/с, так как количество цементировочных агрегатов 2, то

QМАКС = 2 * 15,1 = 30,2 л/с

Найдём гидравлические сопротивления в трубах Р1Т и кольцевом пространстве P1К (в МПа)

Р1Т = УРТi, (2.215)

P1Тi = 8,11 лТ сi Q2МАКС Li / d5ОКi, (2.216)

P1К = 8,11 лК QСУМ2 {ссрвз(в необсаж части ствола) (L - l) / [(DСКВ•k0,5 - DОК )3 (DCКВ •k0,5 + DОК)2] + сСРВЗВ l / [(dКОН - DОК )3 (dКОН + DОК)2]},

где лТ, К - коэффициенты гидравлических сопротивлений внутри обсадной колонны и кольцевом пространстве, для практических расчетов принимаются равными 0,02 и 0,035 соответственно;

DСКВ, DОК, dОК - соответственно средний диаметр скважины, наружный диаметр обсадной колонны и внутренние диаметры участков обсадных труб, см;

L - длина обсадной колонны, м.

сi - плотность раствора в секциях обсадной колонны, г/см3. Она равна плотности тампонажного раствора сТР, если необходимый объём тампонажного раствора VТР ? VОК ;

Li - длина секций обсадной колонны, м;

dОКi - внутренние диаметр секций обсадной колонны, см.

P1К=8,11*0,035*30,22*{1,082*(3025-877) / [(19,05*1,220.5-14,61)3 * *(19,05*1,220.5+14,61)2] +1,1*877/[(20,13-14,61)3 *(20,13+14,61)2]}=3,01 МПа.

Найдём величину давления на цементировочной головке в момент прихода тампонажного раствора на забой

Р1Ц= -11,838+1,63+3,01= -7,198 МПа.

Давление на цементировочной головке в момент начала закачки тампонажного раствора в обсадную колонну Р0Ц (в МПа) равна сумме гидравлических сопротивлений в секциях обсадной колонны Р0Т и Р0К, которые рассчитываются по формулам

Р0Ц = Р0Т+ Р0К,

Р0Т = УРТi,

PТi = 8,11 лТ сБР Q2СУМ Li / d5ОКi,

P0К = 8,11 лК Q2СУМ {сБР (L - l) / [(DСКВ •k0,5 - DОК )3 (DCКВ •k0,5 + DОК)2] СБР l / [(dКОН - DОК )3 (dКОН + DОК)2]},

P0К = 8,11*0,035*30,22*{1,1*(3025-877) / [(19,05*1,220.5-14,61)3 * *(19,05*1,220.5+14,61)2] + 1,1*877 / [(20,13-14,61)3 *(20,13+14,61)2]}=3,0394 МПа

Р0Ц = 1,18 + 3,0394 = 4,22 МПа.

Проверим возможно ли осуществлять закачку тампонажного раствора в режиме максимальной подачи ЦА (4 передача для данных условий), должно выполняться условие

P0ГС + P0К ? 0,95 PГР, (2.217)

P0ГС= 0,001*сБР*g*HБР=0,001*1,1*9,8*2648=28,57 МПа. (2.218)

28,57+3,04=31,61<46,57

Следовательно, начать закачку ЦА можем на 4-ой передаче.

Давление на цементировочной головке в начале закачки тамонажного раствора в обсадную колонну не должно быть больше давления в конце продавки. По результатам расчёта это условие выполняется.

Таким образом, найдены необходимые для построения графика изменения давления на цементировочной головке величины давлений в моменты начала закачки тампонажного раствора Р0Ц=4,22 МПа, прихода тампонажного раствора на забой Р1Ц= -7,198 МПа и конца продавки РЦ=11,26 МПа (ординаты графика).

Следующий этап - определение суммарных закачанных объёмов УV в скважину при цементировании (абсциссы графика). Эти объёмы рассчитываются без учёта закачки буферной жидкости. На момент начала закачки тампонажного раствора объём УV0 равен нулю. В момент прихода тампонажного раствора на забой УV1 равна внутреннему объёму обсадной колонны VОК.

УV1=VОК=(рd2ОК(срвз)/4)*L, (2.219)

где L - длина скважины по стволу, м;

dОК - средневзвешенный внутренний диаметр обсадной колонны, м.

VОК=(3,14*0,1332/4)*3025=42 м3.

В конце продавки тампонажного раствора УV равен сумме объёмов тампонажного раствора VТР и продавочной жидкости VПР

УV =VТР+ VПР=41,33+43,258=84,5888 м3. (2.220)

На график накладываются горизонтальные линии соответствующие максимальным давлениям развиваемым цементировочным насосом цементировочных агрегатов на каждой передаче, от максимально допустимой до низшей передачи, предварительно умноженным на 0,8. То есть строятся графики Pi(V)·0,8, совмещённые с графиком изменения давления на цементировочной головке. Пересечения этих графиков дают возможность определить объёмы технологических жидкостей, откаченные цементировочными насосами на разных передачах Vi с расходами Qi=qi(n-1). Здесь n - число цементировочных агрегатов, qi подача цементировочного насоса на i-ой передаче.

По полученным данным строят график изменения давления на цементировочной головке (рис. 2.13).



Рис. 2.11 - График изменения давления на цементировочной головке и распределение закачки тампонажного раствора по скоростям

P2(V)?0,8=18,5*0,8=14,8 МПа; Q2 = q2(n-1)=5,1*2=10,2 л/с;

P3(V)?0,8=9,5*0,8=7,6 МПа; Q3 = q3(n-1)=9,8*2=19,6 л/с;

P4(V)?0,8=6,1*0,8=4,88 МПа; Q4 = q4(n-1)=15,1*2=30,2 л/с;

P5(V)?0,8=4,0*0,8=3,2 МПа. Q5 = q5(n-1)=23,0*2=46,0 л/с.

В табл. 2.33. представлены режимы работы цементировочных агрегатов.

Таблица 2.33 - Режимы работы цементировочных агрегатов

Скорость агрегата	Объем раствора закачиваемый на данной скорости, м3
V IV III II	62,24 7,63 6,28 8,44

Вычисляем общее время закачки и продавки тампонажного раствора tцем в минутах, по формуле

tцем = 16,7 УVi / (qi (n-1)) + 16,7 VII / qII, (2.221)

где qi- производительность одного цементировочного агрегата на i-ой передаче, л/с;

n - число цементировочных агрегатов;

Vi - объёмы, откаченные всеми задействованными цементировочными агрегатами на i-ой передаче, м3.

qII - производительность одного цементировочного агрегата на второй передаче до момента посадки цементировочной пробки на стоп, л/с;

VII - объём, откачиваемый одним цементировочным агрегатом до посадки цементировочной пробки на стоп-кольцо, равный VII = 1,0ч1,5 м3

tцем = 16,7*(62,24/46+7,63/30,2+6,28/19,6+8,44/10,2)+16,7*1/5,1 = 49,26 мин.