Двухступенчатое цементирование применяют в глубоких скважинах на нефть и газ. Его особенность заключается в том, что цементный раствор продавливается в затрубное пространство как через низ обсадной колонны, так и через отверстия в специальной заливочной муфте, которую устанавливают в колонне на определенной высоте от забоя.

При бурении скважин на воду иногда приходится цементировать обсадную колонну, спущенную вместе с фильтром. В этом случае применяют манжетное цементирование. При этом виде цементирования между фильтром и обсадной колонной устанавливают специальное приспособление (рис.5).

Рисунок 5. Приспособление для манжетного цементирования

Оно представляет собой обсадную трубу 2 с просверленными в шахматном порядке тремя-четырьмя отверстиями 3 диаметром 15--20 мм. Для предотвращения попадания цементного раствора в зону фильтра внутри трубы устанавливают прямой клапан 6, а вокруг отверстий -- воронкообразную манжету 4 из кожи или брезента высотой 60--70 см с верхним диаметром, несколько превышающим диаметр скважины. Кожу или брезент прикрепляют заклепками к шести--восьми стальным полосам толщиной 3-- 4 мм и шириной 25--30 мм, которые нижними концами приваривают к кольцу 5. Кольцо после одевания воронки крепят к трубе. Над манжетой может устанавливаться обратный клапан.

Манжетное цементирование проводят так же, как и цементирование с двумя пробками. После твердения цемента цементировочные пробки и клапаны разбуривают.

Найдем объем цементного раствора, необходимого для создания в затрубном пространстве цементного кольца и стакана внутри обсадной колонны:

V = 0,785*K*((Dс2 - Dн2)*H1 + DВ2*H2); (33)

V = 0,785*1,2*(0,29532-0,2192)* 130 +0,20512*3)=6,33 м3;

где V - объем цементного раствора, м3; К -- коэффициент, учитывающий увеличение объема цементного раствора за счет наличия трещин, каверн и разработки ствола скважины, К = 1,2; Dс=0,2953м - диаметр скважины (долота); D н =0,219 м - наружный диаметр обсадных труб, м; H1 - высота цементируемого интервала-130м; DВ=0,2051м - внутренний диаметр обсадных труб; H2 - высота столба жидкости (цементного раствора) внутри труб, равна 3 м.

Рассчитаем количество сухого цемента на 1 м3 раствора:

q= ц* в/ в+m* ц,т (33)

q=3,05*1/1+0,5*3,05= 1,2 т,

где: ц=3,05..3,20 т/м3- удельный вес сухого цемента; принимаем ц=3,05

в=1,0 т/м3- удельный вес воды;

m В/Ц- водоцементное отношение количества воды к количеству сухого цемента по массе, m=0,4…0,6; принимают обычно m=0,5.

Рассчитаем общее количество сухого цемента для приготовления цементного раствора:

(34)

где q=1,2 т - количество сухого цемента на 1 м3 раствора; V - объем цементного раствора, необходимого для создания в затрубном пространстве цементного кольца и стакана внутри обсадной колонны;в=1,1…1,15 - коэффициент, учитывающий потери цемента при приготовлении раствора.

Рассчитаем объем воды для приготовления цементного раствора:

Vв = = м3 (35)

где Vв - объем воды для приготовления цементного раствора, м3;

m - масса сухого цемента, кг, обычно принимают 0,5; ?в=1,0 т/м3- удельный вес воды.

Рассчитаем количество продавочной жидкости:

Vж = *(Н+)* (36)

м3,

где Vж - объем продавочной жидкости, м3; DВ- внутренний диаметр обсадных труб; К2 - коэффициент, учитывающий сжатие глинистого раствора, К2 = 1,03-1,05 , принимаем К2 = 1,03 ;

Н2- высота цементного стакана; Н=176.4 м - глубина скважины;

К1-коэффициент, учитывающий сжатие воздуха, для глинистых растворов К1=1,05.

Необходимая суммарная производительность насосов при продавливании цементного раствора:

(38)

где Dс=2,953 дм - диаметр скважины (долота);

D н =1,397 дм - наружный диаметр обсадных труб, м;

-необходимая суммарная производительность насосов при продавливании цементного раствора;

Максимальное давление насоса при закачивании цементного раствора в затрубное пространство:

Рмах=Р1+Р2=17,7+2,7=20,4 кгс/см2 (39)

Р1-суммарные потери напора на преодоление гидравлических сопротивлений в обсадной колонне, затрубном пространстве и т.д.

Р1=0,01*Н+16=0,01*175,4+16=17,7 кгс/см2 (40)

где Н=175,4 м - глубина скважины.

P2=0,1(H-H1)*(гж-гпр.ж.)+(Н1-Н2)( гц.р.-гпр.ж) (41)

P2=0,1*((175,4-130)(1,8-1,2)=2,724кгс/см2

где гц.р- удельный вес цементного раствора, т/м3

гц.р=q*(1+m)=1,2*(1+0,5)=1,8 т/м3 (42)

Н2- высота цементного стакана; Н- глубина скважины;

H1 - высота цементируемого интервала, м; гж- удельный вес жидкости;

гпр.ж=1,2, г/см3 -удельный вес промывочной жидкости.

Выбираем цементировочный агрегат и режим его бурения

Выбираем агрегат ЦА-320М.

Исходя из расчетом Рmax =20,4 кгс/см2 , лучший режим это IV скорость и в соответствии с производительностью диаметр втулки d = 127 мм, следовательно Pmax=58 кгс/см2 и qца=14,5 л/с ([1] табл.6.2,стр.78)

Необходимое количество цементировочных агрегатов:

nца= QН/qца=63,6/14,5=4 шт, т.е четыре установки цементировочных агрегатов.

Заключение

В данном курсовом проекте проводилось проектирование скважины, выбор бурового оборудования, расчет режимных параметров, которые соответствуют данным геолого-техническим условиям. Данная работа помогла мне приобрести необходимые знания и практические навыки, которые в дальнейшем пригодятся на производственной практике, а также при написании дипломного проекта

Список литературы

1. Башкатов Д.Н., Сулакшин С.С., Драхлис С.Л., Квашин Г.П. Справочник по бурению скважин на воду. - М.: Недра, 1979. - 560с.

2. Белицкий А.С. Краткий справочник по проектированию и бурению скважин на воду(2-е издание). - М.: Недра, 1983. - 150 с.

3. Дубровский В.В., Керченский М.М., Плохов В.Н. и др. Справочник по бурению и оборудованию скважин на воду. - М.: Недра, 1972. - 512с.

4. Керченский М.М., Плохов В.И. Бурение скважин на воду. - М.: Недра, 1965. - 290с.

5. В.П. Шестеров, В.А. Шмурыгин, И.Б. Бондарчук. Сооружение, ремонт и эксплуатация водозаборных скважин. -Томск: ТПУ, 2009.

6. Керченский М.М., Плохов В.И. Бурение скважин на воду. - М.: Гостоптехиздат, 1958. - 245с.

7. Пальянов П.Ф., Штейнберг А.М. Бурение скважин. - М.: Недра,1964. - 354с.

8. Храменков В.Г. Контроль и автоматизация технологических процессов при бурении геологоразведочных, нефтяных и газовых скважин (3-е издание). - Томск: ТПУ, 2009. - 339с.

Приложение

Схема расположения бурового оборудования

Буровой агрегат 1БА15В состоит из: 1- автошасси МАЗ-500А; 2-гидродомкрат аварийного подъема мачты; 3- ресивер; 4- грузоподъемное устройство; 5- буровой насос; 6- гидродомкраты подъемамачты; 7- индикатор веса; 8- компрессорно-силовой блок; 9- мачта; 10- талевый блок; 11- вертлюг; 12- ведущая штанга; 13- буровой рукав; 14- подвеска рукава; 15- насосно силовой блок; 16- щит бурильщика; 17- гидрощит; 18- электрощит; 19,21, 25, 32, 34, 38 - карданные валы; 20- коробка отбора мощности; 22- глиномешалка; 23- блок глиноочистки; 24- инструментальный блок; 26- откидные мостки; 27- ротор; 28- рычаги управления; 29- лебедка; 30- коробка передач; 31- шасси прицепа; 33- редуктор; 35- пневморукав; 36- аварийный компрессор: 37- масляный бак; 39- гидрораскрепитель; 40- цепная передача.

Размещено на Allbest.ru