Файл: Технология бурения вертикальной скважины глубиной 4220м на Самотлорское месторождении.docx

Продолжительность процесса при цементировании эксплуатационной колонны t_э, мин (8.10):

(8.10)

где п₁ – число агрегатов для закачки буферной жидкости;

п₂ – число агрегатов для закачки цементного раствора;

t_во – время на вспомогательные операции (t_во=15мин).

V_б – объем буферной жидкости, м³ (служит для лучшего вытеснения и замещения буферного раствора тампонажным) (8.11),

V_б = 0,785 (D_д² – d_н²)h_б (8.11)

здесь h_б – высота столба буферной жидкости в заколонном пространстве;

Принимаем h_б=200м; п₁=1 и п₂=7 при производительности 14,5 л/с; t_во=10 мин, тогда:

V_б = 0,785(0,161² – 0,127²)200 = 1,5 м³





Предусматриваем закачку продавочной жидкости при подаче Q^III=8,7 л/с следующим образом:

- 0,98V_пр будем закачивать с помощью 2 агрегатов,

- оставшиеся 0,02V_пр – одним агрегатом, что необходимо для ловли момента «стоп» – момента посадки верхней разделительной пробки на упорное кольцо внизу перед башмаком колонны.

Продолжительность цементирования не должна превышать 75% времени начала схватывания (загустевания) цементного раствора, т.е.

t_з = t_э / 0,75  43,3 мин.

Выбираем тампонажный цемент ПЦГ (портландцемент для горячих скважин ГОСТ 1581-85), имеющий близкое по величине начало схватывания.

Техническая 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
Вместимость мерного бака, м3	6,4
Вместимость цементного бачка, м3	0,25
Диаметр приемных трубопроводов, мм	100
Диаметр нагнетательных трубопроводов, мм	50
Общая длина разборного трубопровода, м	22
Общая масса агрегата, т	17,5

---

Техническая характеристика цементировочного насоса 9Т агрегата ЦА-320М представлена в таблице 8.1.

Таблица 8.1

Техническая характеристика цементировочного насоса 9Т

Включенная скрость	Диаметр втулки, мм
	100	110	115 (120)		127 (125)
I	1,4/40	1,6/35	2,7/32	2,3/24
II	2,5/32	3,0/28	3,2/26	4,3/19
III	4,8/16	5,1/15	6,0/14	8,7/10,7
IV	8,6/9	7,9/8,5	10,7/8	14,5/6

Техническая характеристика цементосмесительной машины 2СМН-20:

Транспортная база	шасси автомобиля КрАЗ-257
Транспортная грузоподъемность, т				8-10
Объем бункера, м3				14,5
Вместимость бункера (по цементу), т				20
Смесительное устройство		Вакуумно-гидравлическое
Производительность в л/с при приготовлении:				10-20
цементного раствора				8,4-16,67
цементно-бентонитового раствора				16,7-20
глинистого раствора				0,8-1,5
Давление жидкости в линии к смесителю, МПа				13,8
Общая масса незагруженной машины, т				8-10
Способ погрузки цемента в бункер			Шнековым погрузчиком

Предусматриваем использование комплекса КЦС-32 с блоком манифольда 1БМ-700, компьютеризированной станцией контроля цементирования КСКЦ-1 и осреднительной емкостью.

Схемы расстановки и обвязки цементировочного оборудования:

1 – цементировочный агрегат ЦА-320М; 2 – цементировочный агрегат 3ЦА-400А; 3 – цементно-смесительные машины 2СМН-20; 4 – бак для затворения цемента; 5 – осреднительная емкость; 6 – цементировочная головка; 7 – линия подачи продавочной жидкости к ЦА

---

---

9 Вскрытие продуктивного горизонта

Так как пластовое давление высокое, то вскрытие пласта в проектируемой скважине предусматриваем производить следующим способом.

Скважину бурят на всю мощность продуктивного горизонта, спускают эксплуатационную колонну и цементируют до забоя. Затем обсадную колонну перфорируют против продуктивного горизонта, чтобы создать отверстия для прохода нефти или газа в скважину.

Отверстия пробивают пулевыми, торпедными или кумулятивными перфораторами.

Пулевые перфораторы представляют собой соединенные в гирлянды зарядные камеры с запалом, порохом и пулей. При подаче тока с поверхности по кабелю, на котором опускают перфораторы, производится выстрел, и за один спуск-подъем перфоратора пробивается 6-12 отверстий диаметром 11 мм.

При прострелочных работах, согласно ГТН, скважина должна быть заполнена промывочной жидкостью плотностью =2091 кг/м³, а на устье необходимо установить превентор.

В нашем случае предусматриваем использовать пулевой одноканальный перфоратор ПВКТ70, имеющий следующую техническую характеристику:

Наружный диаметр, мм	70
Минимальный внутренний диаметр обсадной колонны, мм	98
Максимально допустимое давление, МПа	120
Максимально допустимая температура, °С	200
Глубина пробиваемого канала, мм	200
Калибр пули, мм	25
Масса пули, г	210
Длина пули, мм	81
Максимальное число одновременно спускаемых пуль	10
Масса заряженного перфоратора, кг	39

10 Опробование и испытание
После спуска обсадной колонны и ее перфорации необходимо испытать продуктивный пласт.

---

Курсовым проектом предусматриваем для испытания пластов использовать многоцикловый испытатель на трубах МИГ-146.
Его техническая характеристика:

Длина, мм,
максимальной секции	2918
общего комплекса	27450
Допустимая нагрузка, кН
сжимающая	1500
растягивающая	700
Крутящий момент, кНм	10
Максимальный перепад давления, МПа	45
Максимальная температура, С	200
Масса, кг
максимальной секции	235
общего комплекса	5442
Тип присоединительной резьбы	З-121
Диаметр скважины	190-295

11 Освоение скважины

Последнее мероприятие перед сдачей скважины в эксплуатацию – вызов притока жидкости из пласта. Приток жидкости в скважину возможен только в том случае, когда гидростатическое давление на забой меньше пластового давления. Это достигается путем промывки скважины жидкостью с малой плотностью, продувкой воздухом (газом) или понижением уровня.

Предусматриваем следующую технологию. Скважина промывается через колонну насосно-компрессорных труб (НКТ), спущенных до фильтра. Сжатый воздух подается в пространство между эксплуатационной колонной и НКТ, спущенными на глубину, с которой давлением компрессора можно продавить жидкость.

При этом происходит газирование жидкости, уменьшение ее плотности, подъем до устья, вплоть до выброса из скважины. Уровень жидкости быстро падает, гидростатическое давление на забой резко снижается, что вызывает сильный приток нефти и газа из пласта.

Уровень можно понизить поршневанием. Для этого в НКТ спускают на стальном канате поршень (сваб) с клапаном, открывающимся вверх. При подъеме сваба клапан закрывается, и столб жидкости, находящийся над поршнем, выносится на поверхность.

---