Файл: Выпускная квалификационная работа на тему " Технология бурения эксплуатационной скважины глубиной 4800 метров в условиях поглощения бурового раствора на месторождении Южный Небитдаг (Республика Туркменистан) " Выпускную квалификационную.docx

3.11.2. Расчёт одноступенчатого цементирования

эксплуатационной колонны

Расчёт объёма буферной жидкости
Для повышения степени заполнения заколонного пространства тампонажным раствором важен правильный выбор типа и объема буферной жидкости.

Объем буферной жидкости для эффективной очитки затрубного пространства зависит от времени контакта и определяется как произведение:

(3.11.1)
где: S_з.п. – площадь затрубного пространства, м²;

V_в.п. – скорость восходящего потока, м/с (V_в.п. ≥ 1 м/с);

t – время контакта, с (t=420-480 с).

Время контакта играет существенную роль в эффективности цементирования. Как видно из фактических данных при времени контакта менее 7 мин в 50 % случае качество цементирования было неудовлетворительным и требовалось повторное цементирование.

Добавление в буферную жидкость кварцевого песка с фракциями 0,2-0,8 мм в количестве 5-20 % (по массе) приводит к турбулизации потока даже при низких скоростях движения.

Определяющим фактором полноты замещения жидкостей в затрубном пространстве является - скорость восходящего потока и режим его течения. Последний оценивается обобщающим параметром Рейнольдса Re*.

Высокая степень вытеснения может быть достигнута и при низких скоростях течения при условии определенного соотношения реологических параметров контактирующих жидкостей. Турбулентный режим потока возможен при условии:

(3.11.2)

где: τ₀ – динамическое напряжение сдвига, Па;

Р – плотность раствора, г/см3 .

При меньшем значении скорости потока существует струйный режим.

Существенное значение на степень вытеснения играет эксцентричность колонн, в наклонной под углом 30˚ скважине даже при скорости восходящего потока 3 м/с полнота вытеснения не превышает 70 %, а при скорости 0,4 - 0,7 м/с площадь цементного кольца составляет всего 40%.

Лучшее вытеснение бурового раствора происходит при меньшей разнице плотностей растворов, но при большей скорости закачивания тампонажного раствора.

---

Определяем объем буферной жидкости для цементирования эксплуатационной колонны:
S_з.п. = 0,785 * (0,215² – 0,140²) = 0,021м²
= 1,15м/с

Тогда:

= 0,021 * 1,15 * 600 = 14,5м³
Коэффициент кавернозности по фактически пробуренным скважинам считаем равным 1,1. высота цементного стакана 15м. Плотность цементного раствора выбираем из выражения γ_рас + 0,2÷0,3. тогда: γ_{цем. рас} = 2,10г/см³

Объем цементного раствора:



Количество сухого цемента:

т

Количество воды для затворения цемента:


Количество продавочной жидкости:


Определим максимальное давление при посадке на кольцо пробки на кольцо «стоп»:

Р_max=Р₁+Р₂

Р₁=0,01·[ρ_ц·Н_ц- ρ_ц·h_ст- ρ_пр·(L-h_ст)]=

= 0,01 * [1,62 * 4800 – 1,62 * 15 – 1,0 * (4800 – 30)]= 2,9 МПа

где ρ_пр – плотность продавочной жидкости (вода)
Р₁=0,001 * L + 0,8 = 0,001 * 4800 + 0,8 = 5,6 МПа

Р_max= 2,9 + 5,6 = 8,5 МПа
Выбираем цементирующий агрегат марки АНЦ-320 с диаметром втулки 100 мм. Принимаем III-ю скорость цементирования Q=6,8 л/с и Р=17,5 МПа.

Определим подачу ЦА для обеспечения скорости восходящего потока:

Q=V_в * F_з= 2 * 0,021 = 0,042 м³/с = 42 л/с

F_з= м²
Определим количество агрегатов для закачки продавочной жидкости на выбранной скорости подачи:

шт.

Определим количество цементосмесительных машин:

шт.

Определим количество ЦА для закачки буферной жидкости:

шт.

Время цементирования:


Результаты расчёта цементирования промежуточных колонн показана на таблицах 3.8 – 3.9.


Таблица 3.8. Потребное для цементирования обсадных колонн количество цементировочной техники

---

№№ пп	название или (шифр)	Потребное количество
		Диаметра колонн				Суммарное на скважину
		426	324	244,5
1	СКЦ-2 М69	-	-	-	1
2	БМ-700	-	1	1	4
3	АЦН-320	2	6	8	29
4	УНБ - 400	-	-	-	2
5	2 СМН -20	1	2	3	11

Потребное для цементирования обсадных колонн количество материалов

Таблица 3.9.

№№ пп	название или (шифр)	ГОСТ, ОСТ, ТУ, МРТУ и т.д. на изготовление	Единица измерения	Потребное количество
				Диаметра колонн				Суммарное на скважину
1	ПЦТ III -100	TDS1581-96	т	426	324	244,5	39,5
2	ПЦТ1-100	TDS1581-96	т	3,4	36,1	55,4	55,4

---

---

3.13. Освоение и испытание скважины

Согласно методика государственного концерна «ТуркменГаз» начало испытаний продуктивных пластов производят по технологии „снизу-вверх“, то есть перфорацию начинаю с нижних пластов.

В нашем случае испытывается на вызов притока всего один объект, то есть пласт. Прострел дыр в эксплуатационной колонне в намеченных объектах в концерне партии производят кумулятивными перфораторами марки «ПКО-86» на буровом растворе. Если намечается испытание на воде, то пользуются марками перфораторов «Энерджет», «Паурджет». Разметка кабелеподьемника уточняют согласно гамма-каротажу обязательно до спуска перфоратора. Плотность перфорации принимается равной 20 дыр/1 пог.м. Прострел дыр должен производиться при наличии в скважине бурового раствора такой же плотности, при которой вскрыт объект в процессе бурения, с целью предотвращения проявлений до окончания спуска насосно-компрессорных труб.

До перфорации устье скважины должно быть оборудовано противовыбросовой задвижкой со штурвалами и подготовлено к оборудованию фонтанной арматурой АФК 6-80/65-700.

Работы по перфорации должны осуществляться в соответствии с «Едиными правилами безопасности при взрывных работах».

Вызов притока проектируется сменой глинистого раствора на воду, при отсутствии притока освоение продолжить снижением плотности жидкости аэрацией с помощью компрессора.

Согласно прогнозам, объект испытания является фонтанирующим газоконденсатным.

После получения фонтанного притока скважина пускается в работу по верхней струне через штуцер в сборный коллектор.

Рекомендуется работа скважины в течение 3-4 часов на 6,8,10 мм штуцере с последующим переходом на 4 мм штуцер.

На этом штуцере скважина отрабатывается до полной очистки забоя от механических примесей и воды, после чего скважина считается подготовленной к исследованиям.

Проектируемый объем гидродинамических исследований следующий: исследование методом установившихся отборов на 4 режимах, отбор пластовой нефти с помощью глубинного пробоотборника, закрытия скважины и снятия кривых восстановления затрубного и буферного давлений и замер пластового давления.

Разработку плана испытания продуктивных объектов и контроль за его испытанием осуществляет геологическая служба УБР.

---