Расчёт параметров цементирования

 

Обоснование способа цементирования.

Под способом цементирования понимается схема доставки тампонажной смеси в затрубное пространство. По этому признаку выделяют несколько способов цементирования обсадных колонн: прямой одноступенчатый, прямой двухступенчатый, манжетный, цементиро-вание “хвостовиков”.

Среди перечисленных способов цементирования выбираем простейший, отличающийся наилучшей технологичностью, способ прямого одноступенчатого цементирования, к тому же при этом способе можно получить наиболее высокое качество разобщения пластов. Доставка тампонажной смеси в затрубное пространство осуществляется через башмак обсадной колонны.

Проверяем возможность одноступенчатого цементирования. Такая возможность определяется из условия гидроразрыва пород и минимально возможной плотности цементного раствора, то есть возможность регулирования плотности цементного раствора лежит в пределах

 

γ^мин _гц ≤ γ _гц ≤ γ^макс _гц, (2.68)

 

где γ^мин _гц – минимально возможная плотность гельцементного раствора, г/см³;

γ^макс _гц - максимально возможная плотность гельцементного раствора при которой ещё не произойдёт гидроразрыва пород, г/см³.

Облегчённый гельцементный раствор применяется для снижения гидростатического давления на горные породы. Необходимо отметить, что в данном случае интервал эксплуатационного объекта цементируется чистым цементным раствором, а остальное затрубное пространство цементируется гельцементным раствором. На практике было установлено, что достаточно удовлетворительные свойства цементного камня получаются при облегчении гельцементного раствора до плотности γ^мин _гц = 1,32 г/см³.

Максимальная плотность гельцементного раствора, при которой ещё не произойдет гидроразрыва пород, определяется из выражения

 

 (2.69)

 

где L – глубина скважины, м ;

h_бр - расстояние от устья до уровня цементного раствора, м ;

h_цр – высота столба чистого цементного раствора, м ;

h_тс - высота столба тампонажной смеси, м ;

γ_ср – допустимое средневзвешеное значение плотности жидкости за колонной, г/см³ ;

γ_бр – плотность бурового раствора, г/см³ ;

γ_цр – плотность чистого цементного раствора из портландцемента, может быть принята 1,83 г/см³.

Допустимое средневзвешеное значение плотности жидкости за колонной определяется по формуле

 

(2.70)

 

где Р_гр – давление гидроразрыва пород в призабойной зоне, МПа ;

L – глубина скважины, м ;

λ_зп - безразмерный коэффициент гдравлических сопротивлений в затрубном пространстве (λ_зп = 0,035) ;

υ_зп – скорость движения потока в затрубном пространстве, м/с ;

g – ускорение свободного падения, м/с² ;

Д_с – диаметр скважины, м ;

Д – наружный диаметр обсадной колонны, м ;

К_к – коэффициент кавернозности ;

На основе вышеизложеного можно сделать вывод, что одноступенчатое цементирование возможно, если γ^макс _гц будет больше чем γ^мин _гц = 1,32 г/см^3.

По формуле (2.70) получаем

=1,53 г/см³

Таким образом, из выражения (2.69) получим

      

Так как γ^макс _гц = 1,57 г/см³ больше γ^мин _гц, то цементирование обсадной колонны в одну ступень возможно. При этом значение плотности гельцементного раствора может быть принято то условие (2.68) в пределах 1,32 ……1,57 г/см³.

Расчёт объемов и типов буферной, продавочной и тампонажной смеси и количества составных компонентов.

а) Состав тампонажной смеси:

тампонажная смесь представляет из себя смесь жидкости затворения, вяжущих веществ и минеральных добавок.

Главными параметрами тампонажной смеси является температура применения и плотность, значение которой должно обеспечить подъем смеси в затрубном пространстве на заданную величину.

В состав гельцементного раствора входят: вода, цемент, наполнитель (глинопорошок) и химические реагенты (при необходимости). В состав цементного раствора входят цемент и вода.

В качестве жидкости затворения используют техническую воду, удельный вес которой составляет 1г/см^3. В качестве вяжущего вещества используем портландцемент тампонажный бездобавочный для умеренных температур марки ПТЦ-ДО-100, так как облегчающих добавок не требуется, а температура на забое скважины составляет 81 ⁰С. Плотность цемента равна 3,12 г/см³.

В качестве наполнителя используем бентонитовый глинопорошок плотностью 2,8 г/см³.

Согласно 2.12 значение плотности гельцементного раствора находится в пределах 1,32 ….1,62 г/см³.

По табл. 3.2.1. [4, с. 17] выбираем плотность гельцементного раствора равной 1,47 г/см³ и принимаем значение глиноцементного отношения равным 0,5.

Водоцементное отношение находим по формуле

 

М = 0,5 +2,2Б, (2.71)

 

где М – водоцементное отношение ;

Б – глиноцементное отношение.

М = 0,5 +2,2. 0,5 = 1,6

Окончательное значение плотности гельцементного раствора нахо-дим по формуле

 

 (2.72)

 

где М – водоцементное отношение ;

Б – глиноцементное отношение ;

γ_в - плотность жидкости затворения, г/см³ ;

γ_ц - плотность цемента, г/см³ ;

γ_н - плотность наполнителя, г/см³;

Таким образом получаем

Плотность чистого цементного раствора находим по формуле

 

 (2.73)

 

где γ_в – плотность жидкости затворения, г/см³ ;

γ_ц – плотность цемента, г/см³;

m- водоцементное отношение, принимается в пределах 0,4…0,6;

Приняв значение водоцементного отношения m = 0,5, рассчитываем по формуле (2.73)

б) объем тампонажной смеси и количество составных компонентов.

1. объем тампонажной смеси определяется объемом затрубного пространства подлежащего цементированию и объемом цементного стакана (рис. 3).

 

Рис. 3

L – глубина скважины, м; hбр – расстояние от устья до уровня тампонажной смеси в затрубном пространстве, м; h_цр – высота столба цементного раствора, м; h_гц - гельцементного раствора, м; h^o_гц – в обсаженном стволе; hсгц – в необсаженном стволе; h_cm - высота цементного стакана; Д_в – внутренний диаметр предыдущей колонны; Д – наружный диаметр обсадной колонны; Д_с- диаметр скважины; d_в- внутренний диаметр обсадной колонны.

 

При цементировании затрубного пространства часто используют тампонажную смесь разного состава. В частности, интервал эксплуатационного объекта цементируют чистым цементом, а выше лежащий интервал – гельцементным раствором.

Из рис. 3 видно, что объем тампонажной смеси, необходимый для цементирования обсадной колонны, состоит из трёх частей и определяется по формуле

 

V_mc = (V^зп_цр + V_cm) + V_гц, (2.74)

 

где V^зп_цр – объем чистого цементного раствора в затрубном пространстве, м³ ;

V_mc - объем цементного стакана, м³ ;

V_гц - объем гельцементного раствора в затрубном пространстве, м³;

Объем чистого цементного раствора в затрубном пространстве определяется по формуле

 

V^зп_цр = π / 4 ((Дс * Кк)² – Д²) * h_цр, (2.75)

 

где Дс - диаметр скважины, м ;

Д – наружный диаметр обсадной колонны, м;

Кк – коэффициент кавернозности, соответствующий интервалу цементирования (см. табл. 1.1);

h_цр –высота столба чистого цементного раствора за колонной, м;

V^зп_цр = 3,14 / 4 ((0,2159 * 1,25)² – 0,146²) * 140 = 5,8 м³

Объем гельцементного раствора в затрубном пространстве определяется по формуле

 

V_гц = π / 4 [((Дс * Кк)² – Д²) * h^с _цр + (Дв² – Д²) * h^o _гц], (2.80)

 

где Дс - диаметр скважины, м ;

Д – наружный диаметр обсадной колонны, м;

Кк – коэффициент кавернозности, соответствующий интервала цементирования (см. табл. 1.1);

h^с _гц –высота столба гельцементного раствора в затрубном пространстве, в необсаженном стволе, м ;

Дв – внутренний диаметр предыдущей обсадной колонны, м ;

h^o _гц - высота столба гельцементного раствора в затрубном пространстве, в обсаженном стволе, м.

V_гц =3,14/4[((0,2159*1,25)²–0,146²)*2128+(0,2267²–0,146²)*159]=89,5 м³

Объем тампонажного стакана рассчитываем по формуле

 

V_cт = π / 4 * d_в² * h_cm, ( 2.81)

 

Где d_в – внутренний диаметр обсадной колонны, м ;

h_cm –высота цементного стакана, м;

V_cт = 3,14 / 4 * 0,1306² * 15 = 0,3 м³

Таким образом объем тампонажной смеси, который необходимо закачать, определим по формуле (2.74)

V_mc = (5,8 +0,3) + 89,5 = 95 м³

2. Количество составных компонентов.

Для чистого цементного раствора необходимо найти количество цемента и воды.

Расход цемента на 1 м³ раствора составит

 

(2.82)

 

где m – водоцементное отношение (m = 0,5) ;

γ_цр – плотность цементного раствора, г/см ³;

Расход воды на 1 м³ раствора составит

 

(2.83)

 

где m – водоцементное отношение (m = 0,5);

g’_ц – расход цемента на 1 м ³ раствора, m/м ³;

Количество цемента требуемое для приготовления всего объема цементного раствора определяется по формуле

 

G^’_Ц = V_цр*g^’_ц * К,  (2.84)

 

Где V_цр – объем тампонажного раствора, м³;

g^’_ц – расход цемента на 1 м³ раствора, m/ м³;

К – коэффициент неизбежных потерь цемента при затворении, принимается равным 1,05.

G^’_Ц = 4,95 * 1,22 * 1,05 = 7,4 m.

Количество воды требуемое для приготовления цементного раствора определяется по формуле

 

G^’_в = m * G^’_ц, (2.85)

 

где m – водоцементное отношение;

G^’_в – количество цемента необходимое для приготовления всего цементного раствора, m.

G^’_в = 0,5 * 7,4 = 3,7 m

Для гельцементного раствора необходимо найти количество воды, цементита и наполнителя (глинопорошка).

Расход цемента на 1 м³ гельцементного раствора составит

 

(2.86)

 

где M – водоцементное отношение ;

Б - глиноцементное отношение ;

γ_гц – плотность гельцементной смеси, г/см ³;

Расход воды на 1 м³ гельцементного раствора составит

 (2.87)

 

где M – водоцементное отношение;

g’_ц – расход цемента на 1 м ³ раствора, m/м ³;

Расход глинопорошка на 1 м³ раствора составит

 

g_н = Б * g_ц, (2.89)

 

где Б –глиноцементное отношение;

g_ц - расход цемента на 1 м³ раствора, m / м³.

g_н = 0,33 * 0,598 = 0,237 m / м³

Общее количество цемента для приготовления гельцементной смеси определяется по формуле

 

G_Ц = V _гц*g_ц * К, (2.90)

 

Где V _гц – объем гельцементного раствора, м³;

g^’_ц – расход цемента на 1 м³ раствора, m/ м³;

К – коэффициент неизбежных потерь цемента при затворении, принимается равным 1,05.

G_Ц = 89,5 * 0,47 * 1,05 = 43,9 m

Количество воды требуемое для приготовления гельцементного раствора определяется по формуле

 

G_в = M * G_ц,  (2.91)

 

где M – водоцементное отношение;

G_ц – количество цемента необходимое для приготовления гельцементного раствора, m.

G_в = 1,6 * 43,9 = 70,8 m

Количество наполнителя определяем по формуле

 

G_н = Б * G_ц (2.92)

 

Где Б – глиноцементное отношение;

G_ц - количество цемента необходимое для приготовления гельцементного раствора, m.

G_н =0,5 * 43,9 = 21,9 m

На весь объем цементирования скважины суммарное, количество цемента составит

 

∑G_ц = G ^‘_ц + G_ц, (2.93)

 

где G ^‘_ц – количество цемента необходимого для приготовления чистого цементного раствора,m ;

G_ц - количество цемента необходимого для приготовления гельцементного раствора, m.

∑G_ц = 7,4 + 43,9 = 51,3 m.

Суммарное количество сухого порошка (цемента и наполнителя) составит

 

∑G = ∑G_ц + G_н, (2.94)

 

где ∑G_ц – общее количество цемента, необходимое для цементирования всей обсадной колонны,m;

G_н – количество наполнителя, m.

∑G = 51,3 + 21,9 = 73,2 m.

в) тип и объем продавочной жидкости:

продавочная жидкость служит для вытеснения тампонажной смеси из обсадной колонны в затрубное пространство с помощью продавочной пробки. В качестве продавочной жидкости используют буровой раствор, объем которого определяется по формуле  

 

, (2.95)

 

где di - внутренний диаметр соответствующей секции обсадной колонны, м;

l_i – длинна соответствующей секции обсадной колонны (без учёта высоты цементного стакана нижней секции ), м ;

K^’ – коэффициент, учитывающий сжатие пузырьков воздуха в продавочной жидкости и деформацию обсадной колонны ( К^’ = 1,03 ).

г) тип и объем буферной жидкости:

буферная жидкость закачивается в обсадную колонну перед тампонажной смесью и выполняет следующие функции:

1. отделяет в затрубном пространстве тампонажный раствор от вышерасположенного бурового раствора, что препятствует их смешиванию ;

2. очищает стенки скважины от глинистой корки, что в дальнейшее улучшает контакт цементного камня с породой;

3. облегчает процесс вытеснения бурового раствора, обеспечивая тем самым большую степень замещения бурового раствора цементным.

В качестве буферной жидкости используем двухпроцентный водный раствор триполифосфата натрия (ТПФН), удельный вес буферной жидкости составляет 1г/см³.

Объем буферной жидкости должен обеспечить выполнение вышеперечисленных функций. Установлено, что минимально необходимая высота столба буферной жидкости должна составлять ориентировочно 100 м на каждые 1000 м цементируемого интервала.

Тогда минимальный объем буферной жидкости составит

 

V_бж^мин = π/4((Д_с * Кк)²-Д²) * h_бж^мин, (2.96)

 

Где Дс- диаметр скважины, м ;

Д – наружный диаметр обсадной колонны, м;

Кк – коэффициент кавернозности, соответствующий интервала  цементирования (см. табл. 1.1);

h^мин _бж –минимально необходимая высота столба буферной жидкости в затрубном пространстве, м;

V_бж^мин =3,14 / 4*((0,2159*1,25)² – 0,146²)*368/100 = 0,95 м³

Так как γ_бр > γ_бж, то с увеличением столба буферной жидкости снижается гидростатическое давление и может произойти выброс. Поэтому находим максимальное количество закачиваемой в скважину буферной жидкости из условия отсутствия выброса по формуле

 

V_бж^макс = π/4((Д_с * Кк)²-Д²) * h_бж^макс, (2.97)

 

Где Дс- диаметр скважины, м ;

Д – наружный диаметр обсадной колонны, м;

Кк – коэффициент кавернозности, соответствующий интервалу цементирования (см. табл. 1.1);

h^макс _бж –максимальная высота столба буферной жидкости в затрубном пространстве, м;

Максимальную высоту столба буферной жидкости в затрубном пространстве находим по формуле

 

  (2.98)

 

где L – глубина скважины, м ;

Р_пл – пластовое давление, Мпа ;

γ_бр - плотность бурового раствора, г/см³ ;

γ_бж - плотность буферной жидкости, г/см³;

По формуле (2.97)

V_бж^макс = 3,14 / 4*((0,2159 * 1,25)²-0,146²) * 5200 = 210 м³

Номинальный объем буферной жидкости должен находится в пределах между минимальным и максимальном значением

 

V_бж^мин < V_бж < V_бж^макс, (2.99)

 

Ориентировочно номинальный объем буферной жидкости может быть найден из выражения

 

V_бж = 0,2 * (V_сm+V_пж),  (2.100)

 

где V_сm – объем тампонажной смеси, м³ ;

V_пж – объем продавочной жидкости, м³_;

V_бж = 0,2 * (41,3+95) = 27,26 м³

Таким образом, так как условие (2.99) выполняется, то принимаем объем буферной жидкости равным 29,81 м³.

Тип и количество цементировочной техники.

При цементировании обсадных колонн в качестве основных технических средств используется: цементировочные агрегаты, предназначенные для доставки тампонажной смеси в затрубное пространство, и смесительные машины для её приготовления. В качестве дополнительных могут использоваться : станция контроля цементирования (СКЦ), блок манифольдов (БМ), осреднительная ёмкость.

Тип цементировочных агрегатов.

Цементировочный агрегат должен обеспечивать следующее давление

 

Р_ца ≥ Р_цг / 0,8 (2.101)

 

Где Р_ца – давление развиваемое цементировочным агрегатом, МПа ;

Р_цг -максимальное давление на цементировочной головке, МПа;

Максимальное давление на цементировочной головке можно записать в виде выражения

 

Р_цг = ∆Р_гц + Р_гд + Р_сm, (2.102)

 

Где ∆Р_гц – гидростатическое давление возникающее из-за разностей плотности жидкости внутри колонны и в затрубном пространстве, МПа ;

Р_гд – давление, необходимое для преодоления гидравлических  сопротивлений при движении жидкости внутри колонны  и в затрубном пространстве, МПа;

Р_cm – дополнительное давление возникающее при посадке продавочной пробки на кольцо “стоп” (Р_cm = 2,5 МПа).

Разность давлений от составного столба жидкости за колонной Р_гс^зп и внутри колонны Р_гс^тр равна гидростатическому давлению ∆Р_гц и определяется по формуле

 

∆Р_гц = Р_гс^зп - Р_гс^тр = 0,01 (L – h_бр – h_cm) * (γ_тс - γ_бр), (2.103)

 

где L – глубина скважины (по вертикали ), м;

h_бр- расстояние от устья скважины до уровня цементного раствора за колонной (по вертикали ), м ;

h_сm – высота цементного стакана, м ;

γ_mc - плотность тампонажной смеси, г/см³ ;

γ_бр – плотность бурового раствора, г/см³;

∆Р_гц = 0,01* (2498-600-50)* (1,83 – 1,12) = 13,12 МПа

Схема расположения уровней жидкостей в конце продавки тампонажной смеси представлена на рис. 4.

где L – глубина скважины, м;

h_бр - расстояние от устья скважины до уровня цементного  раствора за колонной (по вертикали ), м ;

h_сm – высота цементного стакана, м ;

γ_mc - плотность тампонажной смеси, г/см³ ;

γ_бр – плотность бурового раствора, г/см³;

 

Рис. 4. Схема расположения уровней жидкостей в конце продавки тампонажной смеси.

 

γ_пж – плотность продавочной жидкости, г/см³;

Гидродинамические сопротивления Р_гд определяются суммой сопротивлений при движении жидкости внутри колонны и в затрубном пространстве, по формуле

Р_гд = Р_гд^тр + Р_гд^зп, (2.104)

 

Где Р_гд^тр – гидродинамические сопротивления при движении жидкости внутри обсадной колонны, МПа;

Р_гд^зп - гидродинамические сопротивления при движении жидкости в затрубном пространстве, МПа;

По формуле Дарси-Вейсбаха

 

Р_гд^тр = 0,01 * λ_mр * γ_mp * ν_mp² / 2g* L / d, (2.105)

Р_гд^зп = 0,01 * λ_зп * γ_зп * ν_зп² / 2g* L / ((Д_с* к)-Д), (2.106)

 

где λ_mр и λ_зп – соответственно коэффициенты гидравлических сопротивлений в трубах и затрубном пространстве (λ_mр =0,02; λ_зп = 0,035);

ν_mp и ν_зп - соответственно скорости движения жидкости внутри труб и в затрубном пространстве (ν_mp = ν_зп* S_зп / S_тр); ν_зп = 1,5 м/с), м/с;

S_зп и S_тр – соответственно площади затрубного пространства и внутренней полости труб, м² ;

d, Д_с, Д – соответственно диаметры: внутренний обсадной колонны, скважины и наружный обсадной колонны, м ;

g – ускорение свободного падения, м/с² ;

Р_гд^тр = 0,01 * 0,02 * 1,12 * 2,23² / 2*9,8* 2968 / 0,131 = 1,4 МПа

Р_гд^зп = 0,01*0,035*1,54*1,15²/2*9,8*2968/((0,2159*1,25)-0,146)=0,91МПа

По формуле (2.104) получим

Р_гд = 1,4 + 0,91 =2,31 МПа

Таким образом по формуле (2.102) можем определить максимальное давление на цементировочной головке

Р_цг = 17,75 + 2,31 = 20,06 МПа

Необходимое давление цементировочного агрегата определяем по формуле (2.101)

Р_ца ≥ 20,06 / 0,8 =25 МПа

Такое давление обеспечить цементировочный агрегат типа 5ЦА-320 М, который имеет следующие характеристики

Приводная мощность, кВт.................................   176

Максимальное давление, МПа............................  32,0

Максимальная подача, л/с.................................   23,5

Гидравлическая мощность, кВт.........................   105

Габариты агрегата на раме (5ЦА-320), мм:

длина.........................................................   6680

ширина......................................................   2650

Шифр.............................................................………6УС-20

Двигатель......................................................…….. ЯМЗ-238

Максимальная мощность двигателя при

частоте вращения вала двигателя 2100 об/мин, кВт..... 176

вращения вала двигателя 1500 об/мин, Н-м...………… 295

Эксплуатационная мощность при частоте

вращения вала двигателя 1800 об/мин, кВт......... …….128

Количество цементировочных агрегатов.

Количество цементировочных агрегатов должно обеспечить необходимую производительность закачки и продавки тампонажной смеси. В свою очередь необходимая производительность цементирования задаётся из двух частей:

1. из условия создания необходимой скорости восходящего потока в затрубном пространстве ;

2. из условия заданного времени цементирования.

Руководящие документы рекомендуют при цементировании обсадных колонн скорость восходящего потока равную 1,8 ….. 2,0 м/с.

Чтобы обеспечить рекомендуемую скорость, суммарная производительность цементировочных агрегатов должна составлять

 

∑Q = S_зп * ν_вn, (2.107)

 

где S_зп – площадь затрубного пространства, м² ;

ν_вn –скорость восходящего потока в затрубном пространстве, м/с.

∑Q = 0,045*1,9 =0,086 м³ /с

Требуемое число агрегатов составит

 

(2.108)

 

где ∑Q - суммарная производительность насосных агрегатов, м³/с ;

g⁴ – производительность одного агрегата на 4 скорости при диаметре втулок обеспечивающих необходимое давление, м³/с ;

1- резервный агрегат.

 

Принимаем число цементировочных агрегатов n_ца = 9. Исходя из условия заданого времени цементирования, найдем потребную суммарную производительность цементировочных агрегатов по формуле

 

(2.109)

 

где V_mc – объем тампонажной смеси, м ³ ;

V_пж – объем продавочной жидкости, м³;

Т^нач_схв – время от затворения тампонажной смеси до начала её схватывания (для цемента ПТЦ – ДО – 100 Т^нач_схв = 6300с), с;

Т_доп – дополнительное время необходимое для вывода смесительной машины на рабочий режим и освобождение верхней продавочной пробки (Т_доп = 900 с), с;

По формуле (2.108) получим

Принимаем число цементировочных агрегатов n_ца = 5. Окончательное число цементировочных агрегатов принимается по наибольшему из полученных значений, то есть n_ца = 9.

Выбор смесительных машин.

Смесительные машины (агрегаты) предназначены для приготовления тампонажной смеси путём смешивания жидкости затворения и твёрдой фазы, транспортировки сухого порошка, а также могут быть использованы для приготовления глинистого раствора.

Принимаем цементно-смесительную машину типа УС6-30, которая имеет следующие характеристики:

1. вместимость бункера по сухому цементу, m 30

2. транспортная грузоподъемность, m 15…20

По производительности смесительная машина УС6-30 может обеспечить работу двух цементировочных агрегатов, то есть

 

(2.110)

 

где n_ца – число цементировочных агрегатов.

Принимаем число смесительных машин n_см = 4.

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

 

n_см = ∑G/G₁, (2.111)

 

где ∑G – суммарное количество сухого порошка, необходимого для проведения цементирования.

G₁ –грузоподъемность одной смесительной машины, m.

n_см = 73,2 / 18 = 4,1

Принимаем n_см = 5. Таким образом, необходимое число смесительных машин составляет 5 машин.

Режимы закачки и продавки тампонажной смеси.

В процессе цементирования в разные периоды времени давление, необходимое для прокачки жидкостей, не остается постоянным. Отсюда возникает задача расчета давлений на цементировочной головке для различных этапов цементирования и подбора скоростей развиваемых агрегатом давления, то есть подбора скоростей работы агрегата на различных этапах.

Этапы цементирования показаны на рис.5.

 

а)                              б)                             в)

Рис. 5. Этапы цементирования скважины: а- момент непосредственно перед закачкой тампонажной смеси ; б- обсадная колонна полностью закачена тампонажной смесью (так как объем внутренней полости обсадной колонны меньше объема тампонажной смеси); в – конец продавки тампонажной смеси.

Работу цементировочных агрегатов можно определить, построив график давлений на цементировочной головке в реальных значениях.

Так как объем тампонажной смеси больше внутреннего объема колонны, то на графике выделяют 3 точки А, Б, В, значения которые определяются в координатах “давление – объем ”. Точка А соответствует началу закачки тампонажной смеси (см. рис. 5. а). Координата “давление ” будет соответствовать гидродинамическим сопротивлениям, то есть Р_цг^А = Р_гд = 2,01 Мпа, объем равен нулю.

Точка Б означает, обсадная колонна заполнена тампонажной смесью полностью (см. рис. 5. б), следовательно объем в этой точке равен объему внутреннего пространства обсадной колонны (V_ок = 38,8 м³). Давление в точке Б определяется по формуле

 

Р_цг^Б = Р_гд - ∆Р_гс = Р_гд – [0,01*∆h(γ_mc- γ_бр)], (2.112)

 

Где Р_гд – гидродинамическое давление, МПа ;

∆Р_гс –гидростатическое давление, МПа;

∆h - высота столба тампонажной смеси в обсадной колонне, (∆h = 2700 м);

γ_mc – плотность тампонажной смеси, г/см³;

γ_бр – плотность бурового раствора, г/см³;

Р_цг^Б = 2,01 – [0,01*2498(1,83-1,12)] = 12,7 Мпа

В точке В процесс закачки продавочной жидкости заканчивается (см. рис. 5. в). Объем для этой точки равен сумме объемов тампонажной смеси и всей продавочной жидкости

V_в = V_mc + V_пж = 95+43,1 =136,3 м³

Давление для точки В соответствует максимальному давлению в конце продавки тампонажной смеси (буз учёта давления для получения сигнала “стоп”)

 

Р_цг^В = Р_гд - ∆Р_гс

 

Где Р_гд – гидродинамическое давление, МПа ;

∆Р_гс –гидростатическое давление, МПа;

Р_цг^В = 2,01 + 17,22 = 19,23 Мпа

График изменения давления на цементировочной головке в процессе цементирования показан на рис. 6.

Давление на различных скоростях выбирается при таком диаметре втулок, при котором давление развиваемое агрегатом на низкой передаче, превышает максимальное на цементировочной головке.

 

Рис. 6. Изменения давления на цементировочной головке в процессе цементирования.

Выбираем диаметр втулок равный 125 мм. В этом случае цементировочный агрегат тапа 5ЦА-320М развивает подачу и давление на различных скоростях, приведенные в таб. 2.10.

 

Таблица 2.10. Подача и давление развиваемое цементировочным агрегатом 5ЦА-320М при диаметре втулок 125 мм.

Скорость агрегата	Подача, л/с	Давление, МПа
1	2,3	24
2	4,3	19
3	8,1	10
4	14,5	6

 

Из графика изображённого на рис. 6., видно что на 4 скорости можно закачать 110 м³ жидкости. Затем на 3 скорости можно закачать ещё 10 м³ жидкости, а на 2 скорости можно закачать 28 м³ жидкости. Но так как последние 2 % от общего объема жидкости должны закачиваться одним агрегатом и на нижней передаче, то на 2 скорости закачиваем 28,27 м³, а оставшиеся 0,782 м³ жидкости закачиваем на 1 скорости одним агрегатом.

Время работы цементировочных агрегатов складывается из времени закачки буферной жидкости, тампонажной смеси и продавочной жидкости. Число агрегатов для закачки буферной жидкости определяется по формуле

 

(2.113)

 

где V_бж – объем буферной жидкости, м³ ;

V_мб – объем мерного бака агрегата, м³;

Принимаем число агрегатов для закачки буферной жидкости n_бж= 5.

Время закачки буферной жидкости определяется по формуле

(2.114)

 

где V_бж- объем буферной жидкости, м³;

g⁴ – производительность агрегатов на 4 скорости, м³/с;

n³_бж –число цементировочных агрегатов.

Время закачки тампонажной смеси определяется по формуле

 

(2.115)

 

где V_mc⁴ – объем тампонажной смеси закачиваемой на 4-й скорости агрегата, м³;

V_mc³ – объем тампонажной смеси закачиваемой на 3-й скорости агрегата, м³;

V_цр³ – объем чистого цементного раствора, закачиваемого на 3-й скорости агрегата, м³;

V_цр² – объем чистого цементного раствора, закачиваемого на 2-й скорости агрегата, м³;

g⁴, g³,g² –соответственно производительность агрегата на соответствующей скорости, м³/с;

n_ца⁴, n_ца³,n_ца² –соответственно число агрегатов используемых для закачки жидкости на различных скоростях.

Время закачки продавочной жидкости определяется по формуле

 

(2.116)

 

где V_пж² – объем продавочной жидкости, закачиваемой на 2-й скорости агрегата, м³;

V_пж¹ – объем продавочной жидкости, закачиваемой на 1-й скорости агрегата, м³;

g²,g¹ –соответственно производительность агрегата на соответствующей скорости, м³/с ;

n_ца² - число агрегатов используемых для закачки продавочной жидкости.

Общее время на закачку продавочной жидкости и тампонажной жидкости составит

∑Т = 22 + 25 + 6,85 = 55 мин

Что меньше времени начала схватывания которое составляет 1 час 20 мин, следовательно технологический режим цементирования выбран правильно.

Результаты расчётов приведены в таб. 2.11.

 

Таблица 2.11. Режимы работы цементировочных агрегатов.

Вид жидкости	Объем, м3	Число агрегатов	Скорость агрегата	Время закачки, мин
Буферная	27,26	5	4	6,82
Тампонажная	95	8	4	15
Тампонажная	5,8	1	3	10
Продавочная	10,83	8	3	2,7
Продавочная	28,27	8	2	13,7
Продавочная	0,782	1	1	5,6
∑Ттс				25
∑Тпж				22
∑Ттс + ∑Тпж				55

Организация процесса цементирования

Необходимые материалы должны быть доставлены на буровую заблаговременно, тампонажная смесь загружена в бункеры смесительных машин.

До начала цементирования насосы и смесительные машины, которые будут участвовать в операции, соединяются с устьем скважины системой тpyбoпроводов. Чтобы ускорить обвязку оборудования, используют специальный передвижной блок манифольда, на котором имеется два коллектора напорный и раздаточный для присоединения линий от насосов и комплект труб с быстросъемными соединениями. Блок манифольда устанавливают возможно ближе к устью скважины и соединяют с цементирующей головкой двумя линиями гибких металлических рукавов. Перед началом цементирования руководитель операции проводит инструктаж всех ее участников называет объемы тампонажного раствора и продавочной жидкости, которые должны быть закачаны каждым из агрегатов, указывает режим работы агрегатов и смесительных машин, последовательность ввода их в pa6oтy, выделяет возможные трудности при цементировании и т. д.

Для контроля плотности, расхода и давления жидкости в напорном коллекторе, а также суммарною объема закачанной жидкости используют станцию СКЦ-9 так как на обсадной колонне установлен номер, то сразу же после окончания закачки продавочной жидкости пакеруют заколонное пространство, а затем плавно стравливают избыточное давление в цементировочной головке и контролируют вытекание жидкости из нее: при герметичности обратных клапанов вытекание, обусловленное упругими свойствами системы быстро прекращается. Если вытекание не прекращается, вытесненную жидкость вновь закачивают в колонну и создав избыточное давление в 2-3 МПа. закрывают кран на головке. Колонну с негерметичными клапанами оставляют в покое для твердения тампонажного раствора всегда с закрытыми кранами на головке. Схема обвязки оборудования представлена на рис. 7.

 

2.13 Технология спуска обсадных колонн и цементирование

 

На трубной базе трубы осматривают для выявления дефектов и соответствия их маркировки и паспортных данных проектным расчетам Для проверки применяют калибры, через нижнюю муфту пропускают жесткий шаблон. Трубы для эксплуатационной колонны должны до спуска в скважину подвергнуться гидроиспытанию (опрессовке водой) с выдержкой не менее 30 секунд под давлением большим, чем 5% Рвн, на которое рассчитана колонна.

Пригодные трубы завозят на буровую за несколько дней до спуска колонны. Кроме труб завозят также устройства, предназначенные для более эффективного цементирования колонны, идущие под общим названием - оснастка обсадных колонн. К оснастке относятся устройства, включаемые в компоновку с целью предупреждения аварий и осложнений при спуске и последующем цементировании скважины, а также для создания благоприятных условий заполнения кольцевого пространства цементным раствором, надежной изоляции пластов и последующей успешной эксплуатации скважины.

Все обсадные трубы, предназначенные для крепления скважины, необходимо на буровой подвергать общему осмотру. На наружной поверхности труб не должно быть вмятин, раковин, трещин и других повреждений. Кривизна трубы (стрела прогиба) измеряется на середине трубы. Она не должна превышать 1/200 длины трубы. Трубы по внутреннему диаметру муфты следует проверять гладким калибром. Ширина пластинчатого щупа, применяемого для этой цели, должна быть не более 5 мм.

Рис.7 Схема обвязки оборудования при цементировании: 1 - цементно-смесительная машина УС6-30; 2 - цементировочный агрегат ЦА-320; 3 - блок манифольда 1БМ-700; 4 - станция контроля цементирования СКЦ; 5 - цементировочная головка; 6 - водяная скважина.

 

Допускаемое отклонение от номинальных размеров резьбы по конусности (отклонение от разности двух диаметров по длине резьбы 100 мм) не должно превышать для муфты +0,22; -0,36. резьбы труб и муфт, а также подготовленные под сварку концы труб должны быть гладкими, без заусенцев и других дефектов. Натяг резьбы необходимо проверять у каждой трубы и муфты резьбовым калибром — кольцом и калибром-пробкой. Соответствие d_вн трубы номинальному необходимо проверять с помощью жесткого цилиндрического шаблона. Для обсадных труб диаметром 114-219 мм длина шаблона 150 мм, а диаметр равен d_вн³.

Результаты выполненного комплекса работ по подготовке обсадных труб оформляются соответствующим актом, в котором указывается число отбракованных труб, их общая длина и причина отбраковки.

Для надежности герметичности резьбовых соединений обсадных труб применяют смазку Р-402, которая работает при отрицательных температурах (-80÷-30°С).

Для резьбовых соединений, работающих в условиях высоких температур (до 200°С) - лента ФУМ.

Проработка и калибровка отвода скважины.

Для обеспечения спуска обсадных колонн до требуемых глубин производят проработку и калибровку пробуренного ствола. Проработка производится тем же способом и той же компоновкой, которую применяли при бурении последнего интервала скважины. При этом используемое долото не должно иметь гидромониторных насадок. Проработку скважины следует проводить при непрерывной и равномерной подаче долота с механической скоростью, не превышающей 40 м/с, и режимом промывки, обеспечивающим такую же скорость восходящего потока, что и при бурении данного интервала.

Спуск обсадной колонны.

Нижнюю часть колонны заблаговременно оснащают обратным клапаном, а во время спуска всеми другими составляющими, которые входят в состав компоновки. Для предотвращения расслабления муфтового соединения кондуктора от последующего воздействия на него бурильной колонны первые 5- 10 труб от башмака после закрепления их машинным ключом, приваривают. Каждую подготовленную к спуску трубу повторно замеряют, проверяют шаблоном и согласно очередности подают в скважину с предохранительным кольцом, которое снимают после подготовки трубы к свинчиванию. Перед свинчиванием на резьбу наносят соответствующую смазку, для обеспечения герметичности резьбовых соединений. Резьбовое соединение труб необходимо докрепить машинными ключами, с контролем вращающего момента свинчивания, манометром. Резьбовое соединение считают удовлетворительно свинченным, если торец муфты будет совпадать с последней риской на трубе. Для спуска обсадных труб используют обычные элеваторы, соответствующей грузоподъемности. По окончании спуска колонны, скважину промывают. При этом определяют окончательную длину спускаемой колонны, производят подготовку к ее цементированию. После подготовки прокачивают первую порцию цементного раствора, с разделительными пробками, продавочной жидкостью.

 

Освоение скважины

 

Основным способом вызова притока жидкости из пласта принимаем замену солевого раствора на воду с последующим снижением уровня в скважине закачкой инертного выхлопного газа дизель-мотора модернизированного компрессора СД9 / 101.

Данный способ позволяет создавать расчетную депрессию на пласт с наименьшей погрешностью, исключает самовоспламенение в условиях нефтяных и газовых скважин, может быть применён в любых геолого-технических условиях.

Модернизация компрессора СД 9 / 101 производится по разработанным СевКазНИПИгаз чертежам на Краснодарском АО “Компрессорный завод”.

В модернизированном компрессоре выхлопные газы очищаются в четырёх последовательно работающих сепараторах от сажи, кокса, оксидов углерода и в термоэкранном трубопроводе охлаждаются до приемлемой для первой ступени компрессора температуры (50 ^оС). Очищенные выхлопные газы попадают в приёмную трубу компрессора и закачиваются в скважину.

Всё дополнительное оборудование по очистке выхлопных газов смонтировано на шасси серийно выпускаемого компрессора СД 9/101.

Для вызова притока закачкой очищенных отработанных газов компрессора в скважину спускают НКТ диаметром 60,3 мм. Глубина спуска НКТ – на 10м выше интервала перфорации.

Величина депрессии на данном месторождении составляет 14МПа. Для обеспечения депрессии на колонне НКТ устанавливаются пусковые муфты на глубинах 800, 1100, 1400 м. С диаметрами отверстий соответственно 1,5 ; 2 ; 3 мм после спуска НКТ на устье скважины устанавливается и опресовывается фонтанная арматура, производится замена солевого раствора на воду.

При получении фонтанного притока жидкости скважина отрабатывается через штуцер до полной очистки призабойной зоны от механических примесей и воды.

Для нефонтанирующих скважин предусматривается 5 циклов снижения уровня жидкости и очистки забоя скважины от механических примесей и воды.

 

⇐ Предыдущая45678910111213Следующая ⇒

Поделиться: