Обоснование и методика расчета процесса цементирования скважин

⇐ ПредыдущаяСтр 2 из 16Следующая ⇒

Способ цементирования зависит от геологических условий разбуриваемой площади, высоты подъема тампонажного раствора, опасности возникновения газопроявлений, наличия необходимого количества цементировочной техники, технологической оснастки и т.д. Можно выбрать прямой (одноступенчатый, многоступенчатый, с разрывом во времени, без разрыва во времени), обратный, метод встречных заливок и др.

Расчет процесса цементирования делится на следующие этапы: - обоснование необходимой плотности тампонажного раствора; - определение вида и потребного количества материалов (цемента, моди-фицирующих добавок, реагентов, воды для приготовления тампонажных рас-творов); - обоснование вида и определение объемов продавочной и буферной жид-костей; - расчет необходимого количества цементировочной техники по видам; - обоснование схемы расстановки цементировочной техники; - определение режимов работы цементировочной техники (расчет процесса закачивания и продавливания

тампонажного раствора); - определение планируемого времени цементирования, корректировка рецептуры тампонажного раствора.

Обоснование плотности тампонажного раствора для цементирования вышележащих относительно продуктивного пласта интервалов производится из условия недопущения поглощения тампонажного раствора наиболее «слабым» пластом (определяется по давлению гидроразрыва из совмещенного графика давлений) и наиболее полного вытеснения буровой промывочной жидкости из затрубного пространства

Объем тампонажного раствора определяется объемом кольцевого пространства в интервале цементирования. Цементирование может быть осуществлено «бездобавочным» тампонажным портландцементом на всю высоту, либо частично. В последнем случае, оставшаяся часть заполняется облегченным (утяжеленным) тампонажным раствором.

Продавочная жидкость необходима для продавливания тампонажного раствора в заколонное пространство. Необходимый объем продавочной жидкости рассчитывается

гдеkсж - коэффициент сжимаемости промывочной жидкости, принимается равным kсж = 1, 02 – 1, 05; dв – внутренний диаметр колонны, м; Lс – длина скважины по ее оси, м; Vм – объем трубопроводов, связывающих цементировочные агрегаты с цементировочной головкой, м3, принимается равным – 0, 5 м3.

Обсадную колонну, спущенную в скважину, цементируют при помощи цементировочных агрегатов и цементосмесительных машин.

Цементно-смесительная машина служит для механизированного приго-товления цементного раствора. Количество цементировочных агрегатов (ЦА), работающих совместно с конкретной цементно-смесительной машиной определяется производительно-стью смесителя по тампонажному раствору и суммарной производительностью насосов высокого давления у ЦА, производящих закачку приготовленного рас-твора в скважину. Эти производительности должны соответствовать друг другу.

В процессе закачивания тампонажного раствора возможны следующие осложнения: - поглощение тампонажного раствора из-за превышения давления в заколонном пространстве над пластовым; - разрыв сплошности потока жидкостей.

Для предупреждения этих осложнений, обоснования режима заканчивания и продавливания тампонажного раствора строятся зависимости: 116

Рцг = f(Qi • Vжi),

Ркпз = f(Qi • Uжi)

гдеРцг и Ркпз – давление на цементировочной головке и в кольцевом простран-стве в интервале продуктивного пласта (на забой скважины), МПа.

Рцг = Ркпс – Рт + Δ Рт + Δ Ркп + Ру

Ркпз = Ркпс + Δ Ркп

где Qi – производительность всех цементировочных агрегатов, учавтсвующих в процессе цементирования м3/с; Ркпс, Рт, Руст – гидростатические давления составных столбов жидко стей в кольцевом пространстве, в трубах и на устье, соответст-венно, МПа; VЖi – объемы закачиваемых жидкостей, м3; Рт, Ркп – гидродинамические давления, обусловленные движением жидкостей в трубах в кольцевом пространстве, МПа.

Процесс закачивания жидкостей начинают с максимальной производительностью постепенно снижая ее до минимальной. Последние 1 - 1, 5 м3 про-давочной жидкости закачивают одним агрегатом на 1-ой скорости.

Продолжительность процесса цементирования tц складывается из времени необходимого для приготовления тампонажного раствора и заполнения ею ос-реднительной емкости, освобождения разделительной пробки, на закачивание тампонажного раствора и продавочной жидкости в обсадную колонну. t=Vбж/Qбж + Vтр/Σ qца + Σ Vпр.i/Qi + (600÷ 800)

Время tц, как правило, не должно превышать 75% срока начала загустеваниятампонажного раствора tзаг:

tц ≤ 0, 75tзаг.

Методика расчета обсадных колонн на прочность.

Выбор обсадных труб и расчет обсадных колонн на прочность проводятся с учетом максимальных ожидаемых избыточных наружных и внутренних давлений при полном замещении бурового раствора (жидкости глушения) пластовым флюидом или газожидкостной смесью, снижении уровня в процессе освоения или механизированной добыче, нагрузок, возникающих в результате пространственного искривления скважин, а также осевых нагрузок на трубы и агрессивности флюида на стадиях строительства и эксплуатации.

При расчете обсадных колонн должны быть использованы нормативные документы, согласованные с Госгортехнадзором России.

Прочность кондукторов, технических колонн и установленного на них противовыбросового оборудования должна обеспечить:

- герметизацию устья скважины в случаях газоводонефтепроявлений, выбросов и открытого фонтанирования с учетом превышения дополнительного давления, необходимого для глушения скважины, не менее чем на 10 %;

- устойчивость (сохранение целостности) при воздействии гидростатического давления столба бурового раствора максимальной плотности;

- противостояние воздействию максимальных сжимающих нагрузок в случаях открытого фонтанирования или поглощения с падением уровня бурового раствора, а также в интервалах залегания склонных к текучести пород.

Методика расчета обсадных колонн сводится к определению наружных избыточных Рнии внутренних избыточных Рви давлений, а также растягивающих нагрузок Q.

Условия прочности колонны:

- на смятие Рниz Ркр/n1, (11);

- на разрыв Рвиz Рт/n2, (12);

- на растяжение Q  Рст/n3 (13).

Определение коэффициента восстановления проницаемости после воздействия бурового раствора на пласт.

Исследования осуществляются на автоматизированных установках

типа FDES-650Z, FDTES-100-140 и аналогичных в условиях, приближенных к пластовым. Испытания проводятся на естественных образцах горной породы правильной цилиндрической формы с выдержанным диаметром при термобарических условиях, моделирующих условия залегания пласта. Исследования осуществляются в условиях статической и динамической фильтрации бурового раствора. Диапазон изменения коэффициента проницаемости по жидкости от 0, 1 до 5000 ∙ 10-3 мкм2.

Оборудование установки системы Coretestsystems FDES - 650Z

Для проведения лабораторных исследований в условиях статической

фильтрации бурового раствора может использоваться оборудование

Coretestsystems FDES - 650Z, позволяющее моделировать процесс

фильтрации бурового раствора через колонку кернов в условиях,

приближённых к пластовым (горное давление до 68, 9 МПа, поровое до

51, 7 МПа, температура до 150 0 С).В качестве модели призабойной зоны используется колонка естественных кернов диаметром 30 мм с идентичными стратиграфическими и физико-емкостными свойствами. Образцы кернов приготавливаются по стандартной методике в соответствие с требованиями ОСТа 39-181-85. Для определения проницаемости по жидкости используется модель пластового флюида, в качестве которой, в основном, применяется керосин.

Метод измерения и его сущность

Суть метода заключается в сравнении проницаемостей по жидкости колонки кернов до, и после воздействия бурового раствора. Кольмата-ционная зона после воздействия бурового раствора определяется путём последовательного извлечения кернов из колонки с последующим сравнением проницаемостей.

⇐ Предыдущая 123 4 5 6 7 8 9 10 Следующая ⇒