Главная

Контакты

Случайная статья

• Автоматизация
• Антропология
• Археология
• Архитектура
• Биология
• Ботаника
• Бухгалтерия
• Военная наука
• Генетика
• География
• Геология
• Демография
• Деревообработка
• Журналистика
• Зоология
• Изобретательство
• Информатика
• Искусство
• История
• Кинематография
• Компьютеризация
• Косметика
• Кулинария
• Культура
• Лексикология
• Лингвистика
• Литература
• Логика
• Маркетинг
• Математика
• Материаловедение
• Медицина
• Менеджмент
• Металлургия
• Метрология
• Механика
• Музыка
• Науковедение
• Образование
• Охрана Труда
• Педагогика
• Полиграфия
• Политология
• Право
• Предпринимательство
• Приборостроение
• Программирование
• Производство
• Промышленность
• Психология
• Радиосвязь
• Религия
• Риторика
• Социология
• Спорт
• Стандартизация
• Статистика
• Строительство
• Технологии
• Торговля
• Транспорт
• Фармакология
• Физика
• Физиология
• Философия
• Финансы
• Химия
• Хозяйство
• Черчение
• Экология
• Экономика
• Электроника
• Электротехника
• Энергетика

Таблица 8 – Нефтегазоводопроявления

Индекс стратигра-фического подразде- ления	Интервал,м		Вид проявляемого флюида	Характер проявления
	от (верх)	до (низ)
	350		Вода	Осолонение воды, слабый перелив на устье
			Нефть	Пленка нефти на поверхности промывочной жидкости
			Нефть	-

Нефтегазоводопроявления возникают вследствие снижения гидростатического столба жидкости в скважине во время СПО, низкого качества глинистого раствора. Для предотвращения нефтегазоводопроявлений необходимо строго следить за уровнем бурового раствора в скважине, следить за качеством буровой промывочной жидкости. Осыпи и обвалы стенок скважины происходят в следствии нарушения технологии проводки скважины. Проводимый строгий контроль за соблюдением всех требований позволяет значительно снизить вредные последствия буровых работ на осваиваемых территориях.

Таблица 9 - Геофизические исследования и работы в скважине

Стандартный каротаж и ПС применяются для литологического расчленения разреза скважины, выделения коллекторов и оценки их пористости, определения минерализации пластовой воды. Микробоковой каротаж – для выделения коллекторов, точности определения границ пластов, оценки удельного сопротивления раствора. Боковой каротаж применяется для детального расчленения разреза скважины, определения пористости и проницаемости пород.

Кавернометрия используется для определения истинного диаметра скважины, определения участков пакерования. Инклинометрия - служит для определения направления движения ствола скважины в плоскости и пространстве. АКЦ показывает качество сцепления цементного камня с обсадной колонной.

После очистки вода пригодна для использования в системе оборотного водоснабжения. Особенно важно соблюдать мероприятия по охране окружающей среды при строительстве скважин с морской стационарной платформы, где их проведение многократно усложняется в связи с ограниченностью производственного пространства. Проводимый строгий контроль за соблюдением всех требований позволяет значительно снизить вредные последствия буровых работ на осваиваемых территориях.

 2 Раздел технологии бурения нефтяных и газовых скважин

2.1 Технико - технологические решения при проектировании бурения скважины

2.1.1 Выбор и расчет конструкции скважины

Конструкция скважины - совокупность данных о количестве и глубинах спуска обсадных колонн, их диаметрах, диаметрах ствола скважины для каждой из колонн и интервалах цементирования. Конструкция скважины должна обеспечить безусловное доведение скважины до проектной глубины, предотвращение осложнений в процессе бурения, минимум затрат на строительство скважины.

Для выбора обсадных колонн используется совмещенный график изменений давлений, давление гидроразрыва пород и гидростатическое давление столба бурового раствора.

По литологической характеристике разреза выделяем интервалы с характеристикой пластовых давлений, давлений гидроразрыва и по формуле Р/0,01∙Н [3].Выбор диаметров колонн и долот осуществляется по методике [2, стр.133]. Диаметры обсадных колонн выбираем снизу вверх, начиная с эксплуатационной колонны.D экс = 146 мм (по требованию заказчика).

Диаметр долот при бурении под эксплуатационную колонну

Dдол = Dэкс(муфты) + 2∙d, мм                                 [2, стр.133]                  (1)

где d - зазор между муфтой и стенками скважины.

   Dдол = 146 + 2∙20 = 206 мм

По ГОСТ 20692-75 находим ближайший диаметр долота.D экс = 190,5 мм

Определяем диаметр долота под кондуктор:

D кон=245 мм,Dдол.кон= Dмуф.кон. +2∙d, мм, Dдол.кон=285 мм

D напр.= 324 мм, Dдол.напр=354 мм

Выбираем конструкцию наклонно-направленной эксплуатационной нефтяной скважины (рисунок 1) на основании исходных данных таблицы 10 и графика совмещенных эквивалентов давлений таблицы 11.

Таблица 10 – Исходные данные для выбора конструкции скважины

             Дн =324 мм Дк=245 мм Дэк=146 мм Дос=124мм

    Ддол.напр.=354мм

                            Нн=30м

Ддол.конд.=285 мм

                           Lк=390 м

                                    Ддол.эк=187,3 мм             

                                              Lэк=1312м

Рисунок 1 – Схема конструкции скважин

Таблица 11 - График эквивалентов совмещенных давлений

Для выбора обсадных колонн используется совмещенный график изменений давлений, давление гидроразрыва пород и гидростатическое давление столба бурового раствора.

Таблица 12 - Итоги выбора конструкции скважины по номограмме

Направление спускается на глубину 30м, высота подъема цемента - до устья. Направление спускается для крепление верхнего интервала, сложенного неустойчивыми отложениями. Предназначено для предотвращения размыва устья скважины.

Кондуктор спускается на глубину 390м, для крепления верхних неустойчивых интервалов разреза и изоляции водоносных горизонтов, на устье кондуктора устанавливается ПВО, а также предназначен для подвески обсадных колонн. Цементируется до устья.

Эксплуатационная колонна спускается на глубину 1312м, предназначена для крепления и разобщения продуктивных горизонтов от других пластов. Предназначена для извлечения пластового флюида на поверхность, цементируется до устья.

Направление спускается на глубину 30м, высота подъема цемента - до устья. Направление спускается для крепление верхнего интервала, сложенного неустойчивыми отложениями. Предназначено для предотвращения размыва устья скважины.

 2.1.2 Выбор способа бурения

На Юськинской площади на практике используется турбинно – роторный способ бурения, что связано с геолого – техническими условиями бурения: глубина бурения составляет 1130 м, профиль ствола скважины наклонно – направленный. бурение под эксплуатационную колонну осуществляется винтовыми забойными двигателями Д2 - 195, ДР176, Д-106 и ДР -106.

В качестве промывочной жидкости используется полимер-солевой раствор плотностью 1,17 г/см³ при бурении под кондуктор, далее при бурении под эксплуатационную колонну до продуктивного горизонта - пластовоая вода, в продуктивном горизонте верейского горизонта полимер - солевый раствор плотностью 1,17 г/см³. Продуктивный башкирский ярус двигателями ДР -106 и Д-106 (50 м) на полисахаридном растворе плонтностью 1,05 г/см³.

2.1.3 Профиль наклонно - направленной скважины

Проектный профиль наклонно - направленной скважины согласно Проекта строительства скважины на Юськинской площади имеет параметры:

Горизонтальное смещение на кровлю продуктивного горизонта    326,7 м

Магнитный азимут                                                                                     6⁰08”

Проектный зенитный угол                                                                     20⁰15”

Интервалы набора кривизны                                                              200-335м

Расчет и построение профиля наклонно- направленной скважины (ННС) Методика и пример расчета приведены в [1], стр.292-297, стр.22-31 [3], стр.264-289 [8].

Интенсивность набора кривизны в градусах, i ₁                                                                       5⁰

Интенсивность снижения кривизны, i ₂                                                                                           4⁰

Верхний вертикальный участок, h                                                         200м

Рисунок 2 – Профиль ствола скважины

Условные обозначения

i ₁ - интенсивность набора кривизны в градусах (на каждые n1 = 25м проходки);

i ₂ - интенсивность снижения кривизны в градусах (на каждые n2 = 25м проходки);

L –общая длина наклонной скважины;

H - длина вертикальной проекции наклонной скважины;

А - длина горизонтального смещения (отклонения) забоя скважины;

R ₁ -радиус дуги, по которой происходит плавный набор кривизны;

R ₂ - радиус дуги, по которой происходит плавное снижение кривизны;

а₁ -длина горизонтального смещения (отклонения)забоя на участке плавного набора кривизны;

a₂ - длина горизонтального смещения забоя на участке плавного снижения кривизны;

а₃ - длина горизонтального смещения забоя на участке, где кривизна постоянная;

h –длина верхнего вертикального участка;

h₄ -длина нижнего вертикального участка;

h₁- длина вертикальной проекции первой дуги;

h₂ -длина вертикальной проекции второй дуги;

h₃ -длина вертикальной проекции прямолинейного наклонного участка;

L₁ - длина первой дуги;

L₂ –длина второй дуги;

L₃ - длина наклонного прямолинейного участка;

β -угол между наклонной прямой и вертикалью (зенитный угол);

g - угол входа ствола скважины в пласт;

l₁ -длина хорды, стягивающей первую дугу; 1₂ длина хорды, стягивающей вторую дугу.

Обозначения приведены для профиля IV типа (пяти-интервального), как наиболее обобщающего. Для расчета и построения профиля обычно задаются следующие исходные данные: i₁, i₂, H, А, h,β.

Необходимые расчетные формулы для определения отдельных элементов профиля в зависимости от типа приведены в табл.9. 1 [2].

Решение для пяти интервального профиля:

Определим длину первой дуги на вертикаль

L₁ = _n1 ∙ β / i₁ , м                                                            [2, стр.82]                 (2)

sin β = 0,46947

L₁ = 25∙20/5 = 100м

Проекция дуги на вертикаль

h₁= (L₁∙sin β) / (0,017453∙ β), м                                         [2 , стр.82]               (3)

h₁ = 100∙0,46947 / (0,017453∙20) = 134,5м

Отклонения в интервале набора кривизны

a₁ = h₁∙ tg (β /2), м                                                                 [2, стр.85]            (4)

a₁ = 134,5 ∙ tg (20/2) = 87,2м

Радиус дуги набора кривизны

R₁= h₁/ sin β, м                                                                   [2, стр.86]           (5)

R₁=134,5/ 0,46947 = 286 м

Длина дуги, на которой происходит сброс кривизны до нуля

L₂= n₂ ∙β / i₂ ,                                                                           [2, стр.86]            (6)

L₂= 25∙20/4 =125м

Проекция этой дуги на вертикаль

h₂ = (L₂∙ sin β) / (0,017453∙ β), м                                          [2, стр.87]          (7)

h₂ = 125∙0,46947/(0,017453∙20) = 168м

Радиус дуги R₂= h₂ / sinβ, м

R₂ = 168/0,46947 =357,8м

Длина хорды, стягивающей эту дугу     

l₂ =2R₂∙sin (β / 2) = L₂∙ sin (β / 2)/ ((0,017453∙ ( β / 2)), м [2, стр.88]            (8)

l₂= 357∙sin(20/2)=214м

Отклонение на этом интервале

a₂ = l₂∙sin (β / 2), м                                                             [2, стр.89]             (9)

a₂ = 214 ∙sin(20/2) = 80м

Отклонение на прямолинейном участке

a₃= A - (a₁ + a₂), м                                                            [2, стр.90]         (10)

а₃ =326,7- (87,2+80) = 159,5м

 Длина наклонного прямолинейного участка

L₃= а₃  / sin β , м                                                                [2, стр.91]          (11)

L₃=159,5/ 0,46947= 339,7м                         

Проекция наклонного участка на вертикаль

 h₃= L₃ ∙ cos β , м                                                               [2, стр.92]       (12)

h₃=339,7∙ 0,766= 260,2 м

Длина нижнего вертикального интервала

h₄ = H - (h + h₁+ h₂+ h₃) , м                                            [2, стр.85]             (13)

h₄= 1312– (70+134,5+168+260,2) =679,3м

Общая длина скважины по профилю

L = h + L₁+L₂+L₃+h₄, м                                                  [2, стр.86]         (14)

L= 70+100+125+339,7+679,3 = 1314м

Удлинение ствола скважины за счет её кривизны

Lудл = L – H, м                                                             [2,стр.87]            (15)

Lудл=1314-1312 = 2м

Допустимое отклонение расчетного отклонения А от проектного не более 3%. По расчетным данным построим профиль наклонной скважины.

2.1.4 Выбор буровых растворов

Практика бурения показала, что успех проводки скважин в значительной мере зависит от качества применяемого раствора. Поэтому перед началом бурения определяют состав и свойства буровых растворов, которые будут использоваться для промывки скважины по-интервально в соответствии с Проектом строительства скважин и Программой буровых работ на Юськинской площади.

При бурении под направление от 0 - 30 м в качестве промывочной жидкости проектируется глинистый раствор плотностью 1,06 г/см³.

При бурении под кондуктор в интервале 0 - 390 м проектируется применять глинистый раствор с параметрами:

- плотность - 1,06 г/см³;

- условная вязкость - 26 - 35 сек;

- фильтрация - не более 10 см³/ 30 мин.

Химическая обработка раствора не допускается в связи с наличием пресных вод в Уфимской свите. Возможны добавки кальцинированной соды для регулирования параметров раствора.

При бурении под эксплуатационную колонну в интервале 390 – 1312 м проектируется применения пластовой воды, в связи с наличием в разрезе устойчивых пород и незначительностью зон осложнений.

Для вскрытия продуктивного пласта в интервале 920 – 1312 м применять безглинистый полимер - солевой раствор с параметрами:

- плотность - 1,15 г/см³;

- условная вязкость – 25 - 27 сек;

- фильтрация - не более 6 см³/30 мин.

С целью регулирования параметров раствора предусматривается химическая обработка реагентами: сода кальцинированная, сода каустическая – для снижения вязкости, фильтрации, диспергирования глиноматериалов; карбоксиметилцеллюлоза, гексаметафосфат натрия – для увеличения стабильности, снижения фильтрации; нефть, графит – смазывающие добавки.

Рассчитаем плотность промывочной жидкости для вскрытия продуктивного горизонта,  определим необходимое количество промывочной жидкости, глины, воды и утяжелителя для приготовления раствора заданной плотности. Расчеты выполним по методике стр. 18, 189-198 [3] или стр.178 [8].

Решение

1) Плотность бурового раствора определяется по формуле:

Для скважины глубиной до 1200 м

rбр = 100∙ Рпл ∙ (1,05...1,1)/ Нв, г/см³                            [3, стр.189 ]            (16)

Для скважины глубиной свыше 1200 м

rбр = 100∙ Рпл ∙ (1,05….)/ Нв

rбр = 100∙18,8∙ 1,05/1260 =1,56 г/см3

где Нв – глубина скважины по вертикали, м

Принимаем плотность раствора по ГТН равный 1,14 г/ см³.

2) Объем скважины рассчитаем по формуле:

Vскв = p∙ D²скв   ∙ L + Vж + V емк                                 [3, стр.194]            (17)

                 4                                                

Vскв =3,14∙0,1905² ∙1312+10+100= 147,3 м³

                    4

где Dскв = к ∙ Ддэк = 1,0 ∙ 0,2159 = 0,2591 м

 к - коэффициент кавернозности - 1,2

 Ддэк - диаметр долота под эксплуатационную колонну, м;

 L – длина эксплуатационной колонн, м;

 Vж - объем желобов - 10 м³;

Vемк - 100 м³.           

2)Определим количество бентонитовой глины и технической воды, потребных для приготовления 1 м³ раствора плотностью rбр = 1,16 т/ м³ .

Решение. Количество глины, расходуемой на приготовление 1 м³ раствора заданной плотности, определим по формуле

 Gг = r г (r гр - r в) / r г - r в, т/м³                                [3, стр.194 ]       (18)

где rг - плотность глины, т/ м³ (rг = 2,2 - 2,7 т/ м ³) ;

rв - плотность воды, т / м³

    G г = 2,5 ( 1,56 - 1,0 ) / 2,6 - 1,0 = 0,461 т / м ³

    Объем глины в 1 м³ раствора составит:

Vг = Gг / r г                                                                 [3, стр.195]          (19)

Vг = 0,461 / 2,5 = 0,084 м ³/ м³                     

   Объем воды будет равен

Vв = 1 - Vг = 1- 0,184 =0,815 м³                                     [3, стр.196]           (20)

3) Определение количества бентонитовой глины, утяжелителя и воды, необходимых для приготовления утяжелённого раствора заданной плотности.

Определить количество бентонитовой глины плотностью rг = 2,5 т / м³, утяжелителя плотностью rу = 4,5 т / м³ и воды, чтобы получить буровой раствор объемом 188 м³ плотностью rбр =1,16 т/м³.

 Используя данные, полученные в задаче имеем: количество глины для приготовления 1 м³ раствора плотностью rгр =1,14 т / м ³ Gг =0, 461 т / м³ и объём глины в 1 м³ раствора Vг = 0,084 м³.

Определим суммарный объём глины без утяжелителя в 1 м³ раствора:

V = Vг  = 0,084м³/м³                                                                                      [3, стр.189]            (21)

Объем воды в 1 м³ утяжеленного раствора будет

Vв = 1 - V = 1 - 0,084= 0,815м³/м³                                   [3, стр.196]           (22)

Для приготовления 179м³ раствора необходимо:

Глины: V ' г = Vбр ∙ Vг                                                [3, стр.198]           (23)

V ' г = 179 ∙ 0,084 = 15,03м³                 

Воды: V' в = Vбр * Vв                                                      [3, стр.190]          (24)

V' в = 179∙0,816= 146,064 м³              

Тогда общий объём раствора составит:

Vобщ =15,03+146,064 =161,094 м³

Количество сухой глины, необходимой для приготовления 161,094 м³ раствора, будет:

Gг = V ' г ∙ rг                                                                 [3, стр.192]           (25)

Gг = 15,03 ∙ 2,5 = 37,5 т

Таким образом, для приготовления 167 м³ утяжеленного раствора плотностью 1,44 т/м³ необходимо

Воды                                                                     0,815 м³

Бентонитовой глины плотностью 2,51 т / м³          37,5 т

Полиакриламид 3% от объема раствора

161,094-100%

X_ПАА = 3             X_ПАА = 161,094∙3/100 =4,83 м³.

2.1.5 Технологические решения при углублении скважины

Параметры бурового раствора должны соответствовать геолого-техническому наряду содержание песка при бурении под направление и кондуктор не более 5%, при бурении под техническую колону не более 3%, под эксплуатационную колону не более 1%, смазывающие добавки согласно рецептуре подрядчика по буровым растворам (по согласованию смазку увеличить до 5%). При содержании песка в буровом растворе выше указанных параметров произвести выравнивание параметров бурового раствора согласно ГТН. После сборки КНБК на опрессовке использовать фильтр.

 Перед подъёмами промывать скважину не менее 1,5 цикла до полного

выноса шлама и приведение бурового раствора в соответствие с ГТН.

 При наличии посадок и затяжек ствол скважины прорабатывать, а также при необходимости участки направленного бурения.

Технологические решения при углублении скважины:

- диаметр каждого долота проверять шаблоном. Перед началом бурения новым долотом расширять призабойную часть скважины;

- фильтр установить под квадратом при каждом долблении независимо от вида промывочной жидкости;

- кондуктор оборудовать фонарями плавающего типа и кольцом "стоп";

- цементирование кондуктора без цементировочной головки, без буферной

 жидкости и без разделительной пробки не разрешается;

- на глубинах 723, 918, 1030м, а также после каждой заливки зоны поглощения и перед переходом на раствор ствол скважины опрессовать;

- при бурении с водопроявлениями сероводород нейтрализовать хлорным железом, двуокисью марганца и т.п.;

- при бурении на глинистом растворе:

а) при подъеме бурильного инструмента скважину непрерывно заполнять;

б) в целях предупреждения гидроразрыва пластов скорости спуска труб ограничить: для бурильных труб 0,7- 1,0 м/сек, для обсадных труб - не более 0,5 м/с;

- при геофизических работах обеспечить постоянный долив скважины до устья;

- без замены кривизны кондуктор не спускать;

- до проведения промежуточного каротажа в скважину воду не закачивать;

-после вскрытия водопроявляющего горизонта замерить и записать в буровом журнале глубину начала водопроявления, интенсивность излива, устьевое давление, плотность изливающейся жидкости;

- закачку излившейся воды производить через поглощающие Намюрские и Серпуховские отложения;

- по результатам замеров и остановки нагнетательных скважин перед переходом уточнить параметры глинистого раствора;

- на участке набора зенитного угла первое измерение производить через 25 м, а следующие измерения через 25 - 50 м, измерения производятся в диамагнитной трубе (ЛБТ). При бурении участка стабилизации замеры производить в открытом стволе через 250 м проходки, на участке снижения зенитного угла - через 150 - 200 м;

- при забое 400,1090м произвести промежуточный каротаж;

- при промежуточном каротаже исследовать цементо цементаж кондуктора;

- при промежуточном каротаже цементомером цементаж кондуктора.    

- кондуктор оборудовать фонарями плавающего типа и кольцом "стоп";

- цементирование кондуктора без цементировочной головки, без буферной жидкости и без разделительной пробки не разрешается;

- на глубинах 723, 918, 1312м, а также после каждой заливки зоны поглощения и перед переходом на раствор ствол скважины опрессовать;

2.1.6 Расчет цементирования эксплуатационной колонны

При расчете цементирования скважин определяют количество сухого цемента и воды для затворения цементного раствора, количество продавочной жидкости, возможное максимальное давление к концу цементирования, допустимое время цементирования и число цементировочных агрегатов.

Произведем расчет одноступенчатого цементирования 168 мм обсадной колонны, спущенной в скважину на глубину Н=1312м, при следующих условиях: диаметр долота D=190,5 мм, наружный диаметр обсадных труб d₁=146 мм, внутренний диаметр обсадных труб d₂=132 мм, высота подъема цементного раствора Hц= 1312 м, плотность глинистого раствора ρ_р=1,06 кг/м³, плотность цементного раствора ρ_ц =1860 кг /м³, кольцо «стоп» установлено на высоте h=20м.

1) Объем цементного раствора, подлежащего закачке в скважину, определяем по формуле

, м³                                  [3, стр.198]         (26)

где K₁- коэффициент, учитывающий увеличение объема цементного раствора, расходуемого на заполнение каверн, трещин, и увеличение диаметра

скважины против расчетного.

Значение коэффициента K₁ определяется по кавернограмме для каждой конкретной скважины. Обычно K₁ изменяется от 1,2 до 2,5. Для нашего примера примем K₁=1,2. Подставляя в формулу (1) имеющиеся данные, получаем

Vц= [1,2 (0,1905² - 0,146²) ∙1312+0,132²∙20] 43,6 м³     [3, стр.199]     (27)

2) Количество сухого цемента для приготовления цементного раствора определяем из выражения

, т                                                           [3, стр.198]            (28)

где m – водоцементное отношение. Для нашего примера m=0,5, тогда

3) Количество сухого цемента, которое необходимо заготовить с учетом потерь при затворении цементного раствора

В том случае, если  не задана, ее приближенно можно рассчитать по

 формуле

, кг/м³                                                          [3, стр.198]           (29)

где  и - плотность сухого цементного порошка и воды, кг/м³.

K₂ – коэффициент, учитывающий наземные потери при затворении цементного раствора.

Если затворение производится без цементно-смесительных машин, K₂ = 1,05-1,15,при использовании машин K ₂ = 1,01.

Для нашего примера примем K2=1,01, тогда

4) Необходимое количество воды для приготовления 57,61 т цементного раствора 50%-ой консистенции

 , м³                                                            [3, стр.197]             (30)

Подставив имеющиеся данные, получим

Vв=0,5∙32,11=16,055 м³

5) Потребное количество продавочного раствора определяем по формуле

, м³                                                     [3, стр.313]      (31)

где  - коэффициент, учитывающий сжатие глинистого раствора ( =1,03-1,05).

Подставив значения, получим

Vпр=0,03∙ *(1312-20)=18,20 м³

Очень часто на практике для быстрого определения Vпр пользуются следующей формулой:

, м³                                                          [3, стр.313]            (32)

где Dн – номинальный наружный диаметр колонны труб, спущенных в скважину, в дюймах; для 245 - мм обсадной колонны принимают Dн=8, для 146-мм колонны– Dн = 6,5 и т.д.;

    Dн²/2 – количество продавочной жидкости, необходимое для заполнения 1 м спущенных труб, л; для 245-мм колонны Dн₂/2=82/2=32 л;

H₁ – глубина установки кольца «стоп», т.е. глубина продавки цементного раствора.

Для нашего примера H₁=H - h, т.е.

(1106-20) = 32∙980 = 31360л = 31,36 м³.

Если колонна обсадных труб разностенная, Vпр определяют как сумму отдельных объемов, подсчитываемых в зависимости от изменения внутренних диаметров для каждого участка с соответствующей толщиной стенок.

1) Максимальное давление перед посадкой верхней пробки на упорное кольцо определяем из уравнения

, МПа                                                        [3, стр.199]               (33)

где P₁ – давление, необходимое для преодоления сопротивления, обусловленных

 разностями плотностей жидкости в трубах и затрубном пространстве;

 P₂ - давление, необходимое для преодоления гидравлических сопротивлений.

, МПа                                  [3, стр.199 ]             (34)

Подставив имеющиеся в нашем примере значения, получим

 [(1312 - 20)(186 – 1,06)] = 24,01 МПа.

Величину P₂ обычно находят по эмпирическим формулам. Наиболее

распространенной является формула Шишенко – Бакланова:

для скважин глубиной до 1500 м

P₂ = 0,001H + 0,8 Мпа                                                [3, стр.199]            (35)

 для скважин глубиной более 1500 м

P₂ = 0,001 H + 1,6 Мпа                                               [3, стр.198]              (36)

для нашего примера имеем

P₂ = 0,001∙1312+ 0,8 = 2,1 МПа

следовательно

Pmax = 6,92 + 2,0 = 9,72 МПа

7) Число цементировочных агрегатов определяют, исходя из условия получения скорости w подъема цементного раствора в кольцевом пространстве у башмака колонны в момент начала продавки не менее 1,5 м/с для кондуктора и промежуточных колонн и не менее 1,8 - 2,0 м/с для эксплуатационных колонн; это условие вытекает из предположения, что увеличение скорости движения цементного раствора в затрубном пространстве способствует более полному вытеснению глинистого раствора.

Часто ствол скважины искривлен, имеет локальные расширения, а колонна не строго сцементирована в нем. В подобных случаях целесообразно цементный раствор вытеснять из колонны, поддерживая небольшую скорость подъема цементного раствора в затрубном пространстве (w = 0,1-0,4 м/с). Так же следует поступать и в том случае, если колонна хорошо цементирована, но создать турбулентный режим течения цементного раствора в затрубном пространстве невозможно.

Так как продавка почти всегда начинается на высшей скорости (как правило, на 4), то количество агрегатов из условия обеспечения скорости w (в м/с) подъема цементного раствора в затрубном пространстве определяют по формуле   

,                                         [7, стр.196 ]          (37)

где Q⁴ – производительность цементировочного агрегата на 4 скорости, м³/с.

Выбираем цементировочный агрегат типа ЦА-320М с установленными в его насосе цилиндровыми 127-мм втулками (с этими втулками можно работать при Pmax в конце цементирования).

Максимальная производительность агрегата при этом 0,87 м³/мин при этом давлении 5,8 МПа. 

Тогда необходимое количество агрегатов равно

Производительность цементирования (в 1 мин) можно определить по формуле

© helpiks.su При использовании или копировании материалов прямая ссылка на сайт обязательна.