
- •В ведение. Общие сведения о месторождении
- •Н. Контр. БУтв
- •Совмещенный график изменения градиентов давлений:
- •Расчёт эксплуатационной колонны.
- •Расчёт кондуктора.
- •Расчёт направления.
- •Минимально допустимая разность диаметров муфт обсадных труб и скважин
- •Конструкция скважины:
- •Конструкция скважины
- •Выбор типа и параметров буровых растворов.
- •Пластовые давления и минимальные значения плотности бурового раствора:
- •Оборудование устья скважины.
- •Основные параметры и размеры превенторов по гост 13862-90
- •Выбор и расчет профиля наклонно-направленной скважины
- •Расчет наклонного ствола скважины
- •Определяется максимальный угол наклона ствола скважины
- •Профиль наклонно-направленной скважины
- •Обоснование способа вскрытия продуктивного горизонта.
- •Расчёт обсадных колонн на прочность. Расчёт эксплуатационной колонны.
- •Окончание цементирования второй ступени:
- •Освоение снижением уровня.
- •Начало эксплуатации:
- •Эпюры избыточных давлений.
- •Коэф. Запаса прочности на наружное избыточное давление.
- •2. Коэф. Запаса прочности на внутреннее избыточное давление.
- •Коэффициенты запаса прочности на внутреннее давление
- •3. Коэф. Запаса прочности на разрыв.
- •Значения коэффициентов запаса прочности n3:
- •Конструкция эксплуатационной колонны:
- •Расчёт кондуктора.
- •Расчёт направления.
- •Конструкции обсадных колонн:
- •Обоснование состава технологической оснастки и размещения её элементов на обсадной колонне.
- •Технические данные усцс:
- •Элементы оснастки обсадных колонн.
- •Подготовка ствола скважины и спуск обсадной колонны.
- •Цементирование скважины.
- •1) Определяется объём буферной жидкости для обеспечения качества цементирования.
- •2) Определяется критический объём буферной жидкости для предотвращения проявлений в процессе цементирования
- •3) Обоснование необходимой плотности тампонажного раствора
- •4) Определяется требуемое количество тампонажного цементного раствора:
- •5) Определяется масса цемента
- •6) Определяется объём воды для затворения цемента
- •7) Определяется объём продавочной жидкости
- •8) Определяется подача насосов ца для обеспечения необходимой скорости восходящего потока тампонажного цементного раствора в затрубном пространстве (1,8 м/с)
- •9) Определяется максимальное давление на цементировочной головке в конце цементирования
- •10) Выбор оборудования для цементирования скважины.
- •11) Определяется число цементировочных агрегатов.
- •12) Определяется число цементосмесительных машин.
- •13) Уточняется число цементировочных агрегатов по количеству цементосмесительных машин.
- •14) Определение продолжительности цементирования обсадной колонны.
- •15) Выбор типа тампонажного цемента.
- •1 Ступень:
- •2 Ступень:
- •Обоснование способа вторичного вскрытия продуктивных горизонтов.
- •Выбор способа освоения скважины.
- •Вызов притока нефти из пласта
- •Техники безопасности. При крепление ствола скважины
- •При монтаже и эксплуатации противовыбросового оборудования
- •При перфорации.
- •При освоении.
- •Защита окружающей среды.
- •Список литературы.
4) Определяется требуемое количество тампонажного цементного раствора:
Рис.
11.
Первая ступень:
Vц.р.1= 0,785∙((Dскв²∙К- Dн²)∙Н+ d²∙ h)
Dн=146,1 мм.=0,1461 м.
Dскв=215,9 мм.=0,2159 м.
Н=160 м. – по вертикали.
По стволу Н =167,7 м.
d=132,1 мм.0,1321 м.
h=10 м.
К=1,2 – коэф. кавернозности
Vц.р.1= 0,785∙((0,2159²∙1,2-0,1461²)∙167,7+0,1321²∙10)=4,7 м³
Вторая ступень:
Vц.р.2=
0,785∙((Dскв²∙К-
Dн²)∙Н2+(Dв.п.к.²
- Dн²)∙Н1)
Dн=146,1 мм.
Dскв=215,9 мм.
Dв.п.к.=226,7 мм.
Н1=615,24 м.
Н2=1327,72-615,24-167,7=544,78 м.
К=1,2 – коэф. кавернозности
Vцр2=0,785∙((0,2267²-0,1461²)∙615,24+(0,2159²∙1,2-0,1461²)∙544,78)=29,3 м³.
5) Определяется масса цемента
Первая ступень:
m=0,5
γ(ρ)=(1+0,5)/(1/3,15+0,5/1,0)=1,835 г/см³.
G1=1,05/(1+0,5)∙1,835∙4,7=6,037 тонны.
Вторая ступень:
γ(ρ)=1,40 г/см³.
G2=1,05/(1+0,5)∙1,40∙29,3=28,714 тонны.
6) Определяется объём воды для затворения цемента
Первая ступень:
Vв1=1,1∙0,5∙6,037=3,32 м³.
Вторая ступень:
Vв2=1,1∙0,5∙28,714=15,8 м³.
7) Определяется объём продавочной жидкости
Объём продавочной жидкости определяется по формуле:
Vп.ж.=0,785(d1²l1+ d2²l2+ d3²l3…)Кс+Vм, м³
d1,d2,d3 – внутренние диаметры секций обсадной колонны, м;
l1,l2,l3 – длины секций обсадной колонны, м;
Vм - объем трубопроводов, связывающих цементировочные агрегаты с цементировочной головкой, м3, принимается равным – 0,5 м3;
Кс – коэффициент сжимаемости жидкости за счёт газа (1,02÷1,05).
Первая ступень:
Vпр.ж.=0,785∙d²∙(L1-hст)∙Кс+ Vм =0,785∙0,1321²∙(1327,72-10)∙1,03+0,5=19,1 м³.
L1=1327,72 м.
d=0,1321 м.
Вторая ступень:
Vпр.ж.=0,785∙d²∙L2∙Кс+Vм =0,785∙0,1321²∙1160∙1,03+0,5=16,87 м³.
L2=1160 м.
8) Определяется подача насосов ца для обеспечения необходимой скорости восходящего потока тампонажного цементного раствора в затрубном пространстве (1,8 м/с)
Первая ступень:
Vц.р.1=4,7 м³
Нц.р.1=167,7 м.
Fзатр=(4,7-0,14)/167,7=0,027 м².
Vстак=3,14∙(0,1321/2)²∙10=0,14 м³.
Q1=0,027∙1,8∙10³=48,6 дм³/с.
Вторая ступень:
Vц.р.2=29,3 м³
Нц.р.2 =1327,72-167,7=1160 м.
Fзатр=(29,3-0,14)/1160=0,025 м².
Q2=0,025∙1,8∙10³=45 дм³/с.
9) Определяется максимальное давление на цементировочной головке в конце цементирования
Максимальное давление на цементировочной головке в конце цементирования определяется по формуле:
Рк=Рр+Ртр+Рзатр., МПа
Рр – максимальная ожидаемая разность гидростатических давлений в трубах и затрубном пространстве в конце цементирования, МПа.
Рр=0,01(Нц.р.-h)( ρц.р.- ρп.ж.), МПа
Первая ступень:
h=10 м. - высота цементного «стакана» в обсадной колонне;
Нц.р.1=167,7 м. – высота подъёма цементного раствора;
ρц.р.1=1,835 г/см³ – плотность цементного раствора;
ρп.ж.1= 1,12 г/см³.– плотность продавочной жидкости (бур. раствор).
Рр1=0,01(167,7-10)(1,835-1,12)=1,1276 МПа.
Вторая ступень:
Нц.р.2=1160 м. – высота подъёма цементного раствора;
ρц.р.2=1,40 г/см³ – плотность цементного раствора;
ρп.ж.2= 1,12 г/см³.– плотность продавочной жидкости (бур. раствор).
Рр2=0,01∙1160(1,40-1,12)=3,248 МПа.
Ртр – давление на преодоление гидравлических сопротивлений в трубах, МПа
,
МПа
λб.р. – коэффициент гидравлических сопротивлений для бурового раствора (0,02);
Q - подача насосов цементировочных агрегатов, л/с;
Q1=48,6
дм³/с.=0,0486 м³/с
Q2=45 дм³/с. =0,045 м³/с
Нэ.к.1=1327,72м. – глубина спуска обсадной колонны, принимаемая при расчёте первой ступени цементирования.
Нэ.к.2=1160 м.– глубина спуска обсадной колонны, принимаемая при расчёте второй ступени цементирования.
dср =d=0,1321 м.
Первая ступень:
Ртр1=8,26∙0,02∙1,12∙0,0486²∙1327,72/0,1321=4,4МПа
Вторая ступень:
Ртр2=8,26∙0,02∙1,12∙0,045²∙1160/0,1321=3,29МПа
Рзатр. – давление на преодоление гидравлических сопротивлений в затрубном пространстве, МПа.
λц.р. – коэффициент гидравлических сопротивлений для цементного раствора (0,035);
Dср.п.к. =226,7 мм.=0,2267 м.– средний внутренний диаметр предыдущей колонны (кондуктора).
,
г/см³
Первая ступень:
ρбуф=1,02 г/см³=1020кг/м³
hбуф1=100,83 м.
ρб.р.=1,12 г/см³=1120кг/м³
hб.р.1=1327,72-100,83= 1226,9 м.
ρср=(1,02∙100,83+1,12∙1226,9)/(100,83+1226,9)=1,1124
г/см³.
Рзатр1=8,26∙0,035∙1,835∙48,6²∙167,7/(21,59-14,61)³/(21,59+14,61)²+
+ 8,26∙0,02∙1,1124∙ 48,6²∙(1327,72-167,7)/(21,59-14,61)³/(21,59+14,61)²= 1,6 МПа.
Вторая ступень:
ρбуф=1,02 г/см³=1020кг/м³
hбуф2=352,91 м.
ρб.р.=1,12 г/см³=1120кг/м³
hб.р.2=1120-352,91=767,09 м.
ρср=(1,02∙352,91+1,12∙767,09)/(352,91+767,09)=1,0885 г/см³.
Рзатр2=8,26∙0,035∙1,40∙45²∙1160/(21,59-14,61)³/(21,59+14,61)²+
+ 8,26∙0,02∙1,0885∙45²∙(1327,72-1160)/(21,59-14,61)³/(21,59+14,61)²=2,27 МПа.
Максимальное давление на цементировочной головке в конце цементирования составит:
Рк=Рр+Ртр+Рзатр., МПа
Первая ступень:
Рк1=1,1276 + 4,4+1,6=7,13 МПа
Вторая ступень:
Рк2=3,248 + 3,29+2,27=8,81 МПа
Цементировочная головка должна быть опрессована на полуторакратное давление, ожидаемое при цементировании: Ропр. ц. г.= 8,81∙1,5=13,22 МПа.
Однако давление открытия циркуляционных отверстий УСЦС составляет 10-20 МПа, следовательно головку следует опрессовать на давление: Ропр. ц. г.=20∙1,5=30 МПа.