Селективное заканчивание скважин

при z=0 МПа (А) при z=h=1880м

МПа(B)

Для зецементированной зоны расчет производится по составному столбу бурового и цементного растворов с учетом разгрузки

МПа (С)

4.3 Расчет параметров обсадной колонны

Из этих графиков видно, что наружные избыточные давления достигают максимума на забое скважины. Уровень наружных избыточных давлений, больше внутренних, к тому же, прочность на внутреннее давления выше прочности на смятие (наружные избыточные давления), поэтому, за начало расчета принимаем наружное избыточное давление и расчёт параметров ОК начинается снизу ОК. Расчёт начинают с определения параметров нижней (1-ой секции). Проектируем трубы с резьбой трапециидального профиля и нормальным диаметром муфт (ОТТМ). Рекомендуется использовать по возможности наиболее дешёвые обсадные трубы, поэтому для начала расчёта выбираются трубы группы прочности Д.

МПа

Определяем запас прочности n1 на избыточное наружное давление Для 1-ой снизу секции колонны:

В соответствии с прил.2 подбираем трубы: Начинаем с труб с наименьшей группой прочности Д, если группа Д не

удовлетворяет условию прочности, то переходим к трубам более высокой группы прочности.

Принимаем n=1,15 (1÷1,3)

МПа По прил. 2 этому давлению соответствуют трубы с толщиной стенки

СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts

δ=8 мм группы прочности «Д», исполнение «Б».

МПа По прил.4 внутреннее давление при котором напряжение в теле трубы

достигает предела текучести: PT1=31,6 МПа

, n2=1,15

Если меньше допустимого (1.15) то подбор труб для первой секции производится по внутреннему давлению

N-мощность продуктивного горизонта

-длина зумфа (10-25м)

-лдлина деталей низа эксплутационной колонны (10-25м)

-вес секции

СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts

-теоретический вес 1м колонны (приложение 12)

По эпюре 3 определяем расчетное давление на уровне верхнего конца 1 секции на глубине 2190 м МПа

Этому давлению при соответствуют трубы прочностью Д с δ=7,3мм исполнения «Б» с

Определим значение для труб 2 секции для условий двухосного нагружения с учетом значений растягивающих нагрузок от веса 1 секции.

-растягивающая нагрузка (приложение3)

Т.к. 16,4>16,08, трубы из стали прочности Д с δ=7,3мм подходят для 2

секции. МПа В соответствии с эпюрой эти трубы можно применять по всему стволу

скважины.

Найдём вес 2секций

СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts

Определим значение

z=L=2190

Условие выполняется.

При строительстве данной скважины используется односекционная эксплуатационная колонна длиной L=2500м, толщиной стенки δ=7,3мм, исполнения Б, из стали группы прочности Д.

4.4 Технологическая оснастка обсадной колонны

Элементы оснастки обсадных колонн представляют собой комплекс устройств, применяемый для успешного спуска обсадных колонн и качественного цементирования скважин, надежного разобщения пластов и последующей нормальной эксплуатации скважин.

Низ эксплуатационной колонны оборудуется башмаком типа БКМ-146 ОТТМ и обратным клапаном типа ЦКОД-146-ОТТМ.

Башмак с направляющей насадкой предназначен для оборудования нижней части обсадной колонны в целях повышения ее проходимости по стволу скважины и предупреждения повреждения нижней трубы при посадках. Башмаки присоединяют к нижней части обсадной колонны на резьбе или сварке.

Обратный клапан предназначен для предотвращения перетока бурового или тампонажного раствора из заколонного пространства в обсадную колонну в процессе крепления скважины. Его монтируют в башмаке обсадной колонны или на 10-20 м выше него.

Центраторы применяют для центрирования обсадной колонны в стволе скважины в целях равномерного заполнения кольцевого пространства тампонажным раствором и качественного разобщения пластов. Кроме того,

СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts

они облегчают процесс спуска обсадной колонны, уменьшая силу трения между обсадными трубами и стенками скважины, увеличивают степень вытеснения бурового раствора тампонажным вследствие образования локальных завихрений восходящего потока раствора в зонах центраторов. При креплении наклонно направленных скважин применение центраторов обязательно. Центраторы устанавливаются на обсадной трубе и фиксируются на ней при помощи специального кольца закрепленного на теле трубы.

Выбираем цементировочную головку ГУЦ-140/146 с наибольшем рабочим давлением 40 МПа.

Разделительные цементировочные пробки ПП -146 используют для разобщения тампонажного и бурового растворов, а также продавочной жидкости при цементировании обсадных колонн. Кроме того, их применяют для получения сигнала об окончании процесса продавливания тампонажного раствора.

Муфта цементировочная гидравлическая типа МЦГ устанавливается в составе труб обсадной колонны и предназначена для ступенчатого или манжетного цементирования скважин (совместно с заколонным пакером). Отличительными особенностями конструкции МЦГ являются малая толщина ее стенок без ущерба для прочности, соответственно и уменьшенный наружный диаметр муфты, что позволяет использовать ее для цементирования потайной колонны.

Муфта типа МСЦГ применяется при цементировании обсадных колонн в условиях неизолированных зон поглощения, с целью снижения репрессии на продуктивный пласт, а также при проведении манжетного цементирования. Отличительными особенностями МСЦГ являются: сохранение внутреннего диаметра эксплуатационной колонны в месте ее установки; работоспособность не зависит от угла в месте установки.

Расчет натяжения эксплуатационной колонны

забой скважина пласт колонна

СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts

Натяжение обсадной колонны необходимо для сохранения прямолинейной формы её незацементированной части путём компенсации веса и с учётом изменения температуры и давления. Если расчётное значение натяжения не удовлетворяет условию прочности колонны, то необходимо либо повысить прочность труб, либо увеличить высоту подъёма цемента.

Определяют как нижний, так и верхний предел натяжения обсадных колонн.

Нижний предел - минимальное значение усилия натяжения для скважин любого назначения выбирается по наибольшему значению из двух значений, рассчитанных по формуле:

где: QН - усилие натяжения, кН;

Q - вес свободной (незацементированной) части колонны, кН;

P - максимальное внутреннее устьевое давление в колонне (давление опрессовки), P = 15,95 МПа;

L - глубина скважины м;

l - длина свободной части колонны, l =1880 м;

м

D., d- соответственно наружный и внутренний диаметры колонны, м. D. = 0,168 м;

d. = D-2δ

F - площадь сечения трубы, определяют по формуле:

СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts

Fn = 0,785*(D2 - d2);

γР, γВ - удельные веса жидкости за колонной и внутри неё в процессе эксплуатации, Н/м3; γР = Н/м3, γВ = Н/м3;

α- коэффициент линейного расширения материала труб,

α= 12*10-6 1/ 0С;

E - модуль упругости материала трубы, E = 2,1*1011 Па;

T - средняя температура нагрева (охлаждения) колонны, 0С. Среднюю температуру нагрева берут как среднюю величину по

глубине:

T = ((t3 - t1) + (t4 - t2)) / 2,

где: t1, t2 - первоначальная температура у верхнего и нижнего концов рассматриваемого участка колонны, 0С;

t3, t4 - температура у верхнего и нижнего концов рассматриваемого участка колонны при эксплуатации, 0С;

t1 = 8 0С; t3 = 10,4 0С; tЗАБ. = 28 0С;

Определение средней температуры нагрева колонны:

0С

СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts

0С

0С

мм

F = 0,785*(D2-d2)=0,0038

Минимальное усилие натяжения превышает вес незацементированной части обсадной колонны 564,82кН > 451,835 кН, поэтому принимается исходная величина Qn = 564,82 кН.

Верхний предел натяжения колонны определяется из условия:

Qn ≤ Qmax

где: Qmax - допустимая осевая нагрузка на трубы колонны (равная максимально допустимой страгивающей нагрузке делённой на коэффициент запаса на страгивающие нагрузки), кН.

, n2=1,15

Qmax = Pстр./1,15 = 813/1,15 = 706,956 кН

Qn ≤ Qmax условие выполняется

Qmin<Qn<Qmax

,82<650<706,956 Принимаем Qn= 650 Кн

СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts

5. Расчет и обоснование параметров цементирования

Обоснование способа цементирования

Цементирование скважин наиболее ответственный этап в строительстве скважин. Значение цементировочных работ, обуславливается тем, что они являются заключительным этапом, и неудачи при их выполнении могут свести к минимуму успех предыдущей работы вплоть до полной потери скважины.

Все способы цементирования имеют одну цель - вытеснить буровой раствор тампонажным из затрубного пространства скважины и поднять на нужную высоту. В результате этого исключается возможность движения любой жидкости или газа из одного пласта в другой, Через затрубное пространство обеспечивается длительная изоляция продуктивных объектов от посторонних вод, укрепляются неустойчивые, склонные к обвалам и осыпям породы, обсадная колонна предохраняется от коррозии в результате воздействия пластовых вод. Состав тампонажного раствора определяется геолого-техническими условиями скважины (пластовое давление, температура). При приготовлении раствора используются осреднительные емкости.

В общем случае основными факторами для выбора тампонажного материла являются температура в скважине (на проектной глубине 2500 м t»28°С), давление гидроразрыва пород, а также наличие нефтегазоносных и соленасыщенных пластов.

Плотность тампонажного раствора должна удовлетворять условию

gр+0,2 Ј gц Ј kгр, где:

kгр - градиент давления гидроразрыва, gц - плотность тампонажного

СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts

предусматривается регулирование сроков схватывания таким образом, чтобы время цементирования составляло 75% от сроков начала схватывания. В качестве ускорителя схватывания используется кальцинированная сода. В случае необходимости увеличения сроков схватывания в качестве замедлителя используется карбоксиметилцеллюлоза (КМЦ). Концентрация реагентов подбирается лабораторным путем и в проекте не указывается.

Плотность продавочной жидкости и жидкости при испытании колонны на герметичность принимается такой, какой заполнен ствол скважины к моменту спуска обсадной колонны.

Для предотвращения смешивания тампонажного и бурового раствора, а также более эффективного замещения бурового раствора тампонажным предусматривается применение в качестве разделяющей среды аэрированной буферной жидкости с плотностью 900 кг/см3

Скорость восходящего потока в кольцевом пространстве, для обеспечения вытеснения бурового раствора из сужений и расширений ствола, должна быть не более 0,5м/с либо не менее 1м/с.

5.2 Цементирование эксплуатационной колонны

Цементирование колонны осуществляется в одну ступень 1. Определим внутренний диаметр обсадной колонны

. Необходимое количество тампонажного раствора для цементирования обсадной колонны определяется по формуле:

СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts