Добавил:

Upload Опубликованный материал нарушает ваши авторские права? Сообщите нам.

Вуз:

Ивано-Франковский национальный технический университет нефти и газа

Предмет:

[НЕСОРТИРОВАННОЕ]

Файл:

Довідник з нафто-газової справи.doc

Скачиваний:

329

Добавлен:

15.09.2019

Размер:

11.16 Mб

Скачать

☆

<<< < Предыдущая 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 2930 / 13230 31 32 33 34 35 36 37 38 39 40 41 42 > Следующая >>>

4.3. Розмежування пластів

Проектування конструкції свердловин. Проектування конструкції свердловини здійснюється на основі суміщеного графіку тисків і передбачає визначення кількості обсад-них колон для несумісних зон буріння, глибини спуску колон і їх розмірів та висоти підйому тампонажного розчину в заколонному просторі.

Суміщений графік тисків (рис.4.10) будується на основі розрахованих еквівалентів градієнта пластового (перового) тиску ( ) і тиску гідророзриву (поглинання) С ) для кожного літологічного підрозділу за формулами

113

Рис.4.10. Суміщений графік тисків:

1-19; 20-38 - Ліни градієнтів пластового тиску і тиску гідророзриву; заштриховані області відповідають зонам зі сумісними умовами буріння

114

де і — пластовий тиск і тиск гідророзриву, Па; — густина прісної води, кг/м³;

— прискорення вільного падіння, м/с²; Н — глибина, на якій визначається тиск, м. При відсутності промислових даних тиск гідророзриву визначається за формулами:

= 0.0083Я + (0,665 + 1,0) ; = 0,87

де — тиск порід на глибині Н, МПа; — середньозважена густина порід, кг/м³; — коефіцієнт Пуассона. Для розрахунку приймається значення менше із визначених за цими формулами.

Тиск поглинання приймається на основі промислових даних, а при їх відсутності визначається зі співвідношення

= (0,75...0,95)

На побудованому суміщеному графіку межі зміни еквівалентів тисків бурового розчину є глибинами спуску обсадних колон (рис. 4.10).

Розміри обсадних колон і доліт вибираються знизу вверх, починаючи з експлуатаційної колони, діаметр якої визначається замовником. Мінімально необхідний радіальний зазор між муфтою обсадної колони і стінкою свердловини вибирають із врахуванням жорсткості колони, глибини її спуску, викривлення стовбура і стійкості стінок свердловини та інших факторів. Для вертикальних свердловин приймаються такі радіальні зазори:

Зовнішній діаметр обсадноі колони, Радіальний зазор, мм

мм

114; 127; 140; 146 10-15

168; 178; 194 15-20

219;245 20-25

273;299 25-35

324:340:351 35-45

377:406:426 45-50

Висота підйому тампонажного розчину в затрубному просторі визначається на основі діючих методик та інструкцій.

З'єднання обсадних труб. Обсадні труби для кріплення нафтових і газових свердловин з'єднуються між собою за допомогою нарізних (ГОСТ 632-80) і зварних (ТУ 14-3-1599-88, ТУ 14-3-1068-88) з'єднань (табл. 4.26, 4.27). В нарізних з'єднаннях використовуєься різьба трикутного і трапецеподібного профілю.

Розрахунок обсадних колон проводиться, виходячи з максимальних значень надлишкових зовнішніх і внутрішніх тисків, а також з осьових навантажень, що діють на обсадну колону на різних стадіях (під час буріння, випробування, експлуатації, ремонту свердловин).

Розрахунок експлуатаційних обсадних колон для нафтових свердловин. Внутрішній тиск в свердловині у період введення її в експлуатацію при закритому усті (рис. 4.11 ,а, тиск на гирлі > 0) визначається за формулою

при 0 , ⁽⁴⁵⁾

де - пластовий тиск на глибині мПа; - густина рідини в колоні, кг/м³; z, -відстань від гирла свердловини до розрахункового перерізу і башмака колони, м.

115

Розрахунок колон нафтових свердловин при виклику припливу, випробуванні на герметичність зниженням рівня рідини і при закінченні експлуатації (рис.4.11, б, в) проводиться за формулами

= 0 при = КГ⁶ при (4.6)

де Н - відстань від гирла до рівня рідини в колоні, м.

Рис.4.11. Схеми положення рівнів в нафтових (а - в), газових (г) і газорідинних (д) свердловинах

Внутрішній тиск в колоні на глибині z при виконанні робіт, які пов'язані з нагнітанням рідини в свердловину (інтенсифікація, гідророзрив, ремонтні роботи і інші), знаходиться за формулою

при (4.7)

де - відстань від гирла до перерізу, в якому рідина, що нагнітається, виходить із колони, м; - пластовий тиск на глибині , МПа; - додатковий тиск для забезпечення

Зовнішній діаметр обсадної труби з різьбою трикутного профілю, мм	Товщина стінки, мм	Маса 1 м, кг	Зрушуюче навантаження, кН, для труби зі сталі групи міцності
	Товщина стінки, мм	Маса 1 м, кг	Д	Е	Л	М
114,3	6,4	16,9	500	725	860	1000
	7,4	•19,4	600	870	1040	1200
	8,6	22,3	725	1050	1240	1440
	10,2	26,7	-	-	1520	1750
127,0	6,4	19,1	560	825	970	1130
	7,5	22,1	685	1000	1190	1380
	9,2	26,7	880	1280	1520	1760
	10,2	30,7	1050	1520	1800	2090
139,7	7,0	22,9	795	1010	1200	1390
	7,7	21,1	785	1140	1350	1570
	9,2	29,5	970	1410	1680	1940

116

виходу рідини з колони при закачуванні, МПа; - втрати тиску на тертя при русі рідини в колоні, МПа.

Тиск визначають на довжині - при 0 ;

= 0 (4.8)

Тиск на гирлі при = 0

= + (4.9)

де тиск визначають на довжині

У незацементованій зоні зовнішній тиск на колону на відрізку від гирла до рівня цементу шукають за формулою

= 10ID"⁶ при 0

де - густина бурового розчину за колоною, кг/м³; h - відстань від гирла до рівня цементного розчину, м.

У зацементованій зоні в інтервалі, який закріплений попередньою колоною, зовнішній тиск визначається за тиском стовпа бурового розчину і гідростатичним тиском стовпа води з густиною = 1,1 • 10³ кг/м³ :

= 10-⁶ при (4.10)

де - відстань від гирла до башмака попередньої колони, м. У зацементованій зоні відкритого стовбура зовнішній тиск на колону визначається з врахуванням пластового і гірського тисків, а при відсутності їх впливу - за формулою (4.10). В інтервалі пластів з відомим тиском зовнішній тиск

(4.11)

а в інтервалі порід, схильних до текучості, він розраховується за гірським тиском

(4.12)

де - середня густина верхніх порід, кг/м.³

Таблиця. 4.26

Зминальнийтиск. МПа, для труби із сталі групи міцності				Внутрішній тиск, МПа, при якому виникає межа текучості матеріалу, для труби зі сталі групи міцності
Д	Е	Л	м	Д	Е	Л	М
27,0	35,2	38,9	41,7	37,1	54,0	64,2	74,2
34,2	46,2	52,2	57,3	42,9	62,4	74,2	85,8
42,4	59,0	68,0	76,1	50,0	72,5	86,2	99,8
-	-	88,1	100,2	-	-	102,2	118,3
22,3	28,1	30,6	32,4	33,4	48,6	57,7	66,8
29,5	39,0	43,5	47,1	39,2	56,9	67,6	78,3
40,3	55,7	63,9	71,1	48,1	69,8	83,0	96,0
49,3	69,7	81,1	91,7	56,0	81,2	96,5	111,7
22,1	27,8	30,2	31,9	33,2	48,3	57,4	66,4
26,3	34,1	37,5	40,3	36,6	53,1	63,1	73,1
35,1	47,5	53,9	59,3	43,7	63,5	75,5	87,3

117

Зовнішній діаметр об-садної труби з різьбою трикутного профілю, ми	Товщина стінки, мм	Маса 1 м, кг	Зрушуюче навантаження, кН, для труби зі сталі групи міцності
	Товщина стінки, мм	Маса 1 м, кг	Д	Е	Л	М
	10,5	33,6	1130	1640	1950	2250
146,0	7,0	24,0	735	1070	1260	1460
	7,7	26,2	825	1200	1430	1660
	8,5	28,8	930	1350	1610	1860
	9,5	32,0	1060	1540	1830	2130
	10,7	35,7	1210	1760	2100	2440
168,3	7,3	29,0	880	1280	-	-
	8,9	33,1	1130	1640	1950	2250
	10,6	41,2	1380	2010	2380	2760
	12,1	46,5	1600	2320	2760	3190
177,8	8,1	33,7	1070	1550	1870	-
	9,2	38,2	1230	1800	2140	2480
	10,4	42,8	1430	2080	2470	2850
	11,5	47,2	1600	2320	2760	3190
	12,7	51,5	1780	2590	3080	3570
	13,7	55,5	_	2810	3340	3870
	15,0	60,8	-	-	3680	4250
193,7	8,3	38,1 •	1190	1720	2060	2380
	9,5	43,3	1400	2030	2410	2790
	10,9	49,2	1640	2380	2830	3270
	12,7	56,7	1940	2820	3350	3880
	15,1	66,5	-	-	4040	4670
219,1	8,9	46,3	1470	2130	2540	2930
	10,2	52,3	1720	2500	2970	3440
	11,4	58,5	1960	2840	3380	3910
	12,7	64,6	2200	3200	3800	4410
	14,2	71,5	-	3630	4300	4980
245,5	8,9	51,9	1630	2370	2810	3250
	10,0	58,0	1870	2710	3230	3740
	11,1	63,6	2110	3070	3650	4210
	12,0	68,7	2300	3350	3980	4610
	13,8	78,7	2780	3900	4640	5370
	15,9	89,5	-	-	5400	6250
273,1	7,1	46,5	1160	.-	-	-
	8,9	57,9	1660	2400	2860	3310
	10,2	65,9	1940	2820	3350	3880
	11,4	73,7	2200	3200	3810	4410
	12,6	80,8	2470	3590	4260	4930
	13,8	88,5	2720	3960	4710	5450
	15,1	96,1	_	4370	5190	6010
	16,5	104,5		-	5700	6600

118

Продовження табл. 4.26

Зминальний тиск, МП а для труби із сталі групи міцності				Внутрішній тиск, МПа, при якому виникає межа текучості матеріалу, для труби зі сталі групи міцності
Д	Е	Л	М	Д	Е	Л	М
42,4	58,9	67,9	75,9	49,9	72,4	86,1	99,7
20,3	25,2	27,1	28,6	31,8	46,2	54,8	63,5
24,3	31,1	34,0	36,3	35,0	50,8	60,4	69,9
28,8	37,9	42,1	45,6	38,6	56,1	66,6	77,1
34,4	46,6	52,6	57,8	43,1	62,7	74,5	86,2
40,9	56,6	65,1	72,6	48,6	70,6	83,9	97,1
16,6	19,9	_	-	28,8	41,8	-	-
24,4	31,3	34,2	36,6	35,1	51,0	60,6	70,1
32,7	44,0	49,5	54,2	41,8	60,7	72,1	83,5
39,9	55,0	63,0	70,2	47,8	69,3	82,3	95,4
18,3	22,3	24,1	_	30,3	43,9	52,2	-
23,5	29,9	32,5	34,6	34,3	49,9	59,3	68,6
29,1	38,3	42,6	46,2	38,8	56,3	67,0	77,5
34,1	46,1	52,1	57,2	42,9	62,3	74,1	85,7
39,5	54,4	62,3	69,4	47,4	68,9	81,8	94,7
-	61,2	70,7	79,3	-	74,3	88,3	102,1
-	-	81,2	91,9	-	-	96,6	111,8
16,2	19,3	20,5	21,4	28,4	41,3	49,1	56,8
21,3	26,6	28,7	30,4	32,5	47,2	56,2	65,0
27,2	35,5	39,3	42,2	37,3	54,2	64,5	74,6
34,5	47,2	53,5	58,8	43,5	63,2	75,1	86,9
-	-	72,0	80,8	-	-	89,3	103,4
14,4	17,0	17,8	18,5	27,0	39,2	46,5	53,8
19,2	23,5	25,3	26,5	30,9	44,9	53,3	61,7
23,7	30,2	33,0	35,1	34,5	50,2	59,6	69,0
28,6	37,6	41,8	45,2	38,5	55,9	66,4	76,8
-	46,3	52,3	57,4	-	62,4	74,3	85,9
10,0	11,7	12,3	12,8	24,2	35,1	41,7	48,2
12,9	15,6	16,7	17,5	27,1	39,4	46,8	54,2
16,2	20,0	21,7	22,8	30,1	43,7	32,0	60,2
18,8	23,8	26,0	27,7	32,5	47,3	56,3	63,1
24,4	31,9	35,5	38,5	37,4	54,4	64,7	74,9
-	-	47,5	52,0	-	-	74,5	86,2
4,3	_	_	_	17,2	_	-	-
7,6	8,8	9,2	9,5	21,7	31,5	37,3	43,2
10,6	12,4	13,1	13,8	24,8	36,0	42,8	49,5
13,9	16,4	17,5	18,4	27,7	40,3	47,8	55,4
16,7	20,7	22,4	23,8	30,6	44,5	52,8	61,2
19,9	25,4	27,8	29,8	33,5	48,7	57,9	67,0
_	30,6	34,0	36,7	_	53,3	63,3	73,3
- •	-	40,9	44,7	-	-	69,2	80,1

119

Розрахунок за формулами (4.11), (4.12) проводиться для інтервалу, який дорівнює потужності пласта плюс 100 м (50 м вище покрівлі та 50 м нижче підошви пласта).

Зовнішній тиск на всій довжині колони знаходиться з врахуванням тиску стовпа бурового і тампонажного розчинів у момент закінчення продавлювання останнього:

= 10^-6 при 0

= 10^-6 при

де _:- густина цементного розчину за колоною, кг/м³.

В усіх випадках зовнішній тиск не може бути нижчим від гідростатичного тиску стовпа води з густиною = 1100 кг/м³.

Надлишковий зовнішній тиск в загальному випадку визначається як різниця між зовнішнім і внутрішнім тисками

При цьому тиски і знаходяться для одного і того ж моменту часу: при закінченні цементування, при випробуванні колони на герметичність зниженням рівня і при закінченні експлуатації.

У момент закінчення цементування тиск

= 10~⁶ при 0

при

Під час випробування колон на герметичність зниженням рівня рідини в незацементо-ваній зоні при h < Н (рис. 4.2,6) тиск

при 0 (4.13)

а при h > Н (рис. 4.2,в) .

при О Н (4.14)

при Н ; (4-15)

у зацементованій зоні при Л < Н (рис.4.2,6,) тиск

при (4.16)

при (4.17)

а при Л > Н (рис. 4.2в) -

при (4.18)

де тиск визначається за формулами (4.6-4.8).

Під час випробування нафтових свердловин тиск ~ в незацементованій зоні шукають за допомогою формул (4.9-4.11), в зацементованій (4.16) - (4.18), де тиск обчис-

120

люється за формулами (4.10-4.12) для початкового моменту експлуатації. У момент закінчення експлуатації свердловин тиск в незацементованій зоні знаходять за формулами (4.13) - (4.15), а в зацементованій - (4.16) - (4.18).

Якщо зовнішній тиск на колону визначають за тиском стовпа бурового розчину, то надлишковий зовнішній тиск - за формулами

при 0

при

В інтервалі залягання порід, схильних до текучості, тисІсР₃ нг знаходять за формулою

= 10~⁶

де значення тиску приймають мінімальним "Із визначених за формулами (4.1-4.5).

При розрахунках колон приймають максимальне значення тиску Для труб він не повинен перевищувати допустимий тиск:

де - критичний тиск, який визначається за відомою формулою Саркісова; - коефіцієнт запасу міцності. Для труб, які розміщені в межах експлуатаційного об'єкта п₁= 1,0,..., 1,3 (залежно від стійкості колекторів); для інших секцій- = 1,0.

Надлишковий внутрішній тиск в загальному випадку визначається як різниця між внутрішнім і зовнішнім тисками, розрахованими для одного і того ж моменту часу:

(4.19)

де - внутрішній тиск під час випробування колони на герметичність, МПа.

(4.20)

де - густина рідини для випробування колони на герметичність, кг/м³.

В незацементованій зоні (0 ) тиск розраховується за формулами

= 1,1 - 10~⁶ при 1,1 > , (4.21)

при 1,1 < , (4.22)

де — мінімальний допустимий тиск при випробуванні колони на герметичність, МПа. Нижче наведені значення тиску залежно від діаметру колони при випробуванні її на герметичність:

Зовнішній діаметр колони, мм Р_оп, МПа

114-127 15.0

140-146 12,5

168 11,5

178-194 9,5

219-245 9,0

273-351 7.5

377-508 6.5

У зацементованій зоні тиск

121

Зовнішній діаметр об-садної труби з різзю трикутного профілю, мм	Товщини стінки, мы	Маса 1 м. кг	Змивальний тиск, МП а, для труби зі сталі
	Товщини стінки, мы	Маса 1 м. кг	С-75	N-80	С-95	Р-110	Y-150
114,3	6,35	17,2	42,3	43,7	48,4	52,1	-
	7,37	20,1	56,3	58,9	66,5	73,6	-
	8,56	22,5	-	-	-	98,8	124,9
127,0	7,52	22,3	48,1	50,0	55,8	60,9	70,7
	9,19	26,8	68,0	72,3	82,8	92,7	116,2
	10,72	31,2	_	-	-	-	157,6
	12,70	34,5	-	-	-	-	186,2
139,7	7,72	25,3	41,9	43,3	47,8	51,4	-
	9,17	29,8	58,2	60,9	69,0	76,4	93,0
	10,54	34,2	72,1	76,9	89,1	100,1	126,8
168,3	8,94	35,7	38,4	39,7	43,4	46,3	-
	10,59	41,7	53,9	56,3	63,5	69,9	-
	12,06	47,6	67,8	71,1	81,4	91,0	-
177,8	8,05	34,2 .	26,0	26,4	28,6	_	-
	9,19	38,7	36,2	37,3	40,5	42,8	-
	10,36	43,2	46,6	48,4	54,0	58,7	67,6
	11,50	47,6	56,8	59,3	67,1	74,2	89,8
	12,65	52,1	67,0	70,2	80,2	89,8	111,9
	13,72	56,5	73,7	78,6	92,5	104,2	132,7
193,7	8,33	39,3	22,7	23,4	25,6	-	-
	9,52	44,2	32,2	33,1	35,3	36,8	-
	10,92	50,1	43,6	45,2	50,0	54,2	61,1
	12,70	58,0	58,2	60,7	68,8	76,2	92,7
	15,11	67,4	-	-	-	-	135,7
219,1	10,16	53,6	27,7	28,2	30,0	-	-
	11,43	59,5	36,9	38,1	41,4	43,9	-
	12,70	65,5	46,0	47,9	53,3	57,9	66,5
	14,15	72,9	56,5	59,1	66,8	74,0	89,3
244,5	10,03	59,5	20,5	21,3	23,0	-	-
	11,05	64,7	25,8	26,3	28,4	30,5	-
	11,9	69,9	31,9	32,8	35,0	36,6	-
	13,84	79,6	43,9	45,6	50,5	54,6	61,8
	15,11	86,9	_	-	-	-	79,8
	15,87	90.9	_	-	-	-	90,5
	19,05	106,4	-	-	-	-	135,5
273,0	11,43	75,9	21,4	22,7	24,0	25,3	-
	12,57	82,6	27,7	27,7	29,6	31,9	-
	13,84	90,3	_	-	-	40,4	-
	15,11	97,8	_	-	-	51,6	57,4
	16.51	103.7	-	-	-	64,0	75.0

122

Таблиця 4.27

Внутрішний тиск. М Па для труби зі сталі					Розтягуюче навантаження, кН, при якому виникає межа текучості матеріалу, для труби зі сталі
С-75	N-80	С-95	Р-110	У- 150	С-75	N-80	С-95	Р-110	У-150
50,2	53,7	63,7	73,7	_	942	991	1040	1236	-
58,4	62,2	73,9	85,5	_	Н38	1197	1265	1501	-
			99,5	135,6	-	-	-	1805	2305
53,6	57,2	67,9	78,6	107,1	1314	1383	1452	1726	2207
65,5	69,9	83,0	96,1	131,1	1668	1766	1854	2197	2815
_	_	_	_	139,9	_	-	-	-	3355
-	-	-	-	139,9	-	-	-	-	4022
50,0	53,4	63,4	73,4	_	1452	1550	1668	1982	-
59,3	63,4	75,2	87,2	118,8	1795	1903	2040	2433	3120
63,9	68,2	80,9	93,7	127,7	2099	2237	2403	2864	3659
48,1	51,3	60,9	70,5	_	2011	2139	2423	2855	-
57,0	60,7	72,1	83,6	_	2452	2609	2953	3473	-
64,8	69,3	82,2	95,2	-	2835	3012	3424	4022	-
40,9	43,8	51,9	_	_	1844	1962	2246	-	-
46,8	49,9	59,3	68,7	,	2178	2305	2639	3080	-
52,8	56,3	66,8	77,4	105,6	2502	2658	3041	3541	4670
58,6	62,5	74,2	85,9	117,1	2815	2992	3414	3993	5248
59,7	63,8	75,6	87,6	119,5	3129	3316	3796	4434	5827
59,7	63,8	75,6	87,6	119,5	3414	3620	4140	4836	6357
38,9	41,5	49,3	1	-	2050	2178	2492	-	-
44,4	47,5	56,4	65,3	,	2413	2560	2933	3424	-
51,0	54,4	64,6	74,8	102,0	2852	3002	3433	4002	5366
54,9	63,3	75,1	87,0	118,7	3345	3551	4061	4738	6357
-	-	-	-	135,7	-	-	-	-	7652
42,0	44,7	53,2	_	-	2884	3061	3512	-	-
47,2	50,3	59,7	69,3	-	3296	3502	4022	4689	-
52,5	56,0	66,5	76,9	105,0	3708	3944	4522	5278	7073
58,5	62,3	74,1	85,7	116,9	4179	4434	5091	5935	7956
37,2	39,6	47,0	_	-	3090	3276	3767	-	-
40,9	43,7	51,8	59,9	-	3453	3669	4218	4915	-
44,4	47,4	56,2	65,1	_	3787	4022	4630	5395	-
51,2	54,6	64,8	75,1	102,5	4444	4728	5425	6327	8495
_	_	_	_	110,9	_	.	-	-	9329
_	_	_	_	117,5	_	_	-	-	9839
-	-	-	-	124,6	-	-	-	-	11890
37,9	40,4	48,0	55,5	_	3365	3751	4120	4807	-
41,6	44,4	52,8	61,1	-	3747	3983	4591	5346	-
_	_	_	67,3	_	-.	-	-	5955	-
_	_	_	73,5	100,2	-	-	-	6543	8800
-	-	-	77.5	105.8	-	-	-	7200	9673

123

Зовнішній діаметр об-садноі труби з різзю трикутного профілю, MM	Товщини стінки, MM	Маса 1 м, кг	Змивальний тиск, МПа, для труби зі сталі
	Товщини стінки, MM	Маса 1 м, кг	С-75	N-80	С-95	Р-110	Y-150
298,5	12,42	89,3	21,2	21,9	23,7	-	-
339,7	13,05	107,1	17,9	18,4	19,4	19,8	-
	13,97	111,6	20,6	21,4	-		19,8
	15,44	123,5	26,3	26,7	-		-
	18,26	144,3	39,4	40,7	-	-	-
406,4	16,66	159,2	20,5	21,2	-	-	-

(4.3) при

(4.24)

при ,

де і = 2,3,... - номери пластів від башмака проміжної колони; - відстань від гирла до середини найближчого (першого) до башмака проміжної колони пласта з тиском , м ; - віддаль від гирла до середини наступних від башмака проміжної колони пластів

з тиском (І-1), м.

Якщо 1,1 . < то у формулу (4.23) або (4.24) замість величини 1,1

підставляють значення тиску . Під час випробування колони з пакером тиск. в формулі (4.15) визначають як

де - максимальне значення тиску, яке визначається за формулами (4.5 - 4.9). При цьому мінімально необхідний тиск на гирлі обсадної колони під час випробування на герметичність будь-якої П секції з верхньою межею на глибині z визначається з виразу

Тиск розраховують як різницю тисків і за формулами (4.20-4.24). Надлишковий внутрішній тиск не повинен перевищувати допустимий:

де - надлишковий внутрішній тиск, при якому напруження в тілі труби досягають межі текучості, знаходять за формулою Барлоу (з коефіцієнтом 0,875, який враховує відхилення товщини стінки труби по ГОСТ 632-80); - коефіцієнт запасу міцності при діаметрі труби типів А, Б 114-219 мм, він становить 1,15, а при діаметрі більше 219 мм для труби типу А - 1,15, для труби типу Б - 1,45.

124

Продовження табл. 4.27

Внутрішний тиск, М П а для труби зі сталі					Розтягуюче навантаження, кН, при якому виникає межа текучості матеріалу, для труби зі етапі
С-75	N-80	С-95	Р-110	У-150	С-75	N-80	С-95	Р-110	У-150
37,7	40,2	47,7	_	-	3865	4110	4738	-	-
34,1	37,1	44,0	51,0	69,6	4346	4620	5356	6239	8397
37,2	39,7	_	-	-	4689	4993	-	-	-
41,2	43,9	-	-	-	5239	5572	-	-	-
43,3 37,1	46,0 39,5	"	"	-	6259 6671	6661 7093	-	-	-

Осьове навантаження на колону від власної ваги визначається з врахуванням теоретичної ваги колони:

де п - кількість секцій в обсадній колоні; - довжина g_і-ї секції, м; - зведена маса їм і-ї секції в повітрі, кН/м.

Маса колони не повинна перевищувати допустиму:

де [Р] = , - коефіцієнт запасу міцності; - зрушувальна осьова розтягуючи сила, при якій в найбільш небезпечному перерізі нарізного з'єднання напруження досягають межі текучості. Сила для труб з нарізкою трикутного профілю визначається за формулою Яковлева-Шумілова і міститься в довідниках.

Нижче наведеш значення коефіцієнта, для вертикальної сверд-ловини:

Діаметр труби, ми Довжина колони, м n₃

114-168 До 3000 1,15

Більше 3000 1.30

178-245 До 1500 1.30

Більше 1500 1.45

273 - 324 До 1500 1,45

Більше 1500 1,60

Більше 324 До 1500 1.60

Більше 1500 1,75

Розрахунок на розтяг колони з нарізкою трапецеподібного профілю (ГОСТ 632-80) проводять за значенням руйнуючого навантаження, мінімального зі обчислених, виходячи з умов руйнування по тілу труби, виходу різьби і з спряження і руйнування по муфтовій частині з'єднання.

Руйнуюче навантаження по тілу труби в небезпечному перерізі

= 0,785 [(. - 0,022)² - (4.25)

при виході різьби зі спряження -

125

(4.26)

по муфтовій частині з'єднання в небезпечному перерізі -

= 0,785 (4.27)

Для колон, які зібрані з труб ОГ з товщиною стінки до 10 мм включно, руйнуюче навантаження визначається, виходячи з міцності ніпельної частини:

= 0,785 [( - 0,09)² - (- - 2<$)^г] (4.28)

Для труб ОГ з товщиною стінки 11 мм і більше руйнуюче навантаження визначається, виходячи з міцності муфтової частини:

(4.29)

У формулах (4.20)—(4.29) прийняті такі умовні позначення: - зовнішній діаметр труби, мм; - товщина стінки, мм; - мінімальна межа міцності при розтягу, МПа; -висота профілю різі, - 1,6 мм; - мінімальна межа текучості при розтягу МПа; -середній діаметр тіла труби, мм.

- діаметральний натяг згвинчуваного з'єднання, мм; - модуль зміцнення, який дорівнює 4900 МПа для сталі групи міцності Д, 3430 МПа для сталей групи міцності К і Е і 2450 МПа-для сталей груп міцності Л і М; - коефіцієнт Пуассона, - 0,5; - робоча висота профілю різьби, Л = 1,2 мм; l - довжина різьби, яка перебуває в спряженні, - 14 мм; φ- кут тертя, = 11°; - кут нахилу сторони профілю, = 3°; - загальна довжина різі, мм; - зовнішній діаметр муфти, мм; - зовнішній діаметр різьби муфти в небезпечному перерізі, мм; - 0,0125 - /16, - довжина зовнішньої різьби з повним профілем, мм.

Допустиме розтягуюче навантаження [Р] визначається за формулою

де - руйнуюче навантаження, яке визначається за наведеними формулами, =1,75...1,8,

Особливості розрахунку проміжної обсадної колони для нафтових свердловин. Максимальний внутрішній тиск при закритому гирлі ( > 0) під час ліквідації відкритого фонтанування за формулою

при при = 0,

де - відстань від гирла до покрівлі пласта, в якому можливе нафтогазоводопроявлення, м; - середня густина пластових фаз, кг/м³.

Під час буріння під наступну за розрахунковою колоною з застосуванням обважненого розчину ( відсутні поглинання, проявлення, тиск = 0) максимальний внутрішній гідростатичний тиск дістають за формулою

при

126

Під час цементування наступної колони максимальний внутрішній тиск на розрахункову колону визначається в інтервалі від 0 до. за гідростатичним тиском складового стовпа бурового і тампонажного розчинів. За мінімальний внутрішній тиск в розрахунковій колоні (ведеться розрахунок на міцність при зовнішньому'тиску) під час буріння під наступну колону приймається мінімальний тиск, під час поглинання бурового розчину або газо-нафтоводопроявлення при відкритому усті.

При можливості поглинання внутрішній тиск знаходять з урахуванням часткового випорожнювання колони ( =0):

= 0 при

при

У випадку переливання при відкритому гирлі (. = 0)

при

При розрахунку проміжних колон на зовнішній надлишковий тиск приймають коефіцієнт запису міцності n₁ = 1,0.

Розрахунок експлуатаційних обсадних колон для газових свердловин. Внутрішній тиск в період введення свердловини в експлуатацію (Н = L) при закритому гирлі (див рис. 4,11 ,г)

при (4.30)

де

(4.31)

- густина газу відносно повітря, для перших двох-трьох свердловин - 0,6; т - коефіцієнт стискання; - температури газу (середня, на гирлі, на вибої), К. Величина 5 визначається також за формулою

(4.32)

Розподіл тиску по довжині колони допустимо приймати лінійним (за даними тисків і ):

де тиски визначаються за формулою (4.26) відповідно при =0 і При 1000 м і 10 МПа, а також при 4,0 МПа і будь-якому можна допускати, що внутрішній тиск по всій глибині свердловини дорівнює пластовому. При закінченні експлуатації свердловини ( ) за внутрішній тиск Р_тіп приймаютуь гирловий і вибійний тиски (див. рис. 4.11, е).

В розрахунках колон газонафтових і газових свердловин, в яких при закритому гирлі є одночасно стовп нафти і газу (рис. 4.11,д), на всіх стадіях експлуатації внутрішній тиск визначається за формулами

при

127

(4.33) при

де величина s визначається за формулою (4.31) або (4.32), підставляючи в них замість значення Н.

Величину Н при < (за наявності в пласті тільки нафти з розчиненим газом) шукають за формулою

(4.34)

де - тиск насичення, МПа.

Якщо за формулою (4.34) одержано від'ємне значення величини, то його приймають рівним нулю і розрахунок проводять за формулою (4.33).

В інтервалі від гирла до глибини Н розподілення тиску допустимо приймати лінійним:

де тиски визначають за формулою (4.33) відповідно при =0, = Н. При 1000м і 10 МПа, а також при 4 МПа і будь-яких значеннях глибини Н тиск в цьому інтервалі приймають постійним і рівним

При приймають (колона заповнена газом). Під час робіт, пов'язаних з нагнітанням рідини в свердловину (інтенсифікація, гідророзрив, ремонтні роботи та інші), внутрішній тиск в газових свердловинах визначається так, як для нафтових свердловин.

Зовнішній, надлишковий зовнішній і внутрішній тиски, а також осьове навантаження від власної маси для газових свердловин визначають так, як для нафтових.

Оснащення обсадних колон. Для спуску обсадних колон та цементування свердловин застосовується комплекс пристроїв: башмаки, зворотні клапани, упорні кільця, центрато-ри.

Башмаки з напрямною насадкою призначенні для обладнання низу обсадної колони з метою підвищення її прохідності по стовбуру свердловини та попередження пошкодження нижньої труби при посадках (табл.4.28).

Таблиця 4.28

Типорозмір башмака	Умовний ді-аметр колони	Зов-нішний діаметр	Діаметр отвору насадки ба-шмака	Висота	Маса, кг, не більше	Типорозмір башмака	умовний діа-метр колони	Зов-нішний ді-аметр	Діаметр отвору насадки башмака	Ви-сота	Маса, кг, не більше
Типорозмір башмака	мм				Маса, кг, не більше	Типорозмір башмака	мм				Маса, кг, не більше
БКМ-114	114	133	50	274	14	БКМ-299	299	324	150	385	73
БКМ-127	127	146	60	274	15	БКМ-324	324	351	160	390	85
БКМ-140	140	159	70	296	16	БКМ-340	340	365	170	395	90
БКМ-146	146	166	70	298	17	БКМ-351	351	376	180	405	98
БКМ-168	168	188	80	303	23	БКМ-377	377	402	190	405	112
БКМ-178	178	198	90	330	30	БКМ-406	406	432	200	400	125
БКМ-194	194	216	100	350	40	БКМ-426	426	451	220	425	145
БКМ-219	219	245	110	360	50	БКМ-473	473	508	250	425	160

128

Продовження табл. 4.28

Типо-розмір Баш-мака	Умов- ний діаметр колони	Зов- нішний діаметр	Діаметр отвору насадки баш-мака	Ви-сота	Маса, кг, не бі-льше AM	Типо-розмір башмака	Умов- ний діаметр колони	Зов- нішній діаметр	Діаметр отвору насадки башмака	Вис-ота	Маса, кг. не більше
Типо-розмір Баш-мака	мм				Маса, кг, не бі-льше AM	Типо-розмір башмака					Маса, кг. не більше
БКМ-245	245	270	120	378	53	БКМ-508	508	533	280	425	180
БКМ-273	273	299	130	382	60

Таблиця 4.29

Тип клапана	Умов- ний діаметр труби, мм	Робо- чий "тиск, МПа	Габаритний розмір, мм		Маса, кг	Тип клапана	Умов- ний діаметр труби, мм	Робо- чий тиск, МПа	Габаритний розмір, мм		Маса, кг
Тип клапана	Умов- ний діаметр труби, мм	Робо- чий "тиск, МПа	діаметр	доржина	Маса, кг	Тип клапана	Умов- ний діаметр труби, мм	Робо- чий тиск, МПа	діаметр	Д08ЖИ-	Маса, кг
02-127	127	6,4	146	226	Із	02-245	245	4,0	270	335	40
02-140	140	6,4	159	233	14	02-273	273	4,0	299	315	46
02-146	146	6,4	166	245	15	02-299	299	4,0	324	32,5	52
02-168	168	6,4	188	255	17	02-324	324	4,0	351	345	61
02-194	194	6,4	216	280	27	02-351	351	4,0	476	360	67
02-219	219	4,0	245	300	33	02-377	377	4,0	402	365	71

Таблиця 4.30

Типорозмір клапана	Умовний діа-метр об-садноі колони, мм	Робочий тиск, МПа	Діаметр кулі	Зовнішній діаметр клапана	Висота клапана	Маса клапана, кг
Типорозмір клапана	Умовний діа-метр об-садноі колони, мм	Робочий тиск, МПа	мм			Маса клапана, кг
ЦКОД-114-1	114	15,0	45	133	290	11,0
ЦКОД- 127-1	127	15,0	45	146	330	14,0
ЦКОД- 140-1	140	15,0	76	159	350	16,4
ЦКОД- 146-1	146	15,0	76	166	350	19,4
ЦКОД- 168-1	168	15,0	76	188	350	25,0
ЦКОД-178-1	178	15,0	76	198	325	29,5
ЦКОД- 194-1	194	15,0	76	216	310	26,0
ЦКОД-219-1	219	10,0	76	245	318	39,0
ЦКОД-245-2	245	10,0	76	270	365	57,2
ЦКОД-273-2	273	7,5	76	299	340	58,6
ЦКОД-299-2	299	7,5	76	324	345	66,3
ЦКОД-324-2	324	7,5	76	351	350	76,5
ЦКОД-340-2	340	7,5	76	365	350	82,0
ЦКОД-351-2	351	5,0	76	376	365	86,4
ЦКОД-377-2	377	5,0	76	402	370	96,0

129

Продовження табл.4.30

Типорозмір клапана	Умовний діаметр обсадної колони, мм	Робочий тиск, МПа	Діаметр кулі	Зовнішній діаметр клапана	Висота клапана	Маса клапана, кг
Типорозмір клапана	Умовний діаметр обсадної колони, мм	Робочий тиск, МПа	мм			Маса клапана, кг
ЦКОД-426-2	426	5,0	76	451	380	115,0
ЦКОДМ-114	114	25,0	45	133	313-340	11,8-13,0
ЦКОДМ-127	127	25,0	45	146	318-352	13,7-15,2
ЦКОДМ-140	140	25,0	76	159	360-395	17,8-19,3
ЦКОДМ-146	146	25,0	76	166	360-395	19,4-21,0
ЦКОДМ-168	168	25,0	76	188	360-395	24,4-26,1
ЦКОДМ-178	178	25,0	76	198	375-388	31,1
ЦКОДМ-194	194	25,0	76	216	383-395	34,9-35,2
ЦКОДМ-219	219	15,0	76	245	390-400	46,9-48,4
ЦКОДМ-245	245	13,0	76	270	400	60,0-64,0
ЦКОДМ-273	273	10,0	76	299	405-415	90,5-93,4
ЦКОДМ-299	299	10,0	76	324	405	75,8
ЦКОДМ-324	324	10,0	76	351	405	92,0
ЦКОДМ-340	340	10,0	76	365	405	93,4
ЦКОДМ-351	351	7,5	76	376	420	96,0
ЦКОДМ-377	377	7,5	76	403	420	100,0
ЦКОДМ-406	406	7,5	76	432	420	103,0
ЦКОДМ-426	426	7.5	76	451	420	106,9
ЦКОДМ-473	473	7,5	76	508	420	130,3
ЦКОДМ-508	508	7,5	76	533	420	182,0

Таблиця 4.31

Діаметр обсадної	Зовнішній діаметр	Внутрішній	Товщина кільця	Маса кільця,	Діаметр обсадної	Зовнішній діаметр	Внутрішній	Товщина кільця	Маса кільця.
колони	кільця	діаметр кільця		кг	колони	КІЛЬЦЯ	діаметр кільця		кг
мм				кг	мм				кг
114	106	60	15	0,70	273	262	200	18	3,25
127	118	70	15	0,83	299	288	230	18	3,40
140	130	80	15	0,96	324	313	250	18	3,00
146	131	80	15	1,00	340	329	270	20	4,30
168	158	105	18	1,58	351	228	280	20	3,30
178	168	115	18	1,66	377	264	300	20	5,30
194	184	130	18	1,88	407	395	340	20	5,00

130

Продовження табл.4.31

Діаметр обсадної колони	Зовнішній діаметр кільця	Внутрішній діаметр кільця	Товщина кільця	Маса кільця, кг	Діаметр обсадної колони	Зовнішній діаметр кільця	Внутрішній діаметр кільця	Товщина кільця	Маса кільця, кг
мм				Маса кільця, кг	мм				Маса кільця, кг
219	209	150	18	2,35	426	413	350	22	6,40
245	234	180	18	2,48	508	497	440	24	12,00

Таблиця 4.32

Типорозмір центратора	Радіальне навантаження, кН	Внутрішній діаметр	Зовнішній діаметр,	Висота,	Маса, кг
Типорозмір центратора	Радіальне навантаження, кН	мм			Маса, кг
ЦЦ-1 13/151-1	5,2	116,0	210	620	6,0
ЦЦ-127/165-1	5,2	129,0	240	620	7,0
ЦЦ-140/191-1	7,8	142,0	244	620	8,5
ЦЦ-140-216-1*	7,8	142,0	264	620	9,0
ЦЦ-146/216-1*	7,8	148,0	270	620	9,2
ЦЦ-1 68/2 16-1*	7,8	171,0	292	620	10,5
ЦЦ-1 78/245-1	7,8	181,0	330	680	11,0
ЦЦ-1 94/245-1	7,8	147,0	320	660	12,0
ЦЦ-21 9/270-1*	10,4	222,0	245	660	14,0
ЦЦ-245/295-1*	10,4	249,0	370	660	15,0
ЦЦ-273/320-1	10,4	278,0	380	660	18,0
ЦЦ-299/394-1	10,4	303,0	440	660	23,0
ЦЦ-324/394-1	13,1	329,0	445	660	26,0
ЦЦ-340/ 445-1	13,1	345,0	530	680	30,0
ЦЦ-2-114/151	8,0	116,0	210	600	6,0
ЦЦ-2-127/165	8,0	129,0	242	600	7,0
ЦЦ-2-140/216*	12,0	142,0	264	600	8,0
ЦЦ- 2- 146/21 6*	12,0	148,0	270	600	8,4
ЦЦ-2-168/216*	12,0	172,0	292	600	9,9
ЦЦ-4-178/245	12,0	181,0	305	660	11,0
ЦЦ-4- 194/245	12,0	197,0	320	640	11,5
ЦЦ-4-21 9/270	13,5	222,0	345	640	13,7
ЦЦ-4-245/295*	13,5	249,0	370	630	14,2
ЦЦ-4- 273/320	13,5	278,0	398	640	15,2
ЦЦ-4- 299/394	13,5	303,0	440	640	16,0
ЦЦ-4-324/394	18,0	329,0	450	640	17,0
ЦЦ-4-340/445	18,0	245,0	485	660	20,3

* Виготовляється серійно.

131

Зворотні клапани призначені для запобігання перетікань бурового або там-понажного розчину з позаколонного простору в обсадну колону в процесі кріп-лення свердловини. За принципом дії розрізняють три групи зворотних клапанів: клапани, які виключають переміщення рідини з позаколонного простору в обсадну колону при її спуску в свердловину (клапани типу 02, табл.4.29); клапани, які забезпечують самозаповнення обсадної колони буровим розчином при певному (заданому) перепаді тисків над клапаном та в позаколон-ному просторі і виклю-чають зворотню циркуляцію розчину; клапани, які забезпечують постійне самоза-повнення обсадної колони розчином під час спуску в свердловину і дають змогу вести її промивку методом зворотної циркуляції (клапани типу ЦКОД табл. 4.30).

Упорні кільця (кільця "стоп") призначені для отримання чіткого сигналу про закінчення процесу протискування тампонажного розчину в процесі цементування свердловини (табл. 4.31). їх виготовляють зі сірого чавуну і встановлюють у муфті обсадної колони на відстані 10-30 м від башмака.

Центратори використовують для центрування обсадної колони в стовбурі свердловини з метою рівномірного заповнення кільцевого простору тампонажним розчином та якісного розмежування пластів (табл. 4.32).

Способи цементування обсадних колон. За технологією цементування свердловин розрізняють спосіб одноциклового (одноступінчастого) тампонування і спеціальні способи.

Спосіб одноступінчастого цементування передбачає закачування через це-ментувальну головку в обсадну колону цементного розчину з наступним протиску-ванням його в затрубний простір на задану висоту. Процес цементування вважає-ться закінченим після посадки цементувальної пробки на кільце "стоп". Тиск при цьому повинен перевищувати максимальний робочий тиск в кінці цементування на 2,5-3,0 МПа і становити не більше 80% від тиску обпресування обсадних труб.

Спеціальні способи спуску і цементування обсадних колон. Прине-можливості підняття тампонажного розчину за колоною на необхідну висоту через схильність гірських порід до гідророзриву, або недостптню потужність цементувальної техніки, а також в деяких інших випадках доцільно застосовувати ступінчасте цементування, секційний спуск і цементування, а також зворотнє цементування. З метою виключення негативної дії тампонажного розчину на продуктивні відклади і для максимального збереження природніх колекторських властивостей пластів застосовується манжетне цементування експлуатаційних колон. У випадках перекриття пластів з аномально високим пластовим тиском, які після цементування схильні до флюїдопроявлень, близько розташованих пластів з великим перепадом тисків, а також пластів з підошовними водами обсадну колону обладнують зовнішніми пакеруючими пристроями.

Особливості розмежування пластів з високим міжпластовим тиском. Для поліпшення якості розмежування пластів в багатопластових покладах з великими перепадами і відносно малими прошарками розмежовуючих порід застосовується комплексна технологія кріплення. Згідно з цією технологією для відмежування на-фтоносного пласта від водо- і газоносних застосовуються заколонні пакери (ППГ, ПГП, ПДМ, ПГБ, УРП). В складних гідрогеологічних умовах для розмежування багатопластових покладів на одній обсадній колоні встановлюється декілька зовнішніх пакерів одного типорозміру. При цьому інтервали розміщення пакерів слід вибрати на основі геофізичних досліджень, проведених перед спуском колони.

Для зменшення гідродинамічних навантажень на вибій і стінки свердловини і попередження поглинання бурового розчину необхідно обмежити швидкість спуску обсадної колони. Тампонажний розчин повинен бути седиментаційне стійким, мати зменшене во-довідділення при вибійних температурних умовах і бути приготовленим з цементу, що має розширюючі властивості. Крім цього, його необхідно обробити понижувачем во-

132

довідцілення (ПВС-ТР, КРТР). Як полегшувальна добавка може бути застосований природній цеоліт або бентонітовий глинопорошок, а як розширювальна - зола естонських сланців, невибухова руйнуюча суміш або алюмінієвий порошок.

Особливості зворотного цементування. Технологія зворотного цементування передбачає закачування тампонажного розчину, буферної і продавочної рідини в затрубний простір колони з гирла свердловини. Даний спосіб виключає застосування в оснастці обсадної колони зворотних клапанів і розділювальних пробок.

Для запобігання інтенсивного переливання бурового розчину під час спуску обсадної колони необхідно на 8-10 м вище її башмака встановити дроселюючу діафрагму з центральним отвором діаметром 50-80 мм. Вирівнювання параметрів бурового розчину після спуску колони слід здійснювати після зворотної циркуляції.

Перед початком цементування в заколонний простір необхідно закачати 4-5 м³ "сигнальної" буферної рідини (наприклад, бурового розчину з клаптиками целофанової плівки) і продавити її буровим розчином, об'єм якого відповідає внутрішньому об'єму обсадної колони, за винятком півтори об'ємів буферної рідини, що подається перед тампонажним розчином, і об'єму цементного стакану в колоні заданої висоти.

Особливості спуску і цементування хвостовиків і секцій обсадних колон. Секції обсадної колони і хвостовики спускаються в свердловину на бурильних трубах, які з'єднюються з обсадними трубами за допомогою роз'єднувачів. Одним із комплектів для спуску і цементування секцій колони є пристрій конструкції ЦНДЛ ВО "Укрнафта". Пристрій розроблено для спуску хвостовиків і секцій колон діаметром 146; 168; 245 і 324мм (табл.4.33).

Тампонажні матеріали. Згідно з ГОСТ 25597-83 тампонажні матеріали класифікуються залежно від типу клінкеру і складу основних компонентів, температури застосування, густини, стійкості до впливу агресивних середовищ, об'ємних деформацій під час твердіння. Типи цементів, що випускаються промисловістю, і їх головні фізико-ме-ханічні параметри наведені в табл. 4.34 і 4.35.

Методика розрахунку одноступінчастого цементування. Об'єм цементного розчину , який необхідно закачати в свердловину, визначається за формулою

(4.35)

де

де - площі кільцевого перерізу, м² і висоти під'йому тампонажного розчину відповідно у відкритому стовбурі свердловини, у хвостовику і кондукторі, м; - площа перерізу (м²) і висота цементного стакану (м); - коефіцієнт кавернозності; - діаметр долота при бурінні під експлуотаційну колону, м; зовнішній і внутрішній діаметри екплуатаційної колони, м; - внутрішні діаметри хвостовика та кондуктора, м.

Необхідна кількість сухого цементу (кг)

133

Пристрій для спуску І цемен- колони	Вантажо- підйом- ність, мН	Тиск, МПа		Зусилля стиску- вання при з'єднанні секцій, мН	Густина гу- мової кулі з наповню- вачем, кг/м*	Довжина, мм
Пристрій для спуску І цемен- колони	Вантажо- підйом- ність, мН	вання колони	зрізанні штифта	Зусилля стиску- вання при з'єднанні секцій, мН	Густина гу- мової кулі з наповню- вачем, кг/м*	роз'єднувача	КІЛЬЦЯ "стоп"	стискувального пристрою
ПСК- 146	0,9	30,0	-	-	-	1675	260	1090
ПСК- 168*	1,0	25,0	8	0,08	1400	1595	270	1070
ПСК-245	1,2	18,5	10	0,12	1500	2452	310	1885
ПСК-324	1,4	14,0	-	-	-	2468	350	1950

*Діаметр стальної кулі становить 60, гумової з наповнювачем - 54 мм; діаметр осьового каналу кільця "стоп" - 45 мм.

де. - коефіцієнт, що враховує втрати цементу при вантажно-розвантажувальних роботах, - 1,03...1,05; - водоцементне відношення; - густина тампонажного розчину, кг/м³.

Кількість води, яка необхідна для замішування тампонажного розчину (м³)

де - густина води, кг/м³.

Об'єм продавлювальної рідини (м³) .

де - площа внутрішнього перерізу колони, м²;

- довжина відповідних секцій колони, м; - внутрішній діаметр окремих секцій колони, м; - коефіцієнт стиснення рідини, = 1,01... 1,05; - довжина колони, м.

Кінцевий робочий тиск на цементувальній головці

де - тиск, що виникає внаслідок різниці густини тампонажного і бурового розчинів в колоні та за колоною, МПа; - тиск, який витрачається на подолання гідравлічного опору при тампонуванні, МПа.

У випадку коли тампонажний розчин піднімається до устя свердловини, тиски

де А₀ = 0,0051 В₀ = 0,0051 = ; - густина продавлювальної рідини, кг/м³; - загальна висота під'йомутампонажного розчину, м; і - швидкості руху розчину в колоні та кільцевому просторі, м/с;

134

Таблиця 4.33

Зовнішній діаметр, мм			Висота стиску- вальної частини муфти роз'єднувача, мм	Маса, кг, не більше
роз'єднувача	кільця "стоп"	стискувального пристрою	Висота стиску- вальної частини муфти роз'єднувача, мм	роз'єднува-ча	кільця "стоп"	стискувального пристрою
180	166	158	800	180	20	75
200	188	173	800	210	25	80
273	270	248	1500	560	50	206
351	351	325	1500	810	80	370

коефіцієнт гідравлічного опору при русі бурового і тампонажного розчинів у кільцевому просторі.

У випадку, коли тампонажний розчин не піднімається до гирла свердловини, тиски

де - густина бурового розчину, кг/м³.

Для спрощення підрахунку тиску Р_гможна скористатися залежністю Р_г=0,002 L. За тиском Р_гвибирається тип цементувального агрегату.

Для неглибоких свердловин закачування тампонажного розчину може бути проведене на четвертій швидкості агрегата, якщо тиск Коли ж ця нерівність не дотри-

мується, то необхідно визначити висоту стовпа тампонажного розчину, який слід закачати на третій швидкості агрегата:

де - тиск, який розвиває цементувальний агрегат при роботі на четвертій швидкості, Па.

Об'єм тампонажного розчину, який закачується на третій і четвертій швидкостях агрегатів,

Константи тампонування

де - висота стовпа цементного розчину в момент вирівнювання його рівнів у трубному і затрубному просторах, м; а - коефіцієнт, що вказує на скільки метрів понижується рівень розчину в колоні при підвищенні тиску на цементувальній головці на ІМПа.

Висота А стовпа продавлювальної рідини, яка закачується на першій-четвертій швидкостях агрегатів, визначається відповідно за формулами

При цьому об'єм закачаної продавлювальної рідини становить відповідно

135

Таблиця 4.34

* Тиск атмосферний

136

Час тампонування за умови роботи одного цементувального агрегата

^Тц. = ^T₁_V + Т_Щ+ t_П+ Т_І +Т_п

_де- час роботи агрегата на відповідній швидкості, хв,

і т.п.;

- продуктивність агрегатів на відповідних швидкостях, м³/хв; Т_п - час на закладання або вивільнення пробок і промивання ліній, хв.

Необхідна кількість п цементувальних агрегатів визначається за часом початку тужавіння тампонажного розчину Т_туж:

+ 1.

Для забезпечення необхідної швидкості під'йому тампонажного розчину в затрубному просторі потрібно, щоб виконувалася умова

Загальний час за умови роботи декількох агрегатів

Необхідна кількість m змішувачів СМН-20 визначається за місткістю бункера і продуктивністю агрегатів:

де - сумарна продуктивність всіх агрегатів при роботі на вищій швидкості; - максимальна продуктивність одного змішувача.

Кількість агрегатів і змішувальних машин приймається більшою з одержаних за двома розрахунками.

Заключні роботи після цементування. Після закінчення процесу продавлювання тампонажного розчину в затрубний простір надлишковий тиск в цементувальній головці необхідно понизити до атмосферного. Під час очікування тужавіння цементу (ОТЦ) один із кранів цементувальної головки повинен бути відкритим. Винятки становлять порушення герметичності зворотних кранів, коли виникає необхідність повторного закачування в обсадну колону продавлювальної рідини в об'ємі, що вилився із свердловини при пониженні тиску. В цьому випадку під час ОТЦ необхідно контролювати і періодично знижувати тиск на цементувальній головці, не допускаючи його підвищення відносно початкового більш як на 1,5 МПа. Після припинення зростання тиску в період ОТЦ надлишковий тиск в цементувальній головці знижується до атмосферного. Час ОТЦ, як правило, приймається на основі вибійної геостатичної температури. Для кондукторів і проміжних колон при температурі менше 70 °С час ОТЦ становить 16, а для експлуатаційних колон - 24 год. При вибійній температурі понад 75 °С для всіх колон тривалість ОТЦ не менше 12 год.

Типові схеми обладнання гирла свердловин після цементування кож-ної колони для кондуктора повинні передбачати установлення головки на-ступної обсадної колони; монтаж противикидного обладнання для експлу-атаційних свердловин продуктивними пластами, схильними до флюїдо-проявлень, а також для всіх розвідувальних свердловин; установлення у випадку відкритого фонтанування спеціальних пристосувань для кермети-зації гирла свердловини; для проміжних і експлуатаційних колон–підвішу-вання колони; герметичне

137

Спеціальний цемент	Домішка сповільнювача, % від маси цементу			Водоцемен-тне відношення	РозтічнІсть, см
Спеціальний цемент	ССБ	плану	хромпіку	Водоцемен-тне відношення	РозтічнІсть, см
ШПЦС-120	-	-	-	0,45	18-20
	0,05-0,10	-	0,05-0,10	0,45	18-22
	0,15-0,30	-	0,15-0,30	0,45	20-23
	0,4-0,5	¹	0,4-0,6	0,45	22-24
	-	0.15	0,15	0,45	20-22
ШІЩС-200	0,1	-	0,1	0,45	18-21
	0,3-0,5	-	0,3-0,5	0,45	22-24
	-	0,2-0,3	0,1-0,3	0,45	20-24
	-	0,5-0,6	0,3-0,5	0,45	20-22
	-	0,5-1,0	0,5-1,0	0,45	20-22
	-	0,6-1,0	0,5-1,0	0,45	20-22
ОГЦ-1	-	-	-	0,35	20-21
	0,1-0,3	-	-	0,35	21-23
	0,3-0,5	-	0,3-0,5	0,35	22-24
ОГЦ-2	-	-	•	0,33	19-21
	0,1-0,3	-	-	0,33	21-23
	0,3-0,4	-	0,3-0,4	0,33	22-24
ОШЦ-1-120	-	-	-	0,34	19-20
	0,5-0,1	-	-	0,34	20-21
	0,15-0,30	-	0,15-0,30	0,34	21-23
	0,4-0,5	-	0,4-0,8	0,34	22-24
	-	0,15	0,15	0,34	20-22
ОЩЦ-2-120	-	-	-	0,32	19-20
	0,5-0,1	-	-	0,32	20-21
	0,1-0,3	-	0,1-0,3	0,32	21-23
	0,4-0,5	-	0,4-0,8	0,32	22-24
	-	0,10-0,15	0,1	0,32	20-22
ОШЦ- 1-200	0,1	-	0,1	0,34	20-21
	0,3-0,5	-	0,3-0,5	0,34	22-24
	-	0,10-0,25	0,10-0,15	0,34	20-22
	-	0,5-0,6	0,5-0,6	0,34	20-22
	-	0,6-1,0	0,6-1,0	0,34	20-22
ОШЦ-2-200	0,1	- '	0,1	0,32	20-21
	0,3-0,5	-	0,3-0,5	0,32	22-24
	-	0,2-0,3	0,1-0,3	0,32	20-22
	-	0,6-1,0	0,6-1,0	0,32	20-22
	-	0,6-1,0	0,6-1,0	0,32	20-22

138

Таблиця 4.35

Густина. кг/м³	Умови випробування		Термін тужавіння, гол		Міцність через 2 доби. МПа
Густина. кг/м³	Температу-ра. °С	Тиск, МПа	початок	кінець	на згин	на стиск
1800-1820	40	-	7-9	9-13	1,5-2,5	3-6
1800-1820	80	ЗО	3-5	5-9	2,5-4,0	6-Ю
1780-1810	120	40	3-6	5-9	3,0-5,0	8-14
1780-1810	160	60	4-6	5-8	5,0-7,0	15-25
1800-1820	160	60	4-6	5-8	4,0-6,0	13-20
1810-1820	100	ЗО	3-5	5-8	2,0-3,0	4-6
1780-1810	160	60	3-6	5-8	5,0-6,0	12-16
1800-1820	160	60	4-7	6-10	4,0-5,0	10-15
1800-1820	220	70	4-7	6-10	5,0-8,0	15-25
1800-1820	235	80	4-7	6-10	5,0-9,0	15-30
1800-1820	250	100	3-5	6-9	6,0-10,0	25-35
2100-2120	20	-	6-Ю	9-13	1,5-2,0	3-5
2100-2120	75	20	4-7	6-10	2,4-4,5	6-Ю
2100-2120	100	40	3-5	5-8	4,0-5,0	10-12
2200-2230	20	-	6-Ю	9-13	1,5-2,0	3-5
2200-2230	75	20	4-7	6-10	2,5-4,5	6-11
2200-2230	100	40	3-5	5-8	4,0-5,0	10-12
2100-2130	40	-	6-8	9-12	1,5-2,5	3-5
2100-2130	80	20	3-5	5-8	3,0-4,0	6-10
2100-2130	120	40	3-6	5-9	3,0-5,0	8-14
2100-2130	160	70	4-6	5-8	5,0-7,0	15-25
2100-2130	160	70	4-6	5-8	4,0-6,0	12-20
2200-2220	40	-	6-8	9-12	1,5-2,5	3-5
2200-2220	80	20	3-5	5-8	2,0-4,0	6-Ю
2200-2220	120	40	3-6	5-9	3,0-5,0	. 8-14
2200-2220	160	70	4-6	5-8	5,0-7,0	15-25
2200-2220	160	70	4-6	5-8	4,0-6,0	12-20
2100-2120	300	20	3-5	5-8	2,0-3,0	4-6
2100-2120	160	60	3-6	5-8	5,0-6,0	12-16
2100-2120	160	60	4-7	6-Ю	4,0-5,0	10-14
2100-2120	220	80	4-7	6-Ю	5,0-6,0	13-20
2100-2120	250	100	3-5	6-9	6,0-8,0	18-25
2200-2220	100	20	3-5	5-8	2,0-3,0	4-6
2200-2220	160	69	3-5	5-8	5,0-6,0	12-16
2200-2220	160	60	4-7	6-Ю	4,0-5,0	10-14
2200-2220	220	80	4-7	6-Ю	5,0-6,0	13-25
2200-2220	250	100	3-5	6-9	6,0-8,0	13-25

139

з'єднання на гирлі з попередньою обсадною колоною; контроль за тиском в міжколонному просторі; закачування в міжколонний простір рідини; монтаж противикидного обладнання; установлення колонної головки, перфораційної засувки і фонтанної арматури.

Після підвішування на гирлі свердловини обсадну колону натягують зусиллям, яке визначається розрахунковим шляхом. Після закінчення часу ОТЦ і обв'язки гирла обсадну колону випробовують на герметичність.

Обладнання для цементування обсадних колон. Сюди входять цементувальні агрегати, цементозміщувальні машини, блок маніфольда, цементувальні головки.

Цементувальні агрегати призначені для закачування і продавлювання цементного розчину в затрубний простір свердловини.

Технічна характеристика цементувальних агрегатів ЦА-320, ЗЦА-400 на базі автомобіля КраЗ-257 наведена нижче:

Агрегат ЦА-320 Агрегат ЗЦА-400

Цементувальний насос 9Т, горизонтальний дволорш- 11 Т, горизонтальний три-

невий циліндровий

Гідравлічна потужність, кВт 93 258

Подача, м³/с:

мінімальна 0,003 0,0066

максимальна 0,023 0,033

Тиск на виході насоса, мПа :

максимальний 32 40

мінімальний 4,0 8,1

Об'єм мірниго бака, м^З 6,4 6,0

Маса з автомобілем, т 17,0 22,5

Вантажопідйомність т 12 12

Цементувальна машина 2СМН-20 призначена для приготування цементного розчину. Технічна характеристика цементнозмішувальної машини 2СМН-20 на базі автомобіля КрАЗ-257 наведена нижче:

Вантажопідйомність 9 т

Місткість бункера 14,5 м³

Подача машини 20 л/с

Змивальний пристрій . Вакуумно-гідравлічний

Подача шнека 12-15 т/год

Маса з автомобілем, т 13,5

Блок маніфольда БМ-700 призначений для з'єднання з гирлом смердло-вини декількох агрегатів, що одночасно працюють під час цементування.

Технічна характеристика блоку маніфольда 1 БМ-700 наведена нижче:

Найбільший робочий тиск в напірному колекторі 70 МПа

Кількість ліній, що приєднуються до напірного колектора 6

Кількість ліній, що відходять від напірного колектора 2

Найбільший робочий тиск в роздавальному колекторі 2,5 МПа

Кількість ліній, що можуть бути приєднані до роздавального

колектора 10

Умовний діаметр лінії 50мм

Монтажна база Автомобіль ЗІЛ-131

Цементувальні головки призначені для обв'язки гирла свердловин в процессі цементування (табл.4.36).

Розмежування нафтогазоводоносних пластів при перемінних термогід-родинамічних умовах. Розробка багатопластових об'єктів з підтриманням

140

пластового тиску зумовлюють виникнення в них зон високих і аномально високих тисків, а також охолоджених зон. У результаті в багатопластовому об'єкті можуть існувати пласти з різними термогідродинамічними умовами, а розмежування нафтогазоносних і водоносних пластів стає неефективним, що в свою чергу призводить до міжпластових перепливів. При цьому деякі свердловини через неможливість ізоляції перепливів не можуть вводитись в експлуатацію.

Для підвищення ефективності розмежування нафтогазоносних і водоносних пластів в процесі цементування експлуатаційних колон доцільно спустити обсадну колону на досягнуту глибину для наступного розділення продуктивних і водоносних пластів, а потім закачувати в неї тампонажний розчин і протискувати його в заколонний простір. При цьому перед розділенням пластів в експлуаційній свердловині сусідні нагнітальні свердловини закривають і витримують їх до пониження тиску в водоносних пластах експлуатаційної свердловини до початкового пластового тиску, а тампонажний розчин закачують в неї в період мінімального темпу відновлення пластової температури порівняно з температурою водоносних пластів. Під мінімальним темпом відновлення пластової температури мається на увазі такий темп, який протягом певного періоду часу не приводить до значного збільшення об'єму фаз, що насичують, а відповідно створюються умови для збільшення пластового тиску при поточних відборах рідини з покладу.

Таблиця 4.36

Цементувальна головка	Максимальний робочий тиск, МПа	Умовний діаметр колони, мм	кількість напірних ліній	Довжина	Висота	Маса, кг
Цементувальна головка	Максимальний робочий тиск, МПа	Умовний діаметр колони, мм	кількість напірних ліній	мм		Маса, кг
ГУЦ 140x168x400	40,0	140; 146; 168	5	1148	875	305
ГУЦ 178x194x320	32,0	178; 194	5	1190	935	325
ГУЦ 219x245x320	32,0	2 19; 245	5	1225	970	363
ГУЦ 273x299x250	25,0	273; 299	5	1270	1060	375
ГУЦ 324x340x100	10,0	324; 340	5	1320	1100	410
ГУЦ 377x64	6,4	377	3	492	585	138
ГУЦ 426x50	5,0	426	3	543	685	157

Примітка.Умовний діаметр напірної лінії становить 50 мм; як запірний пристрій застосовується прохідний кран з циліндричною пробкою.

У процесі розробки нафтових родовищ нагнітанням агентів витіснення зниження температури при високому тиску призводить до створення в порових каналах і тріщинах надлишкового тиску, який значно перевищує початковий пластовий тиск. Особливо це виявляється на завершальній стадії розробки покладу, коли на окремих його ділянках створюються високі й аномально високі пластові тиски, які навіть можуть викликати розрив пластів у найбільш слабких частинах структури.

Розмежування нафтогазоносних і водоносних пластів в експлуатаційному об'єкті становить значну трудність, і майже завжди тут відсутнє надійне зчеплення цементного каменю з колоною і породою. Процес ускладнюється ще й тим, що в період тужавіння цементного розчину знижується "активний" гідростатичний тиск стовпа тампонажного розчину. Створення в заколонному просторі понижених тисків призводить до того, що вода із високопроникних пластів починає витісняти цементний розчин в горизонти з пониженим пластовим тиском. Сприяє тому ще й те, що в період зменшення гідростатичного тиску тампонажний розчин має високу проникність, яка сприяє вільному переміщенню через нього води і газу.

141

Проникність цементного каменю залишається значною протягом довгого періоду часу у випадку фільтрації через нього води. В результаті напроти високо-проникних водоносних пластів, що мають високі й аномально високі пластові тиски, спостерігається вимивання цементного розчину або значне розведення його фільтраційними водами. Процес відбувається постійно, так що з часом неможливо ліквідувати неякісне зчеплення цементу з колоною і породою. Збільшення пласто-вого тиску завжди призводить до розкриття в пласті-колекторі існуючих тріщин. Якщо нагнітання агентів витіснення припиняється, то тріщини починають сходи-тись. Змикання стає максимальним при досягненні початкового пластового тиску. В цей період створюються найбільш сприятливі умови для розмежування нафтова-зоносних і водоносних пластів. Пояснюється це значним обмеженням надходжень агентів витіснення з віддалених зон пласта. Одночасно з цим необхідно врахову-вавти ще й такий важливий фактор, як відновлення пластової температури проти низькопроникних пластів. У процесі випереджувального руху води по високопро-никних пластах охолоджуються низькопроникні нафтогазонасичені. Однак, як тільки припиняється нагнітання агентів витіснення з пониженою температурою в високопроникні пласти, в низькопроникних високими темпами починає відновлю-ватись пластова температура. Для відновлення температури в високопроникних пластах необхідний певний час (не менше 30-45 діб). Навіть в наступний період темп відновлення пластової температури порівняно з високопро-никними пласта-ми настільки низький, що він не забезпечує росту пластового тиску при існуючих відборах із покладу, що приводить до його зниження.

Високий темп відновлення пластової температури порівняно з низькопрони-кинми пластами приводить до збільшення у них пластового тиску, внаслідок чого через деякий проміжок часу пластові тиски в нафтогазо- і водонасиченій частинах розрізу вирівнюються. При цьому виключається можливість міжпластових пере-пливів, особливо в період тужавіння цементного розчину в заколонному просторі.

Таким чином, перед розмежуванням пластів в експлуатаційних свердловинах доцільно закривати сусідні нагнітальні свердловини і витримувати їх до зниження тиску в водоносних пластах до початкового пластового тиску. Протискування цементного розчину за об-садну колону проводиться тільки в період мінімального темпу відновлення пластової температури порівняно з високопроникними обводненими пластами, коли виключається можливість росту в них пластового тиску за рахунок термогідродинамічних процесів. У результаті при поточних відборах із покладів не забезпечується підвищення пластового тиску й циркуляція в позаколонному просторі.

<<< < Предыдущая 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 2930 / 13230 31 32 33 34 35 36 37 38 39 40 41 42 > Следующая >>>

Соседние файлы в предмете [НЕСОРТИРОВАННОЕ]

#
14.09.2019744.96 Кб4Державний екзамен з англійської мови 2011-2012...doc
#
22.04.201950.77 Кб1джерела живлення бомба.docx
#
01.12.2018111.1 Кб179дизайн реферат.doc
#
17.02.2016291.33 Кб36Дипл.магіст.роб..doc
#
31.08.201981.92 Кб1для студ тема 4.doc
#
15.09.201911.16 Mб329Довідник з нафто-газової справи.doc
#
22.09.20194.35 Mб8Документ Microsoft Office Word (5).docx
#
21.08.201937.69 Кб3Документ Microsoft Office Word (5).docx
#
29.09.201975.26 Кб1Документ Microsoft Word (12).doc
#
18.09.201952.22 Кб0Документ Microsoft Word (5).doc
#
18.09.2019166.4 Кб2Документи Мова.doc