Бурение нефтяных и газовых скважин. Дипломная (ВКР). Геология.
🛑 👉🏻👉🏻👉🏻 ИНФОРМАЦИЯ ДОСТУПНА ЗДЕСЬ ЖМИТЕ 👈🏻👈🏻👈🏻
Вы можете узнать стоимость помощи в написании студенческой работы.
Помощь в написании работы, которую точно примут!
Похожие работы на - Бурение нефтяных и газовых скважин
Скачать Скачать документ
Информация о работе Информация о работе
Скачать Скачать документ
Информация о работе Информация о работе
Скачать Скачать документ
Информация о работе Информация о работе
Скачать Скачать документ
Информация о работе Информация о работе
Скачать Скачать документ
Информация о работе Информация о работе
Нужна качественная работа без плагиата?
Не нашел материал для своей работы?
Поможем написать качественную работу Без плагиата!
. Основные сведения о геологическом
строении, газонефтеводоносности площади, степени ее геологической изученности,
геолого-физических условиях бурения и условиях эксплуатации скважины
. Проектирование конструкции
скважины
. Обоснование выбора способа
цементирования каждой из обсадных колонн и состава тампонажных материалов
. Обоснование выбора состава и
объема буферных жидкостей
. Расчет цементирования обсадных
колонн
. Обоснование выбора состава
технологической оснастки и размещения ее на обсадной колонне
. Разработка технологии
цементирования, плана расстановки и обвязки цементировочной техники
. Обоснование выбора способов
контроля качества цементирования
. Расчет нормативного времени на
цементирование обсадных колонн
. Вопросы безопасности труда,
экологической и промышленной безопасности при цементировании скважины
Скважина № 30333
Шегурчинского месторождения расположена на территории республики Татарстан
Альметьевского района и была пробурена в 2008 году Альметьевским управлением
буровых работ по заказу организации НГДУ «Ямашнефть». Данные по скважине:
а) Площадь,
месторождение Шегурчинское
б) Назначение
скважины эксплуатационная
в) Проектная
глубина по вертикали 1788 м
д) Вид профиля
наклонно-направленный
е) Конструкция
скважины. Плановая коммерческая скорость бурения по интервалам (Таблица №1)
газонефтеводоносность
геологический скважина бурение
з) Тип буровой
установки, вид привода БУ-2000/160ЭП, электрический
и) Тип буровых
насосов и их подача по интервалам бурения (Таблица № 3)
Суммарная производительность насосов, м 3 /с
к) Конструкция бурильной
колонны по интервалам бурения (Таблица № 4)
На расстоянии до 30
км от места бурения скважины располагается тампонажный цех.
Скважина № 30333
Шегурчинского месторождения расположена на равнинно-холмистом рельефе
местности, состояние местности не заболоченное, толщина снежного покрова
достигает 80-100 см, толщина почвенного слоя 30-35 см, растительный покров -
зона лесостепи.
Теплоснабжение ЭПВА
в количестве двух штук. Связь осуществляется при помощи радиостанции.
Водоснабжение централизованное (водопровод на расстоянии 0,2 км).
Энергоснабжение ЛЭП 3-х проводная (на расстоянии 0,45 км).
Транспортирование
грузов осуществляется автомобильным транспортом по асфальтированному шоссе ( 75
км ) и грунтовой накатанной дороге шириной 3,5-4,0 м ( 2 000 м ) от шоссе до
буровой.
В 2009 году
Альметьевскому Управлению буровых работ исполнилось 56 лет (1952г. - 2009г.).
На сегодняшний день АУБР собственными силами осуществляет весь комплекс работ
по строительству нефтяных скважин от подготовки площадок под буровые и монтажа
оборудования до сдачи заказчикам освоенных скважин для эксплуатации. С 1952
года на сегодняшний день объем проходки вырос почти в 5 раз, а на одну буровую
бригаду более, чем в 9 раз, коммерческая скорость бурения выросла в 6,6 раза.
За полвека построено и сдано в эксплуатацию 15150 нефтяных скважин, из которых
добыт каждый второй баррель татарстанской нефти. Увеличилось также число
партнеров АУБР: производится бурение скважин не только для НГДУ «Альметьевнефть»,
«Иркеннефть», «Лениногорскнефть», «Азнакаевскнефть», «Джалильнефть»,
«Елховнефть», «Заинскнефть», «Ямашнефть», Прикамнефть», «Татнефтебитум», но и
для ряда независимых нефтяных компаний: СП «Татех», ЗАО «Татойлгаз», АО
«Татнефтепром», ОАО «СМП Нефтегаз», ЗАО «Предприятие Кара-Алтын», ЗАО
«Троицкнефть», ОАО «Шешмаойл», ЗАО «Иделойл», ЗАО «Зюзеевнефть». Творческий
почерк альметьевских строителей скважин хорошо знают в Индии, Ираке, Турции, на
Кубе и во многих других странах.
2. Основные сведения о геологическом строении,
газонефтеводоносности площади, степени ее геологической изученности,
геолого-физических условиях бурения и условиях эксплуатации скважины
Шегурчинское
месторождение расположено в северо-западной части, приуроченного к наиболее возвышенной
части южного купола Татарского свода.
В современном плане
свод купола наиболее четко выделяется по поверхности кристаллического
фундамента и терригенным отложениям девона, ограничиваясь разновозрастными
прогибами и структурными уступами.
На данной части
территории вырисовывается крупное, изометричной формы поднятие, с амплитудой
60-65 м по кровле терригенного девона. Оно резко погружается в западном и южном
направлениях и более спокойно к северу и востоку.
Скважины,
проектируемые к бурению на Шегурчинском месторождении - эксплуатационные. Цель
бурения - разработка залежей нефти продуктивных горизонтов. Проектный горизонт
- Пашийский. Проектная глубина - 1887 м.
Основные сведения о
стратиграфии и литологическом составе пород, газонефтеводоности пород приведены
в таблице (Приложение 1).
Геолого-физические
условия бурения скважины:
- в уфимском,
артинском, намюрском и турнейском горизонтах возможны поглощения промывочной
жидкости. Поглощения в основном происходят в глинисто-трещинных закорстованных
породах, кавернозных известняках при понижении пластового давления.
неустойчивость
стенок скважины (осыпи и обвалы) может возникнуть в четвертичных, казанских,
верейских, тульских, угленосных, доманиковских и шугуровских горизонтах.
водопроявления
могут наблюдаться в серпуховских-окских горизонтах, нефтепроявления - в
кыновских горизонтах.
проницаемость пород
колеблется от 0,3 мкм 2 до 0,6 мкм 2
- способ
эксплуатации скважины - эксплуатация на нефть
максимальный
ожидаемый дебит нефти - 20 м 3 /сутки в пашийском горизонте. Плотность
нефти в пластовых условиях 830 кг/м 3 , плотность нефти после
дегазации 890 кг/м 3 .
наибольшие
пластовое давление у подошвы пашийского горизонта - 17,23 МПа.
максимальная
зарегистрированная температура по стволу скважины 40 С 0 , что
означает, что скважина является «холодной».
3. Проектирование конструкции скважины
В процессе бурения
могут возникнуть различного рода осложнения, связанные с поглощениями
промывочной жидкости, обвалами стенок скважины, газоводонефтепроявлениями.
Чтобы
характеризовать с глубиной пластовые давления и давления, при при которых
возможно возникновение поглощения промывочной жидкости, целесообразно
использовать безразмерные величины:
Коэффициент
анамальности пластового давления:
Р погл -давление,
при котором происходит поглощение промывочной жидкости, Па;- глубина залегания
кровли пласта с давлением Р пл. ; погл -глубина залегания
кровли поглощающегося пласта, м;
ρ в
- плотность воды, кг/м 3 ; ρ в =1000
кг/м 3 ;= 9,81 м/с 2 -ускорение свободного падения.
При наличии естественных
каналов (трещин, каверн), в которые уходит промывочная жидкость, давление
поглощения можно принять равным пластовому давлению в поглощающем пласте:
Если естественные каналы
ухода бурового раствора отсутствуют, а поглощение происходит вследствие
гидроразрыва пород и образования искус
ственных каналов, то
давление поглощения следует принимать разным давлению гидроразрыва пород.
Иногда в технических
проектах на строительство скважин отсутствуют данные о давлениях поглощения. В
таком случае индекс давления поглощения можно приближенно принять равным
относительной плотности бурового раствора, заполняющего скважину в момент
начала поглощения:
Если неизвестны величины
давления гидроразрыва пород для данной площади, то индекс давления гидроразрыва
можно приближенно вычислить пор формуле:
Пример расчета
коэффициента анамальности пластового давления к а и индекса
давления поглощения к п на некоторых интервалах:
к а =
4,18*10 6 / (1000*9,81*431) = 0,99
к п =
6,25*10 6 / (1000*9,81*431) = 1,48
к а =
6,79*10 6 / (1000*9,81*700) = 0,99
к п =
10,16*10 6 / (1000*9,81*700) = 1,48
к а =
8,80*10 6 / (1000*9,81*871) = 1,03
к п =
12,13*10 6 / (1000*9,81*871) = 1,42
к а =
9,30*10 6 / (1000*9,81*903) = 1,05
к п =
12,40*10 6 / (1000*9,81*903) = 1,40
к а =
11,81*10 6 / (1000*9,81*1169) = 1,03
к п =
16,28*10 6 / (1000*9,81*1169) = 1,42
к а =
17,23*10 6 / (1000*9,81*1775) = 0,99
к п =
25,24*10 6 / (1000*9,81*1775) = 1,45
Аналогично были
рассчитаны коэффициенты анамальности пластового давления к а и
индексы давления поглощения к п на других интервалах и представлены в
виде таблицы ниже (Таблица №5)
Распределение
давления и температуры по разрезу скважины
Совмещенный график
к а , к п и ρ 0 , а также предполагаемая
конструкция скважины представлен ниже (рис.1):
Рис.1. Совмещенный
график к а , к п и ρ 0 ;
предполагаемая конструкция скважины
Под конструкцией
скважины понимают совокупность данных о количестве и глубинах спуска обсадных
колонн, диаметрах обсадных колонн, диаметрах ствола скважины под каждую
обсадную колонну и интервалах цементирования.
Первая колонна труб или
труба, служащая для предотвращения размыва пород залегающих близ дневной
поверхности и для соединения устья с очистной системой называется направлением.
В республике Татарстан направление, как правило, спускают до 50 м.
Колонна труб, спускаемая
в скважину после направления и служащая для укрепления стенок последней в
недостаточно устойчивых породах и для перекрытия зон осложнений приуроченных к
сравнительно неглубоко залегающим горизонтам, а также для изоляции горизонтов с
артезианскими и лечебными водами, называется кондуктором. В республике
Татарстан кондуктор, как правило, спускают до 350 м.
Самая внутренняя колонна
труб носит название эксплуатационной. Она служит не только для укрепления
стенок скважины и изоляции соответствующих горизонтов, насыщенных нефтью, газом
или водой, но также каналом для транспортировки добываемой из продуктивной
толщи или закачиваемой в последнюю жидкостей и газов.
Конструкция скважины
должна обеспечивать:
долговечность скважины
как технического сооружения
надежную изоляцию всех
проницаемых горизонтов и сохранность запасов полезных ископаемых
минимум затрат на
единицу добываемой продукции
возможность бурения до
проектной глубины без опасности возникновения тяжелых осложнений, осуществления
предусмотренных проектом разработки месторождения режимов эксплуатации данной
скважины, проведения ремонтных работ в скважине при эксплуатации, проведения
всех исследований, которые необходимы для контроля разработки месторождения
охрану недр и окружающей
среды, в первую очередь за счет прочности и долговечности крепи, герметичности
обсадных колонн и перекрываемых ими заколонных пространств, а также изоляцию
флюидосодержащих горизонтов друг от друга и дневной поверхности.
Исходя их расчетов,
приведенных в курсовой работе по дисциплине «Буровые промывочные и тампонажные
растворы» принимаем плотность бурового раствора в скважине по интервалам:
При вскрытии
продуктивного пласта на интервале 1845-1877 м используется
полимерно-карбонатный раствор, что позволяет уменьшить вредное воздействие
влияния бурового раствора на нефтеносный горизонт.
Исходя из совмещенного
графика к а , к п и ρ 0 ,
целесообразно построить скважину с тремя колоннами:
. 0-1887 м:
эксплуатационная колонна
Для того, чтобы
обсадную колонну можно было спустить в скважину, диаметр последней всегда
должен быть больше максимального наружного диаметра обсадной колонны:
d c - диаметр скважины
(диаметр долота)
d муф - наибольший наружный
диаметр колонны (диаметр муфты)
∆ к
- радиальный зазор между стенкой скважины и выступающим наружу элементом
колонны (муфты) достаточной для свободного спуска колонны.
Диаметр долота для
бурения под последующую обсадную колонну должен быть меньше внутреннего
диаметра предыдущей колонны:
∆ -
необходимый зазор для свободного прохождения долота через предыдущую колонну.
Величину зазора ∆ к
выбирают с учетом жесткости колонны, глубины спуска ее в открытый ствол
скважины, искривленности ствола, устойчивости стенок скважины, размеров
конструкции, числа специальных элементов, а также общего числа спускаемых в
данную скважину колонн. В вертикальных скважинах при спуске колонн диаметром
114 ÷ 168 мм ∆ к
= 5 ÷ 15 мм, диаметром 178 ÷ 245 мм ∆ к
= 15 ÷ 25 мм. Чем больше
диаметр и жесткость колонны, тем больше величина зазора. В наклонных скважинах
зазор, как правило, несколько больше, чем в вертикальных.
Величину зазора ∆
выбирают с учетом возможного неблагоприятного сочетания овальности труб
предыдущей обсадной колонны, допусков на диаметр этих труб и на диаметр долот
для бурения под последующую колонну. Обычно ∆ = 5 ÷ 15 мм.
Расчет всегда
начинают с выбора диаметра эксплуатационной колонны. Для эксплуатационных
скважин диаметр эксплуатационной колонны должен быть задан заказчиком - НГДУ.
Его выбирают в зависимости от дебетов скважины по жидкости (нефть + вода + газ)
на разных стадиях разработки месторождения; способов эксплуатации данной
скважины; числа одновременно раздельно эксплуатируемых объектов в ней;
габаритных размеров оборудования, которое должно быть спущено в скважину для
эксплуатации. Диаметр эксплуатационной колонны должен быть достаточным также
для того, чтобы в скважине можно было проводить ремонтные работы. Примем
наружные диаметры обсадных колонн:
Таким образом,
конструкция скважины, применяемая в Альметьевском управлении буровых работ
отвечает всем основным требованиям заканчивания скважин и входит в мой проект
без изменений.
Рис. 2. Окончательный
вариант конструкции скважины
4.
Обоснование выбора способа цементирования каждой из обсадных колонн и состава
тампонажных материалов
Цементированием
называют процесс заполнения заданного интервала скважины суспензией вяжущих
материалов, способной в покое загустевать и превращаться в твердое, практически
непроницаемое тело.
В
нефтегазодобывающей промышленности цементирование широко применяется для
решения следующих задач:
. изоляции
проницаемых горизонтов друг от друга после того, как они вскрыты скважиной, и
предотвращения перетоков пластовых жидкостей по заколонному пространству;
. удержанию в
подвешенном состоянии обсадной колонны;
. защиты обсадной
колонны от воздействия агрессивных пластовых жидкостей, способных коррозировать
ее наружную поверхность;
. устранения
дефектов в крепи скважины;
. создания
разобщающих экранов, препятствующих обводнению продуктивных горизонтов;
. создания
высокопрочных мостов в скважине, способных воспринимать достаточно большие
осевые нагрузки (например, при забуривании боковых стволов, при опробовании
перспективных горизонтов пластоиспытателями и т.д.);
. упрочнения стенок
скважины в осыпающихся породах;
. уменьшения
передачи тепла от потока, движущегося по колонне труб в скважине, к окружающим
породам
. герметизации
устья в случае ликвидации скважины.
Цементируют
кольцевое пространство между стенками скважины и обсадной колонной или по всей
длине, или частично. Единым техническими правилами ведения работ при
строительстве скважин предусмотрено цементирование направления и кондуктора
всегда по всей длине, эксплуатационные колонны во всех скважинах, кроме
нефтяных - по всей длине, а в нефтяных скважинах допускается - от башмака
колонны до сечения, расположенного не менее чем на 100 м выше нижнего конца
предыдущей обсадной колонны. Поэтому, учитывая единые технические правила,
направление (30м) и кондуктор (357м), эксплуатационную колонну (1887м), также,
как было предпринято в Альметьевском управлении буровых работ, будем
цементировать по всей длине.
Способ
цементирования каждой колонны: одноступенчатое цементирование. Эксплуатационную
колонну будем цементировать одноступенчатым цементированием четырьмя порциями
цементного раствора.
Одноступенчатое
цементирование широко применяется в тех случаях, когда требуется герметизация
затрубного пространства на большую высоту, вплоть до устья скважины.
Принцип
одноступенчатого цементирования следующий (рис.3). На спущенную в скважину
колонну обсадных труб навинчивают цементировочную головку. Скважину и затрубное
пространство через цементировочную головку промывают свежей промывочной
жидкостью до полного удаления шлама. Затем снимают цементировочную головку, в
обсадные тубы спускают нижнюю пробку, снова устанавливают цементировочную
головку с верхней пробкой и закачивают расчетное количество цементного раствора.
После этого вывинчиванием стопорных винтов в цементировочной головке
освобождают верхнюю пробку и через тройник закачивают расчетное количество
продавочной жидкости. Цементный раствор, заключенный между двумя пробками,
продавливается вниз. Нижняя пробка, дойдя до упорного кольца в трубах,
останавливается, а верхняя под напором продавочной жидкости продолжает
опускаться. Вследствие развиваемого при этом высокого давления резиновая
диафрагма нижней пробки разрушается, и цементный раствор вытесняется в затрубное
пространство. Как только верхняя пробка сядет на нижнюю, давление в колонне
будет резко повышаться, что можно увидеть на манометре насоса в момент
схождения пробок. Это служит сигналом для прекращения подачи продавочной
жидкости.
Где а - закачка
тампонажного раствора; б - начало закачки продавочной жидкости; в -
заключительная стадия закачки продавочной жидкости; 1 - цементировочная
головка; 2, 11, 12 - боковые отводы; 3 - тампонажный раствор; 4
- нижняя пробка; 5 - буферная жидкость; 6 - обсадная колонна; 7 -
промывочная жидкость; 8 - стенка скважины; 9 - обратный клапан; 10 - башмак
с направляющей пробкой; 13, 14, 15 - краны высокого давления; 16
- верхняя пробка; 17 - продавочная жидкость
Рис. 3. Схема
одноступенчатого цементирования.
При правильном
выборе промывочной жидкости в процессе бурения можно свести к минимуму
различного рода осложнения, связанные с поглощениями промывочной жидкости,
обвалами стенок скважины, газоводонефтепроявлениями. Не менее важно правильно
выбрать тампонажный материал.
При выборе
тампонажного материала учитывают следующие факторы: сохранение изоляционных
свойств камня при наивысшей температуре, возможной в данном интервале скважины
в период ее работы; устойчивость против коррозии агрессивными компонентами,
содержащимися в пластовых жидкостях в том же интервале; морозостойкость, если
речь идет о цементировании ММП; возможность приготовления раствора с
достаточной плотностью, удовлетворительной подвижностью и способностью схватываться
в приемлемые сроки при температуре, которая будет существовать в данном
интервале в период цементирования.
Задача нормирования
свойств тампонажного раствора для цементирования конкретного интервала скважины
сложна и пока решена недостаточно надежно. В практике цементирования принято
нормировать лишь некоторые характеристики растворов в основном на основе
накопленного прошлого опыта и результатов исследований.
До окончания
транспортировки в заданный интервал скважины тампонажный раствор должен
обладать хорошей прокачиваемостью, чтобы в процессе ее не возникали большие
гидродинамические давления, опасные возможностью разрыва пород, обсадной
колонны или устьевой обвязки. Срок начала схватывания, согласно нормам, должен
на 25-30% превышать продолжительность цементирования.
При нормировании
плотности исходят из следующего соотношения:
ρ нп - нижний предел
плотности определяют из условия наиболее полного замещения промывочной жидкости
в кольцевом пространстве тампонажным материалом;
ρ цр - плотность цементного
раствора;
ρ вп - верхний предел
плотности находят из условия, что давление на стенки скважины в период
цементирования должно быть меньше давления поглощения.
Для уменьшения
перемешивания тампонажного раствора с буферной жидкостью следует поддерживать
разность плотностей их не менее 200 - 250 кг/м 3 . Поэтому нижний
предел плотности тампонажного раствора (кг/м 3 ):
ρ п - плотность промывочной
жидкости, кг/м 3
Верхний предел ρ вп можно найти из условия равенства давления на наиболее слабый пласт
в момент окончания закачки тампонажного раствора давлению поглощения.
Скважина № 30333
Шегурчинского месторождения является «холодной», так как максимальная
зарегистрированная температура по стволу скважины не превышает 40 С 0 .
Для цементирования
скважины применим тампонажный материал - портландцемент ГОСТ 1581-96 для
холодных скважин. Портландцементом называют порошок минералогического состава,
водная суспензия которого способна затвердевать как на воздухе, так и в воде.
Для производства портландцемента берут смесь горных пород, содержащих 60-70%
СаО, 17-25% SiO 2 , 3-10% Ai 2 O 3 , 2-6% Fe 2 O 3 и небольшое количество
других примесей, обжигают ее в специальных печах до получения клинкера, а затем
размалывают в мелкий порошок.
Процесс
цементирования неглубоких скважин (особенно при цементировании направления и
кондуктора) с невысокой температурой на забое занимает немного времени, в то
время как цементный раствор начинает схватываться через 3-4 часа и более. За
это время может произойти вымывание или разбавление цементного раствора
подземными водами, изменение его свойств, уход в пористые породы и т.д. Для
сокращения сроков схватывания тампонажного материала, при цементировании
направления и кондуктора, добавим ускоритель СаСl 2 , оптимальная добавка которого по массовой доле к сухому цементу
составляет 3% .
Так как
коррозионная стойкость при контакте с агрессивными пластовыми водами у
портландцемента не высока, и со временем при повышении температуры в скважине
прочность цементного камня во времени уменьшается, а проницаемость возрастает,
добавим к клинкеру при помоле или непосредственно к портландцементу от 45%
кварцевого песка от массы сухого цемента для устранения этих недостатков.
Для цементирования
эксплуатационной колонны использовать базовый тампонажный раствор без его
модифицирования нельзя по причине наличия некоторых свойств, влияющих на
качество цементирования. Одним из них является высокая водоотдача цементного
раствора (более 200 см 2 за 30 минут). Кроме того, базовый цементный
раствор, как правило, усадочный, образовавшиеся от усадки цементного камня
микрозазоры могут служить каналами для межпластовых перетоков.
Лабораторией
крепления «ТатНИПИнефть» разработаны рецептуры седиментационно-устойчивых, с
пониженной водоотдачей, пластифицированных тампонажных растворов для
цементирования скважин нормального и малого диаметра, расширяющихся цементных
растворов для изоляции продуктивных горизонтов, а также рецептуры с применением
суперпластификатора.
Такие составы
тампонажных растворов позволят избежать различного рода осложнений при
цементировании скважины, а также являются экономически выгодными из-за
относительно недорогих компонентов, входящих в их состав.
. Обоснование выбора
состава и объема буферных жидкостей
При одноступенчатом
цементировании всех обсадных колонн скважины буферная жидкость закачивается в
скважину через цементировочную головку сразу же после ее промывки. После
закачивания определенной порции буферной жидкости, вывинчивают стопор
цементировочной головки, удерживающей от падения нижнюю разделительную
цементировочную пробку, и закачивают расчетный объем тампонажного раствора.
Таким образом, под
буферной понимают жидкость, которая закачивается между буровым и тампонажным
растворами, предотвращает их смешивание и удаляет из затрубного пространства
остатки бурового раствора, а также глинистую корку со стенки скважины.
Выбор буферной
жидкости базируется на лабораторной проверке совместимости ее с конкретным
буровым и тампонажным растворами. При смешивании буферной жидкости с буровым раствором
не должны превышаться реологические параметры зоны смешивания, а смесь ее с
тампонажным раствором не должна характеризоваться снижением растекаемости и
времени загустевания раствора. Для снижения интенсивности частичного смешивания
буферной жидкости с контактирующими растворами в процессе движения их в
затрубном пространстве должно выполняться условие, при котором ее вязкость и
плотность превышали бы аналогичные показатели вытесняемой жидкости или
приближались к средним значениям указанных параметров разобщаемых ею жидкостей.
В качестве буферной
жидкости при бурении скважины № 30333 Шегурчинской площади будет использована
техническая вода, которая обладает сравнительно хорошими вымывающими свойствами
по отношению к цементным и буровым растворам. Чтобы улучшить разрушение
глинистой корки со стенок скважины добавим кварцевый песок. Так как в процессе
бурения встречаются осложненные интервалы в виде осыпей и обвалов пород,
целесообразно добавить компонент NaCl, который поможет предотвратить данные осложнения. Буферные
жидкости на основе водных растворов NaCl характеризуются относительно высокой плотностью по сравнению с
водой, которые могут изменяться в широком диапазоне (средняя плотность водного
раствора на основе NaCl равна 1200 кг/м 3 ). Для предотвращения отрицательного
воздействия раствора соли на свойства контактирующих с ними буровых и
тампонажных растворов перед ними и после них закачивают небольшие порции
пресной воды объемом, составляющим примерно 10% от объема буферной жидкости.
Буферная жидкость
будет приготавливаться с помощью цементировочного агрегата ЦА - 320А, путем
растворения реагентов в технической воде.
Рассчитаем
необходимый объем буферной жидкости для колонн по формуле (7,с.168):
V буф. = 0,785 * l б * а с * (d с 2 - d нар. колон 2 )
с учетом потерь в
циркуляционной системе:
d с - средний диаметр
скважины в интервале, м
d нар. колон - наружный диаметр
колонны, м
l б - высота столба буферной
жидкости в кольцевом пространстве, м
а с -
соотношение между длиной и глубиной скважины
к пот -
коэффициент, учитывающий потери ее в циркуляционной системе, к пот ≥
1,0. Примем к пот = 1,05.
V буф.напр. = 0,785 * 5 * 1 *
(0,394 2 - 0,324 2 ) = 0,200 м 3
V буф.напр. / = 0,200 * 1,05 = 0,210 м 3
V буф.конд. = 0,785 * 10 * 1 *
(0,295 2 - 0,245 2 ) = 0,211 м 3
V буф.конд. / = 0,211 * 1,05 = 0,221 м 3
V буф.эксп. = 0,785 * 10 * 1,02
(0,216 2 - 0,146 2 ) = 0,200 м 3
V буф.эксп. / = 0,200 * 1,05 = 0,210 м 3
Таким образом,
необходимый объем буферной жидкости:
- для
эксплуатационной колонны - 0,210 м 3
6. Расчет цементирования обсадных колонн
Наибольшая
температура в цементируемом интервале скважины при промывке не превышает 20 0 С.
Наибольшая
температура в цементируемом интервале скважины при промывке не превышает 20 0 С.
Цементирование
будет проводиться одной порцией цементного раствора (0-30 м) - модифицированный
поливинилацетатным реагентом тампонажный раствор, плотность раствора 1750 кг/м 3 ;
состав раствора по массовым долям:
поливиниацетатный
реагент (ПВАР) - 0,5
Сроки схватывания:
начало 2ч. 35 мин., конец - 3ч. 40 мин.
Под кондуктор
коэффициент кавернозности 1,8. Так как данный интервал 0-40 м бурится долотом
393,7 мм, то диаметр скважины вычисляется:
Полный объем
заколонного пространства будет складываться из двух участков:
S з . п . = S 0 - S экс = (π/4) * (d 0 2 - d нап 2 )
Интервал 0-30м: S з.п. = S 0 - S экс = (3,14/4) * (0,70866 2 - 0,324 2 ) = 31,18
* 10 -2 м 2
- 30м: V 1 = 31,18 * 10 -2 * 30 = 9,35 м 3
Определим
необходимое количество компонентов для цементирования направления (0-30 м):
Необходимый объем с
учетом высоты цементного стакана:
V 1 = 9,35 + 5*3,14*0,306 2
*0,25 = 9,35 + 0,36 = 9,71 м 3
- цемент ПЦТ-II-60; 1100 кг/м 3 ;
М =1100 * 9,71= 10681 кг
С учетом потерь:
10681 кг * 1,05 = 11215 кг
V цем.ст. = 1100 * 0,36 = 396
кг (с учетом потерь 416 кг)
V колон = 1100 * 9,35 = 10285 кг
(с учетом потерь 10799 кг)
техническая вода;
0,4*1100 кг/м 3 ; М = 0,4 * 1100 * 9,71 = 4272 кг = 4,272 м 3
ПВАР; 0,005*1100
кг/м 3 ; М = 0,005 * 1100 * 9,71 = 53,40 кг
СаС1 2 ;
0,03*1100 кг/м 3 ; М = 0,03 * 1100 * 9,71 = 320,43 кг
пеногаситель; 3 л
на 1м 3 ; V = 3 * 9,71 = 29,13 л
Для приготовления
тампонажного раствора используем смесительные машины типа 2СМН-20, емкость
бункера которых рассчитана на 20 тонн сухого цемента или объема 14,5 м 3 .
рассчитаем необходимое число цементировочных машин в зависимости от массы
цемента, его насыпной объемной массы и вместимости бункера по формуле:
м = (1/V бун ) * (G/ρ н ), (8, с.262):
Итак, достаточно
одной машины типа 2СМН-20.
Определим
количество продавочной жидкости (7, с.168):
V прод = 0,785 * k с *
d
внут. 2 * ( L с - h с )
с - коэффициент запаса продавочной жидкости, k с = 1,02 ÷ 1,05
h с - высота цементного
стакана, оставляемого в колонне, м
V прод = 0,785 * k с *
d
внут. 2 * ( L с - h с )
V прод = 0,785 * 1,05 * 0,306
2 * ( 30 - 5 ) = 1,92 м 3
Принимаем
технологически необходимую скорость восходящего потока тампонажного раствора в
затрубном пространстве 0,8 м/с и определяем подачу насосов цементировочных
агрегатов для обеспечения данной скорости по формуле:
Р загр =
( V цр - V стак ) / Н цр , (8, с.260)
Р загр =
( 9,71 - 0,36) / 30 = 0,312 м 2
Определяем
наибольшее рабочее давление в конце цементирования по формуле:
Р р -
максимальная ожидаемая разность гидростатических давлений в трубах и затрубном
пространстве в конце цементирования, Па;
Р тр -
давление на преодоление гидравлических сопротивлений в трубах при движении
продавочной жидкости, Па;
Р кп -
давление на преодоление гидравлических сопротивлений в за
Похожие работы на - Бурение нефтяных и газовых скважин Дипломная (ВКР). Геология.
Курсовая работа по теме Российская Федерация – светское государство
Сочинение По Картине Лазурь 5 Класс
Реферат по теме Язычество древнерусской общины
Дипломная работа: Режимы налогообложения малых предприятий
Государственное Управление Курсовая
Реферат по теме Действие абиотических, биотических факторов и сельскохозяйственных мероприятий на видовой состав и численность дождевых червей
Реферат: Информационное обеспечение управления персоналом
Дипломная работа: Принципы управления
Учебная Практика Мфюа Отчет
Сочинение Отзыв По Картине Аисты
Оспаривание Стоимости Реферат
Контрольная Работа По Биологии 9 Класс Генетика
Реферат На Тему Товароведная Характеристика Мяса
Управление информационными ресурсами таможенных органов
Сочинение Варфоломеевская Ночь
Классификации Систем Курсовая
Магистерская Диссертация По Экономике Примеры Работ
Контрольная Работа На Тему Роль Контролінгу В Системі Управління Підприємством
Бунин Чистый Понедельник Аргумент К Сочинению
Реферат: Захист права інтелектуальної власності в Україні
Билеты: Самоанализ деятельности учителя как основа управления процессом обучения математике
Похожие работы на - Судебники 1497 и 1550 гг.
Реферат: Пальмирское царство