Заканчивание скважин - Геология, гидрология и геодезия курсовая работа

Географо-экономическая характеристика района работ. Обоснование конструкции эксплуатационного забоя. Выбор интервалов цементирования. Проектирование обвязки устья скважины. Технология первичного вскрытия продуктивного пласта. Расчет обсадной колонны.


посмотреть текст работы


скачать работу можно здесь


полная информация о работе


весь список подобных работ


Нужна помощь с учёбой? Наши эксперты готовы помочь!
Нажимая на кнопку, вы соглашаетесь с
политикой обработки персональных данных

Студенты, аспиранты, молодые ученые, использующие базу знаний в своей учебе и работе, будут вам очень благодарны.


1.1 Общая и географическая характеристика района работ
В административном отношении Камовская площадь расположена на территории Российской Федерации в Эвенкийском Автономном Округе Красноярского края. По географическому положению район расположен в юго-западной части Западно-Сибирского плоскогорья в правобережной части бассейна реки Подкаменная Тунгуска, вблизи реки Чуня. Рельеф местности неоднородный, с абсолютными отметками высот от +400 до +626 м. Для сельскохозяйственных целей угодья не используются в виду отдаленности и заболоченности. Промышленные предприятия на территории работ отсутствуют. В сейсмическом отношении район работ характеризуется как мало сейсмический. Территория обжитая. Местность залесенная, труднодоступная для всех видов транспорта.
Климат района работ резко-континентальный с умеренно-холодной продолжительной зимой и коротким теплым летом. Продолжительность периода со среднесуточными температурами ниже 0° С составляет 180 суток в году. Температура воздуха среднегодовая -7° С, наибольшая летняя в июле +35°С, наименьшая зимняя в январе -63°С. Максимальная глубина промерзания грунта 1,5м. Срок действия зимников 120 суток (середина декабря - середина апреля). Среднегодовая скорость ветра Ю-В 2,5м/сек., С-З 2,9м/сек., наибольшая скорость ветра 20 м/сек. Среднегодовое количество осадков 518мм. Продолжительность отопительного периода в году 263 дня.
Расстояние до ближайшего населенного пункта п.Богучаны 260км. Основным средством для доставки грузов зимой является авто- и авиа- транспорт, летом из-за отсутствия дорог только авиатранспорт. Водных транспортных путей нет.
Для перевозки рабочего персонала от п.Богучаны до рабочего объекта используют вертолеты. От пункта сбора г. Красноярск до п.Богучаны используют авто- и железнодорожный транспорт.
Литолого-стратиграфический разрез Камовской площади представлен в табл. 1.1.
1.3 Характеристика газонефтеводоносности месторождения
Продуктивный пласт залегает на глубине 2150-2360 метров в Рифейских отложениях, со следующими характеристиками:
коллектор неустойчивый, однородный;
тип коллектора - каверно-порово-трещинный;
плотность флюида: в пластовых условиях 0,85 г/см 3
2. Снование и проектирование конструкции скважины
2. 1 Обоснование конструкции эксплуатационного забоя
Под конструкцией эксплуатационного забоя понимается конструкция низа эксплуатационной колонны в интервале продуктивного пласта.
Каждая конструкция забоя характеризуется определенными параметрами, которые обуславливают режим эксплуатации залежи с учётом физико-механической характеристики пород коллектора, их фильтрационных свойств и геолого-технических условий залегания продуктивного пласта. В тоже время выполнение всех требований нередко противоречит рациональной технологии заканчивания скважины, направленной на сохранение коллекторских свойств пласта и обеспечение гидродинамического совершенства скважины. Поэтому, наряду с преимуществами того или иного способа заканчивания скважины, любая из конструкций забоев не лишена и определённых недостатков.
К главным факторам, определяющим не только конструкцию забоя, но и её конкретный вид, относятся: тип коллектора и степень его однородности, степень устойчивости пород призабойной зоны, наличие или отсутствие близко расположенных к продуктивному объекту напорных горизонтов, подошвенных вод или газовой шапки; проницаемость пород продуктивного пласта.
Устойчивость призабойной зоны можно рассчитать по формуле [1]:
где ??? коэффициент Пуассона, (??= 0,3);
?? средняя плотность вышележащих пород кг/м 3 , = кг/м 3 ;
Н - расстояние от устья до кровли продуктивного пласта, м, (Н=2340м)
P з - давление столба жидкости на забой скважины, МПа;
где g-ускорение свободного падения, м/с 2 ;
p -плотность пластового флюида, кг/м 3 ;
h -минимальная высота столба пластового флюида при эксплуатации м;
h =2500-1000м=1500, где 2500-проектная глубина, 1000-расстояние до уровня жидкости в колонне при окончании эксплуатации с учетом требования заказчика;
g =9,8 м/с 2 , p=850 кг/м 3 , h=1500 м;
у сж - предел прочности горных пород при одноосном сжатии, МПа;
Исходя из расчётного значения неустойчивости коллектора и с учетом того, что нефтеносный пласт 2150-2360 м имеет подошвенные воды и так как коллектор неоднородный выбираем конструкцию закрытого забоя. В этом случае при бурении скважины выбираем следующий способ вскрытия продуктивного пласта: перебуриваем продуктивный пласт на 70 метров, не перекрывая предварительно вышележащие породы специальной колонной обсадных труб, затем спускаем обсадную колонну до забоя, цементируем. Для сообщения обсадной колонны с продуктивным пластом её перфорируем.
Схема конструкции эксплуатационного забоя скважины приведена на рис унке
2. 3 Определение числа обсадных колонн и глубины их спуска
1. Направление спускается на глубину 0-20м с целью перекрытия слабоустойчивых, рыхлых пород четвертичного возраста и верхней части эвенкийской свиты. Цементируется до устья.
2. Кондуктор. Спускается в более плотные отложения подошвенной части эвенкийской свиты, с целью перекрытия вскрытых зон осложнений. Принимается глубина спуска кондуктора 370м. Кондуктор цементируется до устья.
3. Промежуточная колонна. Интервал установки 0-2080м. Спускается в плотную часть отложений тэтэрской свиты с целью перекрытия всех соленосных отложений и зон возможных поглощений промывочной жидкости в отложениях нижнего кембрия, а так же исходя из того,что скважина газовая. Промежуточная колонна цементируется до устья.
4. Эксплуатационная колонна. Интервал установки 0-2500м. Спускается с целью изоляции и качественного испытания продуктивных отложений венда и возможно продуктивных отложений рифея. Высоту подъема цемента, по правилам безопасности в нефтяной и газовой промышленности для газовых скважин перекрытия башмака предыдущей колонны принимаем не менее чем на 300м, определяется 1880м.
2.4 Выбор интервалов цементирования
В соответствии с требованиями правил безопасности в нефтяной и газовой промышленности проектируются следующие интервалы цементирования:
1. кондуктор цементируется до устья, разобщая водоносные горизонты этой части разреза, перекрывая зоны обваливающихся горных пород, прихватоопасные зоны, зоны поглощения бурового раствора (0 - 370м);
2.Промежуточная колонна. Интервал установки 0-2080м. Спускается в плотную часть отложений тэтэрской свиты с целью перекрытия всех соленосных отложений и зон возможных поглощений промывочной жидкости в отложениях нижнего кембрия, а так же исходя из того,что скважина газовая. Промежуточная колонна цементируется до устья.
3. Эксплутационная колонна. Интервал установки 0-2500м. Спускается с целью изоляции и качественного испытания продуктивных отложений венда и возможно продуктивных отложений рифея. Высоту подъема цемента, по правилам безопасности в нефтяной и газовой промышленности для газовых скважин перекрытия башмака предыдущей колонны не менее чем на 300 м, определяется 1880м.
2. 5 Р асчет диаметров обсадных колонн
Исходя из прогнозируемого дебита скважины (190 м 3 /сут.) для эксплуатационной колонны проектируем трубы диаметром 168 мм с наружным диаметром муфты 188 мм (по ГОСТ 632-80).
1. Диаметр долота для бурения под эксплуатационную колонну определяется по формуле:
D д1 = D м1 + 2д = 188+25 = 213 мм (1)
где D м1 - наружный диаметр муфты для данной обсадной колонны, мм;
2д - радиальный зазор для свободного прохода колонны в скважину при спуске, мм (при D м1 = 188мм, 2д принимаем равным 25 мм).
Номинальный диаметр долота по ГОСТ 20692-75 D Д1н =215,9 мм
2. Внутренний диаметр промежуточной колонны определяется по формуле:
d 2 = D Д1н + 2 = 215,9 + 25 = 225,9 мм (2)
где - радиальный зазор, необходимый для свободного прохода
внутри данной колонны долота для бурения под следующую колонну, мм ( = 5 мм).
В соответствии ГОСТ 632-80 принимаем обсадную колонну с наружным диаметром 245 мм с D м2 = 270 мм.
3. Диаметр долота под промежуточную колонну определяем по формуле (1), где 2д принимаем равным 25 мм:
В соответствии с ГОСТ 20692-75 принимаем долото диаметром 295,3мм.
4. Внутренний диаметр кондуктора определяем по формуле (2):
В соответствии ГОСТ 632-80 принимаем обсадную колонну с наружным диаметром 324 мм с D м3 = 351 мм.
5. Диаметр долота для бурения под кондуктор определяется по формуле (1), где 2д принимаем равным 40 мм:
В соответствии с ГОСТ 20692-75 принимаем долота диаметром 393,7 мм.
6. Внутренний диаметр направления определяем по формуле (2):
В соответствии ГОСТ 632-80 принимаем обсадную колонну с наружным диаметром 426 мм с D м4 = 451 мм.
7. Диаметр долота для бурения под удлиненное направление определяется по формуле (2), где 2д принимаем равным 40 мм:
В соответствии с ГОСТ 20692-75 принимаем долота диаметром 490 мм
Данные расчётов сведены в таблицу. 2.2.
Номинальный диаметр ствола скважины (долота), мм
Номинальный наружный диаметр обсадных труб, мм
Максимальный наружный диаметр муфты, мм
2.6 Проектирование обвязки устья скважины
Критериями выбора ПВО являются максимальные давления, возникающие на устье скважины при полном замещении промывочной жидкости пластовым флюидом при закрытом превенторе и диаметры проходных отверстий превенторов, позволяющих нормально вести углубление скважины или проводить в ней любые работы.
Величина максимального устьевого давления Р му рассчитывается по формуле:
где Р пл - пластовое давление в кровле продуктивного пласта, 23,3 МПа;
г ф - плотность флюида, 0,85 н/м 3 ;
g - ускорение свободного падения, м/с 2 ;
h- глубина залегания подошвы продуктивного пласта, 2320 м.
Согласно правилам безопасности в нефтяной и газовой промышленности проектируем при вскрытии пласта комплект противовыбросного оборудования ОП5-280/80*35А с основными параметрами:
1. Диаметр проходного отверстия - 280 мм;
3. Диаметр проходного отверстия манифольда - 80 мм;
4. Номинальное давление станции гидропривода - 14 МПа;
5. Количество гидроуправляемых составных частей - 6;
Схема состоит из двух плашечных превенторов (один с глухими, другой с трубными плашками) и одного универсального превентора.
В проекте при освоении скважины принимается оборудование устья скважины превенторной установкой типа ППГ2-23021 с основными параметрами:
1. Диаметр проходного отверстия - 230 мм;
Выбираем колонную головку по диаметру обсадных колонн и наибольшему давлению на устье. Давление на устье скважины при опрессовке составит 8,65 МПа, а диаметр обвязываемых обсадных колонн равны 146,1; 219; 324; 426 мм. Следовательно, для обвязки устья скважины принимаем колонную головку ОКК3-35-146x216x324x426 с рабочим давлением 35 МПа.
3. Технология первичног о вскрытия продуктивного пласта
Конечной целью бурения эксплуатационных скважин является получение максимального притока углеводородного сырья. Для этого необходимо обеспечить качественное вскрытие продуктивного пласта.
Одним из основных факторов, оказывающих влияние на качество вскрытия нефтяного пласта, является буровой раствор. Поэтому его свойства должны быть строго регламентированы. К нему предъявляют ряд следующих требований:
1. Для уменьшения загрязнения пласта плотность промывочной жидкости должна быть такой, чтобы гидростатическое давление столба жидкости превышало пластовое давление на 5%, согласно правилам безопасности в НГП, поэтому применяют растворы с низким удельным весом;
2. Фильтрация бурового раствора при вскрытии продуктивного пласта должна быть минимальной;
3. Поверхностное натяжение на границе фильтрат - нефть должно быть минимальным;
4. Состав фильтрата в случае его проникновения в пласт не должен вызывать физические, химические или физико-химические явления, снижающие проницаемость околоствольной зоны пласта.
Исходя из этих условий, применяем при вскрытии пласта ВИЭР со следующими параметрами:
Применяем также малоглинистый раствор обработанный КМЦ со следующими параметрами:
На всех рассмотренных выше этапах работы с обсадными колоннами имеют место следующие виды давлений в скважине, которые могут учитываться при расчёте статических избыточных внешних и внутренних давлений.
1. Гидростатическое давление столба воды;
2. Гидростатическое давление столба БР;
3. Давление столба буферной жидкости;
4. Давление столба пластового флюида;
5. Давление столба тампонажного раствора;
6. Давление составного столба различных жидкостей;
7. Давление столба цементного камня;
8. Давление столба составного различных жидкостей и цементного камня;
Давление столба цементного камня Р ЦК для необсаженного интервала определяется по формуле:
Р ЦК = 10 - 6 с ЦК g·h ЦК· (1 - к), МПа (4.1.3)
где: к - коэффициент разгрузки, связанной с твердением цементного раствора (для колонны диаметром 168 мм к = 0,25), с ЦК - плотность цементного камня, g-ускорение свободного падения, h ЦК- высота подъема цементного камня.
Исходные данные для расчета действующих нагрузок:
Эксплуатационная колонна диаметром 168 мм спущена на глубину 2500 м, интервал цементирования 1880 - 2500 м цемент плотностью 1850 кг/м 3 . Продавочная жидкость солевой раствор плотностью 1000 кг/м 3 . Буровой раствор плотностью 1040 кг/м 3 . Плотность пластовой воды 850 кг/м 3 . Снижение уровня жидкости в колонне при испытании на герметичность 1000 м.
Исходя из геологических данных, текучих пород в разрезе нет, поэтому горное давление не учитываем.
Исходные данные для расчета колонны:
Н = 1000 - расстояние до уровня жидкости в колонне, м
h = 1880 - расстояние от устья до уровня цементного раствора, м
г ц = 1,85·10 4 удельный вес цементного раствора н/м 3
г р = 1,04·10 4 удельный вес бурового раствора н/м 3
г в = 0,85·10 4 удельный вес жидкости в колонне н/м 3
г ж = 1·10 4 удельный вес испытательной жидкости н/м 3
Р пл = 23,3- пластовое давление в интервале эксплуатационного объекта (в период ввода скважины в эксплуатацию), МПа
К=0,25 - коэффициент разгрузки цементного кольца
1) Построение эпюр внутренних давлений P bz
В период ввода скважины в эксплуатацию при закрытом устье
2) Построение эпюр наружных давлений
В период ввода скважины в эксплуатацию;
б) При окончании эксплуатации для незацементированной зоны
Построение эпюр избыточных наружных давлений
1) на стадии окончания эксплуатации
обсадной колонны на герметичность в один прием без пакера
а)При вводе скважины в эксплуатацию
при где P ОП - минимальное давление при испытании на герметичность
Для зецементированной зоны расчет производится по составному столбу бурового и цементного растворов с учетом разгрузки
4.3 Расчет параметров обсадной колон ны
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.
Определяем запас прочности n 1 на избыточное наружное давление
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.
По прил. 2 этому давлению соответствуют трубы с толщиной стенки д=8 мм группы прочности «Д», исполнение «Б».
По прил.4 внутреннее давление при котором напряжение в теле трубы достигает предела текучести: P T 1 =31,6 МПа
Если меньше допустимого (1.15) то подбор труб для первой секции производится по внутреннему давлению
-лдлина деталей низа эксплутационной колонны (10-25м)
-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 д=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 д=7,3мм подходят для 2 секции. МПа
В соответствии с эпюрой эти трубы можно применять по всему стволу скважины.
При строительстве данной скважины используется односекционная эксплуатационная колонна длиной L=2500м, толщиной стенки д=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, 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.
4.5 Расчет натяжения эксплуатационной колонны
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:
Q - вес свободной (незацементированной) части колонны, кН;
P - максимальное внутреннее устьевое давление в колонне (давление опрессовки), P = 15,95 МПа;
l - длина свободной части колонны, l =1880 м;
D . , d- соответственно наружный и внутренний диаметры колонны, м.
F - площадь сечения трубы, определяют по формуле:
г Р , г В - удельные веса жидкости за колонной и внутри неё в процессе эксплуатации, Н/м 3 ; г Р = Н/м 3 , г В = Н/м 3 ;
б - коэффициент линейного расширения материала труб,
E - модуль упругости материала трубы, E = 2,1*10 11 Па;
Д T - средняя температура нагрева (охлаждения) колонны, 0 С.
Среднюю температуру нагрева берут как среднюю величину по глубине:
Д T = ((t 3 - t 1 ) + (t 4 - t 2 )) / 2,
где: t 1 , t 2 - первоначальная температура у верхнего и нижнего концов рассматриваемого участка колонны, 0 С;
t 3 , t 4 - температура у верхнего и нижнего концов рассматриваемого участка колонны при эксплуатации, 0 С;
Определение средней температуры нагрева колонны:
Минимальное усилие натяжения превышает вес незацементированной части обсадной колонны 564,82кН > 451,835 кН, поэтому принимается исходная величина Q n = 564,82 кН.
Верхний предел натяжения колонны определяется из условия:
где: Q max - допустимая осевая нагрузка на трубы колонны (равная максимально допустимой страгивающей нагрузке делённой на коэффициент запаса на страгивающие нагрузки), кН.
Q max = P стр. /1,15 = 813/1,15 = 706,956 кН
5. Расчет и обосно вание параметров цементирования
5.1 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 t28С), давление гидроразрыва пород, а также наличие нефте- газоносных и соленасыщенных пластов.
Плотность тампонажного раствора должна удовлетворять условию
k гр - градиент давления гидроразрыва, ц - плотность тампонажного раствора, р - плотность бурового раствора.
Для предотвращения поглощения тампонажного раствора 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/см 3
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
2. Необходимое количество тампонажного раствора для цементирования обсадной колонны определяется по формуле:
где k v =1,5 - коэффициент кавернозности
d н =0,168 - наружный диаметр обсадных труб, м
h=20 высота цем.стакана оставляемого в скважине, м
d в =0,153 - внутренний диаметр обсадной колонны, м
H ц =620 - высота зацементированной зоны, м
3. Количество сухой тампонажной смеси, необходимое для приготовления заданного объема тампонажного раствора:
где k ц =1,05 - коэффициент учитывающий потери цемента при погрузочно-разгрузочных работах
ц =1,85 - плотность тампонажного раствора, т/м 3
Необходимое количество жидкости затворения:
где k в =1,1 - коэффициент, учитывающий потери воды при выполнении операций цементирования
Д=1,04 коэффициент учитывающий сжатие продавочной жидкости за счет наличия в ней пузырьков воздуха
Объем этой жидкости выбирается из условия, чтобы гидростатическое давление столба в заколонном пространстве несколько превышало пластовое. Из этого условия находят, что высота столба буферной жидкости в заколонном пространстве описывается соотношением:
5. 3 Выбор и расчет необходимого количеств а цементировочного оборудования
Для успешного выполнения цементирования должны выполняться следующие условия:
где Р 1 , [Р 1 ] - соответственно расчетное и допустимое давления на цементировочной головке (для цементировочной головки ГУЦ 140-168х400 [Р 1 ] = 40 МПа)
Р 2 , [Р 2 ] - соответственно расчетное и допустимое давления на насосах цементировочных агрегатов (для 5ЦА-320 [Р 2 ] = 32 МПа)
Р 3 , [Р 3 ] - соответственно расчетное давление на забое скважины и давление гидроразрыва пород ([Р 3 ] = 35 МПа)
Давление на цементировочной головке в конечный момент цементирования:
ц =1850 - плотность тампонажного раствора, кг/м 3
р =1040 - плотность бурового раствора, кг/м 3
- гидравлические сопротивления в момент окончания продавливания продавочной жидкости в трубах, МПа
- гидравлические сопротивления в момент окончания продавливания продавочной жидкости в затрубном пространстве, МПа
Q - подача насосов (в конечный момент продавливания Q==0,003 м 3 /с)
0,972 < 40; условие (1) соблюдается.
Давление на забое в конечный момент цементирования:
Подача насосов при продавливании тампонажного раствора (для обеспечения скорости восходящего потока в кольцевом пространстве 1,8м/с) определится по формуле:
Исходя из значений Р 2 и Q принимаем диаметр втулок цементировочного агрегата ЦА-320 равный 100 мм, при этом Р III = 4,8 МПа - максимальное давление на третьей скорости, q III = 16 л/с - максимальная подача на третьей скорости.
Характеристика насосного агрегата ЦА-320А
Давление при максимальной подаче, МПа
Подача при максимальном давлении, л/сек
диаметр вспомогательного трубопровода, мм
Число цементировочных агрегатов определится из условия их подачи при продавливании:
Подача при закачивании определяется из условия, что при затворении смеси плотностью 1850 кг/м 3 производительность 2СМН-20: q n =18,3 л/с, V бун =14,5 т.
Количество цементосмесительных машин:
Подача насосов при закачивании тампонажного раствора.
Продолжительность закачивания тампонажного раствора:
Продолжительность процесса продавливания:
0,75*120>88,53 условие t ц 0,75t нач.сх выполняется.
6. Организация работ по креплению скважин
6.1 Подготовительные работы к спуску колонны
Спуск эксплуатационной колонны один из важных и трудоёмких процессов в строительстве скважин. Для благополучного спуска колонны необходимо провести ряд подготовительных работ таких как: подготовка колонны, ствола скважины и бурового оборудования.
Обсадные трубы, поставленные на буровую, должны иметь комплектовочную ведомость, сертификаты или их копии на завезенные трубы, а также сведения о проверке и подготовке труб (опрессовке, дефектоскопии).
Соответствие внутреннего диаметра трубы номинальному проводится пропуском через трубу жесткого цилиндрического шаблона Диаметр шаблона должен быть меньше номинального на следующие величины:
На трубах, отбракованных при шаблонировании, устойчивой светлой краской делается надпись "брак", трубы складируются в стороне буровой на отдельный стеллаж.
Необходимо проверять у всех труб группу прочности, толщину стенки, диаметр муфт, тип и состояние резьбы, давление опрессовки на поверхности в соответствии с ведомостью.
Замерять трубы необходимо стальной рулеткой, не имеющей наклонов, укладывать на стеллажи (предохраняя от ударов) маркировкой вверх в последовательности, предусмотренной планом работ, муфтовые концы должны располагаться на одной прямой и быть обращены в сторону буровой.
Транспортирование труб без предохранительных колец и ниппелей, а также перетаскивание их волоком и сбрасывание запрещается;
При укладке труб на стеллажи необходимо снять предохранительные кольца и ниппели, очистить, промыть соляркой и протереть насухо, после чего на ниппельный конец вновь навернуть предохранительные кольца (если заводом-изготовителем не предусмотрена смазка резьб, нанесенная непосредственно на заводе).
Применение металлических щеток или иных металлических приспособлений для очистки резьбы запрещается, в связи с наличием в муфтах покрытия из мягкого металла для дополнительной герметичности резьбы.
Данные о количестве и характеристике труб в каждом ряду необходимо записать в ведомость по форме:
- давление опрессовки на поверхности;
Для замены дефектных труб на буровую должны доставляться резервные трубы максимальной (по расчету) группы прочности одного или нескольких типоразмеров в зависимости от конструкции обсадной колонны в количестве 30-50 м на каждые 1000 м длины. Внешним осмотром определить качество заводского соединения муфты. Характерным признаком некачественного свинчивания является большое расстояние между торцом муфты и последней риской резьбы (более 1 нитки).
Необходимо проверять соответствие присоединительных резьб труб, на которые будут навинчиваться башмак, ЦКОД и др. элементы оснастки. При несоответствии типов резьб запрещается перенарезка резьб на башмаке, ЦКОДе и др. элемент
Заканчивание скважин курсовая работа. Геология, гидрология и геодезия.
Доклад: Особливості грошового обігу під час Першої світової війни
Эссе Моя Роль В Жизни
Реферат Изготовление Женских Брюк
Контрольная работа по теме Методология микроэкономики. Экономические модели
Дипломная Работа На Тему Ознайомлення З Творами Українських Художників На Уроках Образотворчого Мистецтва В Початковій Школі
Сочинение Рассуждение Роль Музыки В Жизни Человека
Дипломная работа по теме Принципы разработки web-сайтов (на примере ЗАО 'Кондитерская фабрика 'Саратовская')
Почему Повесть Саше Произведение Нужное Сегодня Эссе
Оптимизация производственно отраслевой структуры сельскохозяйственного предприятия 2
Сочинение На Тему Настоящий Учитель 9.3
Курсовая работа по теме Проблема профессиональной культуры государственных служащих в Тюменской области
Дипломная работа: Экономическая основа конституционного строя
Контрольная работа: Конституционные права и свободы человека и гражданина
Входная Контрольная Работа По Обществознанию 9 Класс
Дипломная работа: Облік аналіз і аудит валових доходів і валових витрат
Дипломная работа: Инфляционные процессы на потребительском рынке Тамбовской области
Реферат: : Искусство эпохи барокко
Курсовая работа по теме Зображення Л.М. Толстим почуття любові і обов'язку в романах 'Війна і мир' і 'Анна Кареніна'
Курсовая Работа На Тему Принцип Диспозитивности В Гражданском Праве И Гражданском Процессе
Сочинение Рассуждение Мое Поколение Бондарев
Сукцессии и причины их возникновения - Биология и естествознание презентация
Облік товарів і тари на підприємствах малого бізнесу - Бухгалтерский учет и аудит реферат
Что есть ноожизнь? - Биология и естествознание статья