Файл: Геологическая часть.docx

3. ТЕХНОЛОГИЯ КРЕПЛЕНИЯ

3.1 Обоснование плотности тампонажного раствора и тампонажных материалов

Выбор тампонажных материалов и растворов на их основе должен осуществляться с учетом следующих требований [4]:

- тампонажный материал и сформированный из него камень должны соответствовать диапазону статических температур в скважине по всему интервалу цементирования;

- рецептура тампонажного раствора подбирается по динамической температуре и давлению, ожидаемым в цементируемом интервале скважины;

- плотность тампонажного раствора должна быть, как правило, не ниже плотности бурового раствора. Ограничением верхнего предела плотности тампонажного раствора при прочих равных условиях является недопущение гидроразрыва пород в процессе цементирования.

Цементный камень при наличии в цементируемом интервале агрессивных сред должен быть коррозионностойким к воздействию этих сред.

Тампонажные материалы, используемые при строительстве скважин, должны иметь соответствующие сертификаты качества. Свойства тампонажных материалов и формируемого из них цементного камня должны соответствовать требованиям стандартов. Порядок хранения и сроки использования тампонажных материалов устанавливаются заводом-изготовителем.

Для сохранения естественной проницаемости пористых и пористо-трещиноватых коллекторов продуктивных отложений тампонажные растворы должны иметь минимально возможную фильтрацию. Общая минерализация тампонажных растворов должна быть близка к минерализации буровых растворов, применяемых при вскрытии продуктивных горизонтов.

Цементирование интервала против продуктивного пласта производится только бездобавочным тампонажным раствором (портландцемент и вода), за исключением реагентов ускорителей или замедлителей сроков схватывания.

Любые добавки, вводимые для регулирования плотности тампонажной смеси сильно ухудшают качество цементного камня, и вводятся лишь из условия недопущения гидроразрыва горной породы и наиболее полного вытеснения промывочной жидкости из затрубного пространства.

Выбираем вид тампонажного материала для цементирования эксплуатационной колонны. Рекомендуется в соответствии с правилами [6] интервал выше кровли против продуктивных пластов на 150 м цементировать бездобавочным тампонажным раствором. Кровля верхнего продуктивного пласта 2600 м, значит бездобавочный тампонажный раствор следует поднять до глубины 2600-150=2450 м. Отсюда следует, что высота подъема бездобавочного тампонажного раствора составит 3167-2450=440 м. По наибольшей термодинамической температуре (86

---

⁰С) выбирается марка цемента ПЦТ–I-100 ГОСТ 1581–96 [6]. Вышележащие интервалы цементируются облегченным тампонажным раствором. Уровень тампонажного раствора от устья скважины определяется из условия подъема цемента выше башмака предыдущей колонны на 150 м для нефтяных скважин по правилам [6], в нашем случае выше башмака кондуктора и составит h=660 м. Обоснование плотности тампонажного раствора для цементирования вышележащих интервалов производится из условия поглощения тампонажного раствора наиболее "слабым" пластом определяется по давлению гидроразрыва из совмещенного графика давлений и наиболее полного вытеснения промывочной жидкости из затрубного пространства, [4].

Плотность тампонажного раствора , кг/м³, определяется по формулам
, (9)

, (10)
где – верхняя и нижняя границы возможных вариаций плотности тампонажного раствора, кг/м³;

– плотность промывочной жидкости, кг/м³;

h – уровень тампонажного раствора от устья скважины, м;

P_погл – давление гидроразрыва пласта, Па;

L_п – глубина залегания подошвы наиболее «слабого» пласта, м;

200 – превышение плотности тампонажного раствора над плотностью промывочной жидкости, при котором достигается полное вытеснение, кг/м³;

кг/м³;

кг/м³.
С целью повышения прочности цементного камня предварительно выберем плотность бездобавочного раствора наиболее близкую к верхней границе 1840 кг/м³, а плотность облегченного 1420 кг/м³ и проверим выполнение условия недопущения поглощения раствора на момент окончания цементирования
P_кп< P_погл., (11)
где P_к.п - давление в кольцевом пространстве, МПа;
P_к.п = P_гскп+ ΔP_кп +P_укп

---

, (12)
где P_гскп – гидростатическое давление в кольцевом пространстве столбов

жидкостей, МПа;

ΔP_кп – гидродинамическое давление в кольцевом пространстве, МПа;

P_укп – устьевое давление в кольцевом пространстве, МПа.

Значение P_гскп, МПа находим по формуле (80) для каждой жидкости в кольцевом пространстве и суммируем их
, (13)

где ρ_i – плотность одной из жидкостей в заколонном пространстве, кг/м³;

h_i – высота столба i-ой жидкости, м.

Значение ΔP_кп, МПа считаем для турбулентного режима течения вязкопластичной жидкости (промывочные и продавочные жидкости на глинистой основе, тампонажные растворы и другие жидкости, содержащие твердую фазу в кольцевом пространстве по формуле
, (14)
где λ – коэффициент гидравлических сопротивлений для

вязкопластичной жидкости;

l_i – длина кольцевого пространства на i-ом участке;

d_с – диаметр скважины, м. Определяется d_с = k∙D_д (коэффициент

кавернозности породы);

d_н – наружный диаметр обсадной колонны, м;

Q – критическая производительность насосов цементировочных

агрегатов, м³/с.

, (15)
где Re_кр – критическое число Рейнольдса;

d_г – диаметр кольцевого пространства;

К_э – шероховатость стальных труб, К_э= 3∙10^-4 м.
, (16)
где η_i – пластическая вязкость i-ой прокачиваемой жидкости, Па∙с;

F_кп – площадь сечения кольцевого пространства, м².

, (17)

где k = 1,25 – коэффициент кавернозности;

– диаметр долота, м;

d_н – наружный диаметр обсадных труб, м.
, (18)

где He – параметр Хедстрема.

, (19)

где

---

– динамическое напряжение сдвига i-ой прокачиваемой

жидкости, Па.

, (20)
По вышеприведенным формулам находим гидростатическое давление в кольцевом пространстве для данной скважины
МПа;

м;

м².
Рассчитываем гидродинамическое давление в кольцевом пространстве для бездобавочного тампонажного раствора
;

;

м³/с;

;

МПа.
Аналогично рассчитываем гидродинамическое давление в кольцевом пространстве для облегченного тампонажного раствора =1,5 МПа и для промывочной жидкости =0,4 МПа.
МПа.
Условие P_кп< P_г : 42,23 < 44,24 верно.

Итак для цементирования эксплуатационной колонны принимаем бездобавочный цементный раствор ПЦТ I-100 плотностью 1840 кг/м³, облегченный цементный раствор ПЦТ III-Об4-50 плотностью 1420 кг/м³. Плотность выбираем исходя из того, что нам необходимо зацементировать эксплуатационную колонну в одну ступень и не допустить гидроразрыва пласта. Для цементирования кондуктора проводим аналогичные расчеты и принимаем бездобавочный цементный раствор ПЦТ I-50 плотностью 1840 кг/м³, облегченный цементный раствор ПЦТ III-Об4-50 плотностью 1420 кг/м³.

---

3.2 Расчет обсадных колонн на прочность

Целью расчета обсадных колонн на прочность является проектирование равнопрочной колонны по всему интервалу крепления.

Наружные избыточные давления определяем по методике [4] когда они достигают максимальных значений, а именно при:

-окончании цементирования;

-освоении снижением уровня;

-испытании на герметичность снижением уровня;

-окончании эксплуатации.

Исходные данные для расчета эксплуатационной, обсадной колонны приведены в таблице 19.
Таблица 19 - Данные для расчета эксплуатационной колонны

Наименование	Обозначение	Значение
Расстояние от устья скважины, м до башмака колонны до башмака предыдущей колонны до уровня цементного раствора до уровня жидкости в колонне при окончании эксплуатации Удельный вес, кг/м3 бурового раствора за обсадной колонной цементного раствора за обсадной колонной облегченного цементного раствора за обсадной колонной гидростатического столба жидкости в обсадной колонне испытательной жидкости	L L0 h H	3167 810 660 2000 1080 1800 1400 1100 1000

Формулы для расчета наружных и внутренних избыточных давлений представлены в таблицах 20, 21.

Вычисляем внутренние избыточные давления Р_ви. Испытание на герметичность в один прием без пакера.

Таблица 20 – Формулы для расчета наружных избыточных давлений

Z	Окончание цементирования	Испытание на герметичность снижением уровня	Освоение снижением уровня	Окончание эксплуатации
скважина нефтяная
О (устье)	Рнио=0
H	Рниh=10-6 (р-в) h	если h < Hи Рниh=10-6р h если Ни Рниh=10-6[рh-в (h-Hи)]	если h < Hо Рниh=10-6р h если h>Ho Рниh=10-6[рh-в (h-Ho)]	если h < Hэ Рниh=10-6р h если h>Hэ Рниh=10-6[рh-в (h-Hэ)]
H (Ни,Но,Нэ)	-	если h > Hи РниН=10-6р Hи если h< Hи РниНи=10-6[рh+гс (Hи- h)]	если h > Hо РниН=10-6р Hо если h< Hо РниНо=10-6[рh+гс (Hо- h)]	если h > Hэ РниН=10-6р Hэ если h< Hэ Рни Нэ=10-6[рh+гс (Hэ- h)]
Lo	-	РниLo=PнLo -10-6в (Lo-Hи)	РниLo=PнLo -10-6в (Lo-Hо)	РниLo=PнLo -10-6в (Lo-Hэ)
L=Si	РниL= =10-6[( ц-в)L- -( ц-р)h]	РниL=PнL -10-6в (L-Hи)	РниL=PнL -10-6в (L-Ho)	РниL=PнL -10-6в (L-Hэ)

---