Файл: Курсовая работа по дисциплине Технология бурения нефтяных и газовых скважин.docx

Расчет и обоснование цементирования

23. Выбор интервалов цементирования

Интервалы цементирования определяются в соответствии с Правилами безопасности [], согласно которым направления и кондукторы цементируются до устья. Высота подъема тампонажного раствора над кровлей продуктивных горизонтов, а также устройством ступенчатого цементирования, узлом соединения верхних секций обсадных колонн, а также башмаком предыдущей обсадной колонны в нефтяных и газовых скважинах должна составлять не менее 150 и 500 м соответственно.
Обязательному цементированию подлежат:

• 
  продуктивные горизонты, кроме запроектированных к эксплуатации открытым забоем;
  
• 
  продуктивные горизонты, не подлежащие эксплуатации, в т.ч. с непромышленными запасами;
  
• 
  истощенные горизонты;
  
• 
  горизонты вторичных (техногенных) залежей нефти и газа;
  
• 
  интервалы, сложенные пластичными породами, склонными к деформации;
  
• 
  интервалы, породы которых или продукты их насыщения способны вызывать коррозию обсадных труб.
  

Разрыв сплошности цементного кольца за обсадными колоннами не допускается.

Исходя из правил безопасности кондуктор цементируем на всю длину, а эксплуатационную колону на 500 м выше башмака кондуктора, данные сведем в таблицу 23.

Таблица 23 – Интервалы цементирования

Интервал цементирования	Кондуктор		Эксплуатационная колонна
	от	до	от	до
По вертикали	0	1100	600	4000
По стволу	0	1100	600	4000

24. Обоснование способа цементирования

Под способом цементирования понимается схема доставки тампонажной смеси в затрубное пространство. По этому признаку выделяют несколько способов цементирования обсадных колонн: прямой одноступенчатый, прямой двухступенчатый

---

, манжетный, цементирование «хвостовиков».

Среди перечисленных способов цементирования выбираем простейший, отличающийся наилучшей технологичностью, способ прямого одноступенчатого цементирования, так же при этом способе можно получить наиболее высокое качество разобщения пластов.

Проектирование процесса цементирования начинают с выбора состава и определения свойств трех жидкостей, используемых при цементировании – буферной, тампонажного раствора и продавочной жидкости. При определении плотности тампонажного раствора должно быть выполнено условие недопущения гидроразрыва пластов или поглощения раствора:

Р_гскп+ Р_гдкп≤ 0,95 ^.Р_пгили Р_гскп+ Р_гдкп≤ 0,95 Р_гр (76)

где Р_гскп–гидростатическое давление в кольцевом пространстве, МПа;

Р_гдкп– гидродинамические потери давления в кольцевом пространстве, МПа;

Р_пг– давление начала поглощения, МПа;

Р_гр– давление гидроразрыва пород на забое скважины или в интервале пласта с наименьшим градиентом гидроразрыва, МПа.

Гидростатическое давление в кольцевом пространстве рассчитаем по формуле:

Р_гдкп= (λ^.V²_кп^.L^. 10^-5) / 2 ^. (D_скв √k – d_н) (77)

где ???? - коэффициент гидравлического сопротивления, равный 0,035;

v_кп- скорость восходящего потока за колонной в конце продавки, м/с;

L – длина ствола, м;

D_СКВ – диаметр ствола скважины, м;

k – коэффициент кавернозности;

d_Н – наружный диаметр обсадной колонны, м.

Р_гдкп= (0,035 ^. 1,01^2. 4000 ^. 10^-5) / 2 ^. (0,2731 ^. √1,1 – 0,1778) = 0,006 МПа.

В таблице 24 представлены характеристки жидкостей цементирования.

Таблица 25 - Цементирование

Колонна	Название порции тампонажного раствора	Интервал глубин цементирования от, м		Интервал глубин цементирования до, м		Плотность порции, кг/м3
1	2	3		4		5
Кондуктор	Буферная жидкость	0		100		1010
	ПЦТ-III-Об-15-CC- ГФ- ПЛ ГОСТ 1581-96(ρ=1,6 г/см3)	0		200		1600
	ПЦТ-I-G-CC1-15- ГФ-ПЛ ГОСТ 1581-	200	1100		1850
	96 (ρ=1,85 г/см3) Продавочная жидкость (полимерглинисты й)	0	1000		1180
Эксплуатационная	Буферная жидкость	0	200		1010
	ПЦТ-III-Об-100- CC-ГФ- ПЛ ГОСТ 1581-96(ρ=1,6 г/см3)	0	1100		1600
	ПЦТ-I-G-CC1-100- ГФ-ПЛ ГОСТ 1581-96 (ρ=1,85 г/см3)	1100	4000		1850
	Тех. вода	0	3990		1010

---

При наличии зон поглощения в буферную жидкость добавляется наполнитель, так же, по согласованию с Заказчиком, возможно применение кольматанта в цементном растворе ρ=1,85 г/см³. При наличии зон поглащения, цементирование кондуктора осуществлять комбинированным способом: от забоя до зоны поглощения – прямым способом, от устья до зоны поглощения – обратным способом. Процесс цементирования производится в соответствии с

«Регламентом технологии строительства скважин в условиях многолетнемёрзлых пород с контролем качества в процессе бурения и крепления», РД 39-009-90.

За сутки до цементирования обсадных колонн и установки цементных мостов на буровой должен быть лабораторный результат анализа цементного раствора. Основой облегченного цемента служит тампонажный материал ПЦТ- III-Об-100-CC-ГФ ГОСТ 1581-96 исходя из опыта бурения скважин на Ванкорском месторождении. В качестве облегчителя цемента ПЦТ-III-Об-51-

CC-ГФ ГОСТ 1581-96 выступает ПБМВ или аналогичный продукт отечественного или импортного производства.

Основой утяжеленного цемента служит тампонажный материал ПЦТ-I-G- CC1-100-ГФ-ПЛ ГОСТ 1581-96 исходя из опыта бурения скважин на Ванкорском месторождении.

25. Расчет объема тампонажной смеси и количество составных компонентов

Тампонажная смесь представляет собой смесь жидкости затворения, вяжущих веществ и минеральных добавок, способная в условиях скважины со временем превращения в практически непроницаемое твердое тело.

Объемы составных компонентов и тампонажной смеси определяются выбранной конструкцией скважины.

Компонентный состав жидкостей для цементирования и характеристики компонентов представлен в таблице 24.

Таблица 24 - Жидкости для цементирования

Название (тип жидкости для цементирования)	Название компонента	Плотность, кг/м3	Влажност ь, %	Норма расхода компонента, кг на 1 м3 раствора
1	2	3	4	5
Кондуктор
Буферная жидкость	Диэтиленгликоль	1000	1	700,0
	Вода техническая	1020	100	320,0
Тампонаж 1	ПЦТ-III-Об-15-CC-ГФ- ПЛ ГОСТ 1581-96(ρ=1,6 г/см3)	3145	1	650,0
	Вода техническая	1010	100	851,1
	ПБМВ	2600	1	98,9
	CaCl2	2100	5	5,0
Тампонаж 2	ПЦТ-I-G-CC1-15-ГФ-ПЛ ГОСТ 1581-96 (ρ=1,85 г/см3)	3145	1	1290,0
	Вода техническая	1010	100	560,0
	CaCl2	2100	5	5,0
	Полимерглинистый буровой раствор	1120	100	-
Буферная жидкость	Вода техническая	1020	100	1000,0
	Сульфанол НП-1	238	0	2,0
Тампонаж 1	ПЦТ-III-Об-100-CC-ГФ- ПЛ ГОСТ 1581- 96(ρ=1,6 г/см3)	3145	1	650,0
	Вода техническая	1010	100	851,1
	ПБМВ	2600	1	98,9
Тампонаж 2	ПЦТ-I-G-CC1-100-ГФ-ПЛ ГОСТ 1581-96 (ρ=1,85 г/см3)	3145	1	1290,0
	Вода техническая	1010	100	560,0
	НТФ	1330	1	0,1
Продавочная жидкость	Алюмокалиевый буровой раствор	1100	100	-
Буферная жидкость	Вода техническая	1010	100	1000,0
	Сульфанол НП-1	238	0	2,0
	ПЦТ-III-Об-100-CC-ГФ- ПЛ ГОСТ 1581-96(ρ=1,6 г/см3)	3145	1	650,0
	Вода техническая	1010	100	851,1
	ПБМВ	2600	1	98,9
	ПЦТ-I-G-CC1-100-ГФ-ПЛ ГОСТ 1581-96 (ρ=1,85 г/см3)	3145	1	1290,0
	Вода техническая	1010	100	560,0
	НТФ	1330	1	0,1
	Тех. вода	1010	100	-

---

За сутки до цементирования обсадных колонн и установки цементных мостов на буровой должен быть лабораторный результат анализа цементного раствора. Основой облегченного цемента служит тампонажный материал ПЦТ- III-Об-100-CC-ГФ ГОСТ 1581-96 исходя из опыта бурения скважин на Ванкорском месторождении. В качестве облегчителя цемента ПЦТ-III-Об-51- CC-ГФ ГОСТ 1581-96 выступает ПБМВ или аналогичный продукт отечественного или импортного производства.

Основой утяжеленного цемента служит тампонажный материал ПЦТ-I-G- CC1-100-ГФ-ПЛ ГОСТ 1581-96 исходя из опыта бурения скважин на Ванкорском месторождении.

26. Обоснование типа и расчёт объемов буферной, продавочной жидкостей и цементного раствора

Буферные жидкости предназначены для предотвращения смешения бурового и тампонажного растворов, очистки стенок скважины от рыхлой части глинистой корки, повышения полноты замещения бурового раствора цементным.

Буферные жидкости должны отвечать следующим требованиям:

• 
  обеспечивать разделение бурового раствора от тампонажного;
  
• 
  смывать рыхлую часть глинистой корки и удалять шлам из каверн и желобных выработок;
  
• 
  снижать гидродинамическое давление по стволу скважины;
  
• 
  предупреждать газонефтеводопроявления и поглощения при цементировании;
  
• 
  не ухудшать коллекторские свойства продуктивных пластов;
  
• 
  быть химически совместимыми с буровым и тампонажным растворами;
  
• 
  обладать моющими или структурированными свойствами.
  

В качестве буферной жидкости используется водный раствор МБП-М. При расчете компонентов буферной жидкости исходим из рецептуры этой жидкости, из этого следует: на 10 м³ воды необходимо 50 кг буферного порошкообразного моющего материал.

Буферная жидкость на основе МБП-М (материал буферный порошкообразный моющего типа) обеспечивает высокую моющую способность, а также повышенную глиноемкость, которая определяется способностью буферной жидкости выполнять свои функции при насыщении ее глиной в 3 раза больших количествах по сравнению с водой и водными растворами ПАВ. Это обеспечивает лучший смыв глинистой корки со стенок ствола и глинистой пленки с поверхности труб.

Объем буферной жидкости для эффективной очистки затрубного пространства определяется как произведение:

V_БЖ = S_К v_ВП

---

t (79)

где S_К = π (D²_СКВ k - D²_ОК) / 4 – площадь затрубного (кольцевого) пространства, м²;

v_ВП – скорость восходящего потока, м/с (v_ВП ≥ 1 м/с);

t – время контакта, с (t=420-480 с);

k – коэффициент кавернозности, учитывающий увеличение объёма затрубного пространства за счёт образовавшихся каверн, открытых трещин и пор в стенках скважины.

Анализ показывает, что время контакта буферной жидкости со стенками скважины играет существенную роль в эффективности цементирования. При времени контакта менее 7 мин в 50 % случае качество цементирования было неудовлетворительным и требовалось повторное цементирование.

За оптимальную для цементирования эксплуатационных колонн скорость восходящего потока принимают 1,8 - 2 м/с. Эта скорость обеспечивают наилучшее замещение вытесняемого раствора за счет равномерного подъёма буферной жидкости и тампонажного раствора вокруг колонны (отсутствие “языков”) и турбулентного режима течения.

S_К=3,14 (273,1² 1,25-177,8²)/4=0,029 м².

V_БЖ =0,029 1,8 420=21,92 м³

Исходя из условия недопущения ГНВП:

V_БЖ = (0,5 Р S_К)/(cos  (_БР – _БЖ) g) (80)

где _БР, _БЖ - плотности бурового раствора и буферной жидкости, кг/м³;

g – ускорение свободного падения, м/с²;

 – средний угол наклона ствола скважины в интервале размещения буферной жидкости;

Р – допустимая величина репрессии при бурении, Па;

V_БЖ = .

Согласно проектным данным выбираем буферную жидкость в объеме 10 м³.

Расчёт необходимого количества продавочной жидкости V_ПР (м³) выполняем по формуле:

V_ПР = k_ПР π [(d²_ОК L - d²_НОК h_СТ] / 4 (81)

где k_ПР - коэффициент, учитывающий сжатие продавочной жидкости (для глинистого раствора k_ПР = 1,03 – 1,05).

d_ОК – средневзвешенный внутренний диаметр обсадной колонны, м.

d_ОК=(0,177,8*391+0,1719*201+0,1747*605+0,1771*425+0,1785*496+0,1771*229+0,1747*325+0,1719*300+0,1683*20)/2992=0,1727 мм.

V_ПР =1,03*3,14*(0,1745²*2992-0,1778²*10)/4=73,44 м³.

27. Выбор типа и расчёт необходимого количества цементировочного оборудования

Гидравлический расчет цементирования обсадных колонн проводят для определения необходимой суммарной подачи цементировочных агрегатов Q из условия обеспечения максимально возможной скорости восходящего потока бурового и тампонажного растворов в затрубном пространстве v, допустимого давления на цементировочной головке P

---