Файл: Курсовая работа по дисциплине Технология бурения нефтяных и газовых скважин.docx
Добавлен: 22.11.2023
Просмотров: 688
Скачиваний: 31
ВНИМАНИЕ! Если данный файл нарушает Ваши авторские права, то обязательно сообщите нам.
ЦГ и забое скважины PЗ (в интервале пласта с наименьшим градиентом гидроразрыва начала поглощения), а также для выбора цементировочного оборудования и определения продолжительности процесса цементирования tЦ. При этом принимаются следующие граничные условия:
PЦГ ≤ PЦГ расч (82)
PЗ ≤ 0,95 PПГ или PЗ ≤ 0,95 PГР (83)
tЦ = tЦЕМ+15 мин ≤ 0,75 tЗАГ (84)
где PЦГ расч – давление на цементировочной головке, найденное в расчётах колонны на прочность, МПа;
PПГ – давление начала поглощения, МПа;
PГР - давление гидроразрыва пород на забое скважины или в интервале пласта с наименьшим градиентом гидроразрыва, МПа;
tЦЕМ - затраты времени на закачивание и продавливание тампонажного раствора, мин;
tЗАГ - время загустевания тампонажного раствора, определяемое консистометром, мин (для ПЦТ–I–100 равно 105 мин);
15 мин – дополнительное время, необходимое для вывода цементосмесительной машины на режим, освобождения продавочной пробки и получения сигнала “Стоп”.
Гидравлический расчет цементирования скважин проводят в следующем порядке.
Максимальное ожидаемое давление на цементировочной головке РЦГ (в МПа) рассчитывают по формуле:
РЦГ = ∆ PГС + PТ + PК + PСТ (85)
где ∆ PГС - максимальная ожидаемая разность гидростатических давлений в затрубном пространстве и в трубах в конце процесса цементирования, МПа;
PТ, PК - гидравлические сопротивления соответственно в трубах и в затрубном пространстве при принятом значении v, МПа;
PСТ = 2,5 ÷ 3 МПа - давление момента “Стоп”.
Разность гидростатических давлений определяют по формуле:
∆ PГС = 0,001 g [(L1 - H1) (ρБР - ρПР) + (H1 – h1) (ρТР - ρПР)] (28)
где: L1 - глубина скважины по вертикали, м;
Н1 — высота подъема тампонажного раствора от башмака колонны по вертикали, м;
h1 — высота цементного стакана в колонне по вертикали, м;
ρПР - плотность продавочной жидкости г/см3.
∆ PГС = 0,001*9,81[(2620 - 2450)(1,12 - 1) + (2450 – 27,2)*(1,9 - 1)] =
0,00981(32,4 + 2180,52) = 21,708 МПа.
Гидравлические сопротивления внутри обсадной колонны РТ и в затрубном пространстве РК (в МПа) в конце продавки тампонажной смеси находят по формулам Дарси-Вейсбаха:
РТ = ΣРТi PТi = 8,11 λТ ρПР Q2 Li / d5ОКi (86)
PК
= 8,11 λК Q2 {ρТР (L – l) / [(DСКВ∙k0,5 – DОК )3 (DCКВ ∙k0,5 + DОК)2] +
ρСРВЗВ l / [(dКОН – DОК )3 (dКОН + DОК)2]} (83)
где λТ, К - коэффициенты гидравлических сопротивлений внутри обсадной колонны и кольцевом пространстве, для практических расчетов принимаются равными 0,02 и 0,035 соответственно;
DСКВ, DОК, dКОН - соответственно средний диаметр скважины, наружный диаметр обсадной колонны и внутренний диаметр кондуктора, см;
Q - производительность закачки раствора, л/с;
L - длина обсадной колонны, м;
l - длина кондуктора, м;
dОКi - внутренние диаметры секций обсадной колонны, см;
РТi - гидравлические сопротивления внутри секций обсадной колонны, имеющих диаметры dОКi, МПа;
Li – длина секций обсадной колонны, м;
ρСРВЗВ - средневзвешенная плотность раствора в кондукторе в концепродавки тампонажной смеси, г/см3. Равна ρТР при цементировании колонны до устья;
ρПР – плотность продавочной жидкости, г/см3.
Производительность закачки цементного и бурового растворов (в л/с):
Q = 0,0785 (D2СКВ∙k0,5 – D2ОК) v (87)
где v – скорость подъёма тампонажного раствора в кольцевом пространстве в м/с. Исходя из конкретных геолого-технических условий и практики цементирования скважин в данном районе выбирают максимально допустимую скорость восходящего потока бурового и тампонажного растворов в скважине v к моменту окончания продавки, когда имеются наиболее благоприятные условия гидроразрыва пород (выше было указано, что за оптимальную для цементирования эксплуатационных колонн скорость восходящего потока принимают 0,4).
Q = 0,0785*(21,432*1,3 – 16,832)*0,4 = 0,0785(597,02 – 283,25) = 5,47 л/с.
PТ1 = 8,11*0,02*1*5,472*140/14,755 = 0,001 МПа.
PТ2 = 8,11*0,02*1*5,472*1300/15,055 = 0,008 МПа.
PТ3 = 8,11*0,02*1*5,472*1280/15,235 = 0,0075 МПа.
PТ = PТ1 + PТ2 + PТ3 = 0,001 + 0,008 + 0,0075 = 0,0165 МПа.
PК = 8,11*0,035*5,472*1,9(2720 - 420)/[(21,43*1,31/2 –16,83)3
*(21,43*1,31/2+16,83)2] + 1,7315*420/[(22,95 – 16,83)3*(22,95 + 16,83)2] =
37114,6/755249,28 + 727,23/6628638,98 = 0,049 + 0,0001 = 0,0491 МПа.
По формуле (30):
РЦГ = 21,708 + 0,0491 + 0,0165 + 2,5 = 24,27 МПа.
Максимальное ожидаемое давление на забое скважины РЗ (в МПа) равно:
PЗ = PГС + PК (88)
где PГС – гидростатическое давление на забой со стороны составного столба тампонажного раствора, буферной жидкости и бурового растворов (в МПа):
PГС = 0,001 g [(L1 – H1) ρСРВЗВ + H1 ρТР] (89)
PГС = 0,001*9,81(2720-2450)*1731,5+2450*1900=4659586 Па = 4,66МПа
PЗ = 4,66 + 0,0491 = 4,71 МПа.
Т.к. условие выполняется, то корректировать состав тампонажного раствора не требуется.
В качестве цементировочных агрегатов используются агрегаты ЦА-320. Для обвязки насосных установок с устьем скважины при цементировании скважины используется блок манифольдов СИН-43
Выбирается цементировочный насос 9Т с диаметром цилиндровой втулки 100 мм.
Рассчитывают давление на цементировочных насосах цементировочных агрегатов РЦА (в МПа):
РЦА ≥ РЦГ / 0,8 (90)
РЦА ≥ 24,27/0,8 = 30,34 МПа.
Принимается РЦА = 32 МПа (давление при работе цементировочного насоса 9Т на второй скорости).
По расчетным значениям Q и PЦА выбирают тип цементировочных агрегатов (ЦА), количество которых определяется из соотношения
n = Q / q + 1 (88)
где: q — производительность одного ЦА-320 при давлении РЦА;
1 – резервный агрегат.
n = 5,47/3,2 + 1 = 2,71 => n = 3.
Таким образом, 3 агрегата будут работать на скважину.
Для агрегатов, перекачивающих тампонажную смесь в осреднительную емкость, можно принимать максимальный диаметр цилиндровой втулки, равный 127 мм. Производительность будет равна Q2 = 5,3 л/с (Q1 = 3 л/с). Проверим, сколько таких агрегатов нужно:
n2/3 = Q1/Q2,
n2 = 3Q1/Q2 = 3*5,3/3,2 = 1,8.
Принимаем количество агрегатов, перекачивающих тампонажную смесь в осреднительную емкость, равным 2.
Затем проверяется, достаточно ли суммарного объёма мерных баков цементировочных агрегатов VМБ (в м3) для воды затворения тампонажной смеси:
VМБ = 6 n ≥ VВ (91)
где VВ = 31,46 м3.
VМБ = 6*5 = 30 м3.
Т.к. условие не выполняется, и нет возможности доливать мерные баки в процессе цементирования, то количество цементировочных агрегатов увеличивается. Принимается количество цементировочных агрегатов n = 6, из которых 3 работают на скважину, 2 работают на осреднительную емкость, а 1 – резервный. Требуемое количество цементосмесительных машин m определяется по формуле
:
m = Q / qСМ (92)
где qСМ = 27 л/с - производительность одной цементосмесительной машины. Q = 14,1 л/с – производительность насосов одного агрегата на 5-й передаче (т. к. работают 3 агрегата, то значение Q умножается на 3).
m = 14,1*3/27 = 2.
Таким образом, используется 2 цементосмесительные машины. В их качестве выбирается установка смесительная механическая УС6-30Н.
Цементировочная техника должна прибыть на буровую в рабочем состоянии за 2 часа до окончания спуска колонны. Прибывшую тампонажную технику необходимо подготовить к работе и расставить на площадке перед буровой установкой, согласно разработанной схеме. Необходимо завести на буровую необходимое количество тампонажных материалов, подготовить расчётный объём воды, произвести опрессовку нагнетательной линии на полуторократное ожидаемое в процессе цементирования максимальное давление.
После окончания промывки скважины на верхний конец обсадной колонны навинчивают цементировочную головку, боковые отводы с помощью нагнетательных линий соединяют с цементировочными агрегатами.
Устье скважины оборудуется цементировочной головкой типа ГЦУ-168, боковые отводы которой с помощью нагнетательной линии соединяют с напорным блоком манифольда СИН-43, который в свою очередь нагнетательными линиями связан с цементировочными агрегатами ЦА – 320М. Для оперативного контроля и анализа плотности, давления и расхода цементного раствора применяется станция контроля цементирования типа СКЦ – 2М-69. Для обработки тампонажного раствора в процессе его приготовления с целью обеспечения однородности параметров смеси по всему объему используется осреднительная установка УО УС6-30Н на шасси КрАЗ-65101.
После установки и обвязки оборудования опрессовывают нагнетательные линии на полуторократное ожидаемое в процессе цементирования давление
(Роп=30,73*1,5 = 46,1 МПа)
Проводится инструктаж по безопасности по ведению совмещённых работ с буровой и тампонажными бригадами.
В скважину закачивается расчетное количество буферной жидкости, опускается нижняя часть продавочной пробки типа ПП-168.
Закачивается тампонажная смесь (сначала облегченный тампонажный раствор, затем тампонажный раствор нормальной плотности). В момент достижения максимального гидростатического давления внутри обсадной колонны обсадной колонны следует не допускать образования разрежения на цементировочной головке, так как это может привести к расслоению тампонажного раствора и последующему образованию пор в цементном камне. Для предупреждения порыва колонны от гидравлического удара последние 1-1,5 м3 продавочной жидкости следует закачивать с наименьшей производительностью одним цементировочным агрегатом.
Опускается верхняя часть продавочной пробки и закачивается продавочная жидкость. Продавка тампонажного раствора начинается сразу после закачки тампонажного раствора одним цементировочным агрегатом, который обвязан с верхним отводом цементировочной головки и предварительно заправлен продавочной жидкостью (это необходимо, чтобы дать время на промывку манифольда от остатков тампонажного раствора и заправку остальных, участвующих в продавке цементировочных агрегатов продавочной жидкостью).
После посадки пробки, давление в колонне начнёт резко возрастать, что служит сигналом окончания закачки продавочной жидкости. После этого необходимо снять давление на цементировочной головке для этого все краны на цементировочной головке закрывают, а скважину оставляют в покое на срок, необходимый для превращения тампонажной смеси в тампонажный камень (ОЗЦ 24 часа).
PЦГ ≤ PЦГ расч (82)
PЗ ≤ 0,95 PПГ или PЗ ≤ 0,95 PГР (83)
tЦ = tЦЕМ+15 мин ≤ 0,75 tЗАГ (84)
где PЦГ расч – давление на цементировочной головке, найденное в расчётах колонны на прочность, МПа;
PПГ – давление начала поглощения, МПа;
PГР - давление гидроразрыва пород на забое скважины или в интервале пласта с наименьшим градиентом гидроразрыва, МПа;
tЦЕМ - затраты времени на закачивание и продавливание тампонажного раствора, мин;
tЗАГ - время загустевания тампонажного раствора, определяемое консистометром, мин (для ПЦТ–I–100 равно 105 мин);
15 мин – дополнительное время, необходимое для вывода цементосмесительной машины на режим, освобождения продавочной пробки и получения сигнала “Стоп”.
Гидравлический расчет цементирования скважин проводят в следующем порядке.
Максимальное ожидаемое давление на цементировочной головке РЦГ (в МПа) рассчитывают по формуле:
РЦГ = ∆ PГС + PТ + PК + PСТ (85)
где ∆ PГС - максимальная ожидаемая разность гидростатических давлений в затрубном пространстве и в трубах в конце процесса цементирования, МПа;
PТ, PК - гидравлические сопротивления соответственно в трубах и в затрубном пространстве при принятом значении v, МПа;
PСТ = 2,5 ÷ 3 МПа - давление момента “Стоп”.
Разность гидростатических давлений определяют по формуле:
∆ PГС = 0,001 g [(L1 - H1) (ρБР - ρПР) + (H1 – h1) (ρТР - ρПР)] (28)
где: L1 - глубина скважины по вертикали, м;
Н1 — высота подъема тампонажного раствора от башмака колонны по вертикали, м;
h1 — высота цементного стакана в колонне по вертикали, м;
ρПР - плотность продавочной жидкости г/см3.
∆ PГС = 0,001*9,81[(2620 - 2450)(1,12 - 1) + (2450 – 27,2)*(1,9 - 1)] =
0,00981(32,4 + 2180,52) = 21,708 МПа.
Гидравлические сопротивления внутри обсадной колонны РТ и в затрубном пространстве РК (в МПа) в конце продавки тампонажной смеси находят по формулам Дарси-Вейсбаха:
РТ = ΣРТi PТi = 8,11 λТ ρПР Q2 Li / d5ОКi (86)
PК
= 8,11 λК Q2 {ρТР (L – l) / [(DСКВ∙k0,5 – DОК )3 (DCКВ ∙k0,5 + DОК)2] +
ρСРВЗВ l / [(dКОН – DОК )3 (dКОН + DОК)2]} (83)
где λТ, К - коэффициенты гидравлических сопротивлений внутри обсадной колонны и кольцевом пространстве, для практических расчетов принимаются равными 0,02 и 0,035 соответственно;
DСКВ, DОК, dКОН - соответственно средний диаметр скважины, наружный диаметр обсадной колонны и внутренний диаметр кондуктора, см;
Q - производительность закачки раствора, л/с;
L - длина обсадной колонны, м;
l - длина кондуктора, м;
dОКi - внутренние диаметры секций обсадной колонны, см;
РТi - гидравлические сопротивления внутри секций обсадной колонны, имеющих диаметры dОКi, МПа;
Li – длина секций обсадной колонны, м;
ρСРВЗВ - средневзвешенная плотность раствора в кондукторе в концепродавки тампонажной смеси, г/см3. Равна ρТР при цементировании колонны до устья;
ρПР – плотность продавочной жидкости, г/см3.
Производительность закачки цементного и бурового растворов (в л/с):
Q = 0,0785 (D2СКВ∙k0,5 – D2ОК) v (87)
где v – скорость подъёма тампонажного раствора в кольцевом пространстве в м/с. Исходя из конкретных геолого-технических условий и практики цементирования скважин в данном районе выбирают максимально допустимую скорость восходящего потока бурового и тампонажного растворов в скважине v к моменту окончания продавки, когда имеются наиболее благоприятные условия гидроразрыва пород (выше было указано, что за оптимальную для цементирования эксплуатационных колонн скорость восходящего потока принимают 0,4).
Q = 0,0785*(21,432*1,3 – 16,832)*0,4 = 0,0785(597,02 – 283,25) = 5,47 л/с.
PТ1 = 8,11*0,02*1*5,472*140/14,755 = 0,001 МПа.
PТ2 = 8,11*0,02*1*5,472*1300/15,055 = 0,008 МПа.
PТ3 = 8,11*0,02*1*5,472*1280/15,235 = 0,0075 МПа.
PТ = PТ1 + PТ2 + PТ3 = 0,001 + 0,008 + 0,0075 = 0,0165 МПа.
PК = 8,11*0,035*5,472*1,9(2720 - 420)/[(21,43*1,31/2 –16,83)3
*(21,43*1,31/2+16,83)2] + 1,7315*420/[(22,95 – 16,83)3*(22,95 + 16,83)2] =
37114,6/755249,28 + 727,23/6628638,98 = 0,049 + 0,0001 = 0,0491 МПа.
По формуле (30):
РЦГ = 21,708 + 0,0491 + 0,0165 + 2,5 = 24,27 МПа.
Максимальное ожидаемое давление на забое скважины РЗ (в МПа) равно:
PЗ = PГС + PК (88)
где PГС – гидростатическое давление на забой со стороны составного столба тампонажного раствора, буферной жидкости и бурового растворов (в МПа):
PГС = 0,001 g [(L1 – H1) ρСРВЗВ + H1 ρТР] (89)
PГС = 0,001*9,81(2720-2450)*1731,5+2450*1900=4659586 Па = 4,66МПа
PЗ = 4,66 + 0,0491 = 4,71 МПа.
Т.к. условие выполняется, то корректировать состав тампонажного раствора не требуется.
В качестве цементировочных агрегатов используются агрегаты ЦА-320. Для обвязки насосных установок с устьем скважины при цементировании скважины используется блок манифольдов СИН-43
Выбирается цементировочный насос 9Т с диаметром цилиндровой втулки 100 мм.
Рассчитывают давление на цементировочных насосах цементировочных агрегатов РЦА (в МПа):
РЦА ≥ РЦГ / 0,8 (90)
РЦА ≥ 24,27/0,8 = 30,34 МПа.
Принимается РЦА = 32 МПа (давление при работе цементировочного насоса 9Т на второй скорости).
По расчетным значениям Q и PЦА выбирают тип цементировочных агрегатов (ЦА), количество которых определяется из соотношения
n = Q / q + 1 (88)
где: q — производительность одного ЦА-320 при давлении РЦА;
1 – резервный агрегат.
n = 5,47/3,2 + 1 = 2,71 => n = 3.
Таким образом, 3 агрегата будут работать на скважину.
Для агрегатов, перекачивающих тампонажную смесь в осреднительную емкость, можно принимать максимальный диаметр цилиндровой втулки, равный 127 мм. Производительность будет равна Q2 = 5,3 л/с (Q1 = 3 л/с). Проверим, сколько таких агрегатов нужно:
n2/3 = Q1/Q2,
n2 = 3Q1/Q2 = 3*5,3/3,2 = 1,8.
Принимаем количество агрегатов, перекачивающих тампонажную смесь в осреднительную емкость, равным 2.
Затем проверяется, достаточно ли суммарного объёма мерных баков цементировочных агрегатов VМБ (в м3) для воды затворения тампонажной смеси:
VМБ = 6 n ≥ VВ (91)
где VВ = 31,46 м3.
VМБ = 6*5 = 30 м3.
Т.к. условие не выполняется, и нет возможности доливать мерные баки в процессе цементирования, то количество цементировочных агрегатов увеличивается. Принимается количество цементировочных агрегатов n = 6, из которых 3 работают на скважину, 2 работают на осреднительную емкость, а 1 – резервный. Требуемое количество цементосмесительных машин m определяется по формуле
:
m = Q / qСМ (92)
где qСМ = 27 л/с - производительность одной цементосмесительной машины. Q = 14,1 л/с – производительность насосов одного агрегата на 5-й передаче (т. к. работают 3 агрегата, то значение Q умножается на 3).
m = 14,1*3/27 = 2.
Таким образом, используется 2 цементосмесительные машины. В их качестве выбирается установка смесительная механическая УС6-30Н.
-
Организация работ по цементированию скважины.
Цементировочная техника должна прибыть на буровую в рабочем состоянии за 2 часа до окончания спуска колонны. Прибывшую тампонажную технику необходимо подготовить к работе и расставить на площадке перед буровой установкой, согласно разработанной схеме. Необходимо завести на буровую необходимое количество тампонажных материалов, подготовить расчётный объём воды, произвести опрессовку нагнетательной линии на полуторократное ожидаемое в процессе цементирования максимальное давление.
После окончания промывки скважины на верхний конец обсадной колонны навинчивают цементировочную головку, боковые отводы с помощью нагнетательных линий соединяют с цементировочными агрегатами.
Устье скважины оборудуется цементировочной головкой типа ГЦУ-168, боковые отводы которой с помощью нагнетательной линии соединяют с напорным блоком манифольда СИН-43, который в свою очередь нагнетательными линиями связан с цементировочными агрегатами ЦА – 320М. Для оперативного контроля и анализа плотности, давления и расхода цементного раствора применяется станция контроля цементирования типа СКЦ – 2М-69. Для обработки тампонажного раствора в процессе его приготовления с целью обеспечения однородности параметров смеси по всему объему используется осреднительная установка УО УС6-30Н на шасси КрАЗ-65101.
После установки и обвязки оборудования опрессовывают нагнетательные линии на полуторократное ожидаемое в процессе цементирования давление
(Роп=30,73*1,5 = 46,1 МПа)
Проводится инструктаж по безопасности по ведению совмещённых работ с буровой и тампонажными бригадами.
В скважину закачивается расчетное количество буферной жидкости, опускается нижняя часть продавочной пробки типа ПП-168.
Закачивается тампонажная смесь (сначала облегченный тампонажный раствор, затем тампонажный раствор нормальной плотности). В момент достижения максимального гидростатического давления внутри обсадной колонны обсадной колонны следует не допускать образования разрежения на цементировочной головке, так как это может привести к расслоению тампонажного раствора и последующему образованию пор в цементном камне. Для предупреждения порыва колонны от гидравлического удара последние 1-1,5 м3 продавочной жидкости следует закачивать с наименьшей производительностью одним цементировочным агрегатом.
Опускается верхняя часть продавочной пробки и закачивается продавочная жидкость. Продавка тампонажного раствора начинается сразу после закачки тампонажного раствора одним цементировочным агрегатом, который обвязан с верхним отводом цементировочной головки и предварительно заправлен продавочной жидкостью (это необходимо, чтобы дать время на промывку манифольда от остатков тампонажного раствора и заправку остальных, участвующих в продавке цементировочных агрегатов продавочной жидкостью).
После посадки пробки, давление в колонне начнёт резко возрастать, что служит сигналом окончания закачки продавочной жидкости. После этого необходимо снять давление на цементировочной головке для этого все краны на цементировочной головке закрывают, а скважину оставляют в покое на срок, необходимый для превращения тампонажной смеси в тампонажный камень (ОЗЦ 24 часа).
- 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11