Файл: В. Д. Евсеев Председатель учебнометодической комиссии.pdf

43 ЧАСТЬ 3. РАЗРАБОТКА РЕЖИМА ЦЕМЕНТИРОВАНИЯ СКВАЖИНЫ При разработке режима цементирования определяют
— объем затрубного пространства, подлежащего цементированию
— объем потребного количества тампонажной жидкости (цементного раствора
— удельный вес тампонажной жидкости
— количество составных компонентов для приготовления потребного объема тампонажной жидкости
— объем продавочной жидкости
— давление на цементировочной головке в конце продавки смеси и тип цементировочного агрегата
— время цементирования и количество цементировочных агрегатов. Объем затрубного пространства V
з.п.
определяется по формуле
,
)
(
4 2
2
ц
н
c
п
з
H
d
d
к
V
(6.11) где К – коэффициент, учитывающий увеличение объема затрубного пространства за счет разработки диаметра скважин, наличия каверн и трещин (рис. 6.1). Рис. 6.1. Одноколонная конструкция нефтяной скважины 1 – продавочная жидкость 2 – цементный раствор. Значение коэффициента К определяется для конкретных условий с использованием кавернограмм и опыта работ по цементированию. Обычно К изменяется от 1,2 до 2,5. Объем тампонажной жидкости V
ц.р.
, необходимой для цементирования, определяется из выражения
,
ст
п
з
р
ц
V
V
V
(6.12) где ст – объем цементного стакана.
,
4 2
ст
в
ст
Н
d
V
(6.13) Высота цементного стакана Н
ст. задается из следующих соображений. При существующей схеме цементирования тампонажная жидкость вытесняется в затрубное пространство с помощью продавочной жидкости (обычно это глинистый растворили вода. При такой схеме продавочная жидкость в процессе продавки постоянно

44 контактирует с тампонажной жидкостью, в результате чего происходит взаимное их перемешивание. В интервале перемешивания тампонажная смесь теряет свое основное свойство – твердеть с образованием прочного и плотного искусственного камня. Постановка разделительной пробки между тампонажной смесью и продавочной жидкостью уменьшает интервал перемешивания, ноне исключает его полностью. Чтобы не ухудшить качество цементирования, интервал тампонажной жидкости, загрязненный продавочной жидкостью, оставляют внутри колонны обсадных труб в виде цементного стакана. Величина этого интервала Н
ст.
зависит в основном от времени контакта (время продавки) и будет тем больше, чем длиннее обсадная колонна, подлежащая цементированию. Значение Н
ст.
в зависимости от глубины скважины меняется от 5-10 м. дом. Оставление цементного стакана практически решается установкой на высоте Н
ст.
кольца стоп, ниже которого разделительная пробка и продавочная жидкость перемещаться не могут. Составными компонентами тампонажной жидкости являются вода, цемент, песок, бентонитовый глинопорошок, утяжелители и химреагенты для регулирования свойств тампонажной смеси. Главными из них является вода и цемент, которые образуют водоцементную смесь, называемую цементным раствором. Плотность цементного раствора определяется по формуле
,
)
1
(
ц
в
в
и
р
ц
т
т
т/м
2
(г/см
3
), (6.14) где т – водоцементное отношение, характеризует весовое отношение воды к цементу в данном растворе. Практически значение т изменяется в пределах
0,4÷0,6; ц – плотность сухого цемента, изменяется в пределах 3-3,2 т/м
3
. При расчетах принимается равным 3,15 т/м
3
(3,15 г/см
3
); в - плотность воды, принимается равным
1,000 т/м
3
(1 г/см
3
). Количество сухого цемента для приготовлениям цементного раствора определяется из выражения
,
1
т
q
р
ц
ц
т/м
3
, (6.15) Для приготовления всего объема цементного раствора потребуется ц. р
ц
ц
ц
V
q
G
т, (6.16) с учетом потерь при приготовлении раствора
,
ц
п
ц
G
К
G
т, (6.17) где К
п
– коэффициент, учитывающий неизбежные потери цемента при приготовлении цементного раствора. Значение К
п
практически изменяется в пределах 1,05÷1,15. Количество воды, необходимой для приготовлениям цементного раствора, определяется из выражения
,
ц
g
G
т
V
м, (6.18) Объем продавочной жидкости определится выражением
),
(
4 2
ст
скв
в
сж
ж
п
Н
Н
d
К
V
м, (6.19) где К
сж.
– коэффициент, учитывающий сжатие продавочной жидкости, К
сж.
= 1,03÷1,05. Давление на цементировочной головке, развиваемое насосом в конце закачки продавочной жидкости (Р складывается из гидростатического(Р
гс
) и гидродинамического (Р
гд
):
,
max
гд
гс
P
P
Р
(6.20) Гидростатическое давление по величине должно уравновесить ствол цементного раствора в затрубном пространстве. Принимая в качестве продавочной жидкости глинистый раствор (γ
п.ж.
=γ
г.р.
), можно записать

45
),
(
)
(
1
,
0
р
г
р
ц
ст
гс
Н
Н
Р
атм, (6.21) где Н
ц
и Н
ст
– в метрах,
ц.р.
игр в т/м
3
или г/см
3
Гидродинамическое давление, необходимое для преодоления сопротивлений при движении жидкости, определяется по эмпирической формуле
,
16 02
,
0
скв
д
г
Н
Р
атм, (6.22) где Н
скв
– в метрах. По найденному максимальному давлению в конце процесса цементирования выбирается тип цементировочного агрегата и режим его работы по табл. 4.8. Тип агрегата, диаметр поршня и скорость должны быть выбраны такими, чтобы была обеспечена максимальная подача раствора, при этом указанное в таблице давление должно быть больше рассчитанного по формуле 6.20. Таблица 6.8 Тип агрегата Скорость Характеристики агрегатов при разных диаметрах поршня подача, л/с давление, атм подача, л/с давление, атм подача, л/с давление, атм
ЦА-320
I
II
III
IV d = 100 мм d = 115 мм d = 127 мм
1,40 2,55 4,80 8,65 400 320 165 95 1,74 3,16 5,98 10,70 320 266 140 78 2,35 4,28 8,10 14,5 240 196 103 58
ЦА-400
I
II
III
IV d = 110 мм d = 125 мм d = 140 мм
6,60 9,50 14,10 19,50 400 275 185 135 8,80 12,60 18,60 23,40 300 210 140 100 11,20 16,10 23,80 33,0 235 160 110 80 Время цементирования ограничивается временем до начала схватывания приготовленного цементного раствора. В любом случае процесс закачки цементного раствора в обсадную колонну и его вытеснение в затрубное пространство продавочной жидкостью должен закончиться раньше, чем цементный раствор начнет терять свою подвижность (схватываться. Выделяют цементный раствор для холодных скважин температура на забое до 40 С) начало схватывания которого составляет Т
схв
=2-7 часов и цементный раствор для горячих скважин (температура на забое более 4 С, начало схватывания которого составляет Т
схв
= час мин. – час. мин. Для успешного цементирования считается, что время цементирования должно быть меньше начала схватывания Т
схв
.
,
75
,
0
схв
ц
Т
Т
(6.23) Таким образом, за время Т
ц.
Необходимо закачать в скважину цементный раствор объемом V
ц.р.
и продавочную жидкость объемом V
п.ж.
Т.е. суммарный объем жидкости, который необходимо закачать в скважину, составит
,
ж
п
р
ц
V
V
V
(6.24) Необходимая суммарная производительность закачки жидкости в скважину П определится из выражения
,
ц
Т
V
П
л/с, (6.25) где V – объем в литрах, Т
ц.
– время в секундах. Зная производительность одного агрегата, выбранного по максимальному расчетному давлению, можно найти необходимое число агрегатов

46
,
1 1
П
П
n
(6.26) где П – суммарная производительность, найденная по выражению (15), л/с; П – производительность агрегата, найденная по табл. 6.8, л/с;
n – потребное количество агрегатов I – резервный агрегат. Практически число цементировочных агрегатов может отличаться от рассчитанного по изложенной методике. Дело в том, что в начальный период закачки цементного раствора давление, которое развивает насос, будет минимальным, те. насос может развивать большую производительность, чем принимается поданной методике. Поэтому при более тщательном расчете число агрегатов может быть уменьшено. С другой стороны возникает необходимость повышения качества цементирования создавать в затрубном пространстве высокую скорость подъема цементного раствора. При этом число агрегатов потребуется больше.
РЕКОМЕНДУЕМАЯ ЛИТЕРАТУРА
1. Адлер Г.П., Маркова Е.В., Грановский Ю.В. Моделирование эксперимента при поиске оптимальных условий. – М Наука, 1970. – 298 с.
2. Булатов АИ. и др. Справочник по креплению нефтяных и газовых скважин. – М Недра,
1981. – 239 с.
3. Булатов АИ. Регулирование свойств тампонажных материалов. – М Недра, 1978. –326 с.
4. Бурение разведочных скважин. Учеб. для вузов/Н. В. Соловьев, В. В. Кривошеев, В. И.
Брылин, В. Г.Храменков и др Под общ. ред. Н. В. Соловьева. – М Высш. шк, 2007. –
904 с.
5. ГОСТ 1581-85.
6. Данюшевский B.C. Проектирование оптимальных составов тампонажных цементов. - М Недра, 1978. – 237 с.
7. Данюшевский B.C., Толстых И.С., Мильштейн И. Справочное руководство по тампонажным материалам. – М Нед, 1973. – 326 с.
8. Ивачев Л.М. Промывка и тампонирование геологоразведочных скважин. – М Недра,
1989. – 247 с.
9. Клюсов А.А. и др. Особенности испытания тампонажных материалов для низкотемпературных скважин. – М ВНИИЭгазпром, 1989. – 30 с.
10. Медведский И. Строительство и эксплуатация скважин на нефть и газ в вечномерзлых породах. – M.: Нед, 1987. – 230 c.
11. Овчинников В.П., Аксенова НА. Буровые промывочные жидкости Учеб. пособие для вузов. – Тюмень Изд-во Нефтегазовый университет, 2008. – 309 с.
12. Овчинников В.П., Аксенова НА, Овчинников П.В. Физико-химические процессы твердения, работа в скважине и коррозия цементного камня Учеб. пособие для вузов. Тюмень Изд-во Нефтегазовый университет, 2007. – 368 с.
13. Овчинников В.П., Клюсов А.А., Кузнецов В.Г. Методические указания по выполнении лабораторных и учебно-исследовательских работ по курсу «Заканчивание скважин часть I) для студентов очного и заочного обучения специальности Бурение нефтяных и газовых скважин. – Тюмень Изд-во Нефтегазовый университет, 2003. – 20 с.
14. Подгорнов В.М., Ведищев И.А. Практикум по заканчиванию скважин. Учебное пособие для вузов. – М Недра. – 256 с.
15. Чубик ПС. Практикум по тампонажным материалам. – Томск Изд. ТПУ, 1999. – 82 с.
16. http://www.korund-ufa.ru/pribory/32.php

Таблица. 6.9. Варианты заданий
№ п.п Исходные данные Варианты
1 2
3 4
5 6
7 8
9 10 1. Категория скважины опорная поисковая параметрическая разведочная эксплуатационная
2. Проектная глубинам. Типы пород по интервалам, м а. Мягкие "М"
0 - 400 0 - 500 0 - 100 0 - 600 0 - 1400 0-200 1500 -
19000 0 - 150 0-500 0-300 0-350 б. Средней твердости "С"
400-2000 2400 -
2700 500-
1500 1900 -
2300 100-600 1000 -
2500 600-2000 2200 -
2650 1400-
2000 2400 -
2700 200-1500 2300 -
2700 150-
1900 2800 -
3600 500-
1800 2500 -
3400 300-
1500 1900 -
2300 350-
2000 в. Твердые "Т"
2000 -
2400 2700 -
3500 1500 -
1900 2300 -
3200 600 -
1000 2500 -
3500 2000 -
2200 2000 -
2400 2700 -
3700 1900 -
2300 1900 -
2800 3600 -
4000 1800 -
2500 3400 -
3600 1500 -
1900 2300 -
2500 2000-
2700 г. Крепкие "К"
3500 -
4000 3200 -
3800 3500 -
3600 2650 -
2700 3700 -
3900 2700 -
3800
-
3600 -
3800
-
-
4. Характер осложнений по интервалам, м а. Размыв и обрушение
0 - 400 0 - 600 200 -
300 0 - 500 0-400 0 - 200 0-150 0 - 450 0-300 0-350 б. Обвалообразование
2400 -
2700 2290 -
2300 2300 -
2500 1600 -
1700 2500 -
2600 1500 -
1900 2500 -
2600 2800 -
2900 2500 -
2600 1700 -
1900 900-
1200 в. Нефтегазопроявления
3000 -
3050 3800 -
3900 2300 -
2350 3700 -
3800 3300 -
3400 3490 -
3800 1500 -
1800 2650 -
2700 3500 -
3550 3700 -
3750 2200 -
2300 3600 -
3800 2600 -
2750 1900 -
2000 3500 -
3600 2400-
2500 2500-
2700 г. Поглощения с 4000
-
3580 -
3600
-
3800 -
3850
-
3950 -
4000 2700 -
2800
-
1700-
1900 5. Ожидаемый дебит нефти м/сут; газа тыс.м сут
-
-
200 80
-
-
400 100 150 250

Учебное издание
Нечаева Лариса Николаевна
Строкова Людмила Александровна
БУРЕНИЕ НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ СКВАЖИН Методические указания к выполнению лабораторных работ по курсу Бурение нефтяных и газовых скважин для студентов, обучающихся по направлению 130500 Нефтегазовое дело специальности 130503 Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений Научный редактор доктор технических наук, профессор
В.Д. Евсеев Подписано к печати 29.12.2010. Формат х. Бумага Снегурочка. Печать. Усл. печ. л. 000. Уч.-изд. л. 000. Заказ . Тираж экз. Томский политехнический университет Система менеджмента качества Томского политехнического университета сертифицирована
NATIONAL QUALITY ASSURANCE по стандарту ISO 9001:2008
. 634050, г. Томск, пр. Ленина, 30.
Tel/fax: +7 (3822) 56-35-35, www.tpu.ru