ВУЗ: Не указан
Категория: Не указан
Дисциплина: Не указана
Добавлен: 03.12.2023
Просмотров: 292
Скачиваний: 4
ВНИМАНИЕ! Если данный файл нарушает Ваши авторские права, то обязательно сообщите нам.
, можно определить предельно допустимое значение скорости течения в заколонном пространстве 
.
, (2.11)
Если
, то определяют по приведенной выше формуле скорость спуска колонны. При 
расчет нужно сделать применительно к структурному режиму течения, при котором гидродинамическое давление
:
, (2.12)
где
– безразмерная величина, определяемая в зависимости от параметра Сен-Венана-Ильюшина по эмпирическим зависимостям.
Величину критической скорости
, можно определить по формуле:
, (2.13)
где
– критическое число Рейнольдса.
Скорости спуска обсадных колонн приведены в таблице 2.20.
Таблица 2.18 – Скорость спуска обсадных колонн
2.9 Цементирование обсадных колонн
2.9.1 Обоснование способа и расчет цементирования эксплуатационной колонны.
Расчет цементирования эксплуатационной колонны проводился на основе ввода данных о цементировочной технике, составления гидравлической программы крепления скважины. Расчет цементирования производился на ПК «Инженерные расчеты строительства скважин».
2.9.2 Контроль качества цементирования.
Для определения глубины кровли тампонажного камня и наличия плотного контакта между камнем, обсадной колонной и стенками скважины широко применяется способ акустической цементометрии (АКЦ). При акустической цементометрииизмеряют амплитуды звуковых волн, распространяющихся от спущенного в скважину источника по обсадной колонне и по горным породам, в разных точках по глубине. Амплитуда колебаний, распространяющихся по колонне, окруженной промывочной жидкостью, значительно больше амплитуды на том участке, где она плотно прижата к камню, а амплитуда сигнала, прошедшегопо горным породам, тем больше, чем плотнее контакты между колонной,камнем и стенками скважины.
Способ позволяет достаточно правильно найти глубину кровли камня, если плотность промывочной жидкости меньше плотности тампонажного раствора не менее чем на 200 кг/м3. Кривую АКЦ первый раз следует регистрировать до замены продавочной жидкости в колонне жидкостью меньшей плотности и опрессовки. Если записать кривую АКЦ повторно после уменьшения давления в колонне, можно по изменению амплитуды выявить те участки, на которых между колонной и камнем мог нарушиться контакт при радиальном сжатии обсадных труб.
Герметичность обсадной колонны проверяют опрессовкой. Предварительно в эксплуатационной колонне, а также в тех промежуточных колоннах и кондукторах, на которых должно быть установлено противовыбросовое оборудование, уточняют положение цементного стакана. Если длина его велика, излишнюю часть стакана до посадочного седла для разделительной пробки разбуривают. Для проверки герметичности эксплуатационной колонны продавочную жидкость в ней заменяют водой и на устье создают избыточное давление Pоп, которое должно на 10% превышать наибольшее ожидаемое в этом сечении в период опробования, испытания или эксплуатации скважины; давление опрессовки должно быть не меньше 15 МПа.
Колонну признают герметичной, если после замены продавочной жидкости водой не возникают перелив последней и выделение газа на устье и если в период
выдержки колонны под давлением снижение последнего в течение 30 мин не превышает 0,5 МПа. Контроль за изменением давления начинают через 5 мин после создания заданного давления опрессовки.
Если внутреннее давление в обсадной колонне после образования тампонажного камня будет существенно больше того, при котором он формировался, камень может растрескиваться в результате радиального расширения обсадных труб, тогда крепь станет негерметичной. Опасное повышение давления в колонне возможнокак при опрессовке, так и при эксплуатации скважины. Предотвратить растрескивание камня можно, если спрессовывать колонну до начала формирования цементной оболочки, а на период эксплуатации в обсадную колонну спускать НКТ с пакером внизу и в межколонном пространстве после пакеровки поддерживать давление не выше того, при котором шло формирование камня.
2.10 Освоение скважины
В качестве основного способа вторичного вскрытия пласта служит кумулятивный способ перфорации. Перфорационной средой в зависимости от типа перфоратора может быть как солевой раствор, обработанный ИВВ (или ПАВ), так и нефть (очищенная и дегазированная).
В целях повышения гидродинамического совершенства скважины и сохранения целостности цементного кольца за колонной рекомендуется применять для вторичного вскрытия пластов новые модификации перфораторов, в частности, кумулятивный перфоратор ПКТ-89. Кумулятивные заряды для ПКТ-89 изготавливаются по современным технологиям, обеспечивающим хорошую пробивную способность, чистоту перфорационного канала. Перфорационной средой служит солевой раствор, приготовленный на основе технической воды и хлористого натрия (возможно применение хлористого калия) плотностью (1030-1050) кг/м3 и обработанный гидрофобизатором ИВВ-1 в концентрации активного вещества 0,02%-0,05%.
Также рекомендуется вскрытие пласта на депрессии с применением малогабаритных перфораторов (ПРК-42С, ПМИ-48, А-J). В этих случаях следует учитывать пластовые давления и подбирать плотность перфорационной среды в соответствии с последними данными пластовых давлений. В этом случае перфорационной средой может служить товарная нефть.
. , (2.11)Если
, то определяют по приведенной выше формуле скорость спуска колонны. При расчет нужно сделать применительно к структурному режиму течения, при котором гидродинамическое давление : , (2.12)где
– безразмерная величина, определяемая в зависимости от параметра Сен-Венана-Ильюшина по эмпирическим зависимостям.Величину критической скорости
, можно определить по формуле: , (2.13)где
– критическое число Рейнольдса.Скорости спуска обсадных колонн приведены в таблице 2.20.
Таблица 2.18 – Скорость спуска обсадных колонн
| Название колонны | Интервал, м | Скорость, м/с | |
| от | до | ||
| направление | 0 | 50 | 1,0 |
| кондуктор | 0 | 50 | 1,0 |
| 50 | 940 | 0,6 | |
| эксплуатационная | 0 | 940 | 1,0 |
| 940 | 2500 | 0,5 | |
| 2500 | 2896 | 0,2 | |
2.9 Цементирование обсадных колонн
2.9.1 Обоснование способа и расчет цементирования эксплуатационной колонны.
Расчет цементирования эксплуатационной колонны проводился на основе ввода данных о цементировочной технике, составления гидравлической программы крепления скважины. Расчет цементирования производился на ПК «Инженерные расчеты строительства скважин».
 | ||||||||
| Рисунок 2.26 – Конструкция скважины | ||||||||
 | ||||||||
 Рисунок 2.28 – План безопасной продавки Рисунок 2.27 – План закачки растворов  | ||||||||
 | ||||||||
 Рисунок 2.30 – Время цементирования в минутах Рисунок 2.29 – Объемы растворов  | ||||||||
 Рисунок 2.31 – Давление в открытом стволе | ||||||||
 Рисунок 2.32 – Закаченный объем | ||||||||
 Рисунок 2.33 – Коэффициент выстенения (Ашрафьян) | ||||||||
 | ||||||||
| Рисунок 2.34 – Расход | ||||||||
 Рисунок 2.35 – Переход режима | ||||||||
 Рисунок 2.36 – Давление во время цементирования  | ||||||||
 | ||||||||
| Рисунок 2.37 – Давления во время цементирования | ||||||||
| | ||||||||
| Таблица 2.19 - Объёмы скважины | | |||||||
| от (ствол), м | до (ствол), м | Диаметр наружный, мм | Диаметр внутренний, мм | Объём, м3 | Градиент пластовый | Градиент гидроразрыва | | |
| 0 | 3047 | 168,3 | 147,1 | 51,7568 | - | - | | |
| 1428 | 3047 | 226,44 | 168,3 | 29,1677 | 0,1 - 0,102 | 0,18 - 0,175 | | |
| 976 | 1428 | 246,16 | 168,3 | 11,45 | 0,1 | 0,18 | | |
| 0 | 976 | 222,3 | 168,3 | 16,1602 | - | - | | |
| Таблица 2.20 - Растворы | ||||||||
| Тип раствора | Наименование раствора | от (ствол), м | до (ствол), м | Плотность кг/м3 | Вязкость, мПа∙с | ДНС, Па | Объём, м3 | Масса, т |
| промывка | промывка | 0 | 3047 | 1100 | 12 | 10 | 113,2194 | 124,54 |
| буфер | буфер | 0 | 304,7 | 1000 | 12 | 20 | 5,045 | 5,04 |
| тампонаж | тампонаж | 0 | 2727 | 1400 | 20 | 25 | 51,0128 | 71,42 |
| тампонаж 2 | тампонаж 2 | 2727 | 3047 | 1800 | 20 | 25 | 5,9506 | 10,71 |
| продавка | продавка | 0 | 3037,0 | 1100 | 12 | 10 | 56,2561 | 61,88 |
| Таблица 2.21 - План закачки растворов | |||||
| Наименование раствора | Расход, м3/с | Объём, м3 | Время, мин | Сум. объём, м3 | Комментарий |
| буфер | 0,0172 | 5,0450 | 4,9 | 5,0450 | закачка |
| тампонаж | - | 37,9323 | 37,9 | 37,9323 | затворение |
| тампонаж | 0,0172 | 51,0128 | 49,4 | 88,9451 | закачка |
| тампонаж 2 | - | 5,9429 | 5,9 | 5,9429 | затворение |
| тампонаж 2 | 0,0172 | 5,9506 | 5,8 | 11,8935 | закачка |
| тампонаж 2 | - | - | 3,0 | 11,8935 | промывка линий |
| тампонаж 2 | - | - | 2,0 | 11,8935 | сброс пробки |
| продавка | 0,0172 | 42,2600 | 41,0 | 42,2600 | |
| продавка | 0,0096 | 11,0000 | 19,1 | 53,2600 | продавка |
| продавка | 0,0025 | 2,0000 | 13,3 | 55,2600 | |
| продавка | 0,0014 | 0,9961 | 11,9 | 56,2561 | |
2.9.2 Контроль качества цементирования.
Для определения глубины кровли тампонажного камня и наличия плотного контакта между камнем, обсадной колонной и стенками скважины широко применяется способ акустической цементометрии (АКЦ). При акустической цементометрииизмеряют амплитуды звуковых волн, распространяющихся от спущенного в скважину источника по обсадной колонне и по горным породам, в разных точках по глубине. Амплитуда колебаний, распространяющихся по колонне, окруженной промывочной жидкостью, значительно больше амплитуды на том участке, где она плотно прижата к камню, а амплитуда сигнала, прошедшегопо горным породам, тем больше, чем плотнее контакты между колонной,камнем и стенками скважины.
Способ позволяет достаточно правильно найти глубину кровли камня, если плотность промывочной жидкости меньше плотности тампонажного раствора не менее чем на 200 кг/м3. Кривую АКЦ первый раз следует регистрировать до замены продавочной жидкости в колонне жидкостью меньшей плотности и опрессовки. Если записать кривую АКЦ повторно после уменьшения давления в колонне, можно по изменению амплитуды выявить те участки, на которых между колонной и камнем мог нарушиться контакт при радиальном сжатии обсадных труб.
Герметичность обсадной колонны проверяют опрессовкой. Предварительно в эксплуатационной колонне, а также в тех промежуточных колоннах и кондукторах, на которых должно быть установлено противовыбросовое оборудование, уточняют положение цементного стакана. Если длина его велика, излишнюю часть стакана до посадочного седла для разделительной пробки разбуривают. Для проверки герметичности эксплуатационной колонны продавочную жидкость в ней заменяют водой и на устье создают избыточное давление Pоп, которое должно на 10% превышать наибольшее ожидаемое в этом сечении в период опробования, испытания или эксплуатации скважины; давление опрессовки должно быть не меньше 15 МПа.
Колонну признают герметичной, если после замены продавочной жидкости водой не возникают перелив последней и выделение газа на устье и если в период
выдержки колонны под давлением снижение последнего в течение 30 мин не превышает 0,5 МПа. Контроль за изменением давления начинают через 5 мин после создания заданного давления опрессовки.
Если внутреннее давление в обсадной колонне после образования тампонажного камня будет существенно больше того, при котором он формировался, камень может растрескиваться в результате радиального расширения обсадных труб, тогда крепь станет негерметичной. Опасное повышение давления в колонне возможнокак при опрессовке, так и при эксплуатации скважины. Предотвратить растрескивание камня можно, если спрессовывать колонну до начала формирования цементной оболочки, а на период эксплуатации в обсадную колонну спускать НКТ с пакером внизу и в межколонном пространстве после пакеровки поддерживать давление не выше того, при котором шло формирование камня.
2.10 Освоение скважины
В качестве основного способа вторичного вскрытия пласта служит кумулятивный способ перфорации. Перфорационной средой в зависимости от типа перфоратора может быть как солевой раствор, обработанный ИВВ (или ПАВ), так и нефть (очищенная и дегазированная).
В целях повышения гидродинамического совершенства скважины и сохранения целостности цементного кольца за колонной рекомендуется применять для вторичного вскрытия пластов новые модификации перфораторов, в частности, кумулятивный перфоратор ПКТ-89. Кумулятивные заряды для ПКТ-89 изготавливаются по современным технологиям, обеспечивающим хорошую пробивную способность, чистоту перфорационного канала. Перфорационной средой служит солевой раствор, приготовленный на основе технической воды и хлористого натрия (возможно применение хлористого калия) плотностью (1030-1050) кг/м3 и обработанный гидрофобизатором ИВВ-1 в концентрации активного вещества 0,02%-0,05%.
Также рекомендуется вскрытие пласта на депрессии с применением малогабаритных перфораторов (ПРК-42С, ПМИ-48, А-J). В этих случаях следует учитывать пластовые давления и подбирать плотность перфорационной среды в соответствии с последними данными пластовых давлений. В этом случае перфорационной средой может служить товарная нефть.