площадь кольцевого пространства скважины формула

Видео:Конструкция скважин (бурение, колонна, пакер, забой, пласт) / Well designСкачать

НАЗЕМНОЕ ОБОРУДОВАНИЕ ЦИРКУЛЯЦИОННОЙ СИСТЕМЫ

Буровики должны знать данные объема емкости для бурового раствора, чтобы определить bbls/ft или м 3 /м.

ОБЪЕМ БУРИЛЬНОЙ КОЛОННЫ

Ниже приводится таблица, в которой указывается пропускная способность бурильной колонны, используемой обычно в Северном море.

ОБЪЕМ КОЛЬЦЕВОГО ПРОСТРАНСТВА.

Ниже приводится таблица объема кольцевого пространства между бурильной колонной и открытым стволом скважины, которые на практике наиболее часто встречаются.

Объем кольцевого пространства можно рассчитать по следующей формуле:

V = p x (D₁ 2 — D₂ 2 ) x L x C

Где: V — объем кольцевого пространства

D₁ — диаметр ствола скважины или внутренний диаметр обсадной колонны

D₂— наружный диаметр бурильной трубы или УБТ

L — длина бурильной колонны

ПРИМЕЧАНИЕ: В английской системе, С = 0.001238; в системе СИ, С = 1.0.

Данные объема кольцевого пространства можно также найти в учебном пособии по цементированию скважин, которые имеются в наличии у каждой компании, выполняющей работы по цементированию скважин.

ВЫТЕСНЕНИЕ ОБЪЕМА БУРОВОГО РАСТВОРА МЕТАЛЛОМ БУРИЛЬНОЙ КОЛОННЫ.

Ниже приводится таблица вытеснения объемов бурового раствора металлом труб бурильных колонн, которые обычно используются в Северном море.

Необходимо заметить, что приведенные выше данные применимы только тогда, когда бурильная колонна не закупорена.

5. Ниже приводится таблица общего вытеснения объемов бурового раствора металлом труб бурильных колонн, которые обычно используются в Северном море.

Дата добавления: 2017-09-19 ; просмотров: 2039 ; ЗАКАЗАТЬ НАПИСАНИЕ РАБОТЫ

Видео:Технология и способы цементирования скважин. Расчет цементирования. Пособие для помбура.Скачать

Площадь кольцевого пространства скважины

Когда уровень доходит до глубины, при которой погружение насоса под уровень составляет 500 м, динамический уровень отбивается каждые 5 — 15 минут работы в зависимости от типоразмера установки.

Если в процессе откачки погружение насоса под уровень достигнет 200 м, установка отключается на накопление жидкости и дальнейшие работы проводятся под руководством технолога ЦДНГ.

В процессе вывода установки на режим оператор по добыче нефти и газа отслеживает и фиксирует в эксплуатационном паспорте динамический уровень, подачу, буферное, линейное и затрубное давления; электромонтёр фиксирует в эксплуатационном паспорте сопротивление изоляции УЭЦН, рабочий ток и напряжение.

В процессе откачки жидкости глушения через 30 — 60 минут после запуска оператор производит отбор пробы жидкости на содержание в ней КВЧ.

При необходимости с помощью штуцера на выкиде скважины производится регулирование подачи установки как в процессе вывода на режим, так и после него.

Время непрерывной работы установки ЭЦН при недостаточном притоке (менее минимально допустимой для данного типоразмера насоса подачи) не должно превышать:

2 часа для ПЭД мощностью до 32 кВт, 1 час для ПЭД-45, 0,5 часа для ПЭД мощностью более 45 кВт. Перерывы в работе для охлаждения ПЭД должны быть не менее 1,5 часов.

Установка считается выведенной на установившийся режим, если её производительность соответствует оптимальной зоне рабочей характеристики насоса, динамический уровень, а также буферное и затрубное давления стабилизировались.

После вывода установки на установившийся режим работы по заявке ЦДНГ электромонтёр совместно с представителем ЦДНГ производит окончательную настройку защиты УЭЦН по ЗСП и ЗП с занесением величин в эксплуатационный паспорт УЭЦН, а оператор ЦДНГ (технолог) заносит в эксплуатационный паспорт значения технологических параметров, при которых установка вышла на режим.

На станциях управления ШГС 5805 настройка защиты от перегруза производится потенциометром «Настройка» ячейки ЗП и определяется по формуле:

Iуст = Iном * Ктт,

где Iуст – ток уставки,

Iном – номинальный ток ПЭД, А,

Ктт – коэффициент трансформации трансформаторов тока. Значение Ктт заносится в эксплуатационный паспорт УЭЦН.

Настройка защиты от недогруза (ЗСП) устанавливается потенциометром «Настройка» ячейки ЗСП.

На приборе в блоке управления и защиты станции управления устанавливается показание в соответствии с таблицей 4, где I раб — рабочий ток непосредственно после вывода установки на режим.

Уставка ЗСП в зависимости от величины рабочего тока

При установке ЗСП по таблице 4 необходимо иметь в виду, что уставки срабатывания защиты менее 2,5 мА устанавливаются при колебании питающего напряжения не более, чем на+5% и -10%. В случае невозможности отстройки ЗСП согласно вышеуказанной таблице из-за колебаний питающего напряжения электромонтёр ЦБПО ЭПУ делает запись об этом в эксплуатационном паспорте и устанавливает защиту, равную 2,5 мА.

Тумблер автомата повторного включения (АПВ) на ячейке «Пуск минимальной защиты по напряжению (ПМЗВ)» устанавливается в режим без автоматического повторного включения при срабатывании защиты ЗСП.

Режим работы с автоматическим повторным включением после срабатывания защиты ЗСП устанавливается по заявке ЦДНГ.

На станциях управления, оборудованных контроллерами «Вортекс», после вывода установки на режим, настройка уставок производится следующим образом:

уставка защиты по перегрузу устанавливается на 20% больше установившегося значения рабочего тока;

уставка защиты по недогрузу устанавливается на 10% ниже установившегося значения рабочего тока.

На станциях управления с микропроцессорными блоками управления отечественного производства настройка защит производится следующим образом:

величина уставки ЗСП для блоков управления, работающих по принципу измерения активной составляющей мощности, должна быть установлена на 15% меньше измеряемой величины активной мощности;

величина уставки ЗСП для блоков управления, работающих по принципу измерения активной составляющей тока, должна быть установлена на 10% меньше измеряемой величины активной составляющей тока;

уставка ЗП должна быть установлена таким образом, чтобы обеспечивалось отключение установки при увеличении действующей величины рабочего тока на 20% по заданной амперсекундной характеристике. В случае, если рабочий ток больше или равен номинальному, то уставка ЗП отстраивается от значения номинального тока или мощности в зависимости от конструктивного исполнения блока управления.

При отсутствии либо снижении подачи установки ЭЦН, ЦДНГ совместно с ЦБПО ЭПУ производит комиссионную проверку работы системы «скважина-установка-лифт (клапаны и НКТ)».

Проверяется правильность вращения насоса путём изменения фазировки (перефазировка ПЭД мощностью 90 кВт и выше запрещается), а также исправность станции управления (по согласованию с представителем ЦДНГ допускается запуск УЭЦН от другой станции управления, имеющейся на кусте скважин).

Правильность вращения ЭЦН подтверждается по величине тока нагрузки, фиксируемой щитовым амперметром (для точности следует замерять токи по всем фазам с помощью токоизмерительных клещей).

Если подача не появилась и после смены вращения, то необходимо:

проверить герметичность лифта наземной техникой (Рmах=4,0 МПа).

проверить циркуляцию через систему «затрубье-насос-лифт».

в случае отсутствия циркуляции восстановить её при помощи прокачки горячей нефтью (температура горячей нефти не должна превышать 90 0 С).

Если после всех проведённых мероприятий добиться подачи не удалось, то старший инженер (инженер-технолог) ЦДНГ по согласованию с ответственным представителем ЦБПО ЭПУ принимает решение о подъёме УЭЦН.

На комиссионный демонтаж УЭЦН вызывается ответственный представитель ЦБПО ЭПУ для проведения ревизии погружного оборудования: опрессовки ПЭД и гидрозащиты, замера изоляции системы, проверки затяжки крепёжных соединений, принятия решения о необходимости замены оборудования.

При неразвороте или тяжёлом пуске установки ЭЦН по согласованию с ответственным представителем ЦБПО ЭПУ слесарь-электрик ЦБПО ЭПУ перед повторным включением неразвернувшейся установки меняет чередование фаз на погружном кабеле и проверяет напряжение по трём фазам на его зажимах. После включения проверяет симметрию фазных токов электродвигателя токоизмерительными клещами. Если установка не развернулась и после смены направления вращения, то при наличии величины сопротивления изоляции не менее 10 МОм допускается увеличить напряжение на ТМП на величину дополнительных потерь в кабеле от пусковых токов (до 1,3 Uном) и ещё раз включить УЭЦН. Результаты проверки по фазам при неразвороте установки записываются электриком ЦБПО ЭПУ в эксплуатационном паспорте. Если установка развернулась, то продолжительность работы её на повышенном напряжении не должна превышать 1 часа, при этом допускается нагрузка по току не более 1,1 номинальной. После снижения нагрузки, величину напряжения следует уменьшить до номинального. Продолжительность непрерывной работы двигателя при номинальном напряжении в зависимости от величины нагрузки определяется по таблице 5:

Продолжительность работы в зависимости от величины нагрузки.

Работа двигателя с нагрузкой более 1,5 Iном не допускается. Если за указанное время ток не уменьшается до номинальной величины, то установку следует отключить. Повторный запуск разрешается производить через 15-20 минут после отключения, предварительно повысив выходное напряжение ТМП на 1-2 ступени.

Во время работы установки с перегрузкой электромонтёр ЦБПО ЭПУ дополнительно проверяет величину напряжения и тока по фазам. Если их величины отличаются более, чем на 5%, то установка отключается и выясняется причина асимметрии (возможны неравномерность фазной нагрузки или питающего напряжения).

При отсутствии вращения установки или больших токах (более 1,1 Iном) ЦДНГ последовательно выполняет следующие операции:

производит попытку разворота при помощи частотного преобразователя;

производит промывку насоса наземной техникой при отключенной установке с её последующим включением;

приподъём установки с последующим включением, если позволяет кривизна эксплуатационной колонны в зоне размещения УЭЦН.

Если установку развернуть не удалось, ответственный представитель ЦБПО ЭПУ принимает решение об её подъёме с отметкой в эксплуатационном паспорте УЭЦН (с указанием должности и Ф.И.О.).

Эксплуатация УЭЦН

Служба главного энергетика НГДУ обеспечивает стабильность снабжения электроэнергией погружных установок согласно требованиям правил устройства электроустановок.

Служба главного энергетика ЦБПО ЭПУ обеспечивает своевременную настройку аппаратов станций управления УЭЦН как при их подготовке в цехе, так и при эксплуатации на скважинах, составляет графики планово-предупредительных ремонтов (ППР) и осмотра наземного оборудования УЭЦН. Графики согласовываются главным энергетиком НГДУ и утверждаются главным инженером ЦБПО ЭПУ и доводятся до цехов по добыче нефти и газа.

ЦДНГ в процессе эксплуатации УЭЦН производит с записью в эксплуатационном паспорте контроль следующих параметров работы установки: через 1 сутки после вывода на стабильный режим (контрольный замер), далее еженедельно:

буферного, затрубного и линейного давлений;

еженедельно до наработки 120 суток, далее ежемесячно:

обводнённости скважинной продукции;

напряжения питающей сети.

Динамический уровень определяется через 1 сутки после вывода на стабильный режим (контрольный замер), далее ежемесячно.

Отбор проб на содержание КВЧ в продукции ЦДНГ осуществляет:

при выводе на режим (жидкость глушения);

через двое суток после вывода на режим;

через два месяца после запуска;

один раз в год в процессе дальнейшей эксплуатации.

Результаты анализа проб записываются в эксплуатационный паспорт УЭЦН.

При простоях УЭЦН более трёх суток запуск в работу и вывод установки на режим производятся с отслеживанием динамического уровня до его стабилизации совместно ЦДНГ и ЦБПО ЭПУ с оформлением в эксплуатационном паспорте.

При снижении подачи УЭЦН на 30% и более от первоначальной, либо, если подача составляет менее 60% от номинальной производительности УЭЦН, ЦДНГ совместно с ЦБПО ЭПУ производит выяснение причин с проведением дополнительных исследований и решает вопрос её дальнейшей эксплуатации.

ЦДНГ в соответствии с графиком проводит операции по предупреждению и ликвидации отложений парафина, солей в подъёмных лифтах скважин с отметкой в эксплуатационном паспорте УЭЦН. При проведении тепловых обработок с помощью АДП температура горячей нефти не должна превышать 90 0 С в целях исключения повреждения изоляции кабеля.

При невыполнении п.п. 9.3 — 9.7 службами НГДУ ЦБПО ЭПУ имеет право отключить УЭЦН, предупредив за 3 дня начальника ЦДНГ в письменном виде о бесконтрольности за работой установок. Отключение производится в присутствии представителя ЦДНГ.

Оператор добычи нефти и газа проверяет работоспособность установленного на фонтанной арматуре обратного клапана в тёплое время года – не реже одного раза в месяц, в зимний период – не реже одного раза в неделю, с отметкой в оперативном журнале бригады. Контроль за выполнением данного требования возлагается на мастера добычи нефти и газа.

При двухкратном в течение двух суток отключении установки по токовым защитам (ЗСП или другие виды защиты) ЦДНГ ставит в известность службу ЦБПО ЭПУ и представители ЦДНГ и ЦБПО ЭПУ совместно определяют причину отключений.

После двухкратного отключения в течение двух суток оператору добычи нефти и газа самостоятельно запускать установку до выяснения причины запрещается.

В случае вызова по заявке ЦДНГ электромонтёра ЦБПО ЭПУ на скважину для проведения каких-либо работ (устранение неисправностей СУ, отключения кабеля и др.) электромонтёр ЦБПО ЭПУ после выполнения соответствующих работ заносит в эксплуатационный паспорт УЭЦН либо журнал учёта выполненных работ ЦБПО ЭПУ причину остановки и выполненные мероприятия. Запрещается проведение каких-либо работ персоналом ЦБПО ЭПУ (кроме аварийных), связанных с остановкой или запуском скважины, при отсутствии представителя ЦДНГ.

При выполнении ППР согласно утверждённому и согласованному с НГДУ графику мастер ЦБПО ЭПУ за 24 часа сообщает в ЦДНГ о планируемом проведении ППР. ЦДНГ направляет на скважину представителя в случае производства работ, связанных с остановкой или запуском скважин. Электромонтёр ЦБПО ЭПУ после проведения необходимого объёма работ делает отметку о дате проведения ППР в разделе «Эксплуатация УЭЦН» эксплуатационного паспорта, либо журнале учёта выполненных работ ЦБПО ЭПУ.

По окончании смены диспетчер ЦБПО ЭПУ передаёт в диспетчерскую службу ЦДНГ телефонограмму с результатами выполнения заявок ЦДНГ и прочих работ. Инженер-технолог ЦДНГ фиксирует данную информацию в эксплуатационных паспортах УЭЦН.

Эксплуатационная служба ЦБПО ЭПУ выезжает на скважину не позже 12 часов, а в зимнее время при температуре окружающего воздуха ниже -20 0 С во избежание замораживания устья скважины и выкидной линии не позднее 6 часов после получения от ЦДНГ информации об остановке УЭЦН.

Оператору ЦДНГ запрещается изменять все виды защиты на станции управления.

Взаимоотношения структурных подразделений при внедрении, ремонте и эксплуатации УЭЦН определяются стандартом акционерного общества СТП 210-95 «Положение о взаимоотношениях центральной базы производственного обслуживания по прокату и ремонту электропогружных установок со структурными единицами ОАО «Сургутнефтегаз», утверждённым главным инженером ОАО «Сургутнефтегаз» Н.И.Матвеевым и введённым в действие 19.10.95.

Подъем установки ЭЦН

Окончательное решение о подъёме УЭЦН принимает ведущий инженер (старший технолог) ЦДНГ на основе анализа оперативных технологических параметров работы установки с подробным указанием в эксплуатационном паспорте причины остановки или отклонений от установленного режима, приведших к необходимости ремонта.

Остановка скважины для проведения ГТМ производится по согласованию с главным геологом и главным инженером (главным технологом) НГДУ.

Глушение скважины и ремонт производятся в соответствии с планом работ (см. п.3.2. раздела 3 настоящего регламента).

Подъём установки ЭЦН из скважины производится со скоростью не выше 0,25 м/сек.

Скорость подъёма УЭЦН 5А из скважины с диаметром эксплуатационной колонны 146 мм не должна превышать 0,1 м/сек.

При прохождении УЭЦН участков колонны с темпом набора кривизны более 1 0 на 10 метров, указанных в плане работ, скорость подъёма не должна превышать 0,1 м/сек. Технолог и старший геолог ЦДНГ несут ответственность за указание опасных интервалов в плане работ на ремонт скважины.

Запрещается подъём установки при неисправном регистрирующем приборе индикатора веса.

Проверка изоляции кабеля бригадой ТКРС производится до разбора фонтанной арматуры и после подъёма 1-2 НКТ. В случае восстановления изоляции кабеля бригада сообщает об этом в ЦДНГ и ЭМЦ для принятия решения о дальнейших действиях.

Замеченные места повреждения (прогара, задиров, перекрутов и пр.) кабеля отмечаются бригадой полосками ветоши и место их обнаружения по длине НКТ фиксируется в эксплуатационном паспорте УЭЦН.

При появлении в процессе подъёма сливного клапана бригада прекращает работы по подъёму, дальнейшие операции производятся в присутствии представителя ЦБПО ЭПУ.

Подъём УЭЦН по причине отсутствия или недостаточной подачи производится после опрессовки НКТ и проверки циркуляции через установку.

Если НКТ негерметичны и наработка УЭЦН не превышает 180 суток, то:

ломик для открытия сливного клапана сбрасывается в НКТ в процессе их подъёма только после начала излива жидкости из труб (после извлечения негерметичной НКТ);

после извлечения последней негерметичной трубы в случае, если глубина оставшейся в скважине подвески превышает 800 метров, оставшийся в скважине лифт опрессовывается и при его герметичности по согласованию ответственных представителей ЦДНГ и ЦБПО ЭПУ производится замена поднятых труб и спуск УЭЦН без перемонтажа установки с контрольным замером сопротивления изоляции кабеля представителем ЦБПО ЭПУ. В остальных случаях производится перемонтаж УЭЦН.

Если при опрессовке НКТ герметичны, наработка УЭЦН не превышает 30 суток и имеется циркуляция через ЭЦН, то производится подъём установки и её комиссионный демонтаж. При обнаружении причины отсутствия подачи и возможности её устранения на устье производится монтаж этой же установки и спуск её в скважину. Если причину установить не удалось, то установка заменяется.

Демонтаж УЭЦН на устье производится в соответствии с инструкцией.

В случае обнаружения при производстве работ бригадой ТКРС (освоения) обрыва или расчленения узлов УЭЦН, НКТ или других элементов подвески мастер бригады (бурильщик, старший оператор) незамедлительно оповещает диспетчера цеха ТКРС (РИТС). Диспетчер, в свою очередь, оповещает ведущего инженера цеха ТКРС (РИТС), начальника технологической группы НГДУ, диспетчера ЦБПО ЭПУ, начальника смены ЦИТС и председателя комиссии НГДУ по расследованию аварий или лицо его замещающее.

Работы на скважине, где обнаружена авария, должны быть прекращены (за исключением долива скважины), обстановка на скважине на момент обнаружения аварии должна быть по возможности сохранена до прибытия комиссии по расследованию.

Расследование аварий, произошедших в скважинах при работе УЭЦН или производстве спуско-подъёмных операций с падением УЭЦН на забой скважины, производится в соответствии с «Регламентом о порядке расследования аварий с УЭЦН», а также «Положением о центральной комиссии по расследованию аварий с УЭЦН в скважинах», утверждёнными первым заместителем генерального директора ОАО «Сургутнефтегаз» А.С.Нуряевым 04.01.97 и 17.10.96 соответственно.

2.2.4. Порядок расследования причин неэффективных ремонтов скважин, оборудованных

К неэффективным ремонтам скважин, оборудованным УЭЦН, относятся:

повторные, произведённые по причине выхода УЭЦН из строя, не отработавшего после запуска 48 часов;

преждевременные, произведённые по причине выхода УЭЦН из строя, не отработавшего после запуска 120 суток;

затянувшиеся, произведённые по причине выявления неудовлетворительных технологических параметров УЭЦН или скважины в процессе выполнения ремонта (запуск соответственно не производился).

Не относятся к числу неэффективных ремонты УЭЦН, произведённые в следующих случаях:

При отсутствии отказа электропогружного оборудования на момент остановки:

в скважинах, переводимых в плановом порядке под нагнетание;

в скважинах, введённых в эксплуатацию из освоения после бурения, капитального ремонта и остановленных для проведения дополнительных геолого-технических мероприятий по причине отсутствия ожидаемого эффекта от работы нефтяного пласта.

При отказе погружного оборудования после первого спуска в скважину, осваиваемую после бурения бокового ствола.

При отказе экспериментального оборудования, либо при отказе оборудования в процессе экспериментальных работ, производимых в соответствие с программами, согласованными руководством ОАО «Сургутнефтегаз».

Настоящим регламентом устанавливаются следующие сроки подъёма и предъявления оборудования УЭЦН после неэффективных ремонтов комиссии на рассмотрение:

при повторных и преждевременных ремонтах — не более 3-х месяцев после отказа и не более 15 дней после демонтажа (ЭПУ);

при затянувшихся ремонтах — не более 1 месяца после отказа и не более 15 дней после демонтажа.

Установки, предъявленные комиссии позже указанных сроков, комиссией не рассматриваются, а вина за производство неэффективного ремонта возлагается на службу, по вине которой допущено позднее предъявление.

При утере эксплуатационного паспорта, либо отсутствии в паспорте сведений о выводе на режим, контроле в процессе эксплуатации, заключении о причине остановки УЭЦН в ремонт причина выхода УЭЦН из строя не рассматривается, а вина возлагается на службу, утерявшую паспорт, либо допустившую незаполнение соответствующих разделов эксплуатационного паспорта. Для сдачи поднятой установки, по которой утерян паспорт, выписывается дубликат паспорта прокатным цехом ЦБПО ЭПУ.

Расследование причин неэффективного ремонта с установлением виновной службы производится комиссией в соответствии с «Положением о порядке проведения работ по расследованию причин преждевременных, повторных и затянувшихся ремонтов скважин, оборудованных установками ЭЦН, на месторождениях ОАО «Сургутнефтегаз», утверждённым главным инженером ОАО «Сургутнефтегаз» Н.И.Матвеевым 22.06.95.

Видео:Буровая Пятиминутка No.13. Расчет объема бурового раствораСкачать

Расчет и обоснование параметров цементирования скважин

МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ

Федеральное государственное автономное образовательное учреждение
высшего образования

«НАЦИОНАЛЬНЫЙ ИССЛЕДОВАТЕЛЬСКИЙ
ТОМСКИЙ ПОЛИТЕХНИЧЕСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ»

РАСЧЕТ И ОБОСНОВАНИЕ ПАРАМЕТРОВ ЦЕМЕНТИРОВАНИЯ СКВАЖИН

Методические указания к выполнению практической работы №5 по дисциплине «Заканчивание скважин» для студентов направления 21.03.01 «Нефтегазовое дело» (профиль «Бурение нефтяных и газовых скважин»)

Исходные данные: при выполнении работы использовать исходные геологические данные и результаты предыдущих практических работ.

Различают 7 следующих способов цементирования скважин:

1.прямое одноступенчатое цементирование,

2.прямое двухступенчатое цементирование:

· ступенчатое цементирование с разрывом во времени,

3. манжетное цементирование,

5.цементирование встречными потоками,

6.цементирование с противодавлением на пласт,

7.цементирования хвостовиков и секций ОК.

Прямое одноступенчатое цементирование используют при малоразличающихся между собой градиентов гидроразрыва пород по всему разрезу скважины и их глубине до 3000 м.

Прямое двухступенчатое цементирование используется в глубоких скважинах, а также при наличии в верхней и нижней части разреза пород резко различающихся градиентами гидроразрыва пород.

Манжетное цементирование используют для исключения загрязнения высокопроницаемых пластов цементным раствором.

Обратное цементирование используется при наличии в разрезе пластов подверженных гидроразрыву, а также как ремонтно-восстановительный при обнаружении течи эксплуатационных колонн.

Цементирование встречными потоками используется при наличии в разрезе скважины проницаемых отложений с низкими пластовыми давлениями.

Цементирование с противодавлением на пласт применяется в тех случаях, когда после цементирования в нормальных условиях наблюдаются заколонные ГНВП.

1. Обоснование способа цементирования

Проверяется условие недопущения гидроразрыва пластов или поглощения раствора по формуле:

где Pгс кп – гидростатическое давление в кольцевом пространстве, МПа;

Ргд кп – гидродинамические потери давления в кольцевом пространстве, МПа;

Pпг – давление начала поглощения, МПа;

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

Гидродинамические потери давления в кольцевом пространстве Ргд кп определяются по формуле:

, (1.3)

где l – коэффициент гидравлического сопротивления при течении жидкости в затрубном пространстве, равный 0,035;

rсрвзв. зс и rсрвзв. ос – средневзвешенные плотности растворов в конце продавки тампонажного раствора за колонной открытого и закрытого стволов соответственно, кг/м3;

Vос – скорость восходящего потока в конце продавки за колонной в открытом стволе, равная 0,4 м/с;

Vзс – скорость восходящего потока в конце продавки за колонной в закрытом стволе (м/с), определяемая из условия равенства расходов бурового раствора при его течении в обсаженной и необсаженной частей затрубного пространства;

L – длина ствола скважины, м;

Lк – длина ствола кондуктора, м;

Dэк д – диаметр долота при бурении под эксплуатационную колонну, м;

Dэк н – наружный диаметр обсадной колонны, м;

kсрвзв – средневзвешенный коэффициент кавернозности в открытом стволе скважины;

Dк вн – внутренний диаметр кондуктора, м.

В случае подъема буферной жидкости на устье скважины гидростатическое давление составного столба жидкости в кольцевом пространстве Pгс кп определяется по формуле:

, (1.4)

где ρбуф, ρтр н, ρтр обл, h1, h2 – величины, значения которых были найдены в п. 3.2.

При выполнении условия недопущения гидроразрыва пластов или поглощения раствора принимается решение использовать прямое одноступенчатое цементирование, при невыполнении – прямое двухступенчатое.

2. Расчет объёмов буферной жидкости, тампонажного раствора и продавочной жидкости

Объем буферной жидкости для цементирования эксплуатационной колонны зависит от времени контакта для эффективной очистки затрубного пространства и определяется по формуле:

, (2.1)

где Sкп. ос – площадь затрубного (кольцевого) пространства в открытом стволе, м2;

Vкп – скорость восходящего потока, м/с (1,8–2 м/с);

t – время контакта, с (в соответствии с РД 39-00147001-767-2000 принимается равным 480÷600 с при турбулентном течении).

Объём тампонажного раствора VТР (в м3) определяется как сумма объёма кольцевого пространства в межтрубном пространстве (кондуктор – эксплуатационная колонна), объёма кольцевого пространства между стенками скважины и наружными стенками обсадной колонны, с учётом коэффициента кавернозности, и объёма цементного стакана, который оставляют в колонне:

где L1 – глубина по стволу раздела буферной жидкости и облегченного тампонажного раствора, м;

dэк вн 1 – внутренний диаметр 1-ой секции обсадной колонны, м (см. «Расчет обсадной колонны на прочность»);

lст – длина по стволу цементного стакана в обсадной колонне, м.

В данном разделе необходимо рассчитать как общий объем тампонажного раствора, так и объемы раствора нормальной плотности и облегченного.

Расчёт необходимого количества продавочной жидкости Vпрод (м3) выполняется по формуле:

где kпрод – коэффициент, учитывающий сжатие продавочной жидкости (для глинистого раствора kпрод = 1,03 – 1,05);

dэк вн – средневзвешенный внутренний диаметр эксплуатационной колонны, м.

В табл. 1 представляется сводная информация об объемах жидкостей заканчивания.

Рассчитанные объемы жидкостей заканчивания

Облегченный тампонажный раствор

Цементный раствор нормальной плотности

3. Определение необходимых количеств компонентов тампонажного раствора

Расчет количества компонентов сухой тампонажной смеси и жидкости для её затворения производят с учётом водотвёрдого (водоцементного) отношения и оптимальной плотности цементного раствора.

Учитывая температуры на интервалах цементирования и используемые при расчете обсадных колонн на прочность значения плотности тампонажного раствора нормальной плотности и облегченного в соответствии с табл. 2 выбирается марка цемента и рекомендуемое значение водоцементного отношения.

Дальнейшие расчеты данного раздела проводятся как для облегченного тампонажного раствора, так и для тампонажного раствора нормальной плотности.

Плотность твердой фазы рассчитывается по формуле:

где m – водоцементное отношение;

ρтр – требуемая плотность тампонажного раствора, кг/м3;

ρж – плотность жидкости затворения, кг/м3. В качестве жидкости затворения применяется вода, ρж = 1000 кг/м3;

Масса тампонажного материала G (в кг), необходимая для приготовления 1 м3 раствора, определяется по формуле:

Общая масса сухого тампонажного материала (в кг) для приготовления требуемого объема тампонажного раствора определяется по формуле:

где Кц – коэффициент, учитывающий потери тампонажного материала при погрузочно-разгрузочных работах, берется в пределах 1,03÷1,05.

Расход сухого тампонажного материала на 1 м3 воды затворения (в кг) определяется по формуле:

Полный объем воды для затворения общей массы сухого тампонажного материала (в м3) определяется по формуле:

где Кв – коэффициент, учитывающий потери воды, принимается равным 1,08÷1,10.

Результаты данного расчета сводятся в табл. 3.

Данные, регламентирующие выбор тампонажного цемента

Обозначение и порядковый номер цемента

ПЦТ — III — Об (4-6) — 50

ПЦТ — III — Об (4-6) — 100

ПЦТ — III — Ут (0-3) — 50

ПЦТ — III — Ут (0-3) — 100

1. Рекоменду­емая темпера­турная об­ласть при­менения, °С

2. Расчетная плот­ность тампонажного раствора, кг/м3

3. Рекомендуемое во­доцементное отноше­ние

4. Плотность сухого цемента, кг/м3

Количество составных компонентов тампонажной смеси

Плотность тампонажного раствора

Масса тампонажной смеси для приготовления требуемого объёма тампонажного раствора, кг

Объём воды для затворения тампонажного раствора, м3

4. Гидравлический расчет цементирования скважины

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 Pцг 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:

где Pцг расч – рассчитанное в разделе «Расчет обсадных колонн на прочность» значение давления на цементировочной головке, МПа;

Pпг – давление начала поглощения, МПа;

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

tзак – затраты времени на закачивание и продавливание тампонажного раствора, мин;

tзаг – время загустевания тампонажного раствора, определяемое консистометром, принимается равным 120 мин;

15 мин – дополнительное время, необходимое для вывода цементосмесительной машины на режим, освобождения продавочной пробки и получения сигнала «Стоп».

Максимальное ожидаемое давление на цементировочной головке Рцг (в МПа) рассчитывается по формуле:

где ∆Pгс – максимальная ожидаемая разность гидростатических давлений в затрубном пространстве и в трубах в конце процесса цементирования, МПа;

Pт, Pкп – гидравлические сопротивления соответственно в трубах и в затрубном пространстве при принятом значении v, МПа;

Pст – давление момента «Стоп», принимаемое равным 2,5÷3 МПа.

Максимальная ожидаемая разность гидростатических давлений в затрубном пространстве и в трубах в конце процесса цементирования ∆Pгс определяется по формуле:

ρсрвзКП – средневзвешанная плотность жидкости в затрубном пространстве, кг/м3;

ρсрвзТ – средневзвешанная плотность жидкости в обсадной колонне, кг/м3.

Гидравлические сопротивления внутри обсадной колонны Рт (в МПа) в конце продавки тампонажной смеси находят по формулам Дарси-Вейсбаха:

где Ртi – гидравлические сопротивления внутри секций обсадной колонны, имеющих диаметры dэк внi, МПа;

где λт – коэффициент гидравлических сопротивлений внутри обсадной колонны, для практических расчетов принимается равным 0,02;

dэк внi – внутренние диаметры секций обсадной колонны, см;

Li – длина секций обсадной колонны, м;

Q – производительность закачки раствора (л/с), определяемая по формуле;

Производительность закачки цементного и бурового растворов (в л/с):

где VΙΙ – скорость подъёма тампонажного раствора в кольцевом пространстве в конце продавки тампонажного раствора.

В конце продавки тампонажного раствора обычно используют вторую передачу насоса цементировочного агрегата VΙΙ. Известно, что скорость движения раствора в затрубном пространстве на 5-ой передаче составляет 1,8 м/с. Поэтому величина скорости на 2-ой передаче насоса находится исходя из равенства площадей затрубного пространства при известных значениях расхода на 2-ой и 5-ой передачах любого диаметра втулок (см. табл. 4).

Гидравлические сопротивления в затрубном пространстве Ркп (в МПа) в конце продавки тампонажной смеси находят по формулам Дарси-Вейсбаха:

где λкп – коэффициент гидравлических сопротивлений в кольцевом пространстве, для практических расчетов принимается равным 0,035 соответственно.

Максимальное ожидаемое давление на забое скважины Рз (в МПа) равно:

где Pгс – гидростатическое давление на забой со стороны составного столба тампонажного раствора и буферной жидкости (в МПа), вычисляемое по формуле:

По вычисленным Pцг и Pз проверяют условия (4.1), (4.2). Если одно из этих условий не выполняется, то корректируют V или выбирают другой тампонажный раствор (корректируют состав) и повторно рассчитывают эти параметры до выполнения ограничений.

4.1. Выбор типа и расчёт необходимого количества цементировочного оборудования

Рассчитывается давление на цементировочных насосах цементировочных агрегатов (в МПа):

Рца ≥ Рцг / 0,8. (4.11)

Выбирается ближайшее большее давление, развиваемое цементировочным агрегатом ЦА-320 (технические характеристики насоса 9Т см. в табл. 4), указывается диаметр втулок и передача насоса.

Технические характеристики насоса 9Т цементировочного агрегата ЦА-320

Развиваемое давление, МПа

Идеальная подача, л/с

Скорость коробки передач

Скорость коробки передач

По расчетному значению Q рассчитывают количество цементировочных агрегатов, работающих на скважину, из соотношения:

где q – производительность одного цементировочного агрегата при давлении Рца при выбранном выше диаметре втулок;

1 – резервный агрегат.

Приготовление тампонажных растворов для изоляции продуктивных горизонтов рекомендуется производить в отдельной осреднительной емкости с целью получения однородной смеси и качественного разобщения пластов.

Рассчитывается дополнительное количество цементировочных агрегатов, которые будут качать тампонажный раствор в эту ёмкость. Расчёт ведется с учётом того, что цементировочные насосы агрегата можно использовать в режиме максимальной подачи с минимальным развиваемым давлением (при диаметре втулки, равном 127 мм). При этом водоподающие насосы этих цементировочных агрегатов и их мерные емкости можно применять для затворения тампонажной смеси.

При продавке тампонажного раствора в скважину необходимо иметь запас по суммарной производительности агрегатов, работающих на осреднительную ёмкость:

Определяется максимальная подача, которую развивают агрегаты, работающие на скважину, на максимальной (пятой) передаче:

где q1V – производительность одного агрегата на максимальной (пятой) передаче при выбранном диаметре втулок агрегата, работающего на скважину;

n1 – число агрегатов, работающих на скважину, без учета резервного.

Определяется число агрегатов, работающих на осреднительную емкость:

где Q2МАХ – максимальная подача, которую развивают агрегаты, работающие на осреднительную емкость, на максимальной передаче при максимальном диаметре втулок;

q2V – производительность одного агрегата на максимальной передаче при максимальном диаметре втулок агрегата, работающего на скважину.

Учитывая (4.13)–(4.15), число агрегатов, работающих на осреднительную емкость, можно выявить по формуле:

Затем проверяется, достаточно ли суммарного объёма мерных баков цементировочных агрегатов Vмб (в м3) для воды затворения тампонажной смеси:

где Vв – рассчитанный в п.4.3 объем воды для затворения общей массы сухого тампонажного материала;

6 – объем мерного бака цементировочного агрегата (в м3);

∑n – суммарное число агрегатов без учета резервного.

Если условие (4.17) не выполняется, то принимается решение доливать мерные баки в процессе цементирования.

Рекомендуется использовать самый распространенный тип цементосмесительных машин – УС6-30Н(У).

Требуемое количество цементосмесительных машин m1 определяется по формуле:

где qсм – наибольшая производительность приготовления тампонажного раствора, для УС6-30Н(У) равна 27 л/с.

Затем рассчитывается необходимое число цементосмесительных машин исходя из суммарной массы тампонажной смеси, расположенной в их бункерах.

где Gсух – требуемая суммарная масса сухого тампонажного материала, т (см. п. 4.3);

Gб – вместимость бункера смесителя, для УС6-30Н(У) равна 20 т.

В связи с тем, что тампонажные цементы не должны смешиваться, то расчет количества цементосмесительных машин по формуле (4.19) ведется для каждого цемента отдельно.

Потом сравниваются значения m1 и m2, за окончательные число цементосмесительных машин m берется большее значение. В связи с тем, что цементосмесительные машины работают в паре с цементировочными агрегатами, то при m ˃ n2 окончательное число агрегатов, работающих на осреднительную ёмкость, увеличивается.

4.2. Расчёт режима закачки и продавки тампонажной смеси

Расчёт режимов закачки растворов начинают с построения графика изменения давлений на цементировочной головке в зависимости от суммарного объёма закаченных растворов. График строится по трём характерным точкам, между которыми изменение давления на цементировочной головке с некоторой долей условности считают линейным. Это точка начала закачки тампонажного раствора в обсадную колонну, в которой давление на цементировочной головке равно сумме гидравлических сопротивлений в колонне и кольцевом пространстве, точка, соответствующая моменту прихода тампонажного раствора на забой, когда давление на цементировочной головке минимально и точка в конце продавки тампонажного раствора, в которой давление на цементировочной головке максимально.

1) Максимальное давление на цементировочной головке, без учёта давления «Стоп» в конце продавки тампонажной смеси Рц может быть найдено по формуле:

Рц = Рцг – Рст, (4.20)

где Рцг – давление на цементировочной головке, рассчитанное по формуле (4.4);

Рст – давление «Стоп».

2) Давление, которое возникает на цементировочной головке в момент прихода тампонажной смеси на забой, Р1ц (в МПа), определяется по формуле:

где ∆ P1гс – максимальная ожидаемая разность гидростатических давлений в затрубном пространстве и в трубах на момент прихода тампонажной смеси на забой, Мпа (эта величина отрицательна);

P1т, P1к – гидравлические сопротивления соответственно в трубах и в затрубном пространстве, Мпа;

где H – глубина скважины по вертикали, м;

ρ1срвзвКП – средневзвешенная плотность составного столба буферной жидкости и бурового раствора, кг/м3 (учитывается рассчитанный по формуле (2.1) суммарный объем буферной жидкости);

ρ1срвзвТ – средневзвешенная плотность составного столба жидкости в обсадной колонне на момент прихода тампонажного раствора на забой, кг/м3 (учитываются рассчитанные в п. 2 объемы тампонажного раствора нормальной плотности и облегченного).

Она равна средневзвешенной плотности тампонажного раствора ρсрвзвТР, если выполняется условие:

где Vтр – необходимый объем тампонажного раствора (в м3), рассчитанный по формуле (2.2).

Vок – внутренний объём обсадной колонны (в м3), определяемый по формуле:

где dэк вн – средневзвешенный внутренний диаметр эксплуатационной колонны, м (рассчитывается с учетом изменения толщины стенки эксплуатационной колонны).

При несоблюдении условия (4.23) расчет ρ1срвзвТ производится с учетом составного столба тампонажного раствора и продавочной жидкости.

Гидравлические сопротивления в трубах Р1т (в МПа) для этого случая определяются по формуле (4.6) с учетом того, что расход определяется, как сумма расходов всех работающих на скважину цементировочных агрегатов на 5-ой передаче насоса, а плотность составного столба жидкости равна ρ1срвзвТ.

Гидравлические сопротивления в кольцевом пространстве Р1кп (в МПа) для этого случая определяются по формуле (4.8) с учетом того, что расход определяется, как сумма расходов всех работающих на скважину цементировочных агрегатов на 5-ой передаче насоса, а плотность составного столба жидкости равна ρ1срвзвКП.

В связи с тем, что величина Р1ц будет иметь малое и даже отрицательное значение, закачку тампонажного раствора до забоя можно производить с максимальной производительностью, которая ограничивается только условием:

где Pгр – давление гидроразрыва на забое скважины.

Так как забойное давление с другой стороны равно P1з = P1гс + P1к, условие (4.25) можно переписать в виде:

В случае невыполнения условия (4.25) закачку тампонажного раствора необходимо осуществлять на 4-ой передаче насоса агрегатов, следовательно, необходимо пересчитать значения Р1т и Р1кп.

Подставив полученные значения ∆P1гс, P1т, P1кп в (4.21) находится величина давления на цементировочной головке в момент прихода тампонажного раствора на забой.

3) Давление на цементировочной головке в момент начала закачки тампонажного раствора в обсадную колонну Р0ц (в МПа) равна сумме гидравлических сопротивлений в секциях обсадной колонны Р0т и Р0кп (формулы (4.6) и (4.8), при этом берется плотность бурового раствора).

Давление на цементировочной головке в начале закачки тампонажного раствора в обсадную колонну не должно быть больше давления в конце продавки. Если по результатам расчёта это условие не выполняется, производят уменьшение Q и пересчитывают давления на цементировочной головке в моменты начала закачки тампонажного раствора в обсадную колонну и его прихода на забой.

Таким образом, определяются необходимые для построения графика изменения давления на цементировочной головке величины давлений в моменты начала закачки тампонажной раствора Р0ц, прихода тампонажного раствора на забой Р1ц и конца продавки Рц (ординаты графика).

4) Следующий этап – определение суммарных закачанных объёмов ΣV в скважину при цементировании (абсциссы графика). Эти объёмы рассчитываются без учёта закачки буферной жидкости. На момент начала закачки тампонажного раствора объём ΣV0 равен нулю. В момент прихода тампонажного раствора на забой ΣV1 равна внутреннему объёму обсадной колонны Vок, рассчитанному по формуле (4.4.24). В конце продавки тампонажного раствора ΣV равен сумме объёмов тампонажного раствора Vтр и продавочной жидкости Vпрод.

5) По полученным данным строится график изменения давления на цементировочной головке, пример которого представлен на рис. 1. При построении следует учитывать, что изменение давления по глубине между расчётными точками принимается прямолинейным.

6) На график накладывают горизонтальные линии, соответствующие максимальным давлениям, развиваемым цементировочным насосом 9Т (см. табл. 4) цементировочных агрегатов, работающих на скважину, на каждой передаче, от максимально допустимой до низшей передачи, предварительно умноженным на 0,8. То есть строятся графики Pi(V)∙0,8, совмещённые с графиком изменения давления на цементировочной головке. Пересечения этих графиков дают возможность определить объёмы технологических жидкостей, откаченных цементировочными насосами на разных передачах Vi с расходами Qi = qi ∙ (n-1). Здесь n – число цементировочных агрегатов, qi – подача цементировочного насоса на i-ой передаче.

Рис. 1. Пример построенного графика изменения давления на цементировочной головке

В табл. 5 показан пример сводных данных о режимах работы цементировочных агрегатов.

Режимы работы цементировочных агрегатов

💥 Видео

Епихин АВ. Буровой Ликбез. Проектирование конструкции скважины - расчет диаметров. 2020Скачать

Контроль эквивалентной циркуляционной плотности при строительстве скважин БОВСкачать

Наклонно-направленное бурениеСкачать

Конструкция скважиныСкачать

РАСЧЕТ ОБЪЕМОВ ПРОСТРАНСТВ СКВАЖИНЫСкачать

Очистка ствола скважины. Буровые и тампонажные растворы.Скачать

Расчет обсадных колонн. Заканчивание скважин. Помбур должен знать.Скачать

Методы глушения скважин по стандарту #IWCF.Скачать

Воп.–Отв. №17."Как рассчитать давление на контуре питания на любом расстоянии от забоя скважины"Скачать

Что может произойти при бурении скважины)))Скачать

Наклонно-направленные скважины: основные термины и определенияСкачать

Эксплуатация газовых и газоконденсатных скважин. Наземное оборудование газовых скважинСкачать

Способы эксплуатации нефтяных скважинСкачать

Крепление скважин, цементирование скважинСкачать

Гидродинамические исследования скважинСкачать

КАК БУРЯТ НЕФТЯНЫЕ СКВАЖИНЫ ?Скачать

Методы глушения добывающих скважин. Управление скважиной при КРССкачать