Как рассчитать давление опрессовки цементного кольца

Обновлено: 15.05.2024

Расчет обсадных колонн выполнен в соответствии с требованиями "Инструкции по расчету обсадных колонн для нефтяных и газовых скважин”, Москва, 1997.

Исходные данные для расчета обсадных колонн
№ п/п	Параметры	Кондуктор	1-я промежуточная	2-я промежуточная	Эксплуатационная
Диаметр обсадной колонны, мм	508,0	339,7	244,5	177,8
Расстояние по вертикали от стола ротора до:
- башмака колонны L (интервал спуска), м	750-251	1510-251	2780-251	2950-251
- уровня цементного раствора h (интервал цементирования), м
- нефтегазоводопроявляющего пласта l, м	-	-
Плотность бурового раствора r _б.р., кг/м 3
Плотность продавочной жидкости r _пр., кг/м 3
Плотность опрессовочной жидкости r _опр., кг/м 3
Плотность цементного раствора r _ц.р., кг/м 3	1300 (700-251)	1450 (1410-350)	1450 (2630-1000)	1920 (2950-2280)
(на интервале, м)	1800 (750-700)	1850 (1510-1410)	1890 (2780-2635)
Плотность жидкости в колонне в процессе проявления (min) r _в., кг/м 3	-	-	-	-
Отностительная плотность газа по воздуху, g'	-	-	0,89	0,89
Пластовое давление у башмака колонны Р_пл.L, МПа	7,26	14,86	27,56	30,61
Давление гидроразрыва у башмака колонны Р_г.р., МПа	9,71	22,67	43,24	46,54
Пластовое давление на глубине нефтегазоводопроявления Р_пл.l, МПа	-	-	30,61	30,61
Коэффициент запаса прочности на:
- избыточное наружное давление;	1,125	1,125	1,125	1,125
- избыточное внутреннее давление;	1,10	1,10	1,10	1,10
- разрушающую нагрузку	1,75 (1,25*)	1,75 (1,25*)	1,75 (1,25*)	1,75 (1,25*)
Примечание. * - коэффициент запаса прочности по телу трубы.
Значения пластовых давлений и давлений гидроразрыва у башмаков обсадных колонн, а также пластовых давлений в нефтегазоводопроявляющем интервале, расчитаны согласно данным таблицы 4.8 от стола ротора.

КОНДУКТОР Ø 508,0 мм

1 Внутренние давления:

Согласно таблице 2.1 “Инструкции по расчету обсадных колонн” минимальное давление опрессовки при испытании кондуктора на герметичность принимаем: Р_оп = Р_ву = 6,50 МПа.

2 Избыточные внутренние давления:

При испытании кондуктора на герметичность на цементировочном агрегате нужно создать давление равное 6,50 МПа.

при Z = 251 Р_ВИ 251 = Р_ву + ghρ_{бур. р-ра} – Рн 251

P_ви 251 = 6,50 + ((9,81 ´ 251 ´ 1030 ´ 10 -6 ) – (9,81 ´ 225 ´ 1030 ´ 10 -6 ))= 6,76 МПа

при Z = 750 Р_ВИ 750 = Р_ву + ghρ_{бур.р-ра} – Рпл 750

Р_ви 750 = 6,50 + (9,81 ´ 750 ´ 1030 ´ 10 -6 )– 7,27 = 6,80 МПа

3 Избыточные наружные давления:

а) по моменту окончания продавки тампонажного раствора за колонну:

при Z = 251 м Р_ни = 0

при Z = 750 м Р_ни 750 = (ghρ_цемент+ghρ_{бур. р-ра}) – ghρ_{бур. р-ра}

Р_ни 750 = (9,81 ´ 1800 ´ 10 -6 ´ 50 + 9,81 ´ 1300 ´ 10 -6 ´ 449 + 9,81 ´ 1030 ´ 10 -6 ´ 225) -
- (9,81 ´ 1030 ´10 -6 ´750) = 1,64 МПа

б) при возможном поглощении с учетом частичного опоражнения:

Р_ни 251 = 9,81 ´ 1030 ´ 10 -6 ´ 225– 0,6 ´ (9,81 ´ 251 ´ 1030 ´ 10 -6 ) = 0,75 МПа

Р_ни 750 = (9,81 ´ 1121 ´ 10 -6 ´525+9,81 ´ 225 ´ 1030 ´ 10 -6 ) – 0,6 ´ (9,81 ´ 750 ´ 1030 ´ 10 -6 ) =
= 3,50 МПа

ПЕРВАЯ ПРОМЕЖУТОЧНАЯ КОЛОННА Ø 339,7 мм

1 Внутренние давления:

Согласно таблице 2.1 “Инструкции по расчету обсадных колонн” минимальное давление опрессовки на устье при испытании первой промежуточной колонны на герметичность принимаем:
Р_оп = Р_ву = 7,50 МПа.

2 Избыточные внутренние давления:

При испытании первой промежуточной колонны на герметичность на цементировочном агрегате нужно создать давление равное 7,50 МПа.

при Z = 251 Р_ВИ 251 = Р_ву + ghρ_{бур. р-ра} – Рн 251

P_ви 251 = 7,50 + (9,81 ´ 251 ´ 1250 ´10 -6 ) – (9,81 ´ 225 ´ 1030 ´ 10 -6 ) = 8,30 МПа

при Z = 1510 Р_ВИ 1510 = Р_ву + ghρ_{бур.р-ра} – Рпл 1510

Р_ви 1510 = 7,50 + (9,81´1510´1250´10 -6 - 1510´0,0099) = 11,07 МПа

3 Избыточные наружное давления:

а) по моменту окончания продавки тампонажного раствора за колонну:

при Z = 251 м Р_ни = 0

при Z = 1510 м Р_ни 1510 = (ghρ_цемент+ghρ_{бур. р-ра}) – ghρ_{бур. р-ра}

Р_ни 1510 = (9,81 ´ 1850 ´ 10 -6 ´ 100 + 9,81 ´ 1450 ´ 10 -6 ´ 1060 + 9,81 ´ 1250 ´ 10 -6 ´ 350) -
- (9,81 ´ 1250 ´10 -6 ´1510) = 2,67 МПа

б) при возможном поглощении с учетом частичного опоражнения:

Р_ни 251 = 9,81 ´ 1250 ´ 10 -6 ´ 251– 0,6 ´ (9,81 ´ 251 ´ 1250 ´ 10 -6 ) = 1,23 МПа

Р_ни 1510 = (9,81 ´ 1121 ´ 10 -6 ´1160+9,81 ´ 251 ´ 1250 ´ 10 -6 ) – 0,6 ´ (9,81 ´ 1510 ´ 1250 ´ 10 -6 ) =
= 5,94 МПа

4 Опрессовка цементного кольца под башмаком

Исходя из условия цементирования:

где ρ_{цемента}, ρ_{бур. р-ра} для след. колонны (до глубины 1000 м не цементируем)

Р_в 1510 = 9,81 ´ 510 ´ 1450 ´ 10 -6 + 9,81 ´ 1280 ´ 1000 ´ 10 -6 = 19,81 МПа

Р_{оп цем.кольца} = Р_в оп.ц.к. – ghρ_{жид. опрес. цем.кольца}

Р_{оп цем.кольца} = 20,80 – 9,81 ´ 1510 ´ 1280 ´ 10 -6 = 1,84 МПа

ВТОРАЯ ПРОМЕЖУТОЧНАЯ КОЛОННА Ø 244,5 мм

1 Внутренние давления

а) Во время ликвидации открытого фонтанирования газоконденсатной смесью при закрытом устье:

Даление опресовки должно превышать внутренне давление не мене чем на 10% возможного давления, возникающего при ликвидации газонефтеводопроявлений и открытых фонтанов с учетом превышения дополнительного давления ΔР = 10%, необходимого для глушения скважины, (п.245, 121 ФНиП «Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности»):

Р_оп = 1,10 ´ ΔР ´ Р_вн= 1,10 ´1,10 ´ 24,1 = 29,16 МПа

Давление на устье при испытаниях на буровом растворе:

Р_ву = Р_оп – ghρ_{бур.р-ра} = 29,16 - 9,81 ´ 251 ´ 1280 ´ 10 -6 = 26,01 МПа

2 Избыточные внутренние давления

а) При испытании колонны на герметичность на буровом растворе:

при Z = 251 Р_ВИ 251 = Р_ву + ghρ_{бур.р-ра} – Рн 251 МПа

P_ви 251 = 26,01 + (9,81 ´ 251 ´ 1280 ´ 10 -6 – 9,81 ´ 225 ´ 1030 ´ 10 -6 ) = 26,89 МПа

при Z = 2780 Р_ВИ 2780 = Р_ву + ghρ_{бур.р-ра} – Рн 2780

Р_ви 2780 = 26,01 + (9,81 ´ 2780 ´ 1280 ´ 10 -6 – 2780 ´ 0,0099) = 33,36 МПа

Возможно испытание на герметичность обсадной колонны в момент посадки продавочной пробки на обратный клапан

Р_ви 2780 = 26,01 + (9,81 ´ 2780 ´ 1280 ´ 10 -6 – (9,81 ´ 1890 ´ 10 -6 ´ 150 + 9,81 ´ 1450 ´ 10 -6 ´ 1630 +
+ 9,81 ´ 1280 ´ 10 -6 ´ 1000)) = 22,36 МПа

3 Избыточные наружные давления:

а) по моменту окончания продавки тампонажного раствора за колонну:

при Z = 251 м Р_ни = 0

при Z = 2780 м Р_ни 2780 = (ghρ_цемент+ghρ_{бур. р-ра}) – ghρ_{бур. р-ра}

Р_ни 2899 = (9,81 ´ 1890 ´ 10 -6 ´ 150 + 9,81 ´ 1450 ´ 10 -6 ´ 1630 + 9,81 ´ 1280 ´ 10 -6 ´ 1000) -
- (9,81 ´ 1280 ´10 -6 ´2870) = 3,62 МПа

б) избыточное наружное давление при открытом фонтанировании газожидкостной смесью:

при Z = 251 Р_ни 251 = P_н 251 – (0,6 ´ Рплl /l) ´ Z

Р_ни 251 = (9,81 ´ 1280´ 10 -6 ´ 251) – (0,6 ´ 30,68/2950) ´251 = 1,59 МПа

при Z = 2780 Р_ни 2780 = P_н 2780 – (0,6 ´ Рплl /l) ´ Z

P_н = P_пл 2780 = 0,0099 ´ 2780 = 27,52 МПа

Согласно п. 2.8 ИРОК наружное давление не может быть меньше гидростатического столба воды с удельным весом 1,1 ´ 10 4 Н/м 3 , которое на глубине 2780 составляет 32,13 МПа. Исходя из этого, наружное давление определяем по давлению составного столба бурового раствора и гидростатического давления столба воды с удельным весом 1,1*10 4 Н/м 3 (п. 2.6 ИРОК).

Р_ни 2780 = (9,81 ´ 1121 ´ 10 -6 ´ 1780+9,81 ´1000 ´ 1280 ´ 10 -6 ) – (0,6 ´ 30,68/2950) ´ 2780 =
= 14,78 МПа

в) при возможном поглощении с учетом частичного опоражнения:

Р_ни 251 = 9,81 ´ 1280 ´ 10 -6 ´ 251– 0,6 ´ (9,81 ´ 251 ´ 1280 ´ 10 -6 ) = 1,26 МПа

Р_ни 2780 = (9,81 ´ 1121 ´ 10 -6 ´ 1780+9,81 ´ 1000 ´ 1280 ´ 10 -6 ) – 0,6 ´ (9,81 ´ 2780 ´ 1280 ´ 10 -6 )=
= 11,19 МПа

4 Опрессовка цементного кольца под башмаком

Во время ликвидации открытого фонтанирования газоконденсатной смесью при закрытом устье:

Р_{оп цем.кольца} = Р_в 2780 ´ 1,05 – ghρ_{жид. опрес. цем.кольца}

Р_{оп цем.кольца} = 31,73 – 9,81 ´ 2780 ´1130 ´ 10 -6 = 0,91 МПа

ЭКСПЛУАТАЦИОННАЯ КОЛОННА Ø 177,8 мм

1 Внутренние давления

а) Во время ликвидации открытого фонтанирования газоконденсатной смесью при закрытом устье:

Р_оп = 1,10 ´ ΔР ´ Р_вн= 1,10 ´1,10 ´ 24,1 = 29,16 МПа

Давление на устье при испытаниях на буровом растворе:

Р_ву = Р_оп – ghρ_{бур.р-ра} = 29,16 - 9,81 ´ 251 ´ 1150 ´ 10 -6 = 26,33 МПа

Давление на устье при испытаниях на забортной воде:

Р_ву = Р_оп – ghρ_{бур.р-ра} = 29,16 - 9,81 ´ 251 ´ 1030 ´ 10 -6 = 26,63 МПа

Р_ву = Р_оп = 38,50 МПа – давление на цементировочном агрегате для открытия циркуляционного клапана испытателя пластов с учетом 10% запаса.

2 Избыточные внутренние давления

а) При испытании колонны на герметичность на буровом растворе:

при Z = 251 Р_ВИ 251 = Р_ву + ghρ_{бур.р-ра} – Рн 251 МПа

P_ви 251 = 38,5 + (9,81 ´ 251 ´ 1150 ´ 10 -6 – 9,81 ´ 225 ´ 1030 ´ 10 -6 ) = 39,06 МПа

при Z = 2950 Р_ВИ 2950 = Р_ву + ghρ_{бур.р-ра} – Рн 2950

Р_ви 2950 = 38,5 + (9,81 ´ 2950 ´ 1150 ´ 10 -6 – 2950 ´ 0,0104) = 41,10 МПа

б) При испытании колонны на герметичность на заборнтной воде:

при Z = 251 Р_ВИ 251 = Р_ву + ghρ_вода – Рн 251 МПа

P_ви 251 = 38,5 + (9,81 ´ 251 ´ 1030 ´ 10 -6 – 9,81 ´ 225 ´ 1030 ´ 10 -6 ) = 38,76 МПа

при Z = 2950 Р_ВИ 2950 = Р_ву + ghρ_вода – Рн 2950

Р_ви 2950 = 38,5 + (9,81 ´ 2950 ´ 1030 ´ 10 -6 – 2950 ´ 0,0104) = 37,63 МПа

3 Избыточные наружные давления:

а) по моменту окончания продавки тампонажного раствора за колонну:

при Z = 251 м Р_ни = 0

при Z = 2950 м Р_ни 2950 = (ghρ_цемент+ghρ_{бур. р-ра}) – ghρ_{бур. р-ра}

Р_ни 2950 = (9,81 ´ 1920 ´ 10 -6 ´ 670 + 9,81 ´ 1150 ´ 10 -6 ´ 2280) - (9,81 ´ 1150 ´10 -6 ´2950) = 5,06 МПа

б) избыточное наружное давление при открытом фонтанировании газожидкостной смесью:

при Z = 251 Р_ни 251 = P_н 251 – (0,6 ´ Рплl /l) ´ Z

Р_ни 251 = (9,81 ´ 1150´ 10 -6 ´ 251) – (0,6 ´ 30,68/2950) ´251 = 1,27 МПа

при Z = 2950 Р_ни 2950 = P_н 2950 – (0,6 ´ Рплl /l) ´ Z

P_н = P_пл 2950 = 0,0104 ´ 2950 = 30,68 МПа

Согласно п. 2.8 ИРОК наружное давление не может быть меньше гидростатического столба воды с удельным весом 1,1 ´ 10 4 Н/м 3 , которое на глубине 2950 составляет 33,09 МПа. Исходя из этого, наружное давление определяем по давлению составного столба бурового раствора и гидростатического давления столба воды с удельным весом 1,1*10 4 Н/м 3 (п. 2.6 ИРОК).

Р_ни 2780 = (9,81 ´ 1121 ´ 10 -6 ´ 670+9,81 ´2280 ´ 1150 ´ 10 -6 ) – (0,6 ´ 30,68/2950) ´ 2950 =
= 14,68 МПа

в) при возможном поглощении с учетом частичного опоражнения:

Р_ни 251 = 9,81 ´ 1150 ´ 10 -6 ´ 251– 0,6 ´ (9,81 ´ 251 ´ 1150 ´ 10 -6 ) = 1,13МПа

Р_ни 2950 = (9,81 ´ 1121 ´ 10 -6 ´ 670 + 9,81 ´ 2280 ´ 150 ´ 10 -6 ) – 0,6 ´ (9,81 ´ 2950 ´ 1150 ´ 10 -6 )=
= 13,12 МПа

при опрессовке колонны р_оп=1,1·28,44=31,28 МПа – это давление может быть принято в качестве расчетного, так как согласно действующим требованиям безопасности эксплуатации нефтяных скважин рекомендуемое давление опрессовки для колонн 377 мм диаметра составляет р_оп=6,5 МПа.

Минимально необходимое (нормативное) избыточное внутреннее

устьевое давление при испытании на герметичность (Р_{оп.норм}.). ГОСТ 632-80

Наружный диаметр колонны, мм	Значение Р_{оп.норм}, МПа
377	6,5

Минимальное давление у башмака колонны в период ввода в эксплуатацию

Р₄₆₈₀=r _пл. · g · h=474·9,8·4680·10 -6 =21,74 МПа

Тогда давление у бамшака в период опрессовки будет следующее:

Р₄₆₈₀=р_оп+ r _б.р. · g · h=31,28 +1250·9,8·4680·10 -6 =88,61 МПа;

В конце эксплуатации:

p `₄₆₈₀=r _фл. · g ·( h - h _к )=789·9,8·(4680-200)·10 -6 = 34,64 МПа;

Построение эпюры наружного избыточного давления

Так как скважина с нормальными условиями бурения и эксплуатации расчет избыточных наружных давлений в зацементированной зоне производится по составному столбу бурового и цементного растворов с учетом коэффициента разгрузки для сечения, расположенного у башмака обсадной колонны, по формуле:

где: р_гст.ц.р – гидростатическое давление цементного раствора за

р_{гст.пр.ж.} - гидростатическое давление цементной жидкости за

р_{гст.нефт.} – гидростатическое давление столба нефти в скважине;

По разностям наружнего и внутреннего давлений в характерных точках строится эпюра наружнего избыточного давления.

p _н-200=2,16 МПа

Кровля проницаемого пласта:

p _н-4630 =49,91 МПа;

Подошва проницаемого пласта:

У башмака обсадной колонны:

Построение эпюры внутреннего избыточного давления

Для построения эпюры внутреннего избыточного давления исходной является эпюры наружного давления, и для сопоставления подбираются условия нагружения колонны, при которых внутреннее давление будет максимальным.

Избыточное внутреннее давление на глубине z (p_виz) в общем случае определяют как разность между внутренним и наружным давлениями, установленными для одного и того же момента времени.

Р`_вz - внутреннее давление при испытании колонн на герметичность;

P_нz - наружное давление (учет горного давления не производится).

Избыточное внутреннее давление Р_виz на любом участке обсадной колонны не должно превышать допустимого Р_т, определенного по формуле Барлоу, с учетом запаса прочности согласно ГОСТ 632-80.

где n₂- коэффициент запаса прочности на внутреннее давление.

Таким образом, небольшие отклонения в избыточном внутреннем давлении согласно установленному ГОСТу компенсируются запасом прочности.

Наибольшее давление, которое может возникуть 88,6 МПа. Таким образом, подходящей для труб диаметром 377 мм будет сталь группы прочности Р с толщиной стенки 12 мм.

Расчет кондуктора

Данные необходимые для расчета: диаметр обсадной колонны 530 (мм), диаметр ствола 600 (мм), глубина спуска колонны составляет 200 метров, плотность бурового раствора = 1100 кг/м 3 . Интервал установки предудыщей колонны (направляющей) 0-20 м.

Сведения о цементировании колонны: глубина до уровня цемента за колонной 0 метров, плотность цементного раствора 1200 кг/м 3 , коэффициент аномальности в горизонте 0,93; индекс давления поглощения в интервале - 1,36; плотность жидкости поступающей в скважину в конце эксплуатации (плотность промывочной жидкости)1100 кг/м 3 .

Расчет наружного давления

На устье около цемента наружное давление бурового раствора за колонной будет отсутствовать, в связи с чем расчеты на глубине 0 м не производятся.

p _н-0=r _б.р. · g · h _ц= 200·9,8·0·10 -6 =0 МПа;

До затвердевания цементного раствора наружное давление по всей длине колонны (h £ z £ H) на глубине h определяется на момент окончания процесса продавливания тампонажного раствора и рассчитывается с учетом давления составного столба промывочной жидкости и тампонажного растворов.

p _нz = r _пж . g . H + r _цр . g .( z-h) = 1100·9.8·200+1200·9.8·(0-0)=2,16 МПа

На глубине 20 м низа (башмака) направляющей колонны наружное давление будет следующее:

На глубине 200 м в кровле проницаемого пласта

В интервале проницаемого пласта с k_a=0,93:

Давление у кровли пласта:

Давление у подошвы принимается за то же значение что и давление у кровли, т.к. кондуктор не входит в нижележащий пласт.

Направление гидравлическому испытанию не подвергается.

2. Кондуктор Æ 245 мм спускается на глубину 430 м

При бурении из-под башмака промежуточной колонны вскрываются нефтепроявляющие пласты отложений турнейского яруса С₁ t (интервал 1495-1515 м).

Рассчитаем давления опрессовки кондуктора.

а). По нефтепроявляющему пласту отложений С₁ t из условия:

L_к=1495 м; P_пл=16,6 МПа; r_ф=915 кг/м 3 ; Р_гр=28,9 МПа.

Р_у=16,6-10 -5 ×915×1495=2,9 МПа; ∆Р=16,6×0,1=1,66 МПа;

Р_б=16,6-10 -5 ×915×(1495-430)=6,9 МПа.

Исходя из выполненных расчетов, давление опрессовки кондуктора Æ 245 мм определяется из условия нефтепроявления из пласта отложений турнейского яруса С₁ t и составляет:

Так как расчетное давление опрессовки кондуктора Æ 245 мм меньше минимально необходимого давления при испытании колонн, то кондуктор опрессовывается на табличное значение в соответствии с требованиями "Инструкции по расчету обсадных колонн для нефтяных и газовых скважин", М., 1997 г. Для обсадных труб Æ 245 мм, которое составляет 9 МПа. Опрессовочная жидкость - техническая вода плотностью 1020 кг/м 3 .

Определим давление опрессовки цементного кольца из условия заполнения скважины технической водой плотностью 1020 кг/м 3 :

P_оп.цк =1,05×6,9-10 -5 ×1020×430=2,9 МПа.

Ожидаемое давление гидроразрыва горных пород у башмака кондуктора: Р_гр.б=0,87×(10 -5 ×1930×430)=7,2 МПа.

Принимаем давление опрессовки цементного кольца 2,9 МПа, опрессовочная жидкость – техническая вода плотностью 1020 кг/м 3 .

3.Эксплуатационная колонна Æ 168 мм спускается на глубину 1496 м

Определим давление опрессовки эксплуатационной колонны по нефтепроявляющему пласту отложений С₁ t , как пласта имеющего наибольший градиент пластового давления и наименьшую плотность пластового флюида.

L_к=1495 м; P_пл=16,6 МПа; r_ф=915 кг/м 3 ; Р_гр=28,9 МПа.

Р_у=16,6-10 -5 ×915×1495=2,9 МПа; ∆Р=16,6×0,1=1,66 МПа;

Так как расчетное давление опрессовки эксплуатационной колонны Æ 168 мм меньше минимально необходимого давления при испытании колонн, то эксплуатационная колонна опрессовывается на табличное значение в соответствии с требованиями "Инструкции по расчету обсадных колонн для нефтяных и газовых скважин", М., 1997 г. [68] для обсадных труб Æ 168 мм, которое составляет 11,5 МПа. Опрессовочная жидкость – техническая вода плотностью 1020 кг/м 3 .

Учитывая то, что наибольший газовый фактор нефтепроявляющих пластов составляет 6,8 м 3 /т и ожидаемое избыточным давлением на устье менее 10 МПа (п. 9.1.2 3а), то в соответствие п. 2.7.5.5 [38] опрессовка инертным газом приустьевой части кондуктора и эксплуатационной колонны Æ 168 мм вместе с колонной головкой дополнительно не производится.

Опрессовочная жидкость - техническая вода плотностью 1000 кг/м 3 .

Так как на заключительной стадии эксплуатации скважин (в случае разработки нефтенасыщенных пластов) на устье избыточного давления может не быть, то эксплуатационную колонну в соответствие с п. 2.7.5.2 дополнительно испытать на герметичность снижением уровня жидкости в скважине до 1300 м.

В соответствии с п. 2.7.5.2 испытание кондуктора Æ 245 мм на герметичность проводится опрессовкой с заполнением их технической водой от устья до глубины 20-25 м, в остальной части - буровой раствор, которым проводилась продавка цементного раствора.

В соответствии с требованиями п. 2.7.5.4 кондуктор Æ 245 мм вместе с установленным на них ПВО после разбуривания цементного стакана и выхода из-под башмака на 1-3 м повторно опрессовываются с закачкой на забой технической воды в объеме, обеспечивающим подъем ее на 10-20 м выше башмака.

Давление опрессовки определяется необходимостью обеспечения герметичности под башмаком колонн при закрытии устья скважины во время открытого фонтанирования.

Выкидные линий ПВО после концевых задвижек опрессовать технической водой на давление 5 МПа

Кондуктор и техническую колонну на герметичность испытывают опрессовкой, а эксплуатационную – опрессовкой и методом снижением уровня жидкости в скважине.

При испытании опрессовкой устанавливают цементирующую головку и с помощью буровых насосов на устье создают давление в 100 атмосфер для 5 дюймовой колонны и в 80 атмосфер для 6 дюймов. Если давление за полчаса снизится не более чем на 5 атмосфер, то все ОК.

При испытании снижением уровня используется компрессор. Для этого спускают МКТ на глубину 800-1000 м. В МКТ закачивают сжатый воздух, который из кольцевого пространства вытесняет буровой раствор на поверхность. Затем скважину оставляют в покое на 8 ч. Испытание считается удачным, если жидкость поднялась не более определенного уровня. Например, для колонны диаметром 53/4-85/8 дюймов подъем жидкости не более 0,8 м при снижении уровня до 400 м и не более 2 м при снижении до 1000 м, свыше 85/8 дюймов не более 0,5м при снижении до 400м и не более 1,5 м при снижении более 1000 м. Если колонка не герметична, то ищут причины этого и составляют план по их устранению.

53. Оборудование устий скважины: после опрессовки на герметичность концы обсадных труб соединяют с помощью колонной головки, которая обеспечивает герметичность устья скважины и контроль за давлением, закачку промывочной жидкости в межколонное пространство на устье ставят фонтанную арматуру из двух частей: трубной головки и фонтанной елки. Трубной головкой называется нижняя часть фонтанной арматуры для для подвески НКТ и герметизации и подачи в скважину через боковой отвод в кольцевое пространство нефти, газа или воды.

Фонтанной елкой называется верхняя часть арматуры, устанавливаемая на трубную головку

Фонтанная елка служит для: направления продукции скважины в выкидную линию и регулирования режима эксплуатации отбираемой из скважины продукции и Осуществления контроля за работой скважины, путем установки приборов, манометров, термометров на муфте или катушке. Всё оборудование, которое устанавливают на устье опрессовывают на герметичность и составлют акты.

54. Вторичное вскрытие пласта осуществляется перфорацией, которая бывает разных видов.

Кумулятивная. Наиболее часто применяется на практике. С помощью кумулятивных зарядов, стенки колонны и цементный камень пробиваются струей газов и расплавленных металлов. Улучшает фильтрационные свойства призабойной зоны и мало повреждает цемент и стенки.

Гидропескоструйная. Работает за счет кинематической энергии и абразивности жидкости с песком, истекающей с большой скоростью и направленной в стенку скважины. Применяют когда конструкция скважин многоколонная.

Пулевая и торпедная. Основаны на пробивном действии пулеснаряда, который выстреливается из перфоратора поддействием пороха. Применяется редко из-за опасности межпластовых перетеков и разгерметизации. Пули могут выстреливаться залпом и по одиночке.

55. Методы вызова притоков при качественном вскрытии пласта. Все они основаны на создании депрессии для вызова притоков. Депрессия - разность между пластовым и забойным давлениями. Снижают забойное давление путем снижения жидкости путем замены на жидкость с меньшей плотностью или путем аэрации (обогощением воздухом жидкости), нагнетанием сжатого газа с помощью компрессора, свабированием.

1. промыв скважины чистой пластовой водой, если есть высокое пластовое давление, но нет фонтана. если не помогло - то промыв чистой нефтью.

2. свабирование:при помощи сваба (поршня на стальном канате, клапан которого при спуске открыт, а при подъеме закрыт с целью отбора жидкости скважины.

3. метод применения компрессора, НТК которого спущен в скважину. При закачке воздуха в затрубное пространство жидкость будет разгазироваться и плотность уменьшаться, и должны возникнуть фонтаны. Если этого нет, то закачиваемый воздух подходит к пусковой муфте, резко прорывает в НКТ и разгазирует жидкость.

4. метод отчерпывания. с помощью желонки отчерпывается вода из скважины. При отчерпывании жидкость доводят до постоянного состава и плотности. В скважину спускают желонку и отбирают пробу, которая имеет постоянный состав в верхней, нижней и средней части пластовой воды. ПОстоянство жидкости позволяет рассчитать пластовое и забойное давление.

5. Получение депрессии методом перемены давления: с помощью цементного агрегата на устьях создают избыточное давление, а затем резко сбрасывают его. Увеличивается объем зоны со сниженной проницаемостью => приток

Когда осваивают скважины с высоким пластовым давлением, низкой сцементированностью или содержащие пластовую воду забойное давление нужно снижать медленно во избежании аварий или слишком быстрого подтягивания воды.

Редко бывает то, что пластовая давление очень большое и депрессию создавать не надо.

56. Вызов притоков при снижении проницаемости призабойной зоны пласта. При освоении карбонатным пластов или пластов с карбонатным цементом юзают кислотную и термокислотную обработку.

Для малопродуктивных пластов часто применяют гидроразрыв (создание) высокопроводимой трещины в целевом пласте для обеспечения притока добываемого флюида к забою скважины.

При освоении водоносной скважины иногда применяют продавливание воды в пласт под большим давлением. это позволяет очистить призабойную зону и увеличить проницаемость пород.

57. ликвидируют скважины: разведочные и оценочные скважины после бурения оказавшиеся бесполезными; не доведенные до запланированной глубины из-за аварий или непредвиденных сложностей; обводнившиеся до проектной величины, если их нельзя использовать как нагнетательные и наблюдательные; не нужные наблюдательные и нагнетательные. Для ликвидации скважину заливают цементом или буровым раствором до устья. Устье закрывают заглушкой и заваривают и установливают репер, на котором указывают номер, глубину и название.

консервируют скважины: разведочные с непромышленными притоками; разведочные скважины за контуром нефтеносносности, в которых получили воду, но можно использовать как нагнетательные или наблюдательные; нефтяные скважины неэкологичные и пожароопасные; высокообводненные и малодебитные при условии, что консервации не повлечет за собой ухудшение обстановки на месторождении в целом.

58. охрана недр заключается в обеспечении качественного вскрытия продуктивных пластов и быстрого освеоения скважин (получения притоков).

для этого нужно применять технологии, исключающие аварийные фонтаны, обвалы стенок скважин, применять минимально снижающие продуктивность растворы, выбирать надежную конструкцию скважин и устьевого оборудования, предотвращать межпластовые перетеков; выбор способа освоения скважины с максимальным дебитом.

При креплении водозаборных скважин металлическими, пластиковыми трубами затрубное пространство обязательно цементируется.

Цементирование затрубного пространства производится с целью изоляции водоносных горизонтов друг от друга, борьбы с поглощением промывочного раствора и обрушениями стенок скважины, а также предохранения обсадных труб от коррозионного влияния подземных вод.

От высокого качества цементирования обсадных колонн зависит срок службы и дебит скважины.

Для направления и кондуктора подъем цементного раствора в затрубном пространстве производят от башмака до устья.

В практике бурения при сооружении скважины глубиной более 200 м наиболее распространен способ одноступенчатого цементирования с двумя пробками [19, с.542].

Контроль качества цементирования осуществляется двумя способами.

Первый способ применяют в том случае, когда тампонажная колонна наполнена жидкостью. Через цементировочную головку в колонну труб нагнетают воду и поднимают давление до 4÷6 МПа. Если в течение 30 мин давление упадет не более чем на 0,5 МПа, то герметичность считается удовлетворительной.

Второй способ заключается в следующем. Промывочную жидкость откачивают из труб, понижая уровень не менее чем на 2/3, и, закрыв скважину, оставляют ее в покое на сутки. Если в течение 24 часов уровень жидкости поднимется не более чем на 1м, герметичность считается удовлетворительной.

Рисунок 26. Схема к расчету цементирования

Требуется провести расчет цементирования эксплуатационной колонны диаметром D=245мм, спущенной в скважину, глубиной L=270 м. Диаметр ствола скважины по всей длине равен =295 мм. Высота подъема цемента за трубами =180 м. Высота цементного стакана в трубах =10м (рис.26). плотность цемента =3100 кг/м³; водоцементное отношение m=0,5; плотность воды =1000 кг/м³; плотность продавочной жидкости =1200 кг/м³.

1. Определим объем цементного раствора, который необходимо закачать в скважину из уравнения:

, м, (31)

где - объем цементного раствора за трубами высотой в м³;

- объем цементного раствора в трубах высотой в м³;

- 1,2÷1,4 – коэффициент, учитывающий заполнение каверн, трещин;

- диаметр скважины в м;

- наружный диаметр обсадных труб в м;

- внутренний диаметр обсадных труб в м;

2. Потребное количество сухого цемента .

Для приготовления 1 м³ цементного раствора с водоцементным отношением m определим из уравнения:

, кг/м³, (32)

3.Определим количество сухого цемента для приготовления цементного раствора объемом, равным из формулы:

,кг, (33)

где =1,05÷1,15 – коэффициент, учитывающий потери цемента;

4. Необходимый объем воды для приготовления цементного раствора составит:

, м³, (34)

5. Определим объем продавочной жидкости.

м,

где: =1,03÷1,05 – коэффициент, учитывающий сжимаемость продавочной жидкости;

L - длина обсадной колонны в м.

6. Определим максимальное давление в конце цементирования.

, МПа,

где - потери давления на гидравлические сопротивления;

- плотность продавочной жидкости в кг/м³,

L – длина обсадной колонны в м;

, МПа,

7. Выбираем по максимальному давлению цементировочный агрегат ЦА-300, который при давлении 7 МПа развивает подачу (прокачивает цемент) 10,3л/с = 10,3·3600/1000 м³/ч = 37,08 м³/ч.

8. Определим продолжительность цементирования из:

, мин,

где – производительность цементировочного агрегата, м³/ч

(15 мин.)*- время, необходимое на установку верхней пробки.

9. Время начала загустевания цементного раствора должно быть больше продолжительности цементирования

, мин.,

где =10÷20мин. – резерв времени.

Тогда минимально необходимый срок начала загустевания цементного раствора составит:

Применяемый при бурении цемент имеет начало схватывания, т.е. начинает терять подвижность, не ранее 2ч после затворения раствора. За период от затворения и до начала схватывания цементного раствора необходимо произвести его закачивание в скважину.

Читайте также: