Цементаж эксплуатационной колонны

     Диаметральные размеры конструкции скважины рассчитывают по следующим соотношениям:

     Диаметр долота для бурения ствола под обсадную колонну с наружным диаметром d_н:

d_д = d_м + ∆,

     где d_м — наибольший наружный диаметр обсадной колонны (обычно наружный диаметр ее муфты); ∆ — минимально допустимая разность диаметров муфт обсадных труб и скважины, мм. Значения ∆ приведены в [3] и зависят от диаметра обсадных труб.

     Внутренний диаметр предыдущей обсадной колонны:

d_пред = d_д + 2∆_в‚

     где ∆_в — радиальный зазор между долотом и внутренней поверхностью той колонны, через которую оно должно проходить при бурении скважины (∆_в≥3...5).

     Наружный диаметр предыдущей обсадной колонны:

(d_н)_пред = d_пред + 2δ,

     где δ — толщина стенки обсадной колонны, мм.

     Диаметр долота для бурения ствола скважины под эксплуатационную колонну диаметром 168,3 мм:

d_д = 188 + 20 = 208 мм.

     В соответствии с ГОСТ 632—80 принимаем долото диаметром 215,9мм, которое обеспечит беспрепятственный спуск колонны до проектной глубины и качественное ее цементирование.

     Внутренний диаметр предыдущей обсадной колонны (промежуточной):

d_пред = 215,9+ 2∙3 = 221,9 мм.

     Наружный диаметр промежуточной колонны:

(d_н)_пред = 221,9 + 2∙11 = 243,9 мм.

     Принимаем диаметр промежуточной колонны 244,5 мм.

     Диаметр долота  для бурения ствола скважины  под промежуточную колонну должен  быть:

d_д = 270 + 25 = 295 мм.

     Принимаем долото диаметром 295‚3 мм.

     Внутренний диаметр предыдущей обсадной колонны (кондуктора):

d_пред = 295‚3 + 2∙3 = 3О1‚3 мм.

     Наружный диаметр кондуктора:

(d_н)_пред = 3О1‚3 + 2∙11 = 323‚3 мм.

     В соответствии с ГОСТ 632—80 принимаем диаметр кондуктора 323‚9мм.

     Диаметр долота  для бурения ствола скважины  под кондуктор:

d_д = 351 + 40 = 391 мм.

     Принимаем долото диаметром 393‚7 мм.

     Внутренний диаметр предыдущей обсадной колонны (направление):

d_пред =393,7+2∙3=399,7мм.

     Наружный диаметр направления:

(d_н)_пред = 399,7 + 2∙11 = 421,7 мм.

     Принимаем диаметр направления 426 мм.

     Диаметр долота для бурения ствола под направление должен быть:

d_д = 426 + 40 = 466 мм.

     Принимаем долото диаметром 490 мм.

 

Определение высоты подъема цементного раствора за колонной:

     Заполнение  пространства между обсадной колонной и стенками скважины раствором вяжущего материала, из которого в короткий срок образуется практически непроницаемый камень, является в данное время основным способом герметичного разобщения проницаемых горизонтов друг от друга, предотвращение перетоков пластовых жидкостей из одного горизонта в другой или в атмосферу через заколонное пространство.

     Общая проектная  высота подъема тампонажного  раствора за обсадными колоннами  должна обеспечивать:

— превышение гидростатических давлений составного столба бурового раствора и жидкости затворения цемента  над пластовыми давлениями перекрываемых  флюидосодержащих горизонтов;

— исключение гидроразрыва пород или развитие интенсивного поглощения раствора;

— возможность разгрузки  обсадной колонны на цементное кольцо для установки колонной головки.

     Согласно источнику  [З] направления и кондуктора  цементируются до устья. За  промежуточной колонной разведочных  и газовых скважин, не зависимо  от их глубины, цементирование  также осуществляется до устья.

Минимальная высота подъема тампонажного раствора над нефтесодержащим горизонтом, а так же над устройством ступенчатого цементирования (стыком секций) верхней ступени (секции) обсадных колонн должна составлять не менее 150-300 м.

     Кондуктор цементируется до устья.

     Промежуточная колонна цементируется в интервале 0-1500 м.

     Эксплуатационная колонна спускается до глубины 3600 метров и обсаживает продуктивный горизонт, изолируя его от других горизонтов геологического разреза скважины. Эксплуатационная колонна Цементируется в интервале 1350-3600 м.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

4. Выбор типа тампонажных материалов

     Тампонажные  материалы применяют для заполнения  заколонного пространства скважин  и изоляции всех проницаемых  пород друг от друга, предотвращая  перетоки жидкости (газа) из одного  пласта в другой, для ликвидации  трещин, каверн и других каналов,  по которым поглощается буровой  раствор; для защиты наружной  поверхности обсадных колонн  от коррозии; для придания большей  устойчивости обсадным колоннам.

     Материалы,  применяемые для разобщения пластов  должны обладать следующими свойствами:

— суспензия материала  должна быть легко прокачиваемой  в течение времени, необходимого для доставки ее в заданный интервал скважины, а в покое — обладать седиментационной устойчивостью;

— после закачки в скважину раствор в короткий срок должен превратиться в непроницаемый камень, даже при  отрицательной температуре окружающей среды;

— суспензия должна превращаться в твердое тело с небольшим  увеличением объема и без малейшей усадки;

— образовавшийся камень должен быть долговечным, высокопрочным, стойким  против коррозии;

— цементный камень должен сохранять механические свойства, непроницаемость  при всех изменениях температуры;

— сцепление с обсадной колонной и стенками скважины и прочность  должны быть достаточными, чтобы противостоять  тем силам, которые могут возникать  в период работы скважины;

     Основными факторами определяющими состав тампонажного раствора являются: температура, пластовое давление, давление гидроразрыва, наличие солевых отложений, вид флюида.

     Для цементирования  скважин следует применять тампонажные  материалы, выпускаемые промышленностью  по технологическим регламентам  (утвержденным изготовителем) и  удовлетворяющие требованиям соответствующих  стандартов.

     Тампонажный  цемент выбирают следующим образом:

1) по температурному интервалу;

2) из условия соответствия  плотности тампонажного раствора;

3) из условия соответствия  виду флюида и отложениям в интервале цементирования.

     Учитывая вышеизложенное для данной скважины, выбираем портландцемент тампонажный песчанистый марки ПЦТ-I-150:

-рекомендуемая температурная область применения — 100-160°С;

-расчетная плотность тампонажного раствора — 1900 кг/м³;

-рекомендуемое водоцементное отношение — 0,40-0,45;

-плотность сухого цемента — 3150 кг/мз.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

5. Выбор состава и объема буферной жидкости

Таблица 4 –  Области применения буферных жидкостей

Геолого-технические условия  проводки скважин	Буферные жидкости (БЖ)
	Низковязкие буферные жидкости			структурированные БЖ БП-100, БПС-170, МБПС-100	вязкоупругие БЖ	аэрированные БЖ	эрозионные БЖ	водные растворы кислот	водные растворы солей	специальные комбинированные  БЖ	незамерзающие БЖ
	вода	моющие БЖ на водной основе МБП-М-100	моющие БЖ на нефтяной основе
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12
1. Устойчивые породы, не  подверженные набуханию под действием  воды	+	+
2. Пласты с АВПД				+	+
3. Неустойчивые породы, склонные  к обвалам и осыпям при воздействии  на них воды				+	+				+
4. Наличие поглощений  бурового раствора					+	+				+
5. Многолетнемерзлые породы											+
6. Сильно кавернозные  стволы и наклонные скважины					+		+		+
7. Промывка скважин нефтеэмульсионными  буровыми растворами			+
8. Разрез, характеризующийся  карбонатными породами								+

          

   Согласно таблице 4 выбираем вязкоупругую буферную жидкость.

     Для цементирования наклоннонаправленных скважин, интервалов повышенной кавернозности и желобов, пластов, склонных к интенсивному поглощению, предназначены вязкоупругие БЖ (ВУБЖ) на водной основе. Объем ВУБЖ для цементирования скважин составляет 1-2 м при плотности 1030-2160 кг/м³.

     ВУБЖ (рецептура НПО «Бурение») вязкостью 150-200 с по СПВ-5 приготавливают в мерниках ЦА из расчета ввода 1,5-2,0% порошкообразного ПАА, растворяемого в подогретой до 30-40 °С воде, в которую предварительно вводят 2% поваренной соли (NaCl) и 2% сульфитно-дрожжевой бражки (СДБ). Время гелеобразования регулируют добавлением 0,8-1% бихромата натрия (Na2Cr2O7), который предварительно растворяют в 15-20 л воды и вводят при круговой циркуляции в течение 20 мин перед закачиванием в скважину. Применяется при температурах до 100 °С.

     ВУБЖ (рецептура ВолгоградНИПИнефти) приготавливают в мерниках ЦА при расходе на 1 м³ 1%-ного раствора ПАА, 0,125 м³ флотореагента Т-66 и 0,025 м³ 10%-ного раствора глинозема Al2(SO4)3. Перемешивают состав при круговой циркуляции в течение 5-10 мин и закачивают в скважину непосредственно перед затворением тампонажного раствора.

     Плотность буферной жидкости принимается ρ_б.ж.= 1230 кг/м³.

     Определение  необходимого для цементирования  объема БЖ производится, исходя  из следующих положений.

     Гидростатическое  давление составного столба бурового  раствора и БЖ должно превышать  пластовое давление в пласте  с наибольшим модулем градиента  пластового давления цементируемого  интервала.

     Для кондукторов,  промежуточных, в том числе  секционных колонн, ниже которых  не ожидается вскрытия газовых  и газоконденсатных, а также водоносных  и нефтяных пластов с АВПД, необходимо принимать объем буферной  жидкости из расчета заполнения  затрубного пространства протяженностью 150-200 м.

     Для эксплуатационных  колонн относительно кровли флюидонасыщенного  горизонта, для кондукторов, промежуточных,  в том числе секций и потайных  колонн, ниже которых ожидается  вскрытие газовых и газоконденсатных  пластов независимо от АВПД, а  также водоносных и нефтяных  пластов с АВПД‚ объем БЖ  принимается из расчета прохождения ее через башмак колонны в течение 8-10 мин при турбулентном течении и 10-15 мин при структурном течении, но не менее 150-200 м по длине затрубного пространства.

     При вскрытых флюидонасыщенных пластах необходимо проверять условие:

V_бж≤ [V_бж];

где V_бж — необходимый объем БЖ, м³, [V_бж] — максимально допустимый объем БЖ, м³.

     Необходимый объем БЖ V_бж равен:

V_бж = (150-200)∙S_к‚

     где S_к — площадь сечения затрубного пространства, м².

S_к=(π∙(d_с² – d_н²)) /4

     где d_с — диаметр скважины, м; d_н — наружный диаметр обсадной колонны, м.

S_к = (3,14∙(0,238² – 0,168²)) /4 = 0,02 м³

V_бж = 200∙0‚02 = 4 м³

[V_бж] = (0,5∙∆P∙ S_к) / (cosα∙( ρ_бр – ρ_бж ) ∙g)

     где ∆P — величина репрессии при бурении, Па

∆P = h∙ρ_бр∙g – P_пл

     где h — глубина кровли пласта, м; Р_пл — пластовое давление, Па; g — ускорение свободного падения, м/с²; α — средний угол наклона ствола скважины в интервале расположения буферной жидкости после полного выхода её из башмака колонны;

     При невыполнении неравенства:

— рассматривается возможность  увеличения плотности БЖ принятого

типа, при необходимости  — до плотности равной ρ_бр;

— при невозможности увеличения плотности БЖ до необходимой принимается объем БЖ, равный [V_бж].

∆P = 3600∙1300∙9‚81 – 36∙10⁶ = 10∙10⁶ Па.

[V_бж] = (0,5∙10∙10⁶ ∙ 0,02) / (cos0∙( 1300 – 1230 ) ∙9,81) = 145.6 м³

     Условие V_бж≤ [V_бж] выполняется, принимаем объем буферной жидкости   4 м³.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

6. Выбор типа и числа элементов технологической оснастки

     Под технологической  оснасткой обсадных колонн подразумевают  определенный набор устройств,  которым оборудуют колонну для  обеспечения ее качественного  спуска и цементирования в  соответствии с принятой технологией.

     К оснастке  обсадных колонн относят разнообразные  типоразмерные модификации башмачных  патрубков с насадками и обратных  клапанов, центраторов, скребков  и турбулизаторов‚ а также  разъединительные‚ подвесные и  стыковочные устройства для секций  и хвостовиков, муфты ступенчатого  цементирования и другие изделия  разового использования.