Материал: Селективное заканчивание скважин

Натяжение обсадной колонны необходимо для сохранения прямолинейной формы её незацементированной части путём компенсации веса и с учётом изменения температуры и давления. Если расчётное значение натяжения не удовлетворяет условию прочности колонны, то необходимо либо повысить прочность труб, либо увеличить высоту подъёма цемента.

Определяют как нижний, так и верхний предел натяжения обсадных колонн.

Нижний предел - минимальное значение усилия натяжения для скважин любого назначения выбирается по наибольшему значению из двух значений, рассчитанных по формуле:

где: QН - усилие натяжения, кН;

Q - вес свободной (незацементированной) части колонны, кН;

P - максимальное внутреннее устьевое давление в колонне (давление опрессовки), P = 15,95 МПа;

L - глубина скважины м;

l - длина свободной части колонны, l =1880 м;

м

D., d- соответственно наружный и внутренний диаметры колонны, м. D. = 0,168 м;

d. = D-2δ

F - площадь сечения трубы, определяют по формуле:

СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts

Fn = 0,785*(D2 - d2);

γР, γВ - удельные веса жидкости за колонной и внутри неё в процессе эксплуатации, Н/м3; γР = Н/м3, γВ = Н/м3;

α- коэффициент линейного расширения материала труб,

α= 12*10-6 1/ 0С;

E - модуль упругости материала трубы, E = 2,1*1011 Па;

T - средняя температура нагрева (охлаждения) колонны, 0С. Среднюю температуру нагрева берут как среднюю величину по

глубине:

T = ((t3 - t1) + (t4 - t2)) / 2,

где: t1, t2 - первоначальная температура у верхнего и нижнего концов рассматриваемого участка колонны, 0С;

t3, t4 - температура у верхнего и нижнего концов рассматриваемого участка колонны при эксплуатации, 0С;

t1 = 8 0С; t3 = 10,4 0С; tЗАБ. = 28 0С;

Определение средней температуры нагрева колонны:

0С

СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts

0С

0С

мм

F = 0,785*(D2-d2)=0,0038

Минимальное усилие натяжения превышает вес незацементированной части обсадной колонны 564,82кН > 451,835 кН, поэтому принимается исходная величина Qn = 564,82 кН.

Верхний предел натяжения колонны определяется из условия:

Qn ≤ Qmax

где: Qmax - допустимая осевая нагрузка на трубы колонны (равная максимально допустимой страгивающей нагрузке делённой на коэффициент запаса на страгивающие нагрузки), кН.

, n2=1,15

Qmax = Pстр./1,15 = 813/1,15 = 706,956 кН

Qn ≤ Qmax условие выполняется

Qmin<Qn<Qmax

,82<650<706,956 Принимаем Qn= 650 Кн

СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts

5. Расчет и обоснование параметров цементирования

Обоснование способа цементирования

Цементирование скважин наиболее ответственный этап в строительстве скважин. Значение цементировочных работ, обуславливается тем, что они являются заключительным этапом, и неудачи при их выполнении могут свести к минимуму успех предыдущей работы вплоть до полной потери скважины.

Все способы цементирования имеют одну цель - вытеснить буровой раствор тампонажным из затрубного пространства скважины и поднять на нужную высоту. В результате этого исключается возможность движения любой жидкости или газа из одного пласта в другой, Через затрубное пространство обеспечивается длительная изоляция продуктивных объектов от посторонних вод, укрепляются неустойчивые, склонные к обвалам и осыпям породы, обсадная колонна предохраняется от коррозии в результате воздействия пластовых вод. Состав тампонажного раствора определяется геолого-техническими условиями скважины (пластовое давление, температура). При приготовлении раствора используются осреднительные емкости.

В общем случае основными факторами для выбора тампонажного материла являются температура в скважине (на проектной глубине 2500 м t»28°С), давление гидроразрыва пород, а также наличие нефтегазоносных и соленасыщенных пластов.

Плотность тампонажного раствора должна удовлетворять условию

gр+0,2 Ј gц Ј kгр, где:

kгр - градиент давления гидроразрыва, gц - плотность тампонажного

СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts

предусматривается регулирование сроков схватывания таким образом, чтобы время цементирования составляло 75% от сроков начала схватывания. В качестве ускорителя схватывания используется кальцинированная сода. В случае необходимости увеличения сроков схватывания в качестве замедлителя используется карбоксиметилцеллюлоза (КМЦ). Концентрация реагентов подбирается лабораторным путем и в проекте не указывается.

Плотность продавочной жидкости и жидкости при испытании колонны на герметичность принимается такой, какой заполнен ствол скважины к моменту спуска обсадной колонны.

Для предотвращения смешивания тампонажного и бурового раствора, а также более эффективного замещения бурового раствора тампонажным предусматривается применение в качестве разделяющей среды аэрированной буферной жидкости с плотностью 900 кг/см3

Скорость восходящего потока в кольцевом пространстве, для обеспечения вытеснения бурового раствора из сужений и расширений ствола, должна быть не более 0,5м/с либо не менее 1м/с.

5.2 Цементирование эксплуатационной колонны

Цементирование колонны осуществляется в одну ступень 1. Определим внутренний диаметр обсадной колонны

. Необходимое количество тампонажного раствора для цементирования обсадной колонны определяется по формуле:

СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts