Цементаж эксплуатационной колонны

Содержание

1. Общие сведения о районе работ………………………………………………3

2. Инженерно-геологические условия бурения…………………………………5

3. Проектирование конструкции скважины……………………………………..8

4. Выбор типа тампонажных материалов………………………………………15

5. Выбор вида и объема буферной жидкости………………………………….17

6. Выбор типа и числа элементов технологической оснастки………………..21

7. Расчет цементирования эксплуатационной колонны………………………24

8. Заключительные работы после цементирования

    эксплуатационной колонны…………………………………………………..30   

9.Список использованной литературы………………………………………....32                                                                        

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

  1. Общие сведения о районе работ

     Нефтяное месторождение Ачикулак находится в южной части Прикумского нефтегазоносного района. В административном отношении оно расположено на территории Нефтекумского района Ставропольского края,  в 25 км от г. Нефтекумска и в 75 км от железнодорожной станции Буденновск.



Обзорная карта района работ

     Ближайшими населенными пунктами, расположенными вблизи месторождения (50-70 км) являются с. Левокумское, Владимировка, г. Нефтекумск. Населенные пункты связаны между собой дорогами с асфальтовыми покрытиями. Нефть транспортируется по трубопроводу до станции Буденновск и далее железнодорожным транспортом Полезных ископаемых (в том числе и строительных материалов), кроме нефти и газа, в районе нет. Климат района континентальный, умеренно сухой, характеризующийся знойным летом и относительно холодной малоснежной зимой. Среднегодовая температура +10оС. Абсолютный максимум +44оС, абсолютный минимум -35оС.

     Среднегодовое количество осадков достигает 380 мм, причем большая часть их выпадает в виде дождя – 277 мм. Промерзаемость почвы не превышает 0,5 м. Характерное явление для Прикумской равнины – ветры восточного (38 %) и западного (17 %) направлений. Средняя скорость ветров колеблется в пределах 1,6-3,2 м/с, иногда достигает 20 м/с и более.

     Поверхностные источники воды в районе месторождения отсутствуют. Водоснабжение осуществляется за счет артезианских вод древнекаспийских и апшеронских отложений, залегающих на глубине 200-450 м.

     Рельеф месторождения и прилегающих к нему площадей  равнинный. Абсолютные отметки поверхности изменяются от +5,0 м до  32,0 м над уровнем моря. Иногда рельеф равнины нарушается невысокими холмами и курганами.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

2. Инженерно-геологические условия бурения

Литолого-стратиграфическая  характеристика разреза:

     На основании опыта бурения на Ачикулакском месторождении ожидается вскрытие следующего литолого-стратиграфического разреза.

Таблица 1 - Литолого-стратиграфическая  характеристика разреза

Стратиграфи-ческое подразделение

Глубина кровли, м

Глубина подошвы, м

Угол падения пластов  по подошве, град

Стандартное описание горной породы:

полное название, характерные  признаки

Четвертичная система (плейстоцен)

0

80

-

Лессовидные суглинки и супеси с тонкими прослоями песка  и песчаников

Средненеогено-вая

система

80

640

-

Глинистые песчаники, пески, глин с прослоями известняков-ракушечников

Нижненеогено-вая

          система система

640

800

-

Песчанистые глины, песчаники  с прослоями известняков и  мергелей, чередование песчаников и  глин, слабопесчанистые глины с тонкими  прослоями мергелей и алевролитов

Нижненеогено-вая+верхнепалео-геновая   системы

800

2260

10

Мощная толща темно-серых  неизвестковистых глин, включающих алеврито-песчаные пачки

Верхнепалеогено-вая система

2260

2290

20

глины, песчаники, алевролиты, мергели

Верхнемеловой отдел

2290

2600

10

известняки, мергели, глины, аргиллиты

Нижнемеловой отдел, альбский ярус

2600

2950

10

песчаники, алевролиты, аргиллиты

Нижнемеловой отдел, аптский  ярус

2950

3170

20

песчаники, алевролиты, аргиллиты

Нижнемеловой отдел, неоком

3170

3600

30

песчаники, известняки, алевролиты, аргиллиты


 

Давления и  температура по разрезу скважины:

     Ниже приведены: температурная характеристика разреза, ожидаемые величины пластовых давлений и давлений гидроразрыва, по данным бурения на данном месторождении.

Таблица 2 –  Давления по разрезу скважины

Глубина, м

Пластовые давления, МПа

Давления гидроразрыва, МПа

500

5,0

12,3

1000

10,0

14,9

1500

15,0

25,2

2000

20,0

35,0

2500

25,0

43,6

3000

30,0

52,5

3500

35,0

63,1

3600

36,0

75,7


 

Таблица 3 –  Температурная характеристика разреза

Глубина, м

Температура, оС

80

16

640

32

800

43

2260

95

2290

98

2600

111

2950

120

3170

124

3600

135


 

Возможные осложнения в процессе бурения:

     При проводке проектируемой скважины возможны следующие осложнения:

-поглощение бурового раствора в интервалах 0-640 м, 2075-3600 м.

-осыпи и обвалы стенок скважины в интервале 800-2260 м.

-нефтегазоводопроявления в интервале 80-3600 м.

-прихватоопасные зоны 800-2260 м, 2600-3600 м.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

  1. Проектирование конструкции скважины

     Выбор конструкции скважины является основным этапом ее проектирования и должен обеспечивать высокое качество строительства скважины.

     Число обсадных колонн, необходимых для обеспечения указанных требований, проектируется исходя из несовместимости условий бурения отдельных интервалов скважины.

     Под несовместимостью условий бурения понимается такое их сочетание, когда заданные параметры технологических процессов бурения нижележащего интервала скважины вызовут осложнения в пробуренном вышележащем интервале, если последний не закреплен обсадной колонной, а проведение дополнительных специальных технологических мероприятий по предотвращению этих осложнений невозможно или экономически нецелесообразно.

     Анализ условий бурения скважины проводится поинтервально сверху вниз с разбивкой геологического разреза скважины на зоны крепления.

     Для выбора количества обсадных колонн (зон крепления) используют совмещенный график изменения пластового давления, давления гидроразрыва пород и гидростатического давления столба бурового раствора, построенный на основании исходных данных в прямоугольных координатах глубина — эквивалент градиента давления (рис. 1).

     Под эквивалентом градиента давления (γэ.г.) понимают удельный вес жидкости, столб которой в скважине на глубине определения создает давление, равное пластовому (поровому) или давлению гидроразрыва.

Р = γ -Н/10, кгс/ см2 (1)

     Отсюда   γэ.г.пл.= 10Рпл/Н, гс/см3;  γэ.г.гр= 10Ргр/Н, гс/см3

     Кривые, характеризующие изменение пластового (порового) давления и давления гидроразрыва пластов, строят на основании данных промысловых исследований.

     Зоны совместимых условий бурения являются зонами крепления скважины обсадными колоннами. Количество зон крепления соответствует количеству обсадных колонн.

     Глубина спуска эксплуатационной колонны определяется способами заканчивания и эксплуатации скважины, а глубина спуска кондуктора - требованиями охраны источников водоснабжения от загрязнения, предотвращения осложнений при бурении под очередную обсадную колонну, обвязки устья скважины противовыбросовым оборудованием и подвески обсадных колонн.

На глубине 500 м  γэ.г.пл = 10∙50/500 = 1,0 гс/см3

                               γ э.г.гр = 10∙123/500 = 2,46 гс/см3

На глубине 1000 м  γэ.г.пл = 10∙100/1000 = 1,0 гс/см3

                                 γ э.г.гр = 10∙149/1000 = 1,49 гс/см3

На глубине 1500 м  γэ.г.пл = 10∙150/1500 = 1,0 гс/см3

                                 γ э.г.гр = 10∙252/1500 = 1,68 гс/см3

На глубине 2000 м  γэ.г.пл = 10∙200/2000 = 1,0 гс/см3

                                 γ э.г.гр = 10∙350/2000 = 1,75 гс/см3

На глубине 2500 м  γэ.г.пл = 10∙250/2500 = 1,0 гс/см3

                                    γ э.г.гр = 10∙436/2500 = 1,744 гс/см3

 На глубине 3000 м  γэ.г.пл = 10∙300/3000 = 1,0 гс/см3

                                   γ э.г.гр = 10∙525/3000 = 1,75 гс/см3

 На глубине 3500 м    γэ.г.пл = 10∙350/3500 = 1,0 гс/см3

                                   γ э.г.гр = 10∙631/3500 = 1,8 гс/см3

 На глубине 3600 м  γэ.г.пл = 10∙360/3600 = 1,0 гс/см3

                                   γ э.г.гр = 10∙751/3600 = 2,08 гс/см3

После определения эквивалентов градиентов давлений, строим совмещенный  график давлений (рис.1)

     Т.к. данная методика проектирования конструкции скважины не учитывает осложнения в процессе бурения, то конструкция скважины в соответствии с возможными осложнениями по разрезу и с проектными данными будет следующая:

     Направление спускается на глубину 7м для предохранения устья скважин и фундамента под буровую вышку от размыва буровым раствором и для обвязки циркуляционной системы.

     Кондуктор спускается на глубину 200м с целью перекрытия неустойчивой верхней части разреза и предохранения устья скважин от  размыва. Цементируется до устья. Перед бурением под промежуточную колонну на устье устанавливается ПВО.

     Промежуточная колонна спускается на глубину 1500м с целью перекрытия неустойчивых и склонных к поглощению бурового раствора верхне-майкопских отложений, а так же сокращения длины открытого ствола для предупреждения осложнений при дальнейшем бурении под эксплуатационную колонну. Цементируется до устья.

     Эксплуатационная колонна спускается на глубину 3600м, оборудуется направляющим башмаком, центрирующими фонарями, обратным клапаном.

 

Расчет диаметров  обсадных колонн и долот:

     Диаметры обсадных колонн выбирают в соответствии с величиной кольцевого зазора между долотом и спускаемой обсадной колонной, и кольцевого зазора между обсадной колонной и спускаемым в нее долотом для бурения последующего интервала.

     Диаметры обсадных колонн И долот выбирают снизу вверх, начиная с эксплуатационной колонны. Диаметр эксплуатационной колонны зависит от способа заканчивания скважины, условий ее эксплуатации и задается заказчиком на буровые работы.

     Диаметральные размеры конструкции скважины рассчитывают по следующим соотношениям:

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

dд = dм + ∆,

     где dм — 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:

dпред = dд + 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:

(dн)пред = dпред + 2δ,

     где δ — толщина стенки обсадной колонны, мм.

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

dд = 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):

dпред = 215,9+ 2∙3 = 221,9 мм.

     Наружный диаметр промежуточной колонны:

(dн)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:

dд = 270 + 25 = 295 мм.

     Принимаем долото диаметром 295‚3 мм.

     Внутренний диаметр предыдущей обсадной колонны (кондуктора):

dпред = 295‚3 + 2∙3 = 3О1‚3 мм.

     Наружный диаметр кондуктора:

(dн)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:

dд = 351 + 40 = 391 мм.

     Принимаем долото диаметром 393‚7 мм.

     Внутренний диаметр предыдущей обсадной колонны (направление):

dпред =393,7+2∙3=399,7мм.

     Наружный диаметр направления:

(dн)пред = 399,7 + 2∙11 = 421,7 мм.

     Принимаем диаметр направления 426 мм.

     Диаметр долота для бурения ствола под направление должен быть:

dд = 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.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

  1. 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.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

  1. 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 ρб.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:

Vбж≤ [Vбж];

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

     Необходимый объем БЖ Vбж равен:

Vбж = (150-200)∙Sк‚

     где Sк — площадь сечения затрубного пространства, м2.

Sк=(π∙(dс2 – dн2)) /4

     где dс — диаметр скважины, м; dн — наружный диаметр обсадной колонны, м.

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

Vбж = 200∙0‚02 = 4 м3

[Vбж] = (0,5∙∆P∙ Sк) / (cosα∙( ρбр – ρбж ) ∙g)

     где ∆P — величина репрессии при бурении, Па

∆P = h∙ρбр∙g – Pпл

     где h — глубина кровли пласта, м; Рпл — 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 ρбр;

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

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

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

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

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

  1. 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.