Qм = 0,785*(D2 - d12)*К1*щ,
tвсп - продолжительность вспомогательных операций (15 мин.), щ - скорости подъема цементного раствора в кольцевом пространстве у башмака колонны в момент начала продавки (не менее 1,8-2,0 м/с)
Для эксплуатационной колонны:
Qм = 0,785*(0,16512 - 0,1402)*1,15*1,8 = 0,0124 м3/с = 0,747 м3/мин.
Продолжительность работ по тампонированию обсадной колонны не должна превышать 75% времени начала схватывания цементного раствора (tн.скв = 120 мин). В нашем случае допустимое время цементирования будет:
tдоп = 0,75х tн.схв. = 0,75Ч120 = 90 мин
Следовательно, требования правил безопасности [2] в части соблюдения продолжительность работ по тампонированию обсадной колонны выполняются.
Расчет количества цементосмесительных машин
Для снабжения цементным раствором цементировочных агрегатов ЦА-320М количество цементосмесительных машин СМН-20 должно быть:
nцсм = G0 / qцб = 39,6 / 20 = 2 машины.
где G0 - весовое количество привозимого сухого цемента с учетом предполагаемых потерь, т, qцб - весовое количество цемента, вмещаемого в бункер одной цементосмесительной машины
Цементировочное оборудование при цементировании эксплуатационной колонны:
1. СМН - цементно-смесительная машина - 2 машины.
2. ЦА - цементировочный агрегат - 4 машины.
3. О.е. - осреднительная ёмкость - 1 шт.
4. СКЦ - станция контроля цементирования - 1 шт.
5. БМ - блок манифольдов - 1 шт
6. ЦБН - центробежный насос.
7. ППУ - передвижная паровая установка.
10. Выбор способа вторичного вскрытия пласта
Геолого-технические условия вторичного вскрытия продуктивных пластов в обсаженных скважинах имеют три критерия эффективности [2]:
· Надёжное сообщение пласта со скважиной (за счёт перфорационных каналов соответствующих диаметров и глубины вхождения в продуктивную толщу);
· Суммарная поверхность вскрытия ОК в виде отверстий и щелей (желательно максимально возможная, но при условии, что перфорированная часть колонны противостоит горному давлению);
· Сохранение прочности ОК и цементного кольца как в зоне, так и за пределами интервала вскрытия.
Так как конструкция ПЗС у нас представляет собой зацементированную и спущенную колонну, то вторичное вскрытие будет производиться с помощью перфорации колонны и цементного камня за эксплуатационной колонной.
Выбор типа перфораций осуществляет с учётом возможности достижения наилучших эксплуатационных качеств скважины, но вскрытие кумулятивным методом используются чаще всего. [2]
11. Выбор и обоснование способа освоения скважины. Оборудование, применяемое при освоении скважины
Кумулятивная перфорация.
Основное назначение - перфорирование колонны, создание каналов в цементном камне и горной породе.
Кумулятивная перфорация основана на пробивном действии высокоскоростных струй из полужидкого металла, образующихся при взрыве кумулятивного заряда. [2]
Кумулятивный заряд для перфорации скважин состоит из прессованной шашки взрывчатого вещества, в кумулятивную выемку которой вложена или впрессована металлическая облицовка, а с противоположной стороны строго по центральной оси заряда расположен промежуточный детонатор. Заряд заключен в оболочку, которая в случае бескорпусных перфораторов должна быть полностью герметичной и выдерживать давление и температуру окружающей среды.
Перфорация на насосно--компрессорных трубах идеальна для перфорации больших интервалов при депрессии. Перфорация на депрессии позволяет предотвратить попадание промывочной жидкости в прискважинную зону пласта в момент его вскрытия и как следствие исключить ухудшение проницаемости в прискважинной зоне. [2]
Для вскрытия продуктивных зон через эксплуатационную колонну выберем перфоратор кумулятивного типа на насосно-компрессорных трубах ПКО-89 АТ.
Рисунок 11.1 - Перфоратор ПКО-89-АТ
Перфоратор ПКО-89-АТ спускается на насосно-компрессорных трубах и предназначен для вскрытия продуктивных пластов в нефтяных, газовых и других скважинах. Перфоратор может применяться для вскрытия протяженных пластов в вертикальных скважинах, в условиях депрессии и с понижением уровня жидкости в скважине. [11]
Таблица 11.1 - Технические характеристики перфоратор ПКО-89-АТ [11]
|
Технические характеристики |
Значения |
|
|
Наружный диаметр, мм |
89 |
|
|
Протяженность вскрытия, м |
150-200 |
|
|
Плотность перфорации, отв./м |
10 |
|
|
Максимально допустимое гидростатическое давление, МПа |
80 |
|
|
Максимально допустимая температура, °С |
150 |
Перед перфорацией буровой раствор заменяется на солевой раствор с целью очистки ствола скважины в зоне перфорации от твердых частиц (глинистая корка, утяжелитель, шлам и т.д.)
12. Подготовка скважины к эксплуатации
В состав работ по испытанию скважины включаются процессы:
1. Подготовительно-заключительные работы.
В скважину до нижних отверстий интервала перфорации спускается колонна НКТ, устанавливается фонтанная арматура на устье скважины. Устье скважины обвязывается по утверждённой схеме, согласованной с местным органом Ростехнадзора РФ.
Рисунок 12.1 - Арматура фонтанная АФ6-80/65х35 К2 ХЛ
Выбираем фонтанную арматуру по ГОСТ 13846-89.
2. Перфорация колонны.
3. Замена жидкости, заполняющей скважину, жидкостью с иными физико-химическими свойствами.
Закачка соляно-кислотной ванны, состоящей из раствора NaCl.
4. Создание депрессии на пласт снижением уровня жидкости в скважине.
Устьевое оборудование и линии обвязки испытываются избыточным давлением в 1,5 раза превышающее ожидаемое давление нагнетания жидкости в скважину.
5. Работы по интенсификации притока жидкости из пласта (гидроразрыв, кислотная обработка).
Вызов притока предусматривается осуществлять заменой технологической жидкости (раствора NaCl) водой с дальнейшим переходом на пену с постепенным снижением плотности.
При недостаточности указанной депрессии в связи с возможной загрязненностью призабойной зоны пласта её величину, возможно, увеличивать до значения допустимой депрессии, обеспечивающей устойчивость ПЗП и сохранность цементного кольца.
Очистка скважины производится до полного извлечения из пластового флюида фильтрата бурового раствора, при получении стабильного притока пластового флюида, стабилизации устьевых и забойных показателей давления и температуры.
Все работы по обработке продуктивной зоны соляно кислотным раствором производятся в соответствии c Методическими указаниями «Технология кислотных обработок пластов», 1985 г.
Список литературы
скважина бурение геологический
1) Программа бурения вертикальной эксплуатационной скважины № 2228 месторождения Петелинское;
2) Подгорнов В. М. Заканчивание скважин. Часть 2. Формирование призабойной зоны скважины: Учебник для вузов. - М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2008. -254 с.;
3) «Федеральные нормы и правила в области промышленной безопасности "Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности"»;
4) Зозуля В.П., Ангелопуло О.К., Зозуля Н.Е., Головин В.В. Буровые промывочные и тампонажные растворы: Конспект лекций. - М.:РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина, 2008.- с.;
5) Леонов Е.Г., Симоняиц С.Л. Совершенствование технологического процесса углубления скважины: Учебное пособие. - М.: Издательский центр РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина, 2014. -184 с.;
6) Инструкция по расчёту обсадных колонн для нефтяных и газовых скважин, 1997. - 207 с.;
7) ГОСТ 632-80 Трубы обсадные и муфты к ним
8) Леонов Е.Г., Исаев В.B. - Осложнения и аварии при бурении нефтяных и газовых скважин: Учеб. для вузов. - М.: ООО «Недра - Бизнесцентр», 2006.- 413с.;
9) Булатов А.И., Долгов С.В., Спутник буровика: Справочное пособие. Книга 2, Москва, 2006 г.;
10) https://studopedia.org/9-166762.html/;
11) http://mehzavod.su/Cumulative
12) https://studfiles.net/preview/5657026
13) https://studopedia.su/6_38601_raschet-odnostupenchatogo-tsementirovaniya-skvazhini.html