Проект заканчивания эксплуатационной скважины глубиной 2320 м на Самотлорском месторождении

   ΔР_т.цр = 5 × 2535 = 0,013 МПа;

   ΔР_кп.цр = 2320 × 2049 = 4,754 МПа;

   Р_ц.т = 33,138  – 25,069 + 0,329 + 0,013 + 4,754 = 13,165 МПа; 
 
 

   Р_кпз = 33,138 + 4,754 = 37,892 МПа;

   -вторая  скорость:

   ΔР_т.ж = 2315 × 96 = 0,222 МПа;

   ΔР_т.цр = 5 × 2417 = 0,012 МПа;

   ΔР_кп.цр = 2320 × 1743 = 4,044 МПа;

   Р_ц.т = 33,138  – 25,069 + 0,222 + 0,012 + 4,044 = 14,122 МПа;

   Р_кпз = 33,138 + 4,044 = 37,182 МПа;

   -первая  скорость:

   ΔР_т.ж = 2315 × 67 = 0,155 МПа;

   ΔР_т.цр = 5 × 2318 = 0,012 МПа;

   ΔР_кп.цр = 2320 × 1532 = 3,554 МПа;

   Р_ц.т = 33,138  – 25,069 + 0,155 + 0,012 + 3,554 = 11,79 МПа;

   Р_кпз = 33,138 + 3,554 = 36,692 МПа;

Результаты расчетов сводим в таблицу 9.3. 

Таблица 9.3.

Зависимость давлений Р_ц.т  и Р_кпз от объемов и передач.

 

Результаты вычислений приводим в виде графика (9.1). 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 

 

      Из нижнего графика видно, что закачивание жидкостей согласно условию (9.6) можно осуществлять   на четвертой скорости в объеме А₁ на третьей В₁ и остальное на второй скорости.

    Для предупреждения разрыва сплошности потока в кольцевом пространстве на устье необходимо создать противодавление по величине равным Р_у. Поэтому давление на цементировочной головке и на забое скважины увеличится, кривые переместятся влево (пунктирные линии). Анализируя их имеем: количество жидкости закачиваемой на четвертой   скорости – А₂; на третьей скорости – В₂; на второй – С₂ и на первой – Д₂. Из условия 9.7 мы                       
 

построили графики, а также графики с учетом Р_у, то эти графики переходят до давления гидроразрыва (Р_г.р).

   Совместно условия (9.6, 9.7) выполняются при закачивании  на четвертой скорости объема жидкости А = А₂, на третьей В = В₂, на второй С = С₂ и на первой Д = Д₂ последние 1,5 м³, в целях предупреждения прорыва колонны вследствие возможности гидравлического удара при посадке разделительной пробки на кольцо «стоп», следует закачивать с наименьшей производительностью.

                                                         

   9.1 Определение времени цементирования

   Продолжительность процесса цементирования t_ц складывается из времени необходимого для приготовления начальной порции тампонажного раствора для заполнения ею осреднительной емкостью, освобождения разделительной пробки, на закачку тампонажным раствором в обсадную колонну и на закачку в колонну продавочной жидкости.

   Продолжительность процесса цементирования находим по следующей формуле:

   t_ц = (V_тр / ∑ q_ца) + (∑ V_пр.i / Q_i) + (600 ÷ 800)

   Где: 600 ÷ 800 – время на возможную остановку  цементировочных агрегатов в  процессе цементирования.

   t_ц = (95,16 / 3 × 0,0258) + (43,761 / 4 × 0,0258) + 700 = 2353,498 секунд

   Время t_ц, как правило, не должно превышать 75% срока начала загустевания тампонажного раствора t_заг.

   t_ц ≤ 0,75 × t_заг

   39 ≤  0,75 × 60

   39 ≤  45 мин – условие выполняется. 
 

   10. Разработка технологической  системы обвязки цементировочной техники

   Для цементирования скважины используем следующую технику: смесительные машины СМП-20, насосные агрегаты 3ЦА-400, цементировочную головку типа ГУЦ140-168-400, систему трубопроводов с быстросъемными соединениями. Эту технику заблаговременно доставляют на буровую.

   Для контроля процесса цементирования применяем станцию СКЦ-2М. На рисунке 10 покажем схему обвязки цементировочного оборудования. 

     

   Рисунок 10 Схема обвязки цементировочной  техники. 
 

   11 Обоснование способа  контроля качества цементирования

   Оценку  качества крепления скважины можно провести геофизическими методами. Эти методы обеспечивают следующие показатели:

   - высота  подъема тампонажного раствора  за обсадной колонной;

   - степень  и характеристика заполнения  затрубного пространства тампонажным  камнем в интервале цементирования;

   - наличие  или отсутствие контактных связей  цементного камня с обсадной  колонной и горными породами;

   - наличие  или отсутствие каналов, газа  или жидкости и заколонных  перетоков;

   - наличие  и места установки заколонной  технической оснастки;

   - фактических  внутренних диаметров обсадной  колонны при наличие соответствующей  аппаратуры.

   Заключение  по оценке состояния зацементированного затрубного пространства каждой конкретной скважины должно выдаваться по комплексу  геофизических исследований. Заключение по каждому отдельному методу является недостаточно объективным или невозможным.

   Также в зависимости от назначения скважины определяется способ проверки герметичности  обсадной колонны (снижением уровня, либо опрессовкой). В процессе испытания  колонны на герметичность способом опресовки создаваемое внутреннее давление на трубы должно превышать не менее чем на 10% возможное давление, возникающее при ликвидации газонефтепроявлений и открытых фонтанов, а также при опробовании и эксплуатации скважин. Колонна считается герметичной, если в течение 30 минут давление снизилось не более чем на 5 кгс/см² (0,5 МПа).

   Способ  снижения уровня. При испытании на герметичность колонны способом снижения уровня последний должен быть снижен до величины не менее 1000 метров, для скважин глубиной более 2000 метров уровня на 40 – 50 метров ниже того, при котором предполагается вызов притока из объекта, подлежащего опробованию или эксплуатации. При испытании способом снижения уровня, колонна считается герметичной в том случае, если повышение уровня сниженного до требуемой величины за 8 часов наблюдения не превысит величины указанной в таблице 11.1. 

   Таблица 11.1.

 

   Замеры  уровня должны проводиться аппаратом  Яковлева, уровнемером или другими  приборами через каждые 2 часа. 

   12 Обоснование способа  вскрытия продуктивных горизонтов

   Целью вторичного вскрытия продуктивных горизонтов является восстановление гидравлической связи со стволом скважины производством перфорационных работ с помощью различных типоразмеров перфораторов, а также дренирование приствольной и призабойной зон, интенсифицирующее приток углеводородов в скважину.

   Для нашей  скважины выбираем способ при котором  вскрытие пластов производится на депрессии  при спущенных в скважину НКТ  перфораторами типа ПР, ПНК и ПНКТ с установкой на устье кроме фонтанной  арматуры дополнительно лубрикатора.

   Выбор типоразмера и плотности перфорации осуществляется геологической службой  нефтегазодобывающего управления (НГДУ) с учетом накопленного опыта работ.

   Применение  того или иного типа перфоратора  зависит от конкретных термобарических  условий в скважине, технического состояния обсадных труб и цементного кольца, положение ВНК и ГНК относительно информационного интервала и толщины пласта. Кроме того следует учитывать технические особенности различных типов перфораторов. Мы будем использовать перфораторы типа ПНК и ПНКТ которые исключают спуск приборов в интервал перфорации, а при увеличении плотности перфорации, очистке призабойной зоны необходим подъем НКТ.

   В таблице 12.1 приведены характеристики некоторых перфораторов.

 

   

   Таблица 12.1 - Технические характеристики перфораторов