Проект заканчивания эксплуатационной скважины глубиной 2320 м на Самотлорском месторождении

   Где:  К_р – коэффициент резерва в таблице 2.1 регламентированный коэффициент резерва.     

   Таблица 2.1.

 

   В нашем случае градиенты пластовых давлений и давление гидроразрыва приведены в таблице 1.1. из этих данных построим график изменения градиентов давлений, рисунок 2.1. 
 
 
 
 
 
 

 

    

      

   Рисунок 2.1 - Совмещенный график изменения  градиентов давлений. 

   Исходя  из графика изменения градиентов давлений и геологических условий, выбираем глубину спуска направления, кондуктора и эксплуатационной колонны и сводим в таблицу 2.2.

   Интервал  цементирования определяем в соответствии с правилами [7], согласно которым направление и кондуктор цементируется до устья. Высота подъема тампонажного раствора над кровлей продуктивных горизонтов, а также устройством ступенчатого цементирования или узлом соединения вертикальных секций обсадных колонн в нефтяных скважинах должна быть от 150 до 300 метров и 500 метров в газовых скважинах.

   Продуктивные  горизонты, в том числе не подлежащие эксплуатации, истощенные горизонты, проницаемые водоносные горизонты, интервалы сложенными пластичными породами и породы агрессивными по отношению к обсадным колоннам, объединяются в один общий, который должен быть зацементирован. При этом проектная высота подъема тампонажного раствора за обсадными колоннами должна предусматривать:

   - превышение гидростатического давления  составного столба бурового раствора  и жидкости затворения цемента над пластовыми давлениями перекрываемых флюидосодержащих горизонтов;

   - исключение  гидроразрыва пород или интенсивного  поглощения;

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

   При ступенчатом цементировании, спуске колонн секциями, нижняя и промежуточные ступени обсадных колонн, а также потайные колонны должны быть зацементированы по всей длине.

   Разрыва целостности цементного кольца за обсадными  колоннами не допускаются.

   Высоту  подъема цементного камня определяют из условий:

   Р_гидр =1,05 *× Р_пл, МПа                                                                                                           (2.5)

   Р_гидр =Н × g × ρ_{пр. ж}, МПа                                                                                                       (2.6)

   Где: g – ускорение свободного падения,  g = 9,81 м/с²;

           Н – высота подъема цементного  камня, м;

           ρ_{пр. ж} – плотность поровой жидкости,  ρ_{пр. ж} = 1100 л/м³_.

   Н = 1,05 × Р_пл / g × ρ_{пр. ж}, м                                                                                                   (2.7)

   Н = 1,05 × 25 × 10⁶ / 1100 × 9,81=2432 м

   Согласно  расчету  мы можем зацементировать  от забоя до устья, так как глубина  скважины 2400, а высота подъема цементного камня 2432 метра.

   Диаметр эксплуатационной колонны выбираем исходя из ожидаемых суммарных дебетов [3 таблицы 3 и 4] габаритов оборудования, которое должно быть, спущено в данную колонну для обеспечения заданных дебетов, проведения геофизических исследований, опробование продуктивных горизонтов, скважинного оборудования и ремонтных работ.

   При нашем  дебите берем 168 миллиметровую эксплуатационную колонну. Диаметры промежуточных колонн и кондукторов, а также диаметры долот для бурения под каждую колонну (d_дол) находят из следующих соотношений:

   - диаметр  ствола скважины под обсадную  колонну с наружными диаметрами  по муфте (d_м);

   d_дол= d_м + Δн, мм                                                                                                                     (2.8)

   - наружный диаметр предыдущей обсадной колонны [d_н.пред];

   d_н.пред = d_д + 2 × (Δв + δ), мм                                                                                                 (2.9)

   Где Δн – разность диаметров между муфтой обсадной колонны и стенкой ствола скважины;

          Δв – радиальный зазор между  долотом и внутренней поверхностью  той колонны, через которую  оно должно проходить при бурении  скважины (от 5 до 10 мм);

          δ – наибольшая возможная толщена стенки труб данной колонны.

   Расчетные значения диаметров долот уточняют по ГОСТ 20692-75 [6], а обсадных труб по ГОСТ 632-80 [6]. Из источника [6] подбираем Δн [таблица 5], сочетание размеров обсадных колонн, долот применяемых при бурении [таблица 6].

   d_дол= 186 + 25 = 213 мм

   Для эксплуатационной колонны берем диаметр долота 215,9 мм.

   d_н.пред = 215,9 + 2 × (7 + 10) = 249,9 мм

   Принимаем диаметр кондуктора равным 245 мм.

   d_д = 270 + 35 = 305 мм

   Для бурения  под кондуктор берем долото диаметром 295,3 мм.

   d_н.пред = 295,3 + 2 × (7 + 10) = 329,3 мм

   Принимаем диаметр направления равный 324 мм.

   d_д = 324 + 40 = 364 мм

   Для бурения  под направление используем долото диаметром 393,7 мм.

   Полученные  результаты сводим в таблицу 2.2. 

   Таблица 2.2 - Конструкция скважины.

   3 Выбор материалов для цементирования скважин

   Выбор вида тампонажного материала производится по наибольшей температуре в скважине, с учетом агрессивности окружающей среды.

   Рекомендуется интервал залегания продуктивного  пласта цементировать «бездобавочным»  тампонажным раствором (за исключением  реагентов ускорителей, замедлителей сроков схватывания).

   Обоснование плотности тампонажного раствора в  случае цементирования для цементирования вышележащих интервалов производится из условия поглощения тампонажного раствора наиболее «слабым» пластом (определяется по давлению гидроразрыва из совмещенного графика давлений) и наиболее полного вытеснения буровой промывочной жидкости из затрубного пространства, которое записывается следующим выражением:

   ρ_тр^в = Р_погл – g × ρ_{пр. ж}× (L – h) / g × (L_n – (L-h)), кг/м³                                                         (3.1)

   ρ_тр^н = ρ_{пр. ж} + 200, кг/м³                                                                                                          (3.2)

   Где: ρ_тр^в , ρ_тр^н – верхняя и нижняя границы возможных вариаций плотности тампонажного раствора, кг/м³;  

   ρ_{пр. ж} – плотность продавочной жидкости применяемой при вскрытии продуктивных пластов, кг/м³;

   L – глубина спуска обсадной колонны, м;

   L_n – глубина залегания подошвы наиболее «слабого» пласта, м;

   h – высота подъема тампонажного раствора от башмака колонны, м;

   200 кг/м³ – превышение плотности тампонажного раствора над плотностью промывочной жидкости, при котором достигается полнота и вытеснение.

   ρ_тр^в =[38,1 ×10⁶ – 1100 × 9,81 × (2400 - 800)] / 9,81 × (2320 - (2400 - 800)) = 1850 кг/м³ ;

   ρ_тр^н = 1100 +200 = 1300 1850 кг/м³

   Ориентировочно принимается возможное значение тампонажного раствора в пределах установленных границ (желательно ближе к верхней границе) и проверяется условие недопущения тампонажного раствора на момент окончания цементирования скважины. (Р_кп < Р _погл).

   Возьмем плотность тампонажного раствора равной 1800 кг/м³. Данную плотность проверяем на давление в кольцевом пространстве по формуле:

   Р_кп = Р_{гс кп} + ΔР_кп + Р_укп, МПа                                                                                                (3.3)

   Где: Р_{гс кп}, ΔР_кп, Р_укп- соответственно давление гидроскопическое, гидродинамическое и на устье скважины в кольцевом пространстве.

   Р_укп принимаем равной нулю, так как давление на устье скважины отсутствует.

   Для того чтобы найти ΔР_кп, необходимо найти режим течения вязкопластичной и вязкой жидкостей определяем по критическому числу Рейнольдса по формуле:

   Re_кр = 2100 + 7,3 × (He)^0,58                                                                                                    (3.4)

   Где: He – число Хедстрема.

   При течении  жидкостей в кольцевом пространстве Не находится по формуле:

   Не_кп = τ_оi × d_r² × ρ_i / η_i²                                                                                                             (3.5)