Материал: Проект строительства наклонно направленной эксплуатационной скважины глубиной 2972 м на Фаинском нефтяном месторождении

Объём буферной жидкости:

) Определение необходимого объёма цементного раствора:

Необходимый объём цементного раствора будет складываться из нескольких объёмов:

, (2.76)

где V₁ - объём межтрубного пространства, ;

V₂ - объём затрубного пространства, ;

V₃ - объём цементного стакана ниже стоп-кольца, .

, ,  определяются по формуле:

, (2.77)

, (2.78)

, (2.79)

где H - глубина спуска рассчитываемой колонны, м;

h₁ - глубина спуска предыдущей колонны, м;

h₂ - высота цементного стакана (h₂ = 24 м);

- внутренний диаметр предыдущей колонны, м;

- внутренний диаметр обсадной колонны, м;

k₁ - коэффициент кавернозности стенок скважины.

Приведем пример расчета цементирования эксплуатационной колонны, в котором имеется k₁=1,15:

3) Определение необходимого объёма продавочной жидкости:

, (2.80)

где k₂ - коэффициент сжимаемости продавочной жидкости (k₂ = 1,05);

- длина i-ой секции обсадной колонны, м.

Объем продавочной жидкости для эксплуатационной колонны:

Остальные расчеты производятся аналогичным способом, результаты расчетов сведем в табл. 2.25.

) Определение необходимого объёма продавочной жидкости:

, (2.80)

где k₂ - коэффициент сжимаемости продавочной жидкости (k₂ = 1,05);

- длина i-ой секции обсадной колонны, м.

Объем продавочной жидкости для эксплуатационной колонны:

Остальные расчеты производятся аналогичным способом, результаты расчетов сведем в табл. 2.25.

Таблица 2.25

Объем буферной жидкости, цементного раствора и продавочной жидкости

2.9.1 Организация цементирования

Для проведения процесса цементирования была выбрана следующая техника: цементировочный агрегат типа 3ЦА-400А с диаметром входной втулки 146 мм; цементосмесительная машина типа 1СМР-20.

) Определение количества сухого цемента:

, (2.81)

где:  - коэффициент, учитывающий потери сухого цемента при разгрузочных работах(1,03-1,05);

- расчетный объём цементного раствора;

 - масса сухого цемента в 1 м³ раствора заданной плотности:

, (2.83)

2) Определение количества воды, необходимого для затворения:

, (2.84)

где:  - водоцементное отношение (0,5);

 - коэффициент, учитывающий потери воды при разгрузочных работах(1,03-1,05);

 - плотность воды (1,01 г/см³).

) Определение числа цементосмесительных машин:

, (2.85)

где:  - плотность цементного порошка = 1200 кг/м³;

V_бак - объём бака цементосмесительной машины (14,5 м³).

) Расчет числа цементировочных агрегатов:

, (2.86)

где - диаметр скважины, м;

- наружный диаметр обсадной трубы, м;

ω - скорость восходящего потока цементного раствора в затрубе( для кондукторов и технических колонн 1,5 м/с; для эксплуатационных колонн - 1,8-2 м/с);

 - подача цементировочного агрегата на 4 передаче(33 л/с).

) Расчёт времени цементирования:

, (2.87)

где  - время приготовления цемента;

 - время прокачки буфера;

 - время прокачки раствора;

- время прокачки продавки.

 (2.88)

 (2.89)

 (2.90)

, (2.91)

где - расчетный объём буфера;

 - расчётный объём продавки;

 - подача цементировочного агрегата на 1 передаче(11,2 л/с);

- производительность цементосмесительной машины(27 л/с).

) Определение времени начала схватывания цемента:

, (2.92)

Приведем пример расчета эксплуатационной колонны, которая цементируется двумя разными цементными растворами по плотности:

Остальные расчеты производятся аналогичным способом, результаты расчетов сведем в табл. 2.26.

Таблица 2.26

Расчетные времени и количество цемента для цементирования интервалов

2.10 Оборудование устья скважины

Противовыбросовое оборудование представляет собой комплекс, состоящий из сборки превенторов, манифольда и гидравлического управления превенторами, предназначенный для управления проявляющей скважиной с целью обеспечения безопасных условий труда персонала, предотвращения открытых фонтанов и охраны окружающей среды от загрязнения в умеренном и холодном макроклиматических районах.

Чтобы подобрать противовыбросовое оборудование, необходимо определить устьевое давление при полном замещении бурового раствора пластовым флюидом. Воспользуемся значениями р_пл из табл. 2.1, а значения давлений внутри ствола рассчитаем по формуле:

 (2.93)

где ρ_н - плотность пластовой нефти, ρ_н = 750 кг/м³.

Пластовое давление P_пл = 29,3 МПа.

z- высота столба пластовой жидкости

Рассчитаем устьевое давление по формуле (2.7):

Р_раб=1,1×Р_у=1,1×7,43 =8,18 МПа.

По конструкции скважины и рабочему давлению подходит обвязка колонной головки типа ОКК-2-21-146х245х324 [2].

Выбираем схему ПВО №1, так как рабочее давление не превышает 35 МПа. Схема монтажа ПВО изображена на рисунке 2.2. По рабочему давлению подходит ПВО типа ОП2-350х35, включающее в себя: превентор универсальный ПУ1-350x35; плашечный превентор ППГ-350х35; манифольд МПБ2-80x35.

Таблица 2.27

Комплекность ОП2-350х35

2.11 Обоснование вторичного вскрытия пласта

Оптимальная плотность перфорации должна обеспечить максимально возможное гидродинамическое совершенство скважины, а также необходимую сохранность обсадной колонны и цементной оболочки за пределами зоны перфорации.

Оптимальная плотность перфорации определяется фильтрационно-емкостными свойствами пласта, однородностью, расстоянием от ГН, ВНК и соседних ластов и методов перфорации. Плотность перфорации определяется по табл. 9.2 учебника [2]. Для вскрытия продуктивного пласта наиболее рационально применять перфорации с плотность 20 отверстий на 1 м.

Перфорация проводится на репрессии. В качестве перфорационной жидкости нужно использовать инертную эмульсию с плотностью 1150 кг/м³. Жидкость должна заполнять весть интервал перфорации и ещё 100 - 150 м выше.