Бурение нефтяных и газовых скважин Описание содержания (стр. 2 из 3)

Из этого условия расход промывочной жидкости составит

(6)

где Vвосх.- скорость восходящего потока, м/с;

Sк.п. – площадь кольцевого зазора между стенками скважин и бурильными трубами, м2.

(7)

где dд – диаметр ствола скважины, принимаемый равным диаметру долота, м;

dб.т. – диаметр бурильных труб, м.

4. Выбор качества буровой промывочной жидкости

Наиболее универсальной и наиболее широко применяемой буровой промывочной жидкостью в условия Томской области является глинистый раствор. Качество глинистого раствора оценивается целым рядом характеристик, основными из которых являются:

1. Плотность ().

2. Условная вязкость (УВ).

3. Фильтрация (Ф).

4. Статическое напряжение сдвига (С.Н.С.).

Плотность – содержание массы вещества в единице объема, измеряется ареометром в г/см3.

Плотность буровой промывочной жидкости (БПЖ) определяет величину гидростатического давления в скважине. Повышение давления в скважине снижает механическую скорость бурения и проходку на долото, приводит к усиленному поглощению промывочной жидкости при бурении трещиноватых пород. При бурении скважин в неосложненных условиях значение плотности должно быть минимальным, чтобы получить максимальные показатели бурения. В условиях Томской области задается плотность равная 1,08 – 1,1 г/см3. В то же время увеличение давления на стенки скважины повышает их устойчивость. При бурении интервалов рыхлых неустойчивых пород задается плотность 1,12-1,14 г/см3.

При вскрытии продуктивных горизонтов плотность БПЖ задается равной 1,1-1,12 г/см3. Условная вязкость промывочной жидкости определяет степень ее подвижности или текучести при прокачивании. Измеряется условная вязкость в секундах с помощью вискозиметра СПВ – 5.

При отсутствии поглощений вязкость раствора задают минимальной в пределах 18 – 25 с. (для воды в нормальных условиях вязкость составляет 15с). В случае наличия поглощений вязкость раствора в зависимости от интенсивности поглощений до 40-60 и более секунд. Фильтрация характеризует способность раствора отфильтровать жидкую фазу в окружающую среду. За единицу фильтрации принят объем отфильтровавшейся жидкой фазы (воды) в см3 через бумажный фильтр Ø 75 мм при избыточном давлении в 0,1мПа за 30 минут.

При бурении пород, в условия Томской области, инертных к действию воды, фильтрация может достигать 15-25 см3/30 мин. При бурении в породах, склонных к набуханию и обвалообразованию, необходимо применять раствор с фильтрацией 10-12 см3/30 мин. При вскрытии продуктивных горизонтов фильтрации снижают до 6-10 см3/30 мин. Статическое напряжение сдвига (С.Н.С.) характеризует прочность структуры раствора в неподвижном состоянии. Измеряется С.Н.С. величиной усилия, необходимого для разрушения структуры, отнесенной к единице площади (дПа). Способность раствора образовать структуру в спокойном состоянии позволяет удерживать частицы горной породы в затрубном пространстве во взвешенном состоянии при прекращении циркуляции. Практически значение С.Н.С. в большинстве случаев достаточно в пределах 20-30 дПа.

Все полученные данные о параметрах режима бурения сводятся в табл. 4.

Интервал	Gос,Тс	n, об/мин	Q,л/с	Параметры БПЖ				Конструкция долота
				r г/см3	УВ,с	Ф,см3/30мин	СНС, дПа
Продуктивный горизонт, мот___до___

Часть № 3. Разработка режима цементирования скважины

При разработке режима цементирования определяют:

— объем затрубного пространства, подлежащего цементированию;

— объем потребного количества тампонажной жидкости (цементного раствора);

— удельный вес тампонажной жидкости;

— количество составных компонентов для приготовления потребного объема тампонажной жидкости;

— объем продавочной жидкости;

— давление на цементировочной головке в конце продавки смеси и тип цементировочного агрегата;

— время цементирования и количество цементировочных агрегатов.

Объем затрубного пространства Vз.п. определяется в соответствии со схемой, изображенной на рис. 1.

(1)

где К – коэффициент, учитывающий увеличение объема затрубного пространства за счет разработки диаметра скважин, наличия каверн и трещин. Остальные обозначения указаны в подписях к рис. 1.

Значение коэффициента К определяется для конкретных условий с использованием кавернограмм и опыта работ по цементированию. Обычно К изменяется от 1,2 до 2,5.

Объем тампонажной жидкости Vц.р., необходимой для цементирования, определяется из выражения

(2)

где Vст. – объем цементного стакана.

(3)

Высота цементного стакана Нст. задается из следующих соображений. При существующей схеме цементирования тампонажная жидкость вытесняется в затрубное пространство с помощью продавочной жидкости (обычно это глинистый раствор или вода). При такой схеме продавочная жидкость в процессе продавки постоянно контактирует с тампонажной жидкостью, в результате чего происходит взаимное их перемешивание. В интервале перемешивания тампонажная смесь теряет свое основное свойство – твердеть с образованием прочного и плотного искусственного камня. Постановка разделительной пробки между тампонажной смесью и продавочной жидкостью уменьшает интервал перемешивания, но не исключает его полностью. Чтобы не ухудшить качество цементирования, интервал тампонажной жидкости, загрязненный продавочной жидкостью, оставляют внутри колонны обсадных труб в виде цементного стакана. Величина этого интервала Нст. зависит в основном от времени контакта (время продавки) и будет тем больше, чем длиннее обсадная колонна, подлежащая цементированию.

Значение Нст. в зависимости от глубины скважины меняется от 5-10 м. до 30-50 м. Оставление цементного стакана практически решается установкой на высоте Нст. кольца «стоп», ниже которого разделительная пробка и продавочная жидкость перемещаться не могут.

Составными компонентами тампонажной жидкости являются: вода, цемент, песок, бентонитовый глинопорошок, утяжелители и химреагенты для регулирования свойств тампонажной смеси. Главными из них является вода и цемент, которые образуют водоцементную смесь, называемую цементным раствором.

Плотность цементного раствора определяется по формуле

т/м2 (г/см3), (4)

где т – водоцементное отношение, характеризует весовое отношение воды к цементу в данном растворе. Практически значение т изменяется в пределах

0,4÷0,6; ц. – плотность сухого цемента, изменяется в пределах 3-3,2 т/м3. При расчетах принимается равным 3,15 т/м3 (3,15 г/см3); в. - плотность воды, принимается равным 1,000 т/м3 (1 г/см3).

Количество сухого цемента для приготовления 1 м3 цементного раствора определяется из выражения

т/м3, (5)

Для приготовления всего объема цементного раствора потребуется Gц.

т, (6)

с учетом потерь при приготовлении раствора

т, (7)

где Кп – коэффициент, учитывающий неизбежные потери цемента при приготовлении цементного раствора. Значение Кп практически изменяется в пределах 1,05÷1,15.

Количество воды, необходимой для приготовления 1м3 цементного раствора, определяется из выражения

м3, (8)

Объем продавочной жидкости определится выражением

м3, (9)

где Ксж. – коэффициент, учитывающий сжатие продавочной жидкости, Ксж.= 1,03÷1,05.

Давление на цементировочной головке, развиваемое насосом в конце закачки продавочной жидкости (Рmax), складывается из гидростатического(Ргс ) и гидродинамического (Ргд):

(10)

Гидростатическое давление по величине должно уравновесить ствол цементного раствора в затрубном пространстве. Принимая в качестве продавочной жидкости глинистый раствор (γп.ж.=γг.р.),в соответствии с рис. 1 можно записать

атм, (11)

где Нц и Нст – в метрах, ц.р. и г.р. – в т/м3 или г/см3.

Гидродинамическое давление, необходимое для преодоления сопротивлений при движении жидкости, определяется по эмпирической формуле

атм, (12)

где Нскв – в метрах.

По найденному максимальному давлению в конце процесса цементирования выбирается тип цементировочного агрегата и режим его работы по табл. 1. Тип агрегата, диаметр поршня и скорость должны быть выбраны такими, чтобы была обеспечена максимальная подача раствора, при этом указанное в таблице давление должно быть больше рассчитанного по формуле 10.

Таблица 1.

Типагрегата	Скорость	Характеристики агрегатов при разных диаметрах поршня
		подача,л/с	давление,атм	подача,л/с	давление,атм	подача,л/с	давление,атм
ЦА-320	IIIIIIIV	d = 100 мм		d = 115 мм		d = 127 мм
		1,402,554,808,65	40032016595	1,743,165,9810,70	32026614078	2,354,288,1014,5	24019610358
ЦА-400	IIIIIIIV	d = 110 мм		d = 125 мм		d = 140 мм
		6,609,5014,1019,50	400275185135	8,8012,6018,6023,40	300210140100	11,2016,1023,8033,0	23516011080

Время цементирования ограничивается временем до начала схватывания приготовленного цементного раствора. В любом случае процесс закачки цементного раствора в обсадную колонну и его вытеснение в затрубное пространство продавочной жидкостью должен закончиться раньше, чем цементный раствор начнет терять свою подвижность (схватываться). Выделяют цементный раствор для «холодных» скважин (температура на забое до 40ºС) начало схватывания которого составляет Тсхв=2-7 часов и цементный раствор для «горячих» скважин (температура на забое более 40ºС), начало схватывания которого составляет Тсхв = 1час 45мин. – 2час. 45мин.