книги / Техника и технология строительства боковых стволов в нефтяных и газовых скважинах

13.6.2. Методика (пример) расчета гидравлических параметров процесса цементирования колонны-хвостовика в БС по исходным данным и их корректировки при концентричном расположении колонн

I. Исходные данные.

Глубина зарезки БС Н3 =	1000 м; длина хвостовика Lx=	300 м.
Параметры бурового раствора: т0 БР= 2,5 Па, т)*= 0,015		Па?с,	рБР=	1200
кг/м 3.
Параметры тампонажного раствора: т0 Тр= 15,0 Па, т)*= 0,02			Па?с,	рТР=
1700 кг/м 3.
Диаметр: скважины Ц. =	124 мм; колонны наружный dHK= 102 мм.

Для спуска хвостовика применяются равнопроходные бурильные трубы диаметром 73 мм (dBK= 52 мм).

Количество буферной жидкости 3 м3 (водный раствор реагентов плотно­ стью 1000 кг/м 3).

Продавочная жидкость — буровой раствор плотностью рБР= 1200 кг/м3, объемом 4 м3.

Допустимый градиент давления на ГРП — 0,015 М П а/м .

И. Порядок расчета.

1. По номограмме (рис. 13.25) находим значение v*Kдля раствора плот­ ностью 1850 кг/м 3, равное 2,5 м /с. Затем по рис. 13.26 находим поправку на

плотность раствора (K*v = 1,05) и определяем расчетное значение

v*K= 2,5 1,05 = 2,625 м/с (13.1)

П оданн ы м рис. 13.27 определяем расход жидкости и соответствующие потери давления на 100 м кольцево­ го пространства: ДРЗП = 1,02 М Па и QTP = 10,2 л /с. Расчетное значение удельных потерь давления с учетом плотности тампонажного раствора

о	100	200	300	400	т , гр, лПа
Рис.	13.25.	Зависимость			критической
скорости восходящего				потока тампо­
нажного раствора в заколонном про­
странстве v'Kот его реологических пара­						Рис. 13.26. График для определения по­
метров при концентричном расположе­
нии колонны в скважине для конструк­						правочного коэффициента K*v критиче­
ции А (Dc =		124 мм, dK=			102 мм) при	ской скорости в зависимости от плотно­
Re*K= 2500 и сТР =			1850 кг/м3.			сти жидкости р

ЛшООО)’ МП*

я Ь 1 1 I 1» I I < 1 I » I » 1 I I I I 1 I I ) I 11 11 I I
О	0,5	1,0	1,5	2,0	2,5 v,m, м/с

Рис. 13.27. Потери давления на гидрав­ лические сопротивления при течении тампонажного раствора в кольцевом затрубном пространстве БС (ЛРЗП) в тур­ булентном режиме (на 100 м длины) при концентричном расположении колон­ ны-хвостовика (рТР = 1850 кг/м3, А= 0,03): QTP, V3n — расход и скорость тече­ ния раствора, соответственно.

	составит	А Р з п = Д Р з п К р = 1,02	1700
			1850

Л/Чп(2) APinO)» М П а

Рис. 13.28. Потери давления на гидрав­ лические сопротивления в кольцевом пространстве выше зарезки БС при те­ чении бурового раствора в турбулентном режиме (100 м длины): 1, 2 — в скважи­ не, обсаженной 146 и 168 мм колонной соответственно; QBP — расход бурового раствора; рТР= 1000 кг/м3; X = 0,025.

0,937 МПа (где КР — поправка на

плотность при определении потерь напора). В результате на 300 м затруб-

ного пространства имеет ДРзп = 0,937 3 = 2,81 МПа.

3.Ввиду большого кольцевого зазора между бурильными трубами и 146-

ммколонной (28,5 м) находим критическую скорость течения бурового

раствора по упрощ енной формуле:

Д А =1,14 м/с < 2,625 м/с.

(13.2)

V*KBP	л/1200

Следовательно, режим течения бурового раствора в кольцевом про­ странстве и колонне будет также турбулентным.

4. Находим потери давления на участке движения бурового раствора и буферной жидкости в заколонном пространстве. Буферная жидкость займет 300 м, буровой раствор — 700 м заколонного пространства к концу продав-

Рис. 13.29. Потери давления на гидрав­ лические сопротивления при течении бурового раствора в трубах в турбулент­ ном режиме А Р т на 100 м длины: 1, 2, 3 — для труб диаметром 73, 102 и 114 мм с d B — 52, 89 и 100 м соответственно; р БР— 1000 кг/м3; А= 0,025.

ливания тампонажного раствора. Используя кривую 1 на рис.

13.28, имеем: при расходе 10,2 л/с для буферной жидкости и бурового раствора (с учетом поправки на их плотность)

АРзп(бж+бр) = 0,03 3 + 0 , 0 3 Ш . 7 =

= 0,09 + 0,252 = 0,312 МПа

5. Находим потери давления в трубах (колонне) по рис. 13.29, ис­ пользуя кривые 1 и 2. При расходе жидкости 10,2 л/с с поправкой на плотность бурового раствора имеем

ДРк(БР) “	АР БТ(73) + ДРк(102) ,	(13.3)
Д Р рК(БР) = 0,56 10±gg + 0,035	з|^У = 0,72 + 0,126 =	6,846 , МПа

6. Суммарные потери давления на гидравлические сопротивления в ко­ лонне и заколонном пространстве к концу продавки тампонажного раство­ ра при турбулентном режиме его движения составят:

Р общ .г 2 , 81 +0,342 + 6,846 = 9,998 « 10 , МПа

7. Потери давления на разность гидростатических давлений в затрубном пространстве Рзпгс и колонне труб

Р г г — Р г	[_рК —(		210 • 1700 ,300 • 1000		,700 • 1200'
	*тс	^		105	10’
			Ю 5
	(1210		1200^1 _		(13.4)
		•		14,9414,57 =	0,45
			!) =

ю5

Таким образом, для данного примера гидростатические давления к кон­ цу цементирования уравновешиваются. Давления на устье определяются потерями давления на гидравлические сопротивления по формуле:

Р у = Р общ .г "*"Ргс = 10,0 + 0,45 = 10,45

(13.5)

Существующая цементировочная техника обеспечивает поддержание Ру

=10,45 МПа.

8.Давление на забой определится по формуле:

Рзаб = Р?д + Ргс	= АРзп(ТР) =	(13.6)
2,81 + 0,342 + 14,97 =	3,352 + 14,97 =	18,32

Таким образом, давление на забой при длине хвостовика 300 м и исход­

ных параметрах раствора определяется гидростатическим давлением в затрубном пространстве.

Коэффициент запаса на гидроразрыв пластов на забое определяется по формуле:

ЗП ГРп	Рдоп =	1210 • 0,015 =	18,15	_	n qq . . ,	(13.7)
	Рз а в	18,32	18,32		М

(по регламенту ЗПгра = 1,1).

Отсюда следует вывод, что необходимо снизить общее давление на забой по меньшей мере на 10 %. Существуют три способа уменьшения давления на забой.

Первый способ — химическая обработка тампонажного раствора с помо­ щью пластификаторов. Введение 0,1 % ПЭО и 2 % СаС12 позволяет полу­ чить параметры тампонажного раствора т0Тр= 70 дПа, ц* = 0,015 Па?с. То­ гда согласно рис. 13.25 и 13.26

v*KTP= 1,60* 1,05 = 1,68 м/с. Согласно рис. 13.27

Q*K = 6,2 л/с, АРЗП(|00)=0,4 МПа.

Тогда на участке движения тампонажного раствора в затрубном про­ странстве имеем перепад давления:

Уменьшение давления составит ДР=2,8-1,103=1,77 МПа. Соответственно РЗАБ= 18,32—1,77 = 16,55 МПа.

Тогда ЗПГРП =

= 1,0988 к 1,1

Второй способ — снижение плотности бурового раствора с 1200 до 1100 кг/м3. Тогда • Как видно, это не дает ощутимого результата.

Третий способ — увеличение только объема буферной жидкости на вод­ ной основе (например в 3 раза, т. е. до 9 м3).

Тогда Ртс уменьшится на величину:

ЛРзщБЖ) = 1200~ 51100 • 600 = 1,2МПа.

При этом ЗПгрп = 17 32-J 2 = !’13 > U •

Выбираем наиболее рациональный путь — обработку тампонажного рас­ твора и некоторое увеличение проектного объема буферной жидкости (в 2 раза — до 6 м3).

Тогда при QTP.3>QTP.K необходимо обеспечить расход тампонажного рас­ твора, равный С?*тр.э- При эксцентричном расположении колонны на участ­ ке более 30 % длины расход тампонажного раствора и соответствующие по­ тери напора рассчитываются по значению Q*TP3-

Из рис. 13.30 следует, что для удовлетворительного вытеснения бурового раствора со значением т0 Бр> Ю Па при небольших значениях Q*TP.3 значе­ ние Кэ не должно превышать 0,5 (кривые 1—5). С учетом наличия глини­ стой корки эти значения будут еще меньше. В соответствии с подобными графиками можно оценить необходимый расход тампонажного раствора в зависимости от уровня центрирования колонны. Практика показала, что хорошее центрирование достигается при значении Кэ = 0,2—0,3.

Как правило, нижняя часть колонны-хвостовика опирается на стенку скважины. В этом случае коэффициент Кэ зависит от высоты планок ценгратора и расстояния между ними.

<£^*л/с	Рис.	13.30.	Зависимость
	критического			расхода
	тампонажного			раствора
	(при	турбулентном			ре­
	жиме	течения),		необхо­
	димого для вытеснения
	бурового		раствора,		от
	коэффициента			эксцен­
	триситета		колонны		без
	учета	наличия		фильтра­
	ционной корки: 1, 2, 3,
	4, 5, 6, 7, 8, 9 —при т0БР
	соответственно 400,				300,
	200,	100, 75, 50, 20 и 10
	Па; рТР= 1850 кг/м3; Яп
	= 0,03; В/Ц =			0,5;	Dc =
	124 мм; dHK= 102 мм.

Рассмотрим при­ мер расчета Кэ в ниж­ ней части колонны при следующих дан­ ных: DCKB = 124 мм, dHK= 102 мм, высота 6 планок центратора, навариваемых под уг­ лом, превышающим

30°С к оси труб в шахматном порядке, 8 = 6,5 мм. Тогда

к3 = 1- ■	26	= 1 - £j = 0,41	(13.8)
Dp	dn	22

При отсутствии центраторов в месте расположения муфты (dM=110 мм) Кэ = 0,64 (в случае отсутствия глинистой корки), а в местах прогиба труб в нижней части колонны в случае наличия глинистой корки К3приближается к 1. Это свидетельствует о необходимости обеспечения центрирования ко­ лонн и вытеснения защемленного бурового раствора.

13.7.Тампонажные материалы

13.7.1.Требования к материалам и растворам

К тампонажным материалам (цементам, наполнителям) и растворам, применяемым при креплении БС, предъявляются высокие требования по следующим причинам:

—осложненность условий максимального вытеснения глинистого рас­ твора из заколонного пространства цементным раствором из-за труд­ ности центрирования колонн;

—возникновение дополнительных условий для появления каналов в це-

Таблица 13.24. Температурные условия применения цементов

	Наименование цемента			Обозначение		Стандарт		Изготовитель
	1. Портландцемент тампонажный без-				ПЦТ 1-50	ГОСТ 1581-96 Цементные
	добавочный для температур 15—50°С						заводы России
	2. Портландцемент тампонажный с			ПЦТ II-50		ГОСТ 1581	Цементные
	минеральными добавками для темпе­						заводы России
	ратур 15—50°С
	3. Портландцемент тампонажный без-			ПЦТ 1-100		ГОСТ 1581	Цементные
	добавочный для температур 50— 100°С						заводы России
	4. Портландцемент тампонажный с			ПЦТ 11-100		ГОСТ 1581	Цементные
	минеральными добавками для темпе­						заводы России
	ратур 50—100°С
	5. Высокосульфатостойкий тампонаж­			ПЦТ I-G-		API 10А	ООО «Дюк-
	ный цемент для температур 20—150°С				CC-1		керхофф—Су­
							хой Лог»
	Таблица 13.25. Параметры тампонажных растворов и цементного камня
			Растекае-		Водоце­	Механическая прочность тампо­
	Обозначение це­	Расчетная				нажного камня
			мость, мм, не		ментное
		плотность,
	мента	кг/м3	менее (по ко­		отноше­	при изгибе,		при сжатии,
			нусу АзНИИ)		ние (В/Ц)
						МПа		МПа
	ПЦТ 1-50	1900-1980	200		0,44-0,45	2,7 (через 2 су-		—
	ПЦТ 11-50	1850-1830	220		0,48-0,50	ток)		—
	ПЦТ 1-100	1900-1880	200		0,44-0,46	3,5 (через 1су-		—
	ПЦТ И-100	1850-1830	220		0,48-0,50	тки)		—
	ПЦТ I-G-CC-1	1920	260-270		0,44	6,8 при 75°		21/10,3*

ментном кольце из-за наклонного и горизонтального положения ко­ лонны и водоотделения из раствора;

—большие гидравлические сопротивления в малых зазорах. Поэтому тампонажные растворы должны иметь:

—минимальную вязкость для уменьшения гидравлических сопротивле­ ний как при ламинарном, так и турбулентном режимах течения;

—минимальные значения водоотдачи и водоотделения.

Прочность тампонажного камня на изгиб через 1 сутки по истечении ОЗЦ должна соответствовать следующим требованиям по ГОСТу 1581—96:

—для цемента ПЦТ I-G-CC-1 - 6,8 МПа;

—для цемента ПЦТ 1—50 — не менее 2,7 МПа;

—для цемента ПЦТ 1—100 — не менее 3,5 МПа.

Проницаемость цементного камня через 48 часов твердения, располагае­ мого против газовых, нефтяных и газоконденсатных горизонтов, из кото­ рых предполагается получение продукции, должна быть не более 0>002 мкм2; при цементировании других флюидосодержащих пластов не более 0,005 мкм2. Для остальных условий проницаемость цементного камня

Не регламентируется (табл. 13.24—13.26).

Плотность тампонажного раствора должна быть не менее плотности бу­ рового раствора. Плотность тампонажного раствора ограничивается уело-

Таблица 13.26. Рецептуры тампонажных растворов с различной водоотдачей

	Статиче­	Динами­	Плот­	Водосо-	Выход	Компонентный состав (%	Время
	ская	ческая	ность				загусте­
	темпера­			держа-	раство­	содержания от массы це­
		темпера-	раство­				вайия,
	тура на	тура, “С	ра, кг/м3	ние, м3/т	ра, м3/т	мента)	мин.
	забое, °С
	60	46	1890	0,45	0,77	Цемент класса G На1-	130
						ad-344 - 0,8 %
						CFR-3 - 0,2 %
						D-AIR 3000 - 0,2 %
						Вода
	60	46	1470	1,24	1,61	Цемент класса G Веп-	253
						tonit — 12 %
						Econolite — 0,3 %
						Halad-344 - 0,8 %
						HR-5 - 1 %
						D-AIR 3000 - 0,2 %
						Вода

Пласти­	Динами­	Водо­	Водо-	Прочность на
ческая	ческое на­	отда­		сжатие (че­
вяз­	пряжение	ча,	отделе-	рез 24 часа
кость,	сдвига,	см3/	ние	при 60 °С),
мПа • с	Па	30 мин		МПа
202,5	15,8	30	0	i6,i

37,5

8,62

80

0

1,9

35	28	1850	0,49	0,82 Цемент класса G		184	70,5	4,79	60	0	12,8
				СаС12 - 2 %
				Halad-344 - 0,5 %
				CFR-3- 0 ,1	%
				D-AIR 3000 -	0,2 %
				Вода

Примечание: Типовые составы рецептур тампонажных растворов фирмы Halliburton.

СКВАЖИНАХ ГАЗОВЫХ И НЕФТЯНЫХ В СТВОЛОВ БОКОВЫХ СТРОИТЕЛЬСТВА ТЕХНОЛОГИЯ И ТЕХНИКА * 298

виями предупреждения гидравлического разрыва пласта или поглощения с учетом суммарного гидродинамического давления тампонажного и бурово­ го растворов, а также гидродинамических потерь давления при цементиро­ вании.

Растекаемость тампонажного раствора допускается в пределах 16—22 см по прибору — конус АзНИИ.

13.7.2. Рекомендуемые тампонажные растворы

Физико-механические свойства тампонажного цемента, раствора и кам­ ня должны отвечать требованиям ГОСТа 1581—96. Для приготовления рас­ творов в качестве основы применяется тампонажный цемент для нормаль­ ных температур (до 50°С) ПЦТ1—50 или ПЦТЮ-СС-2. В раствор могут вводиться при необходимости облегчающие добавки в соответствии с тре­ бованиями ГОСТ 1581—96. Свойства растворов и камня проверяются за-

Таблица 13.27. Рецептуры буферных жидкостей

Буферная жидкость

Водный раствор NaOH с массовой долей 5 % (основная рецептура)

На основе сульфаминовой кислоты (с массовой долей 15—20 %)

С ’ рдз, %

Условия применения

75При наличии корки из глинистого раствора

60-70 При наличии корки из полимерсолевых малоглинистых (карбонат­ ных) растворов

Приме ч а ние : *СРАЗ — степень разрушения глинистой корки из необработанного рас­ твора в лабораторных условиях за 15 мин контакта с БЖ

Таблица 13.28. Физико-механические свойства тампонажных растворов (пример, основная рецептура)

	Исходный	Основная рекомен­
	необрабо­
	танный рас­	дуемая рецептура
Показатель	твор
	ПЦТ-1-50	ПЦТ-1-50 +
		+0,1%ПЭО +
		+2% СаС12
в/ц	0,5	0,5
Плотность, кг/м3	1850	1859
Растекаемость, мм	220	230
Водоотделение, см3	6	0
Водоотдача от объема воды затворения при ДР= 1
МПа, %, см3 через 1/30 мин.	42,0/56,0	7,0/48,0
Сроки схватывания, ч-мин:	5-35	2-40
начало
конец	8-20	3-10
Прочность на изгиб через 48 ч, МПа	4,6	4,7
Эффективная вязкость г | * Эф , Па • с, через 10/30 мин	0,04/0,08	0,025/0,04

Т а б л и ц а 13.29. Физико-механические свойства тампонажных растворов (возмож­

ных и применяемых как исключение)

	ПЦТ1-	ПЦТ1-		ПЦТ1-
	50 + 0,1%		ПЦТ1-
				50 + 0,15%
Наименование показателей	ПЭО +	50 + 0,5%	50 + 0,7%
	0,15%	КРК + 5%	С-3 + 3%	КССБ
				+2 %
	КССБ +	СаС12	СаС12
				СаС12
	2 % СаС12
в/ц	0,5	0,5	0,5	0,5
Плотность, кг/м3	1888	1860	1770	1880
Растекаемость, мм	220	210	250	200
Сроки схватывания, ч-мин:	3-00	3-10	3-30	3 -	30
начало
конец	3-40	6-30	5-10	4 -	50
Прочность на изгиб через 48 ч, МПа	4,9	4,5	5,4	4,4
Эффективная вязкость т|*эф, Па • с,	0,01/0,02	0,017/0,27	0,016/0,24	0,02/0,036
через 10/30 мин
Водоотдача при АР = 1 МПа, %, че­	18/56	3,5/36	40/54	42/57
рез 1/30 мин.

П р и м е ч а н и е : Водоотделение равно нулю

благовременно в лабораторных условиях до составления плана проведения работ по цементированию колонн.

Втампонажные растворы, как правило, вводятся понизители водоотдачи

ипластификаторы. В целях получения качественного и однородного там­ понажного раствора требуется цементировать хвостовики только с исполь­ зованием осреднительных емкостей, а для удаления рыхлой части глини­ стых корок применять буферные жидкости (табл. 13.27).

Втабл. 13.28 и 13.29 приведены свойства некоторых рекомендуемых ре­ цептур тампонажных растворов (по данным лабораторных испытаний).

Эффективную вязкость г|*ЭФопределяют на приборе «Реотест» при гра­ диенте скорости течения 145 с'1, близкой к градиентам, имеющим место при движении растворов в скважине. Водоотдача — объем фильтрата в про­ центах от объема воды затворения при ДР= 1 МПа. Применяемые реаген­ ты: ПЭО — полиэтиленоксид производства ПО «Оргсинтез» (г. Казань); КРК-75 — понизитель водоотдачи производства ОАО НПО «Бурение» по ТУ 39—00 147 001— 192—99; С-3 — суперпластификатор производства ООО

«Уралпласт» (г. Первоуральск) по ТУ 6036—0 204 229—625—90 или ОАО «Оргсинтез» (г. Новомосковск).

При использовании больших объемов тампонажных растворов (более 5 м3) допускается введение пластификаторов в порошкообразном виде пу­ тем равномерной засыпки их в чан цементировочного агрегата через метал­ лическую сетку с ячейками 4—6 мм с обязательным последующим переме­ шиванием раствора в осреднительной емкости. При креплении колонн на участках стволов сложной конфигурации (наличии между разобщаемыми пластами глубоких желобов, каверн больших диаметров) рекомендуется применять расширяющиеся тампонажные составы (по специальному пла­ ну).

13.7.3. Методика расчета крепления бокового ствола скважины (хвостовиком типа КХ-114,3 конструкции ВНИИБТ)

Исходные данные:

ОГ-1м 114,3x8мм — типоразмер обсадных труб; DCKB2 — средний диа­ метр скважины по длине цементировочного кольца, м; Мпцт/гтм — весовое отношение цемента ni],Tl-G-CC-2 ГОСТа 1581—96 к смоле ГТМ-3, т/т; li — длина хвостовика, перекрывающая первый ствол скважины, м (/, = 20—50 м); 12— длина второго ствола скважины, м; 1пцк — длина цементного кольца, м.

Пример расчет а.

Зная высоту подъема пластоцемента в кольцевом пространстве 1ПЦК, оп­ ределяем длину хвостовика, заполняемого при спуске пластоцементом по формуле:

1цР — КК/Т • lnU,

(13.9)

где Ккд — отношение объема 1 погонного метра кольцевого пространства к трубному пространству.

Для ОГ — 1м 114,3x8 мм, Dcm2 = 0,13 м

Ккя = - = 0,3969572.

Чт

Принимаем длину хвостовика согласно плану работ на скважину:

1хв = Ь + 1|

(13.10)

Определяем длину хвостовика, заполняемую при спуске буферной жид­ костью:

1б у ф — 1хв 1цр-

(13.11)

Определяем необходимый объем буферной жидкости:

(13.12)

^БУФ — 1хВ Чт’

где qT — объем 1 погонного метра обсадных труб, м3/м. Для ОГ-1 м 114,3x8 мм qT = 7,5852?10-\ м3/м. Определяем необходимый объем пластоцемента:

VПЦ = 1цр ' Чт•

(13.13)

Для расчетов объемов смолы и цемента определяем ориентировочно из графика коэффициент выхода пластоцемента из смолы Кв:

КВ = ^ ,

(13-14)

v гтм

где Vp™ — объем смолы ГТМ-3, м3; М^м — весовое содержание смолы

ГТМ-3 в цементном растворе, %.

Примечание: значения Кв — 1,24; 1,31 взяты из «План-программы прове­ дения опытно-промышленных работ по креплению скважин в п/о ННГ» от 29.09.93. Другие значения Кв являются ориентировочными, т. к. получены

интерполяцией по графику. Определяем необходимый объем