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

VITM

•

(13.15)

R-в

Определяем необходимую массу смолы

Мгтм = Vp™ Ргтм>

(13.16)

где рггм — плотность смолы, кг/м3. Для смолы ГТМ-3 рп-м = 1000—1100 кг/

м3.

Определяем необходимую массу цемента Мпцт:

Мпцт — Мгтм Мгтцт/гтм .	(13.17)
Определяем необходимый объем VmT\
Vnur = МПцт »	(13.18)
Рпцт

где рпцт — насыпная плотность цемента, кг/м3; рпцт = 1400 кг/м3. Определяем необходимый объем продавочной жидкости УПР0Д, равный

объему хвостовика

Vпрод — VXB — 1хв ‘ Ят •

(13.19)

По результатам замера определяем фактическую длину хвостовика, за­ полняемую при спуске буферной жидкостью:

•буф = 1хв —1пц —1*п >

(13.20)

где hn — высота продавочной пробки, м; hn м. Определяем фактический объем буферной жидкости

^ буф = 1буф Чт -

(13.21)

13.7.4.Технология крепления колонн-хвостовиков в боковом стволе

составлением забоя открытым [36]

Эта технология применяется:

—в «старых» скважинах, обсаженных эксплуатационными колоннами;

—в БС, вскрывших пласты с низкими давлениями и коллекторскими свойствами;

—в условиях хорошей изученности разрезов окружающих скважин, даю­ щих возможность не вскрывать нижележащий водоносный пласт или подошвенную воду;

—пласты представлены устойчивыми породами. В настоящее время от­ сутствуют пакерующие устройства для отключения открытого ствола

(ОС), поэтому применяется технология установки вязкопластичного тампона (ВПТ) в ОС.

На рис. 13.31 показана типичная компоновка колонны (сверху-вниз). Рассмотрим последовательность работ по технологической схеме цемен­

тирования хвостовика с отсечением продуктивного интервала ствола сква­ жины установкой вязкопластичного тампона (ВПТ) через НКТ.

Производится установка ВПТ из соляробентонитовой геле-образующей смеси (СБГС) или нефтебентонитовой гелеобразующей смеси (НБГС). Ге-

		щих проницаемость нефтяного кол­
		лектора.
		Ниже описаны способ приготов­
		ления и принципы расчета объема
		гелеобразующей тампонажной сме­
		си (ГТС) для получения ВПТ.
		Необходимую длину ВПТ следует
		рассчитывать исходя из свойств рас­
		твора, т. е. с учетом значений стати­
		ческого напряжения сдвига 0 ^ . На
		рис.	13.32 представлены зависимо­
		сти	значений 0Оп-с от времени вы­
		держки тампона из соляробентони­
		товой гелеобразующей смеси. СБГС
		или НБГС готовится в соотношении
		углеводородной жидкости к бенто­
		ниту 0,5:1 или 1:1 по массе в бунке­
	Рис. 13.32. Зависимость статического на­	ре цементировочного агрегата, пу­
		тем засыпки бентонита в углеводо­
	пряжения сдвига от времени выдержки
		родную жидкость и перемешивания
	тампона из соляробентонитовой гелеоб­
		образующейся смеси вручную или с
	разующей смеси: 1 — 0,5 1; 2 — 1 1.

помощью насоса агрегата.

Пример расчета.

Исходные данные: диаметр ствола скважины 124 мм; высота столба це­ ментного раствора, который необходимо удержать, hT = 100 м; масса столба цементного раствора, плотностью 1850 кг/м3 и высотой 100 м, составляет 7240 кг; статическое напряжение сдвига через 4—5 ч (для СБС 0,5:1), 0 ^ = 30 гс/см2; коэффициент запаса прочности геля Кзг= 1,5.

Рассчитать необходимое количество ГТС. Поверхность сдвига геля высотой 1 м составит:

Scr = *dchT = 3,14 • 12,4 • 100 = 3800см2.

Усилие, выдерживаемое тампоном длиной 1 м, определяется по фор­ муле:

Py=Scr' 0Сг=38ОО • 30=114000 гс = 114 кгс.		составит
Высота	тампона
hT = Кзг • Рцр/Ру = 1,5	2240/114 = 29,5«30м.
Необходимый объем ГС определяют по формуле:
	V = FchTKK,	(13.22)

где Fc — площадь сечения ствола скважины; Кк — коэффициент каверноз-

ности.

Тогда V = 0,121?30? 1,3 = 0,47 м3 ~ 0,5 м3.

Если высота цементного столба, например 300 м, то необходимо приго­ товить и закачать 1,5 м ГС, с выдержкой его в течение 5 ч после срезки из­ лишков смеси, и только после этого проводить цементирование хвосто­

вика.

Технология крепления хвостовика диаметром 102 мм в БС с открытым забоем большой длины с установкой моста применяется в следующих слу­ чаях:

—при большой длине цементируемого хвостовика (300—1000 м);

—при отсутствии условий для установки тампона из бентонито-углево­ дородной или иной гелеобразующей смеси;

—при установке моста до спуска хвостовика;

—если на расстоянии 10—15 м от глубины установки башмака колонны

ствол скважины отсекается взрыв-пакером конструкции ВНИИпромгеофизика;

—если через спущенную в скважину НКТ устанавливается цементный мост, высотой 5—6 м над пакером;

—когда после спуска и цементирования колонны-хвостовика, по исте­ чении срока 0 3 Ц, разбуривают цементный мост и пакер. Остальные работы проводятся в обычном порядке.

13.8.Методы расчета числа центраторов и расстояний между ними

На наклонных и горизонтальных участках скважины обсадная колонна всегда расположена у нижней стенки ствола. Поэтому качество изоляции заколонного пространства, наряду со свойствами цементного раствора и параметрами его потока, определяется также жесткостью центрирующих фонарей. Требуемая жесткость фонарей зависит от сил прижатия их к стен­ ке ствола (интенсивности локального искривления ствола скважины и ве­ личины зенитного угла), от растягивающих или сжимающих осевых нагру­ зок и других факторов.

Вэтом случае для различных участков ствола одной скважины может оказаться необходимым использование набора центрирующих фонарей различной жесткости или фонарей с регулируемой жесткостью упругих эле­ ментов. Эффективнее применение жестких эксцентричных ниппелей (Та­ тария) или самовыдвигающихся под действием перепада давления в трубах

изаколонном пространстве, обеспечивающих осесимметричное центриро­ вание обсадной колонны.

Однако, до настоящего времени для доминирующих в нефтепромысло­ вой практике заканчивания наклонных и горизонтальных скважин исполь­ зуются преимущественно фонари с центрирующими упругими элементами, разработанными в свое время для вертикальных скважин. Модернизация таких фонарей путем увеличения жесткости упругих элементов не всегда приводит к желаемым результатам. Еще менее эффективно увеличение же­ сткости оснастки путем увеличения числа центрирующих фонарей (например, у нашедшей распространение «методики Шлюмберже»), что может вызвать, в частности, затруднение спуска обсадной колонны в скважину.

Всвязи с указанным необходимо определение требуемой жесткости цен­ трирующих фонарей, в первую очередь на участках продуктивного и водоох­ ранного комплексов, в зависимости от профиля и геометрических параметров скважины и с учетом распределения осевых нагрузок Р по длине ее ствола.

Для наклонных или горизонтальных прямолинейных участков скважин определяющая выбор жесткости сила прижатия FHодного фонаря к стенке

ствола определяется по известной формуле:

F"'573T (7 + P!) + qSina'

<13'23>

где у — угол охвата, определяемый по распространенной формуле М. М. Александрова или из работы [44]; E I—жесткость обсадных труб на изгиб, МПа; s — расстояние между центрирующими фонарями, м; q масса еди­ ницы длины колонны в скважине в конце процесса цементирования, кг/м; a — зенитный угол скважины, град.

Рис. 13.33. Схема деформации обсадной колонны на наклонном участке скважины: 1 — центратор; 2 — муфта; 3 — обсадная колонна.

Остальные обозначения приведены на рис. 13.33.

Для слабоискривленных наклонных участков стволов скважин, что при­ емлемо для большинства практических расчетов, в выражении (13.23) у->0. Для определения частоты размещения центраторов ограничимся случаем, когда нижняя часть обсадной колонны, оснащенная центрирующими фо­ нарями (элементами), лежит на нижней стенке ствола относительно прямо­ линейного наклонного или горизонтального участка скважины с зенитным углом а (рис. 13.33).

Для плоскодеформированного участка обсадной колонны условие стати­ ческого равновесия на длине s между двумя центрирующими фонарями под действием осевой растягивающей (+Р) или сжимающей (-Р) нагрузки попе­

речных распределенных сил собственного веса qsina имеет вид:
—Е 1^±Р^У —qsina = 0	(13.24)
dx4 dx2

с граничными условиями: при х = 0, имеем:

и = 0; — = 0.	(13.25)
dx

Здесь и далее, верхний знак (+) перед Р относится к растягивающей осе­ вой нагрузке, нижний — к сжимающей. Продольной распределенной на­ грузкой qcosa на длине s пренебрегаем. При необходимости ее можно заме­ нить эквивалентной сосредоточенной, равной (0,5sq • cosa), приложенной к концам участка длиной s. В таком случае вместо Р (13.24) следует учитывать (P+sq • cosa).

Для концентричного расположения обсадной колонны в стволе скважи­ ны требуется размещение на трубах определенного числа центраторов, ус­ танавливаемых на соответствующем расстоянии друг от друга.

Существует несколько расчетных методик для определения необходимо­ го числа центраторов и расстояний между ними в зависимости от размера обсадной колонны и величины угла искривления скважины, основные из которых приводятся ниже.

13.8.1. Методика ВНИИБТ

Спущенная в скважину и заполненная жидкостью обсадная колонна имеет сжатый и растянутый участки. Сжатый участок образуется в нижней части вследствие выталкивающих сил жидкости, величина которых зависит от плотности жидкости и от объема находящихся в ней труб.

Расстояние между центраторами рассчитывают отдельно от сжатого и растянутого участков обсадной колонны по следующим основным расчет­ ным формулам и зависимостям.

Расстояние z0 от нижнего конца колонны до нейтрального сечения (м) определяется по формуле:

0,785{D2[hPu + (L —h)pE] - д \р ж)			(13.26)
ч	10qCp
где d — внутренний диаметр	обсадной колонны, м;	D — наружный диа­
метр обсадной колонны, м;	рц, рБ, рж — плотность,	соответственно, там­

понажного, бурового и продавочного растворов, кг/м3; L — расстояние от устья скважины до башмака колонны по вертикали, м; А — расстояние от башмака колонны до уровня подъема тампонажного раствора за колон­ ной по вертикали, м; qCP— средний вес одного метра колонны в возду­ хе, кг.

Расстояние 1 между центраторами в пределах сжатой части (м) определя­ ется по формуле:

1 = J384£E_I (

(13.27)

где/ — наибольшая величина прогиба обсадной колонны между двумя цен­ траторами (см), которая, в свою очередь, определяется по формуле:

f =

03-28)

где Dc — номинальный диаметр скважины, см; f H— расчетный минималь­ ный зазор между обсадной колонной и стенками скважины посередине ин­ тервала установки центраторов, см; f u — прогиб планок центратора при действии на него нагрузки от горизонтальной составляющей веса трубы в зоне центрирования, см; E I—жесткость обсадной колонны, Н/см2; q — го­ ризонтальная составляющая веса одного сантиметра трубы обсадной ко­ лонны, Н.

q = q0 sina,

где q0— вес одного сантиметра трубы колонны в растворе, Н; а угол на­ клона ствола скважины в интервале центрирования, градус.

Число центраторов в интервале центрирования сжатого участка опреде­ ляется по формуле:

(13.29)

L,< Zo

где L, — длина интервала центрирования сжатого участка, м; Zo расстоя­ ние до нейтрального сечения, м.

Т а б л и ц а 13.30. Рекомендуемые значения расстояний (!) между центраторами

А	Dc,	fib	fib	384/Е7/5,			Величина (м) при значениях а, град.
ММ	ММ	СМ	СМ	Н • см2	5	10	15	20	25	30	35	40	45	50
146	190	0,2	0,9	14,3 *10'°	15,3	12,9	11,7	10,6 10,3		9,8	9,5	9,3	9,1	8,9
146	214	0,4	1,5	23,9-Ю10 17,3 14,7			13,3	12,3	11,7	11,2	10,8	10,5	10,3	10,1
168	214	0,3	1,0	35,2- 10ю 17,7 14,9			13,5	12,6	11,9	11,5	11,1	10,8	10,5	10,3
168	245	0,4	1,5	52,8 - Ю10 19,6 16,5			14,9	14,0	13,2	12,6	12,2	11,9	11,6	11,4
219	269	0,4	0,9	72Ю10 19,2 16,2			14,7	13,7	13,0	12,4	12,1	11,7	11,4	11,2
219	295	0,6	1,4	112-10'°	21,5	18,2	16,4	15,3	14,4	13,9	13,4	13,0	12,7	12,5

Т а б л и ц а 13.31. Расчетные значения горизонтальной составляющей веса обсадных

труб q различных диаметров

q • 102 (Н • см) при значениях а (градус)

Д мм	5	10	15	20	25	30	35	40	45	50
146	2,0	5,0	7,5	10,0	12,0	15,0	17,0	19,0	21,0	23,0
168	3,2	7,0	14,0	14,0	17,0	20,0	23,0	26,0	28,0	31,0
219	5,0	10,0	15,0	20,0	25,0	30,0	34,0	38,0	42,0	46,0

Рекомендуемые величины f u и /н, а также расчетные значения других со­ ставляющих формулы (13.27) приведены в табл. 13.30 и 13.31.

Расстояние между верхним и предыдущим центраторами в метрах в пре­ делах растянутого участка обсадной колонны определяется по формуле:

10 = л/а + л/а 2 + В ,

(13.30)

где а = — ; в =

q 5q

где G — растягивающее усилие от веса труб обсадной колонны, расположен­ ных ниже участка /<?, кН.

G = qCp(L2- z 0)cosa,

(13.31)

где L2 —длина интервала цементирования растянутого участка обсадной

колонны, м.

Среднее расстояние между центраторами 1СР (м) в пределах растянутого участка определяется по формуле:

1СР = ^ .

(13-32)

Число центраторов в интервале цементирования растянутого участка оп­ ределяется по формуле:

= ь2

В итоге, общее число центраторов, необходимое для центрирования об­ садной колонны, составит:

К = m + n

(13.34)

13.8.2. Методика ВНИИКРнефть

Этот расчет основан на решении уравнения изгиба обсадной колонны для ее сжатой и растянутой части при условии опирания колонны на пру­ жинные центраторы, с учетом длин участков колонны над центраторами и под ними.

Методика позволяет дифференцированно определить расстояние между центраторами на участках с различными зенитными углами искривления ствола скважины.

Как и в методике ВНИИБТ, здесь рассматривается положение колонны в момент окончания продавки тампонажного раствора в затрубное про­ странство. В этом положении верхняя ее часть растягивается под действием собственного веса и столба бурового раствора, находящегося внутри колон­ ны, а нижняя часть сжимается выталкивающей силой, создаваемой тампо­ нажным раствором в затрубном пространстве.

На границах указанных зон существует нейтральное сечение, расстояние которого от башмака колонны определяют по формуле (13.26). Затем вы­ числяют безразмерные параметры А и С по формулам:

	_ qCPh2(Dc —D)cos2a		(13.35)
	8EIsina
	С =	El	(13.36)
	4cph	cos a

Для практического использования методики и ускорения расчетов по­ строена номограмма (рис. 13.34), с помощью которой диффиренцированно определяют расстояние между центраторами поинтервально на участках с одинаковым зенитным углом искривления ствола скважины.

Найденное значение параметра А откладывают на оси абсцисс от нуле­ вой точки вправо и через полученную точку проводят прямую линию па­ раллельно оси ординат.

Через точки пересечения прямой с линиями, определяющими расстоя­ ние рассматриваемого участка от низа обсадной колонны, необходимо про­ вести горизонтальные линии влево до пересечения с лучом, соответствую­ щим найденному значению параметра С. Опустив перпендикуляр из най­ денной точки на левую ветвь оси абсцисс, находят искомое расстояние ме­ жду центраторами на данном участке колонны.

Необходимое число центраторов на этом участке определяют как част­ ное от деления длины интервала на найденное расстояние между центрато­ рами.

Рассмотрим пример расчета числа центраторов для следующих условий крепления скважины:

—глубина скважины — 2300 м;

—диаметр скважины — 0,214 м;

—наружный диаметр колонны — 0,168 м;

—внутренний диаметр колонны — 0,152 м;

—___ ____j и ; i т ж ш г*^\— ____________ и___ ________ ____ 1

г„ 40 20 0 2 4 6 8 А

Рис. 13.34. Номограмма для определения числа центраторов и расстояний между ними.

—вес 1 м трубы в воздухе — 326 Н;

—плотность тампонажного, гельцементного и бурового растворов, соот­ ветственно 1,80; 1,55 и 1,20 г/см3;

—модуль упругости стали — 2,1?105МН/м2;

—высота столбов тампонажного, гельцементного и бурового растворов, соответственно 600, 1000 и 700 м;

—угол искривления ствола скважины по интервалам:

(2300 ч 1700 м) — 6°;

(1700 ч 1300 м) - 10°;

(1300 ч 600 м) — 12°;

(600 ч 250 м) - 18° Центраторы на колонне устанавливают в интервале подъема тампонаж­

ного и гельцементного растворов, т. е. от 2300 до 700 м, где угол искривле­ ния изменяется в пределах от 6 до 12°

По формуле (13.26) определим расстояние до нейтрального сечения (z0 = 865 м).

По формуле (13.35) определим параметры А для каждого интервала:

—при а=6° А,=5,1;

—при а=10° А2=2,9;

—при а=12° А3=2,3.

По формуле (13.36) определим параметры С, которые составляют:

С,=3,12; С2=3,14; С3=3,15.

Результаты поинтервальных расчетов приведены в табл. 13.32.

Таблица 13.32. Расчетные расстояния между центраторами в рассматриваемых

интервалах их установки

	Интервал	Зенитный		Параметры	Расстояние	Число центра­
	центрирова­				между цен-
		угол, градус				торов
	ния, м		А	С	траторами, м
	0-215	6	5,1	3	10	22
	215-230	6	5,1	3	14	15
	430-645	6	5,1	3	17	12
	645-860	10	2,9	3	17	12
	860-1075	10	2,9	3	17	12
	1075-1290	12	2,3	3	18	12
	1290-1505	12	2,3	3	19	И
	1505-1720	12	2,3	3	20	11
	1720-2300	—	—	—	—	—

Найденное расчетным путем необходимое число центраторов должно быть откорректировано перед спуском обсадной колонны по результатам геофизических работ следующим образом:

—центраторы, попадающие в зоны кавернозных участков ствола, следу­ ет исключить;

—против проницаемых продуктивных горизонтов в интервале предпола­ гаемой перфорации число центраторов на колонне рекомендуется уве­

личить в два раза^ для формирования более прочного цементного кольца за колонной;

-расстояние между центраторами следует сокпашать поимепно в два
раза на участках изменения азимута.	сокращать примерно в два
После спуска и окончания процесса	- /-
ной колонны затрубное пространство на V^T	иРования сплошной обсад-
метизировать. В случае, если в разрезе скпГ	СКважины необходимо гер-

заколонном пространстве должно быть созп ИНЬ1 имеются зоны с АВПД, в которого определяется из условия НедопуиН° пРотиводавление, величина

	"■—		попарны,,		мщения г.,ароразрыва пластов.
го	После получения давления «стоп»^приЩеНИЯ гИДРоразрыва пластов,
	клапана,	избыточное давление		на	уст|7СЛ°В1,и герметичности обратно-
t vs	•'-«м .иы . .	п	i v	г щ	VCTKf»	1	u u p a m w
сферного и оставить в таком состоянии и,						не°бходдимо снизить до атмо-
ОЗЦ.					на пp,' ,*-
						нериод установленного времени

При заложении скважин на местности с максимально возможного удаления Их ствпД^ет Учитывать необходимость

нйй, способствующих продвижению пластовЛ°В °т тектонических нарушеповерхность. ых Флюидов к скважинам и на

Применять седиментационно устойчивые

зволяющие снизить или предотвратить дейсти Мпонажные Растворы, пония столба тампонажного раствора на проявляв гидростатического давле-

Использовать на обсадных колоннах извести14116 пластыпакеров, обеспечивающих герметизацию з а т о ^ 16 констРУкции наружных

ходимых интервалах скважины. Применять рецеп^кГтя^ппи783 В нео6"
творов с пониженной водоотдачей.	РеЧептуры тампонажных рас-