1.2 Подготовка цементировочного оборудования
При подготовке к выезду на буровую очищают мерные емкости агрегатов, проверяется соответствие размеров цилиндровых втулок и поршней цементировочных насосов ожидаемому давлению, наличие и исправность манометров высокого и низкого давлений, предохранительных клапанов и запорных устройств, у цементосмесительных машин – соответствие размеров насадок заданной плотности тампонажных растворов.
Цементировочные головки оборудуются манометрами, кранами высокого давления и заблаговременно опрессовываются на полуторакратное максимальное рабочее давление, которое ожидается при цементировании.
1.3 Подготовка к процессу цементирования
Подготовку к цементированию производят одновременно с подготовкой к спуску и во время спуска колонны. В ней принимают участие буровая бригада, БПО УБР и тампонажная контора или цех.
Расстановку и обвязку цементировочной техники на буровой производят в соответствии с утвержденной типовой схемой (рисунок 1) и обеспечивают горизонтальность размещения цементировочных агрегатов.
При цементировании с использованием осреднительной емкости с каждой цементосмесительной машиной обвязывается один агрегат, который откачивает цементный раствор в осреднительную емкость. Для закачки цементного раствора в скважину у осреднительной емкости ставятся агрегаты, количество которых соответствует числу цементосмесительных машин.
Для заполнения мерных емкостей цементировочных агрегатов водой затворения и продавочной жидкостью в первую очередь прокладываются приемные линии, затем – линии высокого давления от агрегатов к блоку манифольдов и цементировочной головке.
У дополнительных емкостей с водой затворения устанавливают не менее двух цементировочных агрегатов, мерники которых заполняют водой после окончания спуска обсадной колонны во время промывки скважины.
Заполнение мерников цементировочных агрегатов глинистым раствором производится после прекращения промывки скважины одновременно со сборкой трубопроводв высокого давления от блока манифольдов к цементировочной головке.
Обвязкой агрегатов с цементировочной головкой предусматривается наличие отдельной линии высокого давления для продавливания верхней разделительной пробки закачивания тампонажного раствора.
По окончании сборки линии высокого давления опрессовывают на полуторакратное максимальное рабочее давление, которое ожидается при цементировании.
Расстановка и обвязка цементировочной техники планируется так, чтобы время их окончания совпадала с окончанием спуска обсадной колонны.
По окончании расстановки и обвязки цементировочного оборудования инженер по цементированию должен произвести проверку правильности установки цементировочных агрегатов, цементосмесительных машин и коммуникаций.
Расчетная часть.
2.1 Конструкция скважины.
Под конструкцией скважины понимается совокупность данных о диаметрах и глубинах спуска обсадных колонн, которыми крепится скважина, о диаметрах долот для бурения под эти колонны, интервалы подъема тампонирующего раствора за обсадными колоннами, интервалы перфорации эксплуатационной колонны.
Конструкция скважины должна обеспечить выполнение поставленной задачи, т.е. достижение проектной глубины, вскрытие нефтегазоносной залежи и проведение всего намеченного комплекса исследований и работ в скважине, включая её использование в системе разработки месторождения.
От качества спроектированной конструкции скважины, её соответствия геологическим условиям в значительной степени зависят надёжность, технологичность, долговечность, производительность и стоимость строительства скважины.
Для крепления стенок скважины и решения других задач в нее могут быть опущены следующие колонны обсадных труб:
- Направление – для предотвращения размыва устья скважины и организации циркуляции бурового раствора;
- Кондуктор – для перекрытия разреза с неустойчивыми породами и пресноводных пластов, а также установки противовыбросового оборудования (ПВО) и подвески последующих колонн;
- Промежуточная (техническая) колонна – для разобщения интервалов скважины с несовместимыми условиями бурения. Необходимая глубина спуска промежуточных колонн определяется по градиентам пластовых давлений, давлений гидроразрыва пород и по устойчивости стенок скважины;
- Эксплуатационная колонна – для разобщения продуктивного горизонта от остальных пород, сообщения эксплуатируемого пласта с поверхностью, воздействия на пласт с целью интенсификации притока флюида, размещения необходимого эксплуатационного оборудования.
Разработка конструкции скважины начинается с решения двух проблем.
Определение требуемого количества обсадных колонн и глубину спуска каждой из них.
Обоснование расчетным путем номинальных диаметров обсадных колонн и диметров породоразрушающего инструмента.
Определение требуемого количества обсадных колонн и глубину спуска каждой из них.
Число обсадных колонн определяется на основании геологического разреза в месте заложения скважины, наличие зон, где бурение сопряжено с большими осложнениями анализа картины изменения коэффициентов аномальности пластового давления и индексов поглощения, а так же от наличия накопленного опыта проводки скважины. Результаты изучения геологической обстановки позволяют сделать вывод о несовместимости условий бурения, и на этом основании выделить интервалы подлежащие изоляции.
По имеющимся данным строят график изменения коэффициента аномальности пластового давления и коэффициента поглощения (коэффициента гидроразрыва пласта). И на этом графике выделяют интервалы, где можно проходить с одной плотностью раствора.
Глубину спуска обсадной каждой колонны уточняют с таким расчетом, что бы её башмак находился в интервале устойчивых монолитных слабопроницаемых пород, что бы она полностью перекрывала интервалы слабых пород, в которых могут произойти ГРП при вскрытии зон с аномально высоким пластовым давлением (АВПД).
В нефтегазовой отрасли есть негласный регламент «Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности» пункт 2.7.3.3.
2.7.3.3. Плотность бурового раствора в интервалах совместимых условий бурения должна определяться из расчета создания столбом бурового раствора гидростатического давления в скважине, превышающего пластовое (поровое) давление на величину:
- 10% для скважин глубиной до 1200 м (интервалов от 0 до 1200 м), но не более 15 кгс/см2 (1,5 МПа);
- 5% для скважин глубиной более 1200 м (интервалов от 1200 до продуктового пласта), но не более 25 кгс/см2 (2,5 МПа);
Плотность бурового раствора должна быть как можно ближе к градиенту давлений горных пород, но быть в пределах описанных в пункте 2.7.3.3. «Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности». Это позволит нам пробурить скважину без гидроразрыва пласта. Другими словами мы на диаграмме имеем две линии которые характеризуют градиент давления атм./м по отношению к глубине. Первая - градиент пластового давления, вторая - градиент гидроразрыва пласта, а третья наша линия будет характеризовать плотность бурового раствора, и она будет лежать между этими линиями ближе к первой (см. рис. 2).
Теперь необходимо определиться с глубиной спуска обсадных колонн.
Первой по счету идет «Направление». Согласно таблице 2.1. Направление должно перекрыть «четвертичную систему» это 50 метров. Но мы не можем опустить её ровно на 50 метров т.к. нам необходимо что бы снизу труба была зафиксирована в более устойчивые породу, поэтому к глубине прибавляем ещё 10 метров которые окажутся уже в «некрасовской серии» слой который обладает меньшим коэффициентом кавернозности. Таким образом , глубина спуска направления будет равна 60 метров.
Второй по счету идет «Кондуктор». С глубиной спуска кондуктора не так просто. Во первых кондуктором мы должны перекрыть водоносные пласты, а так же слой неустойчивых пород если исходить из этого, то тогда у нас кондуктор должен быть установлен в глинистую породу на глубине около 260 метров где заканчиваются пески и где мы имеем глины согласно таблице 2.2. Но так же прибавим в этому еще 40 метров которые обеспечат нам фиксацию кондуктора. Итого кондуктор спустим на глубину 300 метров.
Вторая проблема заключается в том, что башмак кондуктора это уязвимое место для ГРП. Если глубина спуска кондуктора будет не достаточна, таким образом при непредвиденном газонефтеводопроявлении, нефть может прорвать породу под башмаком кондуктора.
Схема представленная ниже показывает, каким образом происходит ГРП из-за не достаточной глубины спуска кондуктора.
Рисунок 1. Схема гидроразрыва пород под башмаком кондуктора.
Для этого случая глубину спуска кондуктора определяют расчетным путем.
Расчет глубины спуска кондуктора.
Давление ГРП под башмаком кондуктора определяется по формуле 1.1
где,
H-глубина спуска кондуктора (башмак), м;
grad – градиент давления грп на заданной глубине, атм/м;
Внутреннее давление в скважине у башмака кондуктора определяется по формуле 1.2
где,
L- подошва продуктивного пласта, м;
Далее нам необходимо приравнять оба этих давления, что бы внутреннее пластовое было равно давлению ГРП.
Отсюда выражаем H:
Подставим числовые значения в формулу 1.3.
Получим:
Это мы определили глубину спуска кондуктора, которая необходима для того, что бы под башмаком давление пластовое внутреннее было таким же как и давлении гидроразрыва пород. Для того что бы обеспечить надежность, необходимо умножить еще и на коэффициент запаса 1,05. В результате чего мы получим окончательную глубину спуска кондуктора.
Третья по счету у нас «Эксплуатационная колонна». Её следует опускать до палеозоя, таким образом она будет иметь глубину спуска 2960 метров. А непосредственно в сам палеозой мы опустим хвостовик. Он должен быть выше башмака эксплуатационной колонны на 150 метров согласно «Правилам безопасности нефтяной и газовой промышленности».
Рисунок 2. Диаграмма плотностей бурового раствора, градиента пластового давления и градиента гидроразрыва пород в зависимости от глубины. А так же конструкцию скважины.
Все данные конструкции скважины занесем в отдельную таблицу 1.1
Таблица 1.1
|
Данные расчета конструкции скважины | ||||
|
|
Диаметр, мм |
Интервал, м | ||
|
Колонна |
Долото |
Спуск |
Цементир-е | |
|
Направление |
323.9 |
393,7 |
60 |
0-60 |
|
Кондуктор |
244,5 |
295,3 |
650 |
0-650 |
|
Эксплуатационная |
168,3 |
215,9 |
2960 |
0-1960 1960-2960 |
|
Хвостовик |
139,7 |
114,1 |
2810-3050 |
2810-3050 |