Технология крепления и заканчивания нефтяной эксплуатационной скважины № 1437 ВЧНГКМ

4. Пластовое  давление  .

5. Давление  опрессовки  .

6. Плотность  цементного раствора  -1008м,

- 650м 

7. Плотность  бурового раствора  .

8. Плотность  жидкости затворения  .

9. Снижение  уровня жидкости в скважине  при испытании на герметичность  .

10. Снижение  уровня жидкости при освоении  скважины 

11. Жидкость  при снижении уровня в колонне .

12. Плотность  нефти при вводе в эксплуатацию  .

13. Плотность нефти  при окончании эксплуатации .

14.Запас прочности на смятие

16. Запас  прочности на внутреннее давление  .

17. Запас  прочности на растяжение  . 

1) Построение эпюр  внутренних давлений  

В период ввода скважины в эксплуатацию при  закрытом устье 

При  

  

При z = 0  

Мпа (А)

При z =L= 1658  

Мпа (В)

В период окончания  эксплуатации:

При 

Р_вz = 0   

При

 

При z = 900

Р_вz = 0 Мпа (С)

При z = L = 1658

Мпа (Д)

На  момент окончания  цементирования: 

мПа (Е)

мПа(F) 

Строим эпюру внутренних давлений  АВ, СД, ЕF 

2) Построение эпюр  наружных давлений 

незацементированной зоны нет 

для зацементированной  зоны

- в интервале закрепленном  предыдущей колонной

При

 

При z=h=0 м

  _(A)

При z=L₀=535м

мПа(K)

- в интервале открытого  ствола с учетом  пластового давления

При z=L=1658м

мПа (B)

Определяем  наружное давление с  учетом давления столба тампонажного и бурового растворов по всей длине скважины на момент окончания  цементирования

При

При z=0

МПа

При

При z=L=1658м

мПа(F) 

Строим  эпюру  наружных давлений  AKB, AF 
 

3) Построение эпюры избыточных наружных и внутренних давлений

Определяем  избыточное наружное давление на момент окончания цементирования  

При

При z=0

МПа

При z=L=1658м

мПа 

Определяем  избыточное наружное давление для процесса испытания колонны  на герметичность  снижением уровня:

При

При z=0

При z=h=1000 м

Мпа(A₂)

При z=L=1658м

_(B1)

При z=0

Мпа(C₁)

При z=h=1000 м

мПа

При

мПа(D₁)

При z=L=1658м

 мПа

мПа(E₁)

Избыточное наружное давление при освоении скважины:

При

При z=0

Мпа(C₂)

При

При z= L₀=900м

Мпа(A₁)

При z=L=1658м

 мПа(G)

При z= L₀=900м

мПа

_(D2)

При z=L=1658м

мПа

_(E2) 

Определяем  избыточное наружное давление по окончании  эксплуатации:

-в  незацементированной  зоне

При

При z=0

МПа(C₃)

-в  зацементированной,  где  в зоне эксплуатационного объекта принимаем по давлению гидростатического столба воды с удельным весом Н/м³:

При

При z=L₀=900м

Мпа(A₁)

При z=L=1658м

_(G2)

При z=L₀=900м

мПа

_(D2)

При z=L=1658м

мПа

_(E3)

Строим  эпюру избыточных давлений A₂B₁,C₁D₁E₁,A₁G,C₂D₂E₂,A₁G₂,C₃D₂E₃

4) Построение эпюры  избыточных внутренних  давлений при испытании  на герметичность  в один прием  без пакера 

Избыточное  внутреннее давление при испытании  на герметичность:

Так как  , мПа принимаем =9,5мПа 

-в  зацементированной  зоне

При z=0

МПа(A)

При

 мПа

При z=S₁=1658м

 мПа(T)

Строим  эпюру избыточных внутренних давлений  AT 

Из этих графиков видно, что наружные избыточные давления достигают максимума на забое  скважины. Уровень наружных избыточных давлений, больше внутренних, к тому же, прочность на внутреннее давления выше прочности на смятие (наружные избыточные давления), поэтому, за начало расчета принимаем наружное избыточное давление и расчёт параметров ОК начинается снизу ОК. Расчёт начинают с определения параметров нижней (1-ой секции). Проектируем трубы с резьбой трапециидального профиля и нормальным диаметром муфт (ОТТМ). Рекомендуется использовать по возможности наиболее дешёвые обсадные трубы, поэтому  для начала расчёта выбираются трубы группы прочности Д.

МПа

Определяем  запас прочности n₁ на избыточное наружное давление

Для 1-ой снизу  секции колонны:  

В соответствии с прил.2 подбираем трубы:

      Начинаем  с труб с наименьшей группой прочности  Д, если группа Д не удовлетворяет  условию прочности, то переходим  к трубам более высокой группы прочности.

      Принимаем n=1 (1÷1,3)-не входит в эксплуатационный объект.

МПа

      По  прил. 2 этому давлению соответствуют трубы с толщиной стенки δ=8,1 мм группы прочности «Д», исполнение «А», вес 1 м трубы q=0,331 кН

МПа

     Длина секции l=2320 м. Вес ее кН 

      По  прил.4 внутреннее давление при котором  напряжение в теле трубы достигает  предела текучести: P_T1=30,3 МПа

, n₂=1,15  

Условие выполняется.

При строительстве  данной скважины используется односекционная эксплуатационная колонна длиной L=2320м, толщиной стенки δ=8,1мм, исполнения А, из стали группы прочности Д.  

3.Цементаж

 Выбор  тампонажного материала и расчет  цементирования скважин

      Тампонажные материалы применяются для крепления  скважин, изоляции зон поглощения бурового раствора,  установки цементных  мостов при испытании пластов  на продуктивность. Для этих целей  используются  тампонажные портландцементы  производимые согласно ГОСТ 1581-85.

      Тампонажные цементы подразделяют на цемент с  минеральными добавками и бездобавочный; по температуре применения - для  холодных и горячих скважин; по средней  плотности тампонажного цементного теста подразделяются на облегченные, нормальные и утяжеленные. Тампонажные  цементы разделяются по степени  устойчивости к воздействию агрессивных  пластовых вод:

      устойчивые  к сульфатным пластовым водам;

      устойчивые  к углекислым и сероводородным водам;

      устойчивые  к магнезиальным пластовым водам;

      устойчивые  к полиминеральным пластовым  водам.

      Сроки схватывания тампонажных цементов должны соответствовать требованиям  ГОСТ 2581-85.

      Предпочтительность  выбора типа тампонажного материала  диктуется конкретными условиями  бурения скважины.

      При расчете одноступенчатого цементирования определяют:

1.Количество  сухого тампонажного материала,

2.Количество  воды для затворения,

3.Объем  продавочной жидкости,

4.Максимальное  давление в конце процесса  цементирования,

5.Необходимое  количество смесительных машин  и цементировочных агрегатов,