Главная  Переработка нефти и газа 

Скачать эту книгу

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31 32 33 34 35 36 37 38 39 40 41 42 43 44 45 46 47 48 49 50 51 52 53 54 55 56 57 58 59 60 61 62 63 64 65 66 67 68 69 70 71 72 73 74 75 76 77 78 79 80 81 82 83 84 85 86 87 88 89 90 91 92 93 94 95 96 97 98 99 100 101 102 103 104 105 106 107 108 109 110 111 112 113 114 115 116 117 118 119 120 121 [ 122 ] 123 124 125 126 127 128 129 130 131 132 133 134 135 136 137 138 139 140 141 142 143 144 145 146 147 148 149 150 151 152

Рис. 10.3. График для определения диаметра скважин под обсадную колонну (с учетом кривизны ствола):

1 - sinaср = 0,05; 2 - sinaср = 0,1; 3 - sinaср = 0,2; 4 - sinaср = 0,4

Пример 10.3. Протяженность интервала крепления 2000 м, отклонение от вертикали 600 м. Определить диаметр долота, которым обеспечивается проходимость 377-мм обсадной колонны по стволу скважины.

Р е ш е н и е. Для указанного случая имеем следующее: EI = 44-106 Н/м2; m = 83,1 кг/м; sin а = 600/2000 = 0,3; а = 17,5°; cos а = 0,9537; f = 0,3.

Отсюда

4 83,1

D = 3,26 10 -

( 0,9537

- 0,3-- + 0,1745 1,5 + 0,377 = 0,462 м.

44 106 \ 0,3

Следовательно, для бурения необходимо принять долото диаметром 490 мм. В том же случае, но при отклонении ствола в интервале крепления от вертикали на 300 м (sin a = 0,15) достаточно будет применить для бурения долото диаметром 445 мм:

4 83,1 0,9894

D = 3,26 10 -(0,15--) + 0,1745 1,5 + 0,377 = 0,443 м.

44 1 06 0,3

Расчеты необходимого диаметра долота можно выполнять оперативно, используя

рис 1 0.3.

Пример 10.4. Определить диаметр долота для следующих условий: протяженность интервала крепления 2000 м. Отклонение от вертикали 400 м (sin a = 0,2); средняя интенсивность искривления 2,5°/10 м.

Р е ш е н и е. Определим по номограмме (см. рис. 10.3) диаметр долота, которым обеспечивается проходимость 273-мм колонны по стволу скважины. От точки на оси ординат, соответствующей диаметру обсадной колонны, проводим горизонтальную линию пересечения с линией, соответствующей sin a = 0,2 в области средней интенсивности искривления 2,5°/10 м. Точка пересечения указывает, что диаметр долота должен быть не менее 346 мм.

10.5. СПОСОБЫ ЦЕМЕНТИРОВАНИЯ

Цементирование скважин осуществляется с целью разобщения пластов при заполнении заданного интервала (см. гл. 2) заколонного пространства скважины или участка обсадной колонны суспензией вяжущих материалов. От качества разобщения пластов в значительной степени зависит долговечность эксплуатации скважин на нефть и газ.

Наиболее распространен одностуиенчатый способ цементирования, когда в заданный интервал подается тампонажный раствор за один прием. Кроме того, применяются еще несколько способов цементирования.

Если возникает необходимость делить интервал цементирования на две части, то используют двухстуиенчатое цементирование. При этом на границе раздела устанавливают специальную разделительную муфту. Способ применяют в следующих случаях: поглощение тампонажного раствора в нижних пластах или при большой высоте его подъема за колонной, когда расчетные давления при прокачивании тампонажного раствора больше давления, развиваемого цементировочными агрегатами; наличие резко отличающейся температуры в нижней и верхней зонах интервала подъема тампонажного раствора; невозможность доставки на буровую нужного количества тампонажной техники; возможность возникновения больших давлений в процессе продавливания тампонажного раствора.

Манжетное цементирование применяют, когда нет необходимости цементировать эксплуатационную колонну в зоне продуктивного горизонта.

10.6. РАСЧЕТ ОДНОСТУПЕНЧАТОГО ЦЕМЕНТИРОВАНИЯ

При расчете одноступенчатого цементирования определяют: количество сухого тампонажного материала; количество воды для затворе-ния; объем продавочной жидкости; максимальное давление в конце процесса цементирования; необходимое число смесительных машин и цементировочных агрегатов; время, необходимое для проведения всего процесса цементирования.

Для повышения качества цементирования необходимо предусмотреть использование при цементировании буферной жидкости, которая выполняет следующие функции:

отделяет тампонажный раствор от промывочной жидкости и предотвращает образование густых трудно прокачиваемых смесей;

увеличивает полноту замещения промывочной жидкости тампо-нажным раствором;

способствует разрушению фильтрационных глинистых корок на стенках скважины;

способствует лучшему сцеплению тампонажного раствора с горными породами, слагающими стенки скважины.

В качестве буферной жидкости широко используются вода и водные растворы солей (NaCl, CaCl и т.д.), щелочей (NaOH) и ПАВ (суль-фонол).

Виды буферных жидкостей приведены в табл. 1 0.5.

Известно, что эффективность вытеснения промывочной жидкости водными растворами (буферной жидкостью) возрастает с увеличением плотности этих растворов.

В случае применения буферной жидкости с меньшей плотностью, чем у бурового раствора (рб < рр), объем этой жидкости выбирается из условия, чтобы гидростатическое давление столба в заколонном пространстве несколько превышало пластовое. Из этого условия находят, что высота столба буферной жидкости в заколонном пространстве описывается соотношением:

Аб (Рр -а Рв , (10.14)

где рр, рв, рб - плотность соответственно бурового раствора, пресной воды и буферной жидкости; ка - коэффициент аномальности,