7.2 Определения объёма облегчённого цементного раствора.
7.3. Определение объёма продавочной жидкостигде VМ - объём манифольда.
7.4 Определение объёма буферной жидкостигде НБЖ – высота столба буферной жидкости (НБЖ=200…500 м).
7.5 Определение количества цемента и воды для затворения
Количество цемента для приготовления 1 м3 цементного раствора определяется из уравнения:
13)
где плотность цементного раствора, кг/м3;
В/Ц – водоцементное отношение.
Тогда
Объем воды, необходимый для затворения этого количества цемента рассчитывается по формуле
(14)
7.6 Определение количества облегчённого цемента и воды для затворенияРасчет ведется по формулам, аналогичным формулам аналигичным формулам (13-14)
7.7 Реологические параметры растворовДля расчета воспользуемся следующими формулами
(15)
(16)
Цементный раствор:
;
.
Облегченный цементный раствор:
;
.
Буферная жидкость:
;
.
Буровой раствор:
Так как на практике, буровой раствор смешивается с цементным раствором (с буферной жидкостью) и коагулирует, при этом образуется высоковязкая масса.
Примем, что раствор имеет следующие параметры
;
.
Определение режима работы цементировочной техники
Определяется число смесительных машин для каждого вида тампонажного материала (псм):
(17)
гдетНАС - насыпная масса сухой тампонажной смеси, кг/м3;
VБУНК - ёмкость бункера смесительной машины, м3.
Цементный раствор (смесители 2МСН-20)
Облегченный цементный раствор (смесители 2МСН-20)
Производительность смесителя 2СМН-20 по цементному раствору:
где QВ – производительность водяного насоса, л/с;
Производительность смесителя 2СМН-20 по облегченному цементному раствору:
где QВ – производительность водяного насоса, л/с;
Число цементировочных агрегатов для закачки цементного раствора (ЦА-320).
Так как производительность смесителя по цементному раствору 20,6 л/с, а максимальная производительность ЦА-320 - 14,5 л/с, то с каждым смесителем должно работать по два агрегата:
для закачки цементного раствора.
Число цементировочных агрегатов для закачки облегчённого цементного раствора.
Так как производительность смесителя по облегчённому цементному раствору 20,2 л/с, а максимальная производительность ЦА-320 - 14,5 л/с, то с каждым смесителем должно работать по два агрегата:
для закачки облегчённого цементного раствора.
1. Общая потребность в цементировочной технике:
Для приготовления цементного и облегчённого цементного растворов необходимо шесть 2СМН-20.
Для подачи воды и начала продавки необходимо два ЦА-320.
Для закачки цементного и облегчённого цементного растворов необходимо 12 ЦА-320.
Всего 14 ЦА-320.
Также для цементирования используем блок манифольдов 1БМ -700 и станцию контроля цементировании СКЦ-2М-80.
Таблица №10
Распределение тампонажных материалов
Смеситель | ЦА | Материал | Цемент, т | Вода, м3 | Буф. Ж. | Продавка |
1 | 8,1 | 36,83 | ||||
2 | ||||||
1 | 3 | ОЦР | 64,722 | 43,15 | ||
4 | ОЦР | |||||
2 | 5 | ОЦР | ||||
6 | ОЦР | |||||
3 | 7 | ОЦР | ||||
8 | ОЦР | |||||
4 | 9 | ОЦР | ||||
10 | ОЦР | |||||
5 | 11 | ЦР | 19,215 | 9,15 | ||
12 | ЦР | |||||
6 | 13 | ЦР | ||||
14 | ЦР |
Охрана недр
Предотвращение потерь нефти и газа в проницаемые горизонты предусматривается путём применения высокогерметичных труб типа ОТТГ, ОТТМ и применения специальных герметизирующих резьбовых смазок типа Р - 402, Р - 2МПВ. Контроль качества цементирования осуществляется геофизическими методами и опрессовкой колонн согласно “Инструкции по испытанию скважин на герметичность”.
Для предотвращения загрязнения водоносных горизонтов в том числе таликовых вод применяются следующие технологические решения:
· обработка бурового раствора высокомолекулярными соединениями, обеспечивающая снижение фильтрационных свойств промывочной жидкости;
· ограничение репрессий на водоносный горизонт путём регулирования структурно-механических свойств бурового раствора, обеспечивающих снижение гидродинамического давления в том числе при спуско - подъёмных операциях;
· перекрытие интервала залегания таликовых и водоносных горизонтов колонной обсадных труб, обеспечивающих сохранение естественного состояния подземных вод в процессе дальнейшнго углубления ствола скважины.
Для сохранения естественного состояния коллекторских свойств продуктивного пласта и предотвращения физико – химического загрязнения призабойной зоны пласта реализуются следующие технологические мероприятия:
· снижение водоотдачи бурового раствора до 1,5-2 см3 путём специальной химической обработки промывочной жидкости при вскрытии и разбуривании продуктивного горизонта;
· уменьшение гидравлических сопротивлений в стволе скважины и снижение репрессии на пласт за счёт применения бурового раствора со значениями напряжения сдвига близкими к нулевым;
· образование на стенках скважины полимерглинистой корки, препятствующей проникновению в пласт твёрдой фазы бурового раствора.
Для предупреждения нефтегазопроявлений продуктивный пласт вскрывается при плотности бурового раствора, регламентированной “Едиными техническими правилами ведения работ при строительстве скважин на нефтяных, газовых и газоконденсатных месторождениях”. Устье скважины оборудуется в соответствии с действующими нормативными документами противовыбросовым оборудованием.
Основой функцией тампонажных растворов, обеспечивающей охрану недр является изоляция с их помощью флюидосодержащих пластов друг от друга и от земной поверхности. Предусмотрены следующие технико-технологические решения, обеспечивающие природоохранные функции цементных растворов и ограничивающие их отрицательные воздействия на недра:
· интервалы подъема цементных растворов за обсадными колоннами выбраны в соответствии с геологической характеристикой разреза данного месторождения;
· применение токсичных материалов в процессе цементирования является недопустимым;
· для повышения степени вытеснения бурового раствора цементным, предусматривается предварительная прокачка нетоксичной буферной жидкости, смывающей рыхлую часть глинистой корки;
· применяемые для цементирования колонн тампонажного портландцемента ПЦТ-1-50, относящегося к 4-му классу опасности.
Охрана труда и ТБ
Спуск и цементирование обсадных колон в цикле строительства скважины, травмоопасные и ответственные процессы.
Крепление скважины допускается только после проверки мастером и механиком основных узлов вышки, ее вертикальности, надежности талевой системы, лебедки, ротора, фундамента вышки и правильности показаний КИП. Крепление скважины недопустимо без утвержденного главным инженером плана проведения соответствующих работ, акта на опрессовку цементировочной головки и обратных клапанов. Трудоемкость крепления скважины связано с подготовкой обсадных труб к спуску, навинчиванием и цементированием труб, перемещением элеватора на столе ротора, закрытием крышки элеватора, при цементирование скважины трудоемок процесс загрузки цементосмесительной машины.
В процессе закачивания цемента в скважине создается очень высокое давление и по этому персонал не должен находиться в опасных зонах, так же запрещены ремонтные работы.
При вскрытии продуктивных пластов возможны нефтегазопроявления. При этом следует уделять особое внимание удельному весу промывочной жидкости и других ее параметров. На каждой буровой должны быть приборы – газоанализаторы, противогазы, а также комплект безискрового инструмента.
... – 114,3 мм) можно осуществлять практически весь набор операций подземного ремонта скважин и бурения. Параллельно с совершенствованием и созданием новых технологий выполнения нефтепромысловых работ шло развитие и технологии изготовления гибких труб, а также нефтепромыслового оборудования и инструмента, обеспечивающего их применение. Таблица 1. Виды работ Доля каждого вида работ в общем ...
0 комментариев