мо труби з групою міцності Д (?=12,1 мм.), Для которихт. Допускаемая страгиваться навантаження:
т.
м.
Таблиця 2.12 - Конструкція обсадної колони
№ секцііГруппа прочностіТолщіна стінки, ммДовжина секції, мСуммарная довга, мВес 1 м, труби, кг/мВес секції, тСуммарний вагу, т 1Д12,113413447,56,46,41,1-2Д8,953066435,118,625,01,1-3Д8,0500116432,016,041,01,1-4Д7,3350151429,010,251,21,15Д8,0640215432,020,571,7-1,36Д8,9322247635,111,383,0-1,37Д10,6396287241,716,599,5-1,38Д12,1292316447,513,9113,4-1,3
2.9 Цементування обсадних колон
Вибір способу цементування
Цементування всіх обсадних колон здійснюється прямим способом. Експлуатаційна колона цементується не до гирла, висота недопод'ема цементу складає 2074 м. (Таблиця 2.13).
Таблиця 2.13 - Загальні відомості про цементуванні свердловини
Номер колони в порядку спускаНазваніе колонниСпособ цементування (прямий, ступінчастий, зворотний) Дані по роздільно спускається частини колонниномер роздільно спускається частини колони в порядку спускаінтервал установки, мотдо1Направлениепрямой10302Кондукторпрямой103503Техническаяпрямой135023744Эксплуатационнаяпрямой120743102
2.10 Вибір типу тампонажного цементу
У загальному випадку основними факторами для вибору тампонажного матеріалу є температура в свердловині (на глибині 3 102 м., t=67 0 С ) , тиск гідророзриву порід , а також наявність нафтогазоносних пластів.
Для запобігання поглинання тампонажного розчину передбачається регулювання термінів схоплювання таким чином, щоб час цементування становило 75% від термінів початку схоплювання.
Концентрація реагентів підбирається лабораторним шляхом і в проекті не вказується.
З метою попередження перетоків між пластами, зміцнення стінок свердловини та ізоляції нефтегазоводоносних горизонтів затрубний простір між обсадними колонами і стінками свердловини перекривається цементним розчином.
Компоненти для цементування обсадних колон представлені в таблиці 2.14.
Таблиця 2.14 - Компоненти для цементування обсадних колон.
Найменування колонниНазваніе (тип рідини для цементування) Щільність, кг/м 3 Щільність порції, кг/м 3 НаправленіеАРКЦЕМЕНТ, ТУ 536-00200282205-932001830КондукторАРКЦЕМЕНТ, ТУ 536-00200282205-932001830ПромежуточнаяПЦТ III-Об4-50, ГОСТ 1581- 9626001440ПЦТ-I - 50, ГОСТ 1581-9632001860ЕксплуатаціоннаяПЦТ-IG-CC - 1, ГОСТ 1581-9631001860
Розрахунок цементування експлуатаційної колони
Вихідні дані для розрахунку цементування експлуатаційної колони представлені в таблиці 2.15
Таблиця 2.15 - Дані для розрахунку цементування експлуатаційної колони
ПараметрУсловное обозначеніеЗначеніеЕдініца ізмереніяДліна обсадної колони L 302мРасстояніе від гирла до рівня цементного розчину, м H ц 2074мПлотность цементного розчину 1860кг/м 3 Густина бурового розчину 1140кг/м 3 Щільність буферної рідини 1080кг/м 3 Діаметр стовбура свердловини (діаметр долота) D Д 215,9ммНаружний діаметр обсадної труби 0,168мВнутренній діаметр обсадної труби 0,1468мГлубіна спуску обсадної колони l 3102мВисота підйому цементу l ц 1028мВисота стовпа буферної рідини l б 100мВисота цементного стакана h 5мВодоцементное ставлення W 0,5Коеффіціент кавернозному в інтервалі k 1 1,1Коеффіціент враховує втрати цементу k 2 1 , 05Коеффіціент стисливості продавочной рідини k c 1,04Вместімость манифольда V м 0,8м 3
Визначимо висоту стовпа бурового розчину за колоною (2.44)
, (2.44)
м.
Знаходимо необхідний обсяг цементного розчину за формулою (2.45)
, (2.45)
де - коефіцієнт кавернозному в інтервалі;
- діаметр долота, м;
, - зовнішній і внутрішній діаметри обсадних труб, м;
- висота підйому цементного розчину за колоною, м;
- висота цементного стакана, м.
Необхідний обсяг цементного розчину становить
Необхідна маса сухого цементу (2.46)
(2....
