Обоснование плотности тампонажного раствора и тампонажных материалов
Выбор вида тампонажного материала согласно требованиям правил безопасности [2] производится по наибольшей температуре в скважине, с учетом агрессивности окружающей среды. Рекомендуется интервал против продуктивных пластов цементировать бездобавочным тампонажным раствором. Для эксплуатационной колонны наибольшей термодинамической температуре соответствует марка цемента ПЦТ I-100 ГОСТ 1581 [17, 18]. Вышележащие интервалы цементируются облегченным тампонажным раствором (марка цемента ПЦТ III Об 5-50 ГОСТ 1581 [17, 18]). Обоснование плотности тампонажного раствора для цементирования вышележащих интервалов производим из условия недопущения поглощения тампонажного раствора наиболее «слабым» пластом (определяется по давлению гидроразрыва из совмещенного графика давлений) и наиболее полного вытеснения буровой промывочной жидкости из затрубного пространства. Плотность тампонажного раствора rтр, кг/м3, следует выбирать из соотношения [3-4] , (94) где rнтр , rвтр - верхний и нижний допустимые величины плотности тампонажного раствора, кг/м3. С учетом ограничений Ркпз ≤ Рпогл , (95) ρнтр = rпж + Dr , (96) где rпж - плотность промывочной жидкости, кг/м3, Dr - необходимое превышение плотности тампонажного раствора над плотностью вытесняемого бурового раствора, кг/м3. Если буферная жидкость не применяется или высота столба ее в кольцевом пространстве мала, то рекомендуется принимать Dr »200¸250 кг/м3 [3-4], Рпогл - давление гидроразрыва пород, Па. В частном случае из выражения (95) , (97) где Lп - глубина залегания подошвы наиболее «слабого» пласта, м, h - уровень тампонажного раствора от устья скважины, м. Возможное значение плотности тампонажного раствора ρтр ориентировочно принимается в пределах установленных границ (желательно ближе к верхней границе) и проверяется условие недопущения поглощения тампонажного раствора продуктивным пластом на момент окончания цементирования скважины (Ркпз < Рпогл). Рассчитываем плотность тампонажного раствора МПа, кг/м3, м, м. кг/м3, кг/м3. Принимаем плотность бездобавочного тампонажного раствора ρб = 1800 кг/м3. Для цементирования интервала от 1842 (по вертикали 1830) до 554 (по вертикали 550) метров используем облегченный тампонажный раствор с плотностью ρо = 1520 кг/м3. Плотности тампонажных растворов принимаем предварительно. В качестве продавочной жидкости применяем солевой раствор с плотностью r = 1140 кг/м3. Проверим правильность выбора плотностей. давление в кольцевом пространстве на забой скважины определяется как Ркпз = Ргскп + DРкп + Рукп ≤ Рпогл , (98) где Ргскп, DРкп, Рукп - соответственно давление гидростатическое, гидродинамическое и на устье в кольцевом пространстве, Па. Ргскп = g·(rб.р·hб.р + rбуф.ж∙hбуф.ж+rо·hо + rб·hб), (99) где rб.р, rбуф.ж, rо, rб - соответственно плотности бурового раствора, буферной жидкости, облегченного тампонажного и бездобавочного растворов, кг/м3, hб.р, hбуф.ж., hо, hб - соответственно высота подъема бурового раствора, буферной жидкости, облегченного и бездобавочного тампонажных растворов, м. Рукп принимается равной нулю. Рассчитываем Ргскп= (1150∙400 + 1100∙150 + 1520·1280 + 1800·150)∙9,81= 27,9 МПа. Тампонажный раствор - это вязкопластичная жидкость. Расчет гидродинамических давлений производим по известным формулам для вязкопластичной жидкости. Режим течения вязкопластичной жидкости определяется по критическому числу Рейнольдса (Reкр) Rекр = 2100 + 7,3 (Не)0,58, (100) где Не - число Хендстрема. При течении в кольцевом пространстве Некп = , (101) где tоi - динамическое напряжение сдвига i-прокачиваемой жидкости, Па, ri - плотность i - прокачиваемой жидкости, кг/м3, hi - пластическая вязкость i - прокачиваемой жидкости, Па×с, dr - диаметр кольцевого пространства, м. tоi , hi расчитаваются по формулам (77) и (78). dr = к×dд - dн , (102) где к - коэффициент кавернозности, dд - диаметр долота, м, dн - наружный диаметры обсадных труб, м. Если Rекр > Rе = 2300 - режим течения турбулентный. Критическая производительность насосов цементировочных агрегатов, м3/с, при этом будет равна Qкр = (Rекр·Fкп · ηi ) / (dr·ri) , (103) где Fкп - площадь поперечного сечения кольцевого пространства, м2. Величина Fкп определяется из выражения Fкп = π (d2скв - d2н) / 4 , (104) где dскв - диаметр скважины, м, dскв = К∙dД . При турбулентном движении любой жидкости гидродинамическое давление, создаваемое в кольцевом пространстве скважины, рассчитывается по формуле Дарcи-Вейсбаха [18] , (105) где li - длина кольцевого пространства на i-том участке, l - коэффициент гидравлических сопротивлений. Для вязкопластичной жидкости коэффициент гидравлических сопротивлений в [3] предлагают рассчитывать по формуле , (106) где Кэ - шероховатость элементов циркуляционной системы. Шероховатость в обсаженном заколонном участке ствола скважины равна Кэ = 3·10-4 м, в необсаженном Кэ = 3·10-3 м. Рассчитываем Fкп = = 0,0404 м2, м. Для облегченного тампонажного раствора Па, Па·с. , , м3/с, , Па. Для бездобавочного тампонажного раствора и промывочной жидкости вычисления аналогичны. Па, Па·с, , , , м3/с, Па. Па, Па·с, , , , м3/с, Па. Ркпз = 27,9·106 + 0,89·106 + 0,15·106 + 0,12·106 + 0 = 29,06 МПа. По условию Ркпз < Рпогл МПа. 29,06 < 31,84 - условие недопущения поглощения выполняется, следовательно, плотности тампонажных растворов подобраны правильно. Согласно технологической карте [19] для цементирования направления и кондуктора принимаем портландцемент ПЦТ II-50. В качестве буферной жидкости для направления, кондуктора и эксплуатационной колонны применяем техническую воду с добавкой 28 % КМЦ и 10 % НТФ. Продавочная жидкость - солевой раствор с плотностью r = 1140 кг/м3. Рекомендуемые составы и параметры растворов, используемые для цементирования направления, кондуктора и эксплуатационной колонны, приведены в таблице 52.
Таблица 52 - Рекомендуемые составы и параметры растворов для цементирования скважины
Популярное: Почему люди поддаются рекламе?: Только не надо искать ответы в качестве или количестве рекламы... Как построить свою речь (словесное оформление):
При подготовке публичного выступления перед оратором возникает вопрос, как лучше словесно оформить свою... ©2015-2024 megaobuchalka.ru Все материалы представленные на сайте исключительно с целью ознакомления читателями и не преследуют коммерческих целей или нарушение авторских прав. (1579)
|
Почему 1285321 студент выбрали МегаОбучалку... Система поиска информации Мобильная версия сайта Удобная навигация Нет шокирующей рекламы |