Расчет цементирования обсадных колонн

1. Первым шагом в процессе цементирования обсадной колонны является подготовка и закачка в скважину буферной жидкости.

Требования к буферным жидкостям:

1) индифферентность к буровому и тампонажному растворам;

a. обеспечение турбулентного течения при обычной скорости закачки;

2) отсутствие влияния на реологические свойства бурового раствора и на сроки загустевания тампонажного раствора;

3) технологичность применения;

Рекомендуется для направления и удлиненного кондуктора использовать буферную жидкость следующего состава: первая порция (50%): бентонитовый глинопорошок –10%; SMECTEX- 0,15%, КМЦ-700 – 0,5%; вода – 89,35%; вторая порция (50%) : НТФ- 0,2%; вода 99,8 – для эксплуатационной колонны только с KCl, NaCl и Duovis.

2. Объем буферной жидкости определяют, исходя из условий обеспечения технологически обоснованного обмыва стенок скважины на уровне 4-6 л/м² общей поверхности стенки скважины и тела обсадных труб. В расчете использована определенная по диаметру долота поверхность стенок скважины, увеличенная в √ К_к раз с целью учета влияния кавернозности.

Практическим критерием оценки оптимальности объема буферной жидкости является уровень загрязненности ее в конце выхода буферной жидкости при продавке цементного раствора.

3. Плотность тампонажного раствора, определенную по прогнозному давлению гидроразрыва горных пород перед спуском эксплуатационной колонны, рекомендуется уточнить по результатам испытаний открытой части разреза на утечку в соответствии с Методикой определения давления утечки, основные положения которой изложены в разделе 4.9.4. Проведение испытаний целесообразно выполнить сразу же после разбуривания цементного стакана и в конце рейса последнего долота. По результатам испытаний могут быть внесены уточнения в рецептуру тампонажного раствора.

4. Колебание плотности тампонажного раствора допускается не более + 0,03 г/см³ от заданного значения.

5. Оптимальная температура приготавливаемого раствора, кроме особо оговариваемых случаев, должна выдерживаться в пределах +10 ¸25 ⁰С.

6. Рекомендуемая скорость восходящего потока тампонажного раствора за колонной - не менее 1,0 м/с (по расчету фактического диаметра ствола скважины).

7. Контроль за процессом цементирования 245-мм кондуктора и 146 (168)-мм эксплуатационной колонн осуществляется с помощью станции контроля цементирования СКЦ-2М или аналогичной.

Параллельно с работой СКЦ в процессе цементирования необходимо:

- в каждом пункте приготовления тампонажного раствора непрерывно замерять его плотность ареометром с отбором проб из бачков для затворения и осреднительной емкости с последующим их хранением в течение времени ОЗЦ;

- контролировать давление нагнетания жидкостей в обсадную колонну по манометрам высокого давления на цементировочных агрегатах и блок-манифольде;

- учитывать текущий и суммарный объемы закачанных в скважину жидкостей.

8. Техническое состояние крепи после затвердевания тампонажного раствора за удли-ненным кондуктором и эксплуатационной колонной оценивается комплексом геофизиче-ских исследований (термометрия, гамма-гамма и акустическая цементометрия, фазокор-реляционная диаграмма) и результатами испытания колонн на герметичность

3.9.2 Выбор способа цементирования

Способ цементирования выбирается в зависимости от коэффициента безопасности К_б:

,

где – расчетное давление в конце цементирования у башмака спущенной колонны,

_.– давление гидроразрыва пластов на той же глубине.

Если К_б ³ 1,0, то цементируют в две ступени с использованием заколонного изолирующего пакера или муфты ступенчатого цементирования (см. "Технологический регламент на проектирование и строительствонефтяных скважин (крепление скважин)", СибНИПИ, Тюмень, 1988г.).

Если 0,95£ К_б <1,00, то цементируют с обязательным выполнением комплекса мероприятий по предотвращению гидроразрыва пластов.

Если К_б £ 0,95, то соблюдают режим продавки тампонажного раствора.

Прогнозное давление гидроразрыва (давление поглощения тампонажного раствора) у башмака обсадной колонны составляет, кгс/см²:

Р_г.р = h_г.р×Н ,

где h_г.р – градиент давления гидроразрыва.

Значение Р_ф определяется по формуле:

,

где Р_сз – гидростатическое давление в затрубном пространстве по окончанию цементирования на глубине спуска колонны (по вертикали), МПа:

0, если Н м; r _ц т/м³,

где DР – гидравлические потери давления при движении жидкостей в затрубном пространстве в конце цементирования (методика расчета изложена в [14])

Физико-механические свойства тампонажных растворов для цементирования обсадных колонн приведены в табл. 9.12.

Основные данные по цементированию обсадных колонн: расход материалов, потребность в оборудование, транспортных средствах и результаты расчетов гидравлических сопротивлений при цементировании приведены в табл. 9.12 - 9.20.

ТАБЛИЦАмеханические свойства тампонажных растворов

Наименование показателей	Типы цементов
ПЦТ-II-50 «Аркцемент»	ПЦТ-Ш-Об4-50 Расширяющийся облегченный для арктических условий (ЦТРО)	ПЦТ-I-50 (100)
Водоцементное отношение, %	Регламентируется отдельно	Регламентируется отдельно	Регламентируется отдельно
Плотность цементного раствора, г/см3	1,80	1,42	1,80
Растекаемость цементного раствора, мм:	180-220	180-230	230-254 (234)
Водоотделение:	<8,7		2,5-3,8 (< 6,3)
Время загустевания до консистенции 30 ед. к., мин: - фактическое при 75 °С - требуемое при 75 °С	Регламентируется отдельно	Регламентируется отдельно	435 (>105)
Прочность при изгибе в возрасте 2 суток, МПа: при –5 °С при +20 °С	2,0 3,0	> 0,7 > 0,7	- 3,1 (5,8)

тАБЛИЦА:СВЕДЕНИЯ O ЦEMEHTИPOBAHИИ OБCAДHЫX KOЛOHH

Номер колонны в порядке спуска

Название колонны

Способ цементирования (прямой, ступенчатый, обратный)

Данные по раздельно спускаемой части колонны

Данные о каждой ступени цементирования

номер раздельно спускаемой части колонны в порядке спуска

интервал установки, м

глубина установки муфты для ступенчатого цементирования

номер ступени цементирования

высота цементного стакана

название порции тампонажного раствора

интервал глубин цементирования по верт. м

от (верх)

до (низ)

от (верх)

до (низ)

НАПРАВЛЕНИЕ

ПРЯМОЙ

БУФЕРНАЯ

ТАМПОНАЖ

ПРОДАВОЧН.

КОНДУКТОР

ПРЯМОЙ

(1161)

БУФЕРНАЯ

ТАМПОНАЖ-1

ТАМПОНАЖ-2

(1161)

ПРОДАВОЧН

ЭКСПЛУАТАЦИОННАЯ

ПРЯМОЙ

2570 (2560)

БУФЕРНАЯ

(вариант №1), (вариант №2 (в скобках))

ТАМПОНАЖ-1

ТАМПОНАЖ-2

2570 (2560)

ПРОДАВОЧН.

9.4.5. XAPAKTEPИCTИKA ЖИДKOCTEЙ ДЛЯ ЦEMEHTИPOBAHИЯ

Номер колонны в порядке спуска	Название колонны	Номер части колонны в порядке спуска	Номер ступени (снизу вверх)	Характеристика жидкости (раствора)
тип или название	плотность, г/см3	пластическая вязкость, сПз	динамическое напряжение сдвига, мг·с/см2	начало схватывания, мин.	время ОЗЦ, час	объем порции, м3	производитель­ность при затворении, л/с
	НАПРАВЛЕНИЕ			БУФЕРНАЯ	1.03					3,2
				ТАМПОНАЖ	1.80					18,5
				ПРОДАВОЧНАЯ	1.17					11,1
	КОНДУКТОР			БУФЕРНАЯ	1.03					3,8
				ТАМПОНАЖ-1	1.42					40,1
				ТАМПОНАЖ-2	1.80					10,1
				ПРОДАВОЧНАЯ	1.15					47,4
	ЭКСПЛУАТАЦИОННАЯ			БУФЕРНАЯ	1.03					12,4
	(вариант №1)			ТАМПОНАЖ-1	1.42					39,5
				ТАМПОНАЖ-2	1.80					44,2
				ПРОДАВОЧНАЯ	1.10
	ЭКСПЛУАТАЦИОННАЯ			БУФЕРНАЯ	1.03					12,4
	(вариант №2)			ТАМПОНАЖ-1	1.42					37,2
				ТАМПОНАЖ-2	1.80					27,8
				ПРОДАВОЧНАЯ	1.10					47,2

9.4.6. РЕЗУЛЬТАТЫ ГИДРАВЛИЧЕСКИХ РАСЧЕТОВ

Наименование параметров	Условное обозначение	Кондуктор	Эксплуатацион­ная колонна
Исходные данные
Диаметр обсадной колонны, мм	D		146 (168)
Глубина спуска по вертикали, м	H		2574 (2560)
Глубина спуска по длине ствола, м	L	1160 (1161)	3282 (2940)
Высота столба тампонажного раствора за обсадной колонной (по вертикали), м:
- плотностью 1,42 г/см3	Нц
- плотностью 1,80 г/см3	Нц		674 (660)
Градиент давления гидроразрыва пород на глубине установки башмака колонны, МПа/м	hг.р	0,017	0,0164
Расчетные данные
Давление гидроразрыва пород на глубине установки башмака обсадной колонны, МПа	Рг.р.	21,73	42,2 (42,0)
Гидростатическое давление в затрубном пространстве в конце цементирования, МПа	Рс.з.	16,42	36,71 (36,46)
Гидродинамические потери давления при движении жидкостей в затрубном пространстве, МПа	DР	1,15	1,96
Расчетное давление в конце цементирования у башмака спущенной обсадной колонны, МПа	Рф	17,57	38,67 (38,42)
Коэффициент безопасности по гидроразрыву	Кб	0,93	0,92 (0,91)

3.9.3 Выбор технических средств цементирования

В процессе цементирования обсадных колонн используется цементировочное оборудование Российского производства: цементировочные насосные агрегаты ЦА-320М, цементосмесительные машины 2СМН-20, осреднительные емкости УСО-20. Для контроля качества цементирования применяется станция контроля цементирования СКЦ-2М.

Цементирование направления и кондуктора осуществляется использованием обвязки цементировочного оборудования, которая предусматривает закачивание тампонажных растворов в скважину одновременно с их приготовлением (затворением).

Цементирование эксплуатационной колонны. Для выравнивания получения заданных параметров, затворяемых в различных точках тампонажных растворов, осуществляется с использованием обвязки цементировочного оборудования, которая включает в себя осреднительную емкость УСО-20. При такой схеме обвязки, затворяемый в различных точках из одинакового тампонажного материала, раствор первоначально подают в осреднительную емкость, где его подвергают дополнительному перемешиванию для усреднения параметров. Затем определенным числом цементировочных агрегатов тампонажный раствор отбирают из осреднительной емкости и, по двум линиям высокого давления, которые присоединены к боковым кранам цементировочной головки, закачивают в обсадную колонну.

Для проведения качественного цементирования обсадных колонн предусматривается использование комплекса мероприятий по обеспечению наиболее полного замещения бурового раствора в затрубном пространстве тампонажным. К числу основных наиболее эффективных мер в этом направлении относятся:

- снижение статического напряжения сдвига и вязкости бурового раствора в процессе промывки скважины перед цементированием до минимально допустимых значений, регламентируемых геолого-техническим нарядом на проводку скважин;

- применение полного комплекта элементов технологической оснастки обсадных колонн;

- обеспечение скорости восходящего потока буферной и тампонажной жидкости в кольцевом пространстве 0,5-0,7м/с, с целью наилучшего вытеснения бурового раствора из кавернозных зон скважины и заполнения их цементным раствором;

- использование соответствующего вида и количества буферных жидкостей;

Помимо работы станции СКЦ-2М, в процессе цементирования обсадных колонн необходимо выполнять следующие контрольные операции:

- осуществлять замеры плотности тампонажных растворов и отбор проб в каждой точке затворения; пробы хранить в течение времени ОЗЦ;

контролировать рабочее давление нагнетания жидкостей на цементировочных агрегатах и блок-манифольде манометрами высокого давления;

- определять текущий и суммарный объем закачанной в скважину жидкости тарированными емкостями цементировочных агрегатов;

- визуально контролировать характер циркуляции на устье скважины и, и случае возникновения признаков поглощения, корректировать режим процесса закачивания жидкостей;

3.9.4 Расчет цементирования

3.9.4.1 Расчет количества потребного материала и цементировочной техники для цементирования эксплуатационной колонны

Найдем необходимый объем:

- цементного раствора:

V_ЦЕМ,Р=0,785*1,06*[p/4*(D_С²-D_ЭК²)*(L_СКВ-Н_ТЕХ)+p/4*d_ЭК²*Н_СТ+p/4*(d_ТЕХ²-D_ЭК²)*Н_ТЕХ];

D_c= 1,1*0,2159= 0,2375м;

V_ЦЕМ,Р=0,785*1,06*[3,14/4*(0,2375 ²-0,146 ²)*(1822-364)+3,14/4*0,132 ²*15+3,14/4*(0,225 ²- -0,146 ²)*364]=31,2 м ³;

- объем продавочной жидкости

V_ПРОД=V_ТР+V_ОБВ;

V_ТР=p/4* d_ЭК²*L_СКВ=3,14/4*0,132 ²*1822=24,9 м ³;

V_ОБВ=0,5 м ³;

V_ПРОД=24,9+0,5=25,4 м ³.

Количество цемента:

- для приготовления 1 м ³цементного раствора

q=(r_Т.Ф.*r_В)/(r_В+В/Ц*r_Т.Ф.);

q=3100*1000/(1000+0,5*3100)=1216 кг;

- общая масса цемента

М_Ц=q*V_ЦЕМ.Р=1216*31,2=38 т.

Объем воды для приготовления цементного раствора:

V_В=(В/Ц* М_Ц)/(к_Ц*_.r_В)=0,5*38/1,05*1000=18,1 м ³

Количество цементировочной техники:

I_СМ= М_Ц/т_С* V_БУНК.=38/1400*14,5=1,9 -2 машины 2СМН-20

Всего потребуется для приготовления цементных растворов 2 машины 2СМН-20 и для закачки цементных растворов 3 машины ЦА-320М, поршневые насосы которых при диаметре втулок 125 мм на четвертой скорости могут подавать Q_в = 14,5 л/с при максимальном давлении 6 МПа; на третьей - Q_в = 8,1 л/с, при максимальном давлении 10МПа; на второй - Q_в = 4,3 л/с, при максимальном давлении 19 МПа; на первой - Q_в = 2,3 МПа, при максимальном давлении 24 МПа [14].

Время схватывания для цементного раствора типа ПЦТ I-50:

- время начала схватывания t_н.схв =2 ч = 120 мин;

- время конца схватывания t_к.схв = 10ч = 600 мин.

Следовательно, при данной подаче насосных агрегатов закачка и продавка цемента произойдет до начала его схватывания.

Рисунок 3.9.2 - Схема обвязки агрегатов и машин при цементировании

1,2 — цементировочный агрегат; 3 — блок манифольда; 4—устье скважины; 5 —станция контроля; I - линии высокого давления; II — линии низкого давления; III - линия всасывания; IV - линия связи

Качественное цементирование предполагает надёжное выполнение всех основных функций цементного камня на протяжении всего периода проведения работ в скважине и, прежде всего полное исключение перетоков между пластами и затрубных проявлений. Качество цементировочных работ зависит не только от рациональной организации процесса, но и от правильного подбора исходных материалов и рецептуры тампонажного раствора, от стабильности условий в скважине. Качество цементирование оценивают следующими показателями:

1. высота подъёма тампонажного раствора в затрубном пространстве,

2. полнота замещения бурового раствора тампонажным раствором,

3. равномерность распределения цементного камня в затрубном пространстве,

4. сцепление цементного камня с обсадной колонной и стенками скважины,

5. герметичность зацементированной обсадной колонны и затрубногопространства.

Высота подъёма тампонажного раствора в затрубном пространстве определяется с помощью методов термометрии, радиоактивной и акустической цементометрии, а также визуально.

Наиболее эффективным методом, позволяющим получит максимальную информацию о качестве цементирования обсадной колонны независимо от температуры и плотности тампонажного камня, является акустическая цементометрия. Для контроля качества цементирования обсадных колонн применяют акустические цементометры АКЦ-1 и АКЦ-2. Путем совместной интерпретации кривых акустической цементограммы представляется возможным:

- определить высоту подъёма тампонажного раствора за обсадной колонной;

- оценивать состояние контакта цементного камня с колонной, а в некоторых случаях и с породой в кольцевом пространстве;

- исследовать процессы формирования цементного камня в затрубном пространстве во времени и оценивать степень влияния на камень различных нагрузок, испытываемых обсадной колонной при перфорации, избыточных внутренних давлениях и выполнении технологических операций в скважине.

С целью повышения информативности акустической цементометрии желательно использовать приставки к наземной аппаратуре цементомера, позволяющие регистрировать полный акустический сигнал, подающий в приемник цементомера. На основе интерпретации характеристик полного акустического сигнала достаточно уверенно можно оценивать состояние контакта цементного камня с породой, учитывая влияние факторов на результаты измерений.

Полнота замещения бурового раствора тампонажным раствором, а также равномерность распределения цементного камня в затрубном пространстве и наличие соосности ствола скважины и обсадной колонны определяется с помощью метода гамма-гамма цементометрии. Сцепление цементного камня с обсадной колонной и стенками скважины определяется с помощью метода акустической цементометрии.

Герметичность обсадной колонны контролируют созданием внутреннего или наружного избыточного давления. Избыточное внутреннее давление создают цементировочным агрегатом, после ОЗЦ, подсоединенным посредством цементировочной головки к исследуемой колонне. После создания внутреннего давления через 5 минут начинают наблюдение за характером его изменения. Обсадная колонна считается герметичной, если по истечении 30 минут наблюдений снижение не превышает 0,5 МПа при давлении опрессовки 10 МПа.

После испытания скважины составляется акт, в котором указывается результат и заключение комиссии.

Освоение скважины

Проектные нефтяные пласты БП₈ и БП₉ вартовской свиты нижнего мела залегают в интервале 2563-2574 метров по вертикали. Они представлены песчанистым коллектором порового типа, пористостью – 15-30%. Пластовое давление и температура соответственно равны 21,5-24,7 МПа и 59°С. Плотность флюида – 0,82 кг/м³, газовый фактор ~ 115 м³/т, относительная плотность газа по воздуху – 1.0.

Продуктивный пласт вскрывается горизонтальным стволом диаметром 216 мм в скв. №4120 и 146 мм в скв. №5438. В пласт спускаются фильтры типа ЗСМФЭ-146 (скв. № 4120) и ЗСМФЭ-114 (скв. № 5438). Суммарная длина фильтров около 300 м (уточняется по данным ГИС).

Эксплуатационные колонны 146 мм в скв. № 4120 и 168 в скв. № 5438 цементируются через пакер, установленный в районе кровли продуктивного пласта. Конкретное место установки пакера уточняется по данным ГИС.

Для работ по освоению скважины используется передвижная установка А-50.

К началу работ по освоению скважина должна находиться в следующем состоянии:

Вариант №1

- эксплуатационная колонна 146 мм до цементного стакана – (10м выше глубины установки пакера ПДМ-146 ) заполнена технической водой (опрессовочная жидкость), далее до забоя – нефтью;

- заколонное пространство за фильтрами ЗСМФЭ-146 заполнено нефтью (в процессе цементирования);

- цементный стакан, пакер-муфта ПДМ-146 внутри колонны не разбурены;

- отверстия фильтров ЗСМФЭ-146 не вскрыты.

4.2 Технология освоения скважины:

Первичное вскрытие продуктивного пласта выполняется с применением KCl-полимерного бурового раствора. Рецептура бурового раствора и работа с ним регламентируется компанией «M-I Drilling Fluids». Плотность бурового раствора согласно требованиям «Правил безопасности в нефтяной и газовой промышленности» поддерживается в пределах 1,10-1,11 г/см³.

Перед вторичным вскрытием пласта на устье скважины устанавливается ПВО типа ПМТ2К-125х21 – («СибБурмаш», г. Тюмень) по утвержденной схеме.

Допускается использование других типов малогабаритных превенторов или устройств, в том числе превенторов ППМ 125х21 и ПМТ 125х21. Основные параметры ПВО-ПМТ2К-125-21 приведены в таблице 9.21, а принципиальная схема обвязки устья – в приложении к проекту.

После установки на устье превентор опрессовывается водой на давление опрессовки эксплуатационной колонны.

* Текст изложен с указанием конкретных размеров для скв. № 4120 бис, а числовые оценки приведены для обеих скважин

Вариант № 1.

Для разбуривания цементного стакана и седла пакера ПДМ-146, а также вскрытия отверстий фильтров ЗСМФЭ-146 (срезки алюминиевых заглушек) в скважину спускается компоновка инструмента, состоящая из долота III 124 СЗ-ЦАУ на эксцентриковом переводнике, ГЗД Д-106 с обратным клапаном, секция стальных бурильных труб 73х7 до устья. Производится замена технической воды на солевой раствор NaCl с ρ=1,06 г/см³, разбуривается цементный стакан и седло пакера ПДМ, срезаются заглушки фильтров, промывается скважина солевым раствором NaCl (ρ=1,06 г/см³), вымывается забойная пачка и выравнивается плотность раствора (1,5 циклов).

Состав КНБК и режимы работы указаны в разделе №8 проекта.

После промывки на солевом растворе в соответствии с п. 3.1.4.2. РД 153-39-023-97 производится технологическая выстойка и по истечении 2 часов при отсутствии переливов и выхода газа (скважина считается заглушенной), инструмент поднимается при постоянном наблюдении за скважиной и доливом ее солевым раствором.

Затем производится спуск НКТ (НКМ 73 х5,5 мм) с установленной внизу воронкой для вызова притока при обвязанном устье малогабаритным ПВО (ПМТ2К-125х21). Подвеска колонны НКТ выполняется в трубной головке, входящей в комплект фонтанной. Глубина спуска НКТ –уточняется по результатам геофизики.

Расчетная депрессия для вызова притока нефти из пласта в соответствии с регламентами на испытание скважины [23,41] составляет 12 МПа.

При испытании объекта с депрессией – 12 МПа забойное давление будет:

Р _заб. ^исп. = Р_пл - ∆Р_деп=26,8-12=14,8 МПа,

что больше давления насыщения нефти газом (Р_нас=8÷10 МПа, для пластов группы БП_8-9).

При проектной депрессии – 12 МПа снижение уровня жидкости составит:

- уровня нефти:

Н= L_кр- Р _заб. ^исп/ 0,01 ·γ_н=2680-14,8/0,01·0,821 ≈900 м;

-уровня воды:

Н =2680-14,8/0,01·1≈1200 м.

Рекомендуется использовать прием создания депрессии на пласт на первом этапе путем замены солевого раствора NaCl на воду и нефть и снижением уровня жидкости свабированием, а на втором – спуском глубиннонасосного оборудования (ЭЦН, ШГН).

Допускается использование других способов вызова притока из пласта, не противоречащих требованиям «правил безопасности…» и согласованных с Заказчиком.

При вызове притока свабированием необходимо выполнять следубщие основные требования (в том числе предварительные работы):

1. С торцевых частей НКТ, предназначенных для спуска в интервал свабирования, должна быть снята фаска.

2. До начала работ должны быть опрессованы:

- фонтанная арматура на давление опрессовки эксплуатационной колонны – 12,5 МПа;

- межтрубное пространство эксплуатационной колонны и кондуктора на 9 МПа;

- лубрикатор Л-65х21 фирмы «Техновек» г. Воткинск, Удмуртия и его сальник на давление опрессовки эксплуатационной колонны 12,5 МПа;

3. Накопительная емкость, куда поступает поднятая из скважины свабом жидкость, должна быть оборудована указателем уровня жидкости.

4. Трубные и затрубные задвижки фонтанной арматуры в процессе свабирования должны быть открытыми.

5. Не допускается опорожнение колонны ниже уровня, указанного в плане на свабирование.

6. Все участники и производители работ должны быть проинструктированы по технологическим правилам и мерам безопасности проведения операции вызова притока свабированием.

7. Свабирование скважины производится до получения фонтанного притока жидкости из пласта, а при отсутствии фонтанного притока – до снижения уровня в колонне до проектной глубины и извлечения из пласта жидкости, объем которой равен объему пор прискважинной зоны пласта в радиусе 0,4 м.

По окончании работ по вызову притока и очистке призабойной зоны в скважинах, из которых получен соответствующий плану освоения скважины приток пластовой жидкости, производятся гидродинамические исследования, затем производится глушение и перевод скважины на насосный способ эксплуатации (см. подраздел проекта 10.3).

Если после снижения уровня жидкости в колонне не достигнут проектный дебит, геологическими службами Подрядчика и Заказчика решается вопрос о необходимости проведения интенсификации притока из пласта.

В настоящем проекте специальные мероприятия по воздействию на пласт с целью повышения нефтеотдачи не предусмотрены.

Результаты расчетов объемов извлекаемой из скважины жидкости и времени свабирования, а также параметров насосно-компрессорных труб, потребного количества материалов и техники для испытания скважины и спуска глубиннонасосного оборудования, продолжительность работ по спуску глубиннонасосного оборудования приведены в разделе 10.2.1 в таблицах 10.1, 10.2, 10.3, 10.4.

9.3 Расчет продолжительности свабирования скважины:

	Исходные данные:
1.	Проектная глубина снижения уровня нефти	- 900 м
2.	Диаметр эксплуатационной колонны	- 146 мм
3.	Диаметр НКТ	- 73 мм
4.	Ожидаемый дебит скважины	- 300-350 м3/сут
5.	Длина фильтровой части колонны	- 143 м
6.	Утечка жидкости при подъеме сваба	- 30-60%
7.	Пористость пласта (в долях единицы)	- п =0,20
8.	Глубина спуска сваба ниже уровня	- 200 м
9.	Нормы времени СПО сваба по интервалам
	0-400 м	- t1=0,31 часа
	401-800 м	- t2=0,57 часа
	801-900 м	- t3=0,82 часа
10.	Площадь сечения канала:
	НКТ ø73х5,5 мм	- fнкт=0,00302 м2
	ОТТМА ø146 ММ (с учетом НКТ 73х5,5)	- fобс=0,01 м2
11.	Радиус прискважинной зоны пласта, для расчета объема жидкости, извлекаемой на 2-ом этапе свабирования для горизонтальной скважины и нецементируемом хвостовике-фильтре	- R=0,4

9.4Расчет продолжительности свабирования:

1. Объем извлекаемой жидкости за один спуск-подъем на 200 м, с учетом коэффициента утечек:

q = 200· f ·K=200 · 0.00302 · К= 0.6 · К м³

2. Объем жидкости (нефти), которую необходимо извлекать на первом этапе (снижение уровня до 900 м в колоне 146 мм):

V =900 · 0,0124 ≈ 11,16 м³

0- 400м	4,96
401-800 м	4,96
801-900м	1,24

в том числе интервала:

3. Объем жидкости, которую необходимо извлекать на втором этапе (приток из пласта радиусом 0,4 м):

V₂=0,785 · Д² · h · п =0,785·0,64·143·0,2=14,3 м³

4. Количество спуско-подъемов сваба на первом этапе.

При коэффициентах, учитывающих утечки 0,7;0,5;0,4 соответственно по интервалам:

0- 400м	12 раз (4,96/0,6·0,7=12)
401-800 м	17 раз (4,96/0,6·0,5=17)
801-900м	5 раз (1,24/0,6·0,4=5)

Итого 34 раза – для скв. № 4120

5. Определение времени свабирования на первом этапе:

T₁ + T₂ + T₃=12 · 0,31+17 ·0,57 +5·0,82 =3,72+9,7+4,1=17,5 час

6. Количество спусков сваба на втором этапе:

п = V₂/q=14,3 / 0,24 ≈ 60 раз

7. Время свабирования на втором этапе:

T₂ =60 х 0,82= 48,8 часа

Общее время свабирования с учетом ПЗР геофизической партии на скважине (2+0,8), а также на базе (0,9) и с учетом времени проезда каротажной партии до скважины и обратно (5,62) составит:

Т _общ = 17,5+48,8+2+0,8+0,9+5,62=75,62 (3,15 сут)

9.5.Перевод скважины на механизированный способ эксплуатации:

Проектом разработки месторождения предусматривается эксплуатация скважин глубинными насосами ЭЦН и ШГН.

Тип , производительность и глубина спуска насоса, тип станка-качалки, диаметр НКТ и штанг, режим работы насоса, диаметр и длина хвостовика при эксплуатации ШГН для каждой конкретной скважины определяется службой нефтедобывающего предприятия на основании результатов геофизических и гидродинамических исследований.

В проекте принимаются следующие параметры.

При эксплуатации ЭЦН.

- тип насоса	УЭЦНМ5
- глубина спуска	1650 м
- диаметр НКТ	73 мм

Максимально возможная глубина спуска насоса (ЭЦН) Н_н принимается из следующих условий:

- спуск насоса производится в прямолинейный участок профиля (обычно стабилизационный) с зенитным углом не более 40°;

- прочность эксплуатационной колонны при опорожнении должна быть достаточной на недопущение смятия избыточным наружным давлением;

- нагрузка на заколонное (хвостовика) цементное кольцо должна быть менее 1,5 МПа/м;

- забойное давление столба нефти должно быть более давления насыщения нефти газом, т.е. больше 8÷9 МПа.

При этом

Н _н = 2680-(8÷10)/0,01·0,821≈1700÷1600 м.

При эксплуатации штанговыми насосами:

- тип насоса	НВ1Б-38
- глубина спуска	1650 м
- диаметр НКТ	73 мм
-диаметр хвостовика	60 мм

Расчет комплектов НКТ и штанг для спуска глубиннонасосного оборудования производится с учетом требований разделов 5 и 6 (эксплуатация скважин штанговыми насосами и погружными электронасосами) инструкции [59] и с учетом интенсивности искривления проектного профиля.

Расчет НКТ для эксплуатации каждой конкретной скважины погружными насосами должен быть уточнен на фактические условия эксплуатации (профиль скважины, тип насоса, кабеля, НКТ и т.п.)

Перед спуском ЭЦН устье скважины оборудуется малогабаритным превентором ПМТ2.1-125х21 с использованием в нем трубно-кабельных плашек и трубно-кабельного центратора. Затем скважина шаблонируется на рабочем комплекте НКТ 73 мм до глубины 1750 м (на 100 м больше глубины спуска насоса). Диаметр шаблона – не менее диаметра насоса и двигателя, длина – равна длине насоса, но не менее 10м.

Одновременно с шаблоном в нижней части колонны НКТ спускается седло опрессовочного клапана и после спуска до глубины 1750м производится опрессовка НКТ на 10,0 МПа и кабельного ввода на 4,0 МПа.

Опрессовка НКТ и вымыв шара опрессовочного клапана производится одним агрегатом ЦА-320М.

Перед спуском ШГН устье скважины оборудуется малогабаритным превентором ПМТ 2.1-125х21 и при спуске штанг дополнительно превентором малогабаритным штанговым типа ПМШ изготовления НПП «СибБурМаш» г. Тюмень.

Перед спуском принятого в проекте ШГН – шаблонирование не требуется.

Для определения уровня жидкости эхолотом в работающей скважине с ШГН на НКТ устанавливается репер. Глубина установки репера определяется геологической службой НГДУ и указывается в плане на освоение скважины.

Запуск насоса и вывод скважины на режим эксплуатации производится специалистами НГДУ с участием бригады освоения.