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 r_тр, кг/м³, следует выбирать из соотношения [3-4]

, (94)

где r^н_тр , r^в_тр - верхний и нижний допустимые величины плотности тампонажного раствора, кг/м³.

С учетом ограничений

Р_кпз ≤ Р_погл , (95)

ρ^н_тр = r_пж + Dr , (96)

где r_пж - 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],

Р_погл - давление гидроразрыва пород, Па.

В частном случае из выражения (95)

, (97)

где L_п - глубина залегания подошвы наиболее «слабого» пласта, м,

h - уровень тампонажного раствора от устья скважины, м.

Возможное значение плотности тампонажного раствора ρ_тр 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 (Р_кпз < Р_погл).

Рассчитываем плотность тампонажного раствора

МПа, кг/м³, м, м.

кг/м³,

кг/м³.

Принимаем плотность бездобавочного тампонажного раствора ρ_б = 1800 кг/м³.

Для цементирования интервала от 1842 (по вертикали 1830) до 554 (по вертикали 550) метров используем облегченный тампонажный раствор с плотностью ρ_о = 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

Р_кпз = Р_гскп + DР_кп + Р_укп ≤ Р_погл , (98)

где Р_гскп, DР_кп, Р_укп - соответственно давление гидростатическое, гидродинамическое и на устье в кольцевом пространстве, Па.

Р_гскп = g·(r_б.р·h_б.р + r_буф.ж∙h_буф.ж+r_о·h_о + r_б·h_б), (99)

где r_б.р, r_буф.ж, r_о, r_б - соответственно плотности бурового раствора, буферной жидкости, облегченного тампонажного и бездобавочного растворов, кг/м³,

h_б.р, h_буф.ж., h_о, h_б - соответственно высота подъема бурового раствора, буферной жидкости, облегченного и бездобавочного тампонажных растворов, м.

Р_укп принимается равной нулю.

Рассчитываем

Р_гскп= (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 (Re_кр)

Rе_кр = 2100 + 7,3 (Не)^0,58, (100)

где Не - число Хендстрема.

При течении в кольцевом пространстве

Не_кп = , (101)

где t_оi - динамическое напряжение сдвига i-прокачиваемой жидкости, Па,

r_i - плотность i - прокачиваемой жидкости, кг/м³,

h_i - пластическая вязкость i - прокачиваемой жидкости, Па×с,

d_r - диаметр кольцевого пространства, м.

t_оi , h_i расчитаваются по формулам (77) и (78).

d_r = к×d_д - d_н , (102)

где к - коэффициент кавернозности,

d_д - диаметр долота, м,

d_н - наружный диаметры обсадных труб, м.

Если Rе_кр > Rе = 2300 - режим течения турбулентный.

Критическая производительность насосов цементировочных агрегатов, м³/с, при этом будет равна

Q_кр = (Rе_кр·F_кп · η_i ) / (d_r·r_i) , (103)

где F_кп - площадь поперечного сечения кольцевого пространства, м².

Величина F_кп определяется из выражения

F_кп = π (d²_скв - d²_н) / 4 , (104)

где d_скв - диаметр скважины, м, d_скв = К∙d_Д .

При турбулентном движении любой жидкости гидродинамическое давление, создаваемое в кольцевом пространстве скважины, рассчитывается по формуле Дарcи-Вейсбаха [18]

, (105)

где l_i - 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 К_э - шероховатость элементов циркуляционной системы.

Шероховатость в обсаженном заколонном участке ствола скважины равна К_э = 3·10^{-4 м}, в необсаженном К_э = 3·10^{-3 м}.

Рассчитываем

F_кп = = 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.

Р_кпз = 27,9·10⁶ + 0,89·10⁶ + 0,15·10⁶ + 0,12·10⁶ + 0 = 29,06 МПа.

По условию Р_кпз < Р_погл

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