Проектирование конструкции скважины Талаканского месторождения (ОАО ННГК «Саханефтегаз»), страница 15

При цементировании раствором одного состава предел его плотности определяется из следующего выражения

;                                                 (8.4)

при цементировании с использованием облегченного тампонажного раствора

,                                     (8.5)

где r_ВП.ЦР, r_ВП.ОТР – верхний предел плотности облегченного цементного раствора, кг/м³;

r_ПЖ – плотность промывочной жидкости, кг/м³;

r_б – плотность буферной жидкости, кг/м³;

h_ЦР, h_ОЦР – высота подъема тампонажного раствора нормальной плотности и облегченного в кольцевом пространстве, м;

h_ПЖ, h_Б – высота столбов промывочной и буферной жидкости в кольцевом пространстве в конце цементирования, м.

Р_ГР – давление гидроразрыва пласта у башмака колонны, Мпа;

K_б – коэффициент безопасности, K_б = 0,95.

Таким образом получим

 кг/м³

Исходя из выше рассчитанных значений делаем вывод, что цементирование всего интервала тампонажным раствором нормальной плотности (1850 кг/м³) без опасности поглощения у башмака обсадной колонны не представляется возможным.

Таким образом, цементирование промежуточной колонны производится двумя тампонажными растворами различного состава. Определим верхний предел плотности облегченного цементного раствора

 кг/м³.

Тогда соотношение (8.1) примет вид

                                                                                                                     

8.1.2. Выбор тампонажных материалов.

Температура пород составляет на глубине 1078 м +12°С. В соответствии с [16] выбираем раствор на основе ПЦТ I-50 (ГОСТ 1581-96), затворяемый на 6%-ном растворе хлористого кальция. Так как в разрезе имеется пласт ММП, то в соответствии с [16] цементирование предполагается тампонажными растворами с плотностями: верхней порции облегченного раствора - 1550 кг/м³ и нижней порции - 1850 кг/м³. Причем объем нижней порции выбирается из расчета подъема от башмака не менее 150-200 м. Принимаем высоту подъема равной 200 м.

Тип тампонажных растворов:

За эксплуатационной колонной (1170-878 м) продуктивный пласт перекрывается цементным раствором ПЦТ I-50 с В/Ц=0,5, плотностью 1850 кг/м³, затворенным на 6%-м растворе хлористого кальция; срок начала схватывания 3 ч, конца схватывания – 4 ч, 10 мин.

Выше, до устья (878-0) – облегченный тампонажный раствор ОТР на основе портландцемента ПЦТ I-50 с В/Ц=0,6, плотностью 1550 кг/м³, с использованием в качестве облегчающей добавки алюмосиликатных микросфер типа АСМ-500 и глины. Раствор  затворен на 4%-м растворе хлористого кальция; срок начала схватывания 4 ч, конца схватывания – 4 ч, 15 мин.

Рецептура тампонажных растворов подобрана в соответствии с ГОСТ 1581-96.

Выбранные плотности должны удовлетворять следующим условиям [16]:

· P_гс £ 0,95Р_гп

На глубине h=1078 м P_гс= (1550×878 + 1850×200)×9,81= 16,98 МПа.  Условие 16,98 £ 0,95×19 = 18,05 выполняется.

· плотность раствора в верхнем интервале должна удовлетворять условию ρ_цр ³ ρ_бр + 20

1550 ³ 1220 - условие выполняется.

Высота цементного стакана в колонне 10 м.

8.1.3. Выбор типа буферной жидкости.

Выбор типа буферной жидкостипроизводится с учетом исходной горногеологической информации.

Виды буферных жидкостей.

1. Низковязкие буферные жидкости (способствуют повышению степени вытеснения бурового раствора тампонажным и смыв глинистой корки):

а) вода (устойчивые породы);

б) моющие буферные жидкости на водной основе:

·  буферные жидкости на основе ПАВ (сульфанол, дисольван, СМС) и добавок к ним - для улучшения смыва остатков бурового раствора и рыхлой части фильтрационной корки;

·  моющая буферная жидкость МБП-М-100 на основе полифосфатов и меонола - высокая устойчивость моющего действия в условиях глинонасыщения;

в) моющие буферные жидкости на нефтяной основе.

2. Структурированные буферные жидкости низкой В (используются в неустойчивых породах, а также в пластах с высокой проницаемостью).