Строительство куста эксплуатационных скважин на сеноманские отложения на Заполярном ГКМ, страница 30

·  вторичное вскрытие продуктивных пластов – выбор перфорационной жидкости и типа перфоратора;

·  испытание и освоение скважины.

Работы по заканчиванию скважины – наиболее сложные и ответственные в процессе строительства скважины, от качества их выполнения зависит производительность труда в бурении и нефтегазодобыче и функционирование скважины как долговечного капитального сооружения.

9.1 Обоснование выбора конструкции призабойного участка скважины

          Согласно геологической характеристики разреза скважины и накопленному практикой заканчивания на Заполярном месторождении опыту выбираю конструкцию скважины с закрытым забоем. (Рис.1) Определяющие факторы: неоднородный поровый коллектор (песчаники, пески, алевролиты, глины), изоляция близко расположенных пластов (Газсалинская пачка), высокие значения поровой проницаемости коллектора (100-500 мДа), обеспечение совместной, раздельной или совместно-раздельной эксплуатации объекта, возможность селективного сообщения скважины с любым пропластком продуктивной залежи, а также простота в реализации и меньшая стоимость по сравнению с другими конструкциями.

4

                                  .

      При заканчивании скважины с такой конструкцией забоя, продуктивный пласт вскрывают совместно с вышележащими отложениями с использованием бурового раствора, не ухудшающего коллекторских свойств пласта, спускают до забоя эксплуатационную колонну, цементируют ее, а гидродинамическую связь с пластом осуществляют, применяя кумулятивную перфорацию.    

9.2 Обоснование выбора способа цементирования эксплуатационной колонны и состава ее технологической оснастки

          Технология цементирования обсадных колонн определяется конкретными геолого-техническими условиями бурения скважин, уровнем технической оснащенности цементировочной техникой и опытом проведения операций по цементированию в данном регионе.

          Во всех случаях предусматривается использование способа цементирования, обеспечивающего наиболее полное замещение бурового раствора цементным в заданном интервале, предотвращение миграции газа по межколонным пространствам, качественное крепление обсадных колонн.

          На выбор технологии цементирования обсадных колонн в эксплуатационных скважинах оказывает влияние наличие в разрезе пород с низким градиентом давления гидроразрыва, поэтому расчет процесса цементирования ведется из условия предупреждения гидроразрыва пород на всех этапах – закачки буферной жидкости, затворения цементных растворов, продавливания их в затрубное пространство.

          В качестве основного метода крепления колонн принят способ цементирования с продавкой тампонажного раствора в одну ступень с подъемом на заданную высоту при спущенной обсадной колонне одной секцией до забоя.

Исходные данные для расчета

Глубина спуска колонны по вертикали Н:  1290 м;

по стволу L:  1488 м;                 

диаметр скважины d_c:  21,59 см;

коэффициент кавернозности k:  1,07

фактический диаметр скважины d_ф:  22,3 см;

наружный диаметр колонны d_н:  16,83 см;

внутренний диаметр колонны d_в:  14,91 см;

объем буферной жидкости V_б:  3 м³;

высота подъема цементного раствора нормальной плотности h_ц:

360 м по вертикали и 503 м по стволу (по ПБ [9] высота подъема должна быть не менее 500, но из-за опастности ГР пласта принемаем 360);

высота подъема облегченного цементного раствора h_оц:

до устья – 930 м по вертикали и 985 м по стволу;

плотность цементного раствора нормальной плотности r_ц: 1,82 г/см³;

плотность облегченного цементного раствора r_оц: 1,5 г/см³;

плотность глинистого раствора r_г:  1,22 г/см³;

плотность продавочной жидкости r_п: 1,0 г/см³;

плотность буферной жидкости r_б:  1,0 г/см³;

высота цементного стакана h_ст:  20 м;

плотность сухого тампонажного материала ПЦТ I-50 g_ц:  3,1 г/см³;

плотность сухого тампонажного материала ОТР g_оц:  2,0 г/см³;

В/Ц для цементного раствора m: 0,5;

В/Ц для ОТР m: 0,6;