(+)Презентація (1)

1. МІНІСТЕРСТВО ОСВІТИ І НАУКИ УКРАЇНИ НАЦІОНАЛЬНИЙ ТЕХНІЧНИЙ УНІВЕРСИТЕТ «ХАРКІВСЬКИЙ ПОЛІТЕХНІЧНИЙ ІНСТИТУТ» Кафедра Видобування

нафти, газу та конденсату
ДИПЛОМНА РОБОТА
ДОСЛІДЖЕННЯ ТА ВИБІР СПОСОБУ КРІПЛЕННЯ
ЕКСПЛУАТАЦІЙНИМИ КОЛОНАМИ ГАЗОВИХ СВЕРДЛОВИН,
СХИЛЬНИХ ДО ПОГЛИНАННЯ
Виконав: студент гр. ХТ- М624
Микуця Віталій Григорович
Керівник: к.т.н. Римчук Данило Васильович
Харків 2025

2.

Актуальність роботи: робота присвячена запобіганню ускладнень при кріпленні свердловин, схильних
до поглинання, експлуатаційними колонами - завершальному етапу спорудження свердловини.
Об’єкт дослідження: газова свердловина з розкритим продуктивним горизонтом, схильна до
поглинання, на завершальній стадії будівництва – кріплення експлуатаційною колоною.
Мета роботи: дослідити та вибрати спосіб кріплення свердловини №21 Грушівського ГКР, схильної до
поглинання, експлуатаційною колоною; розрахувати параметри технологічного процесу.
Методи досліджень: у роботі використано комплекс методів, який забезпечує:
- аналіз вимог до цементування обсадних колон;
- обґрунтування технологічних параметрів спуску та цементування експлуатаційної колони секціями на
бурильних трубах;
- обґрунтування технологічних параметрів кріплення свердловини експлуатаційною колоною, спущеною
однією секцією, з використанням муфти ступінчастого цементування;
- дослідження залежності густини цементованого розчину від глибини розташування муфти
ступінчастого цементування при заданій густині бурового розчину та буферної рідини;
- дослідження залежності густини цементного розчину від густини бурового розчину (рідини
продавлювання) при заданих глибинах установлення муфти ступінчастого цементування;
- підбір технологічної оснастки для кріплення свердловини експлуатаційною колоною;
- підготовка заходів з попередження та ліквідації поглинань при кріпленні свердловин.
2

3.

АНАЛІЗ ВИМОГ ДО ЦЕМЕНТУВАННЯ ОБСАДНИХ КОЛОН
Висота заповнення тампонажним розчином кільцевого простору повинна становити:
- за кондуктором - до гирла свердловини;
- за першими проміжними колонами всіх свердловин - до гирла;
- за наступними проміжними колонами всіх свердловин при використанні газогерметичних з’єднань допускається не
менше ніж 300 м з урахуванням перекриття стикувального пристрою або муфти ступеневого цементування, що розташовані
вище башмака попередньої колони;
- за експлуатаційними колонами нафтових свердловин (при пластових тисках вище гідростатичного), які спускаються
секціями і цементуються в два і більше прийоми,- не менше ніж 300 м з урахуванням перекриття стикувального пристрою
або муфти ступеневого цементування, що розташовані вище башмака попередньої колони;
- за експлуатаційними колонами нафтових свердловин (при пластових тисках вище гідростатичного), які спускаються
секціями і цементуються в два і більше прийоми, а стикувальний пристрій або муфта ступеневого цементування
розташовані у відкритому стволі - не менше ніж 200 м з урахуванням перекриття башмака попередньої колони;
- за експлуатаційними колонами газових свердловин при використанні газогерметичних з’єднань допускається не
менше ніж 300 м з урахуванням перекриття стикувального пристрою або муфти ступеневого цементування, що розташовані
вище башмака попередньої колони.
3

4.

Правила вибору типу тампонажного матеріалу і рецептури тампонажного розчину
Рекомендована температурна
область застосування, 0С
Тип цементу
15-50
1
ПЦТ І – 50
ДСТУ Б В.2.7-88-99
2
+
ПЦТ І – 100
ДСТУ Б В.2.7-88-99
ПЦТ І-G-СС-2
ДСТУ Б В.2.7-88-99
80160
151-250
3
4
5
+
+
ПЦТ І-Н-СС-1
ДСТУ Б В.2.7-88-99
+
+
В/Ц
6
1800-1900
Відклади в інтервалі
цементування
Галіт
Бішо
-фіт
Сульфати
Прісна
вода
7
0,55-0,45
8
+
9
10
+
11
+
1800-1880
0,52-0,45
+
1920
0,44
+
+
+
1990
0,38
+
+
+
1800-1900
0,55-0,45
+
+
+
+
ПЦТ ІІІ-Пол 4-100
ДСТУ Б В.2.7-88-99
+
ПЦТ ІІІ-Пол 5-100
ДСТУ Б В.2.7-88-99
+
ПЦТ ІІІ-Пол 6-100
ДСТУ Б В.2.7-88-99
+
1600 40
+
+
+
ПЦТ ІІІ-Пов 0-100
ДСТУ Б В.2.7-88-99
+
2000 40
+
+
+
ПЦТ ІІІ-Пов 1-100
ДСТУ Б В.2.7-88-99
+
2100 40
0,3 0,4
ПЦТ ІІ-СС-50
ДСТУ Б В.2.7-88-99
51100
Густина
тампонаж.
розчину,
кг/м3
+
+
+
ПЦТ ІІІ-Пов 2-100
ДСТУ Б В.2.7-88-99
+
2200 40
0,3 0,4
+
+
+
ПЦТ ІІІ-Пов 3-100
ДСТУ Б В.2.7-88-99
+
2300 40
0,3 0,4
+
+
+
1750-1850
0,5-0,43
+
+
+
ШПЦС-120
ТУУ320.00136751.00
8-96
1500 40
+
+
0,6 1,3
1400 40
+
+
+
+
+
+
1
ШПЦС-200
ТУУ320.00136751.008-96
ОШЦ 1-120
ТУУ320.00136751.010-96
ОШЦ 2-120
ТУУ320.00136751.010-96
ОШЦ 1-200
ТУУ320.00136751.010-96
ОШЦ 2-200
ТУУ320.00136751.010-96
ЦТО-5-100
ТУ 39-0147001-076-92
МТОБ
ТУ 39-0147001-082-92
РТМ-50 (М, ПВ) ТУ У
В.2.7-26.6-32312060003:2005
РТМ-75 (М, ПВ) ТУ У
В.2.7-26.6-32312060003:2005
РТМ-120 (М, ПВ) ТУ У
В.2.7-26.6-32312060003:2005
РТМ-120 Об (М, ПВ) ТУ
У В.2.7-26.6-32312060003:2005
ПЦТ І – 100 – 75 %
Кварцова мука – 25 %
ДСТУ Б В.2.7-88-99
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
+
1750-1850
0,5-0,43
+
+
+
+
+
2060-2150
0,35-0,41
+
+
+
+
2160-2300
0,32-0,38
+
+
+
+
2060-2150
0,35-0,41
+
+
+
+
+
2160-2300
0,32-0,38
+
+
+
+
+
1450-1550
1,0 0,05
+
+
+
+
1400-1500
1,0 0,05
+
+
+
1800-1900
0,42-0,50
+
+
+
1830-1930
0,40-0,48
+
+
+
+
1750-1900
0,32-0,50
+
+
+
+
1950-2100
0,32-0,50
+
+
+
1900-1980
0,52-0,45
+
+
+
+
+
+
+
4

5.

Орієнтовні кількості рекомендованих реагентів для регулювання параметрів тампонажного розчину
5

6.

Схема цементування першої (нижньої) секції ОК на момент закінчення продавлювання
де hс – висота цементного стакана в колоні, м; hцр – висота підйому тампонажного розчину за колоною, м; Hтр – відстань від гирла до рівня
цементного розчину за колоною, м; hб – висота стовпа буферної рідини, м; H – глибина спуску колони, м; Hпр – глибина спуску попередньої
колони, м; тр – густина тампонажного розчину, г/см3; пр – густина продавлювальної рідини, г/см3; б – густина буферної рідини, г/см3.
6

7.

Розрахунок цементування обсадної колони

8.

ДОСЛІДЖЕННЯ ТА ВИБІР СПОСОБУ КРІПЛЕННЯ ЕКСПЛУАТАЦІЙНОЮ КОЛОНОЮ ГАЗОВОЇ
СВЕРДЛОВИНИ №21 ГРУШІВСЬКОГО ГКР
Вихідні дані
Конструкція свердловини:
- кондуктор LC 473х11,05 N-80 спущений на глибину 418 м, зацементований до гирла, опресований герметичний;
- перша технічна колона ВС 324х12,4 C-95 спущена на глибину 1802 м, зацементована до гирла, опресована герметична;
- друга технічна колона складаються із труб двох типорозмірів: верхня секція від 0 до 2190 м труби ВС
219х12,7 Р-110, нижня секція від 2190 до 3857 м труби ВС 219х8,94 P-110 зацементована до гирла, опресована герметична.
- у свердловину планується спустити експлуатаційну колону, яка буде складатися із труб двох типорозмірів:
верхня секція від 0 до 2281 м труби ВС 146х10,7 Р-110, нижня секція від 2281 до 4521 м труби ВС 146х9,5 C-95.
Свердловина експлуатаційна, газова, вертикальна.
Вибій свердловини 4521 м.
Продуктивний горизонт знаходиться в інтервалі: 4364-4417 м.
Пластовий тиск – 53,6 МПа.
Густина бурового розчину і буферної рідини – 1315 кг/м3.
Тиск поглинання – 69,9 МПа.
Інтервал можливого поглинання – 4518-4521 м.
Буріння велося бурильним інструментом з використанням бурильних труб IEU 114,3х10,92 S–135, ОБТ NC
46-62 і долото діаметром 190,5 мм. Бурильні труби першого класу.
Коефіцієнт кавернозності дорівнює 1,7.
8

9.

10.

11.

12.

13.

Дослідження та обґрунтування технологічних параметрів кріплення свердловини експлуатаційною
колоною другим способом
Дослідимо густину цементного розчину при розміщенні муфти ступеневого цементування на наступних глибинах: 3657 м, 3600 м, 3500 м,
3400 м, 3300 м, 3200 м, 3100 м, 3000 м, 2900 м, 2800 м, 2700 м, 2600 м, 2500 м, 2400 м, 2300 м, 2200 м
Залежність густини цементного розчину від глибини
розміщення муфти ступеневого цементування
Густина цементного розчину ρц.р., кг/м3
500
1000
1500
2000
2500
3000
3500
4000
1550
1600
1650
1700
1750
1800
1850
1700
1650
624,7
453,3
1600
796,1
1550
967,5
1450
1310,3
1500
1400
1481,7
1138,9
1350
1653,1
1300
1824,5
2167,3
1250
1200