Проектирование конструкции скважины

Размещено на http://www.allbest.ru/

Размещено на http://www.allbest.ru/

Министерство образования и науки Российской Федерации

ФГБОУ ВПО «РОССИЙСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ ГЕОЛОГОРАЗВЕДОЧНЫЙ УНИВЕРСИТЕТ имени Серго Орджоникидзе» (МГРИ-РГГРУ)

КАФЕДРА СОВРЕМЕННЫХ ТЕХНОЛОГИЙ БУРЕНИЯ СКВАЖИН

КУРСОВОЙ ПРОЕКТ ПО ТЕХНОЛОГИИ БУРЕНИЯ СКВАЖИН

Выполнил: ст. группы НД-15-п-2

Саакян Г.В.

Москва 2017 г

Исходные данные

Глубина пласта по вертикали: от 2721 до 2840м

Удельный вес нефти в пласте: 8430 Н/м³

Относительная плотность попутного газа по воздуху: 0,956

Давления насыщения: 7,1 МПа

Градиент пластового давления: 0,0102 МПа/м

Усредненный дельный вес горных пород: 17400 Н/м³

Смещение ствола скважины от вертикали на кровле пласта: 900 м.

Дополнительные данные:

1. Вид проектного профиля скважины - трёхинтервальный тангенциальный

2. Конструкция скважины состоит из кондуктора и эксплуатационной обсадной колонны.

3. При расчёте эксплуатационной обсадной колонны принимать:

3.1 Снижение уровня в эксплуатационной колонне при испытании на герметичность - от устья Н=800 м;

3.2 Уровень жидкости в эксплуатационной колонне в завершающий период эксплуатации - Н=1100 м;

3.3 Кондуктор и эксплуатационная обсадные колонны цементируются до устья

3.4 Удельный вес цементного раствора г_Ц = 1,85*10⁴ н/м³

3.5Удельный вес пластовой воды г_ГС = 1,10*10⁴ н/м³;

3.6. Удельный вес испытательной жидкости (вода) г_Ж = 1,0*10⁴ н/м³;

3.7. Удельный вес жидкости в эксплуатационной колонне при освоении (вода) г_В = 1.0*10⁴ н/м³;

3.8 Удельный вес жидкости (нефть) в эксплуатационной колонне в период ввода в эксплуатацию г_В = 0,85*10⁴ н/м⁴;

3.9. удельный вес жидкости (нефть+вода) в эксплуатационной колонне в завершающий период эксплуатации г_В = 0,95*10⁴ н/м⁴;

3.10. Запас прочности для обсадных труб в зоне эксплуатационного объекта n₁= 1,20.

3.11 Диаметр эксплуатационной колонны 146 мм.

4. Диаметр кондуктора 245 мм.

5. Минимальный радиус кривизны ствола скважины - 382 м

бурение скважина колонна кондуктор

1. Проектирование конструкции скважины

1.1 Выбор диаметра эксплуатационной колонны

Рекомендуемый диаметр эксплуатационной колонны для добывающих скважин приведен в таблице 1.

Таблица 1 Рекомендуемый диаметр обсадных труб для эксплуатационной колонны

Нефтяная скважина	Газовая скважина
Суммарный дебит скважины, м3/сут	Рекомендуемый диаметр обсадных труб, мм	Суммарный дебит скважины, м3/сут	Рекомендуемый диаметр обсадных труб, мм
<40	114,3	<75	114,3
40-100	127,0; 139,7	75-250	114,3; 146,1
100-150	139,0; 146,1	250-500	146,1; 168,3; 177,8
150-300	168,3; 177,8	500-1000	168,3-219,1
>300	177,8; 193,7	1000-5000	219,1-273,1

При выборе диаметра эксплуатационной колонны опорных, параметрических, структурных, поисковых и разведочных скважин следует предусмотреть диаметр 114 мм или 127 мм.

Диаметр эксплуатационной колонны 146 мм.

Диаметр эксплуатационной колонны 146 мм.

1.2 Выбор диаметра долота для бурения под обсадную колонну

Диаметр долота для бурения под обсадную колонну определяется по наружному диаметру соединительной муфты обсадной трубы. Регламентируемый диаметральный зазор (е) между муфтой и стенкой скважины, при котором обсадная колонна свободно проходит по стволу скважины приведен в таблице 2.



Рис. 1

Таблица 2 Минимально допустимый радиальный зазор между муфтой и стенкой скважины

Номинальный диаметр обсадной колонны, мм	Разность диаметров скважины и муфты обсадной трубы, е, мм	Номинальный диаметр обсадной колонны, мм	Разность диаметров скважины и муфты обсадной трубы, е, мм
114,3	15,0	273,1	35,0
127,0	15,0	298,5	35,0
139,7	20,0	323,9	35,0-45,0
146,1	20,0	426,0	35,0-45,0
168,3	25,0
244,5	25,0

Расчётный диаметр (Д_Д) долота определяется по формуле:

Д = Д_М + e

Д =166+20=186мм

Затем по расчётному диаметру долота находится ближайший нормализованный диаметр долота - 215,9 мм

Рассчитанный таким образом нормализованный диаметр долота позволяет рассчитать внутренний диаметр обсадной колонны, через которую это долото должно свободно пройти по формуле:

Д_ВН = Д _Д + 2 Ч--D

Д_ВН= 215,9+2*10=235,9мм

где D- радиальный зазор между долотом и стенкой обсадной трубы, который обычно принимается равным 5ч10 мм (нижний предел выбирается для обсадных труб малого диаметра < 244,5 мм).

По рассчитанному внутреннему диаметру Д_ВН обсадной трубы выбирается нормализованный диаметр обсадных труб 245мм и выявляется наибольшая допустимая толщина стенки обсадной трубы.

1.2 Определение количества и глубины спуска кондуктора и промежуточных колонн

Согласование диаметра обсадных колонн и долот

Расчёт ведётся снизу вверх.

Расчётный диаметр долота для бурения под обсадную колонну:

Д_{Р- Д} = Д _М + 2 Чd

Д_Р-Д =269,9+2*12=293.9 мм

где Д _Р-Д - расчётный диаметр долота, мм;

Д_М - диаметр муфты обсадной трубы (диаметр безмуфтовой обсадной трубы), мм;

? - рекомендуемый радиальный зазор между стенкой ствола скважины и муфтой (трубой) обсадной трубы, мм.

2д - рекомендуемая разность диаметров ствола скважины и муфты обсадной трубы, мм.

Ближайший нормализованный диаметр долота 295.3 мм

Расчет плотности бурового раствора.

k₃ - коэффициент запаса на величину репрессии на пласт;

с_Э-ПЛ - эквивалент пластового давления.

Таблица 3

Интервал глубин, м	<1200	1200-2500	>2500
kЗ	1,1-1,15	1,05-1,10	1,04-1,07
Репрессия на пласт, МПа	1,5	2,5	3,5

1.3 Расчёт минимальной глубины спуска кондуктора (промежуточной обсадной колонны) из условия предупреждения гидроразрыва пластов у башмака

Исходные данные для расчёта:

L - глубина проявляющего пласта, м;

Р_ПЛ - пластовое давление, МПа;

Р_НАС - давление насыщения, МПа;

г_ГП - усреднённый удельный вес горных пород, Н/м³ (Па/м);

г - удельный вес жидкости в обсадной колонне (в пластовых условиях), Н/м³ (Па/м);

? - относительная плотность газа по воздуху, безразмерный параметр;

Расчётные параметры:

Н - высота столба газа в обсадной колонне, м;

РУ - давление на устье, МПа;

НК - глубина спуска колонны, м.

Рис. 1 Расчётная схема

Этапы расчёта (рис. 1):

1. Определение высоты столба газа (уровня жидкости) в обсадной колонне.

(1)

Расчёт пластового давления на глубине 2721 м:

Р_ПЛ = 2721*0,0102=27,75 МПа

Н =2721-(27,75-7,1)/(1_^-6*843_)=272_,9--м=_,__27*1_⁶

3.Н > L - скважина при закрытом устье заполнена пластовым газом (рис. 1.) Расчёт давления Р_У на устье скважины:



Р_у=27,75/(е^{10^(-4)0,956*2721})=21,393МПа

Н_к=21,393*2721/(0,95*17400*2721*10^-6-(27,75-21,393))=1507

1.4 Расчёт тангенциального профиля наклонной скважины

Исходные данные:

- глубина спуска кондуктора - 1507 м;

- глубина спуска эксплуатационной колонны -2840 м;

- проектная глубина до кровли пласта Н=2721 м;

- проектное смещение на кровле пласта А=900 м;

- радиус кривизны участка начального искривления R1 = 382 м;

- мощность продуктивного пласта - 119 м.

С целью улучшения спуска и повышения герметичности крепи направления и кондуктора, составленных из обсадных труб большого диаметра, длину Н_В вертикального участка принимаем равной 1507+20=1527 м. При этом направление и кондуктор будут расположены в вертикальном стволе скважины.

Значение зенитного угла б1, при котором обеспечивается проектное смещение ствола скважины на проектной глубине H, выражено формулой:

где

-1527=1194 м

Длина участка начального искривления:

Длина тангенциального участка определяется по формуле:

Длина эксплуатационного участка:

Полученные параметры проектного проектного профиля заносятся в таблицу.

Расчетные параметры тангенциального трехинтервального профиля наклонной скважины с проектным смещением 900 м

Таблица 4

Вид участка	Глубина, м	Длина ствола, м	Длина интервала, м	Смещение, м	Зенитный угол, градус	Интенсивность, 1 ?/10м
Кондуктор	1507	1507	1507	0	0	0
Вертикальный	1527	1527	1527	0	0	0
Начального искривления	1775	1796,8	269,8	91,5	40,5	1,5
Тангенциальный	2721	2915	1244,8	900	40,5	0
Эксплуатационный	2840	3010	156,4	945,7	40,5	0

Рис. 2 Трёхинтервальный профиль наклонной скважины с проектным смещением 900м.

1.5 Расчет бурильной колонны на прочность

1. Рекомендуемый (максимальный) наружный диаметр:

· бурильных труб (d_Т):



Выбираем (по табл.4) ближайший диаметр

· утяжеленных бурильных труб - УБТ (d_УБТ):

Выбираем (по табл.3) ближайший диаметр

1.6 Расчет длины секции УБТ при роторном способе бурения вертикальной скважины

l_УБТ - длина секции УБТ при роторном способе бурения, состоящего из труб одного диаметра, определяется по формуле:

Q - осевая нагрузка на долото, кН;

q_УБТ - вес 1 м УБТ в буровом растворе, кН/м.

Расчет бурильной колонны на прочность:

Исходные данные для расчета бурильной колоны (БК):

L_СКВ - максимальная длина ствола скважины - 3010м;

R - минимальный радиус кривизны ствола скважины - 382 м;

Q - осевая нагрузка на долото - 12тонн=12000 кгс;

d_T - диаметр бурильной трубы - 127 мм;

д - толщина стенки бурильной трубы - 9 мм;

Вес 1 м трубы - 26,2 кг/м;

S_T - площадь поперечного сечения тела трубы - 33,34 см²;

EJ - жесткость на изгиб бурильной трубы - 1226*10⁶ кгс*см²;

D_Д - диаметр шарошечного долота - 215,9 мм;

ДР_Д - перепад давления на долоте - 20кгс/см²;

ДР_ГЗД - максимальный перепад давления на ГЗД - 60 кгс/см²

Запас нагрузки на ликвидацию прихвата - 30 тонн;

Условия расчёта:

статическая нагрузка максимальна в верхнем сечении БК;

в искривленном участке ствола колонна подвергается изгибу;

необходимо рассчитать бурильную колонну на статическую и усталостную прочность.

Рис. 3 Расчетная схема бурильной колонны

1.7 Расчет нагрузок, действующих на бурильную колонну, и напряжений в теле трубы

Растягивающая нагрузка в верхнем сечении бурильной колонны:

- от перепада давления над ГЗД и долоте:

d_B - диаметр канала бурильной трубы, см.

F_T - площадь сечения канала бурильной трубы, см²

- вес бурильных труб и УБТ:

Напряжения растяжения с учётом дополнительной растягивающей нагрузки 30 тонн при ликвидации прихвата:

30000 кгс - запас по нагрузке для ликвидации прихвата;

Р₂ - вес бурильной колонны с учётом веса КНБК ниже расчётного сечения и снижения веса в буровом растворе (в данном примере не учитывается вес КНБК, силы трения в наклонной скважине, а также снижение веса в буровом растворе).

Расчет крутящего момента для бурения роторным способом

Крутящий момент складывается из крутящего момента на вращение бур. колонны и долота.

-крутящий момент для вращения бур. колонны:

N_БК - мощность, потребляемая на вращение бур. колонны, кВт;

d_Т - диаметр бур. труб бур. колонны, м;

L_БК - длина бур. колоны, м;

n - частота вращения бур. колонны, об/мин;

D_Д - диаметр долота, м;

с_БР - удельный вес бурового раствора, г/см³;

- крутящий момент, необходимый для вращения долота:

М_Д - удельный момент на долоте - 12 кгс*м/т

Касательные напряжения при вращении бурильной колонны:

W_P - полярный момент сопротивления сечения бурильной трубы, см³;

D_H, d_H - наружный и внутренний диаметр сечения бурильной трубы, см.

Напряжения от изгиба бурильной колонны при потере продольной устойчивости:

где Е - модуль упругости стали, 2,1·10⁴ кгс/мм²=2,1·10⁶ кгс/см²

J_O- осевой момент инерции сечения трубы, см⁴

W_O -осевой момент сопротивления сечения трубы, см³

n - частота вращения бурильной колонны, об/мин;

U - угловая скорость вращения бурильной колонны, об/мин;

Z - расстояние от расчетного до нейтрального сечения бур. колонны, м;

L - длина полуволны изгиба бурильной колонны, м;

E - 2,1•10⁴ кгс/мм² = 2,1•10⁶ кгс/см²

Минимальная длина L, а, следовательно, и максимальная кривизна бурильной колонны при Z = 0, т.е. в нейтральном сечении (непосредственно над УБТ)

Напряжения от изгиба бурильной колонны в искривленном стволе скважины:

Таким образом, напряжения изгиба максимальны в искривленном стволе скважины.

1.8 Определение запаса прочности бурильной колонны

Коэффициенты запаса прочности для бурения направленных скважин ГЗД составляют 1.35….1.40, а при роторном способе бурения 1.45…1.50.

Определяем величину допустимых напряжений изгиба:

- в верхнем сечении БК (прямой ствол) при бурении ГЗД:

- в искривленном стволе при бурении ГЗД:

- допустимые напряжения изгиба при роторном бурении:



Для комплектования бурильной колонны выбираются (табл. 6) бурильные трубы из стали группы прочности Л.

1.9 Расчет на выносливость БК

Запас прочности БК рассчитывают по формуле:

Таким образом, бурильная колонна удовлетворяет условиям прочности

?₁ - предел выносливости БТ при симметричном цикле изгиба по данным натурных испытаний (?₁ = 1200 кгс/см²);

?_В - предел прочности (?_В = 8000 кгс/см²);

?_Р - напряжения растяжения в сечении;

?_А - амплитуда переменных напряжений изгиба (?_А = ?_И = 352 кгс/см²)

?_М - постоянное напряжение изгиба (?_М = 2* ?_А = 247,8кгс/см²)

Размерность напряжений - кгс/см².

2. Гидравлический расчет бурения скважины

Исходные данные для расчёта гидравлической программы бурения скважины:

- вид скважины - наклонно направленная;

- зенитный угол ствола скважины - 40,5 градусов;

- длина ствола - 3010 м;

- вертикальная глубина -2840 м;

- диаметр скважины (долота) - 215,9 мм;

- длина обсадной колонны (кондуктора) - 1507 м;

- диаметр обсадных труб кондуктора - 245 мм;

- толщина стенки обсадных труб кондуктора - 9 мм;

- тип ГЗД - винтовой забойный двигатель ДВ-172;

- перепад давления на винтовой забойный двигатель ДВ-172 - 4,5 МПа;

- расход промывочной жидкости для ДВ-172 - 28 л/с;

- бурильные трубы с приварными замками диаметром - 127 мм (толщина стенки трубы - 9,19 мм; наружный диаметр замка - 161,9 мм; длина замкового соединения - 434,5 мм);

- буровой насос УНБ-600А.

2.1 Основные положения при выборе расхода промывочной жидкости

Величина расхода промывочной жидкости определяется:

где D - диаметр ствола скважины (внутренний диаметр обсадной колонны), м;

- d - диаметр (наружный) бурильных труб, м;

- W_кп - скорость потока промывочной жидкости в кольцевом зазоре, м/с (0,51,2 м/с).

2.2 Расчет основных параметров бурового раствора

Расчёт плотности бурового раствора (на основе эквивалента пластового давления):

г/см³

k₃ - коэффициент запаса на величину репрессии на пласт;

с_Э-ПЛ - эквивалент пластового давления.

Эквивалент - это плотность жидкости, столб на конкретной глубине создает давление равное пластовому (поровому) давлению.

Таблица 5

Интервал глубин, м	<1200	1200-2500	>2500
k3	1,1-1,15	1,05-1,10	1,04-1,07
Репрессия на пласт	1,5	2,5	3,5

Реологические параметры бурового раствора:

Пластическая вязкость (з_ПЛ) - определяется как касательное напряжение, превышающее предельное напряжение сдвига и сообщающее жидкости единичную скорость сдвига.

Наиболее широко используемые в настоящее время буровые растворы представляют собой жидкости, содержащие дисперсную фазу. Как и обычные жидкости, они обладают подвижностью, т.е. способностью течь. При этом первоначальное расположение частиц жидкости изменяется, происходит деформация. Наука о деформации и течении тел называется реологией, а свойства тел, связанные с течением и деформацией, называются реологическими.

Буровые растворы отличаются от ньютоновских жидкостей, например, воды тем, что для инициирования течения требуется приложить некоторое начальное напряжение.

Динамическое напряжение сдвига (ф₀ ) - это напряжение, необходимое для начала течения жидкости.

Расчет пластической вязкости:

Расчет динамического напряжения сдвига:

а) при скорости восходящего потока промывочной жидкости в кольцевом зазоре скважины х_кп > х_min:

б - зенитный угол скважины, градус;

Таким образом, скорость восходящего потока бурового раствора в кольцевом зазоре ствола скважины будет равна:

Так как х_кп > х_min, то:

Где T₀ - динамическое напряжение сдвига;

2.3 Определение режима течения промывочной жидкости

Режим течения промывочной жидкости в элементах циркуляционной системы скважины определяется средней скоростью потока; размером области течения, плотностью и реологическими характеристиками самой промывочной жидкости.

При промывке скважины вязкопластичными буровыми растворами режим течения зависит от критерия подобия Хедстрема (Не):

- для определения режима течения БР в колонне бур. труб определим критерий Хедстрема:

Критическое значение критерия Рейнольдса для бурильной колонны:

Расчет критерия Рейнольдса для колонны бурильных труб:

Так как Re _БК > Re _КР-БК, то режим течения БР в бурильной колонне турбулентный.

- для определения режима течения БР в кольцевом зазоре открытого ствола скважины определим критерий Хедстрема:

Критическое значение критерия Рейнольдса для кольцевого зазора открытого ствола скважины:

Расчет критерия Рейнольдса для кольцевого зазора открытого ствола скважины:

Так как Re _КЗ < Re _КР-КЗ, то режим течения бурового раствора в кольцевом зазоре открытого ствола скважины ламинарный.

- для определения режима БР в кольцевом зазоре в обсадной колонне определим критерий Хедстрема:

где D_ОК - внутренний диаметр обсадной колонны, м;

Критическое значение критерия Рейнольдса для кольцевого зазора в обсадной колонне:

Критическое Рейнольдса для кольцевого зазора открытого ствола скважины:

Так как Re _КЗ < Re _КР-КЗ, то режим течения бурового раствора в кольцевом зазоре в обсадной колонне ламианрный.

2.4 Расчёт потерь давления в циркуляционной системе скважины

Потери давления в циркуляционной системе наземного оборудования

Dр_М = a_М Ч r_БР ЧQ²

a_М - коэффициент гидравлических потерь, определяется как сумма коэффициентов -- потерь в отдельных элементах наземной циркуляционной системы:

- стояк - 1.07*10⁴ м⁴;

- буровой шланг - 0,52*10⁴ м⁴;

- вертлюг - 0,44*10⁴ м⁴;

- ведущая труба 0,90*10⁴ м⁴.

1,07+0,52+0,44+0,90)

Потери давления в бурильной колонне:

При ламинарном течении бурового раствора л_БК рассчитывается:

где у₁ безразмерный параметр у₁ определяется в зависимости от критерия СенВенана (Sen) (рис. 2).

Так как при заданных условиях режим течения в бурильной колонне турбулентный, то величина коэффициент гидравлического сопротивления определяется кривой 1 (рис. 3) в зависимости от значения критерия Рейнольдса (= 21414). (см.рис.3)

Потери давления в кольцевом зазоре открытого ствола

В кольцевом зазоре ствола скважины потери давления определяются по формуле:

Для заданных условий режим течения бурового раствора в кольцевом зазоре ламинарный.

При ламинарном течении бурового раствора л_КЗ рассчитывается:

Величина у₁ определяется по графику на рис. 2.

Для этого определяется величина критерия Сен-Венана для кольцевого пространства:

По графику 2 на рис.2 определяем У1=0,21

Потери давления в кольцевом зазоре кондуктора:

В кольцевом зазоре ствола скважины потери давления определяются по формуле:

При ламинарном течении бурового раствора л_КЗ рассчитывается:

Величина у₁ определяется по графику 2 на рис. 2.

Для этого определяется величина критерия Сен-Венана для кольцевого пространства:

По графику 2 на рис 2 определяем У₁=0,19

Суммарные потери давления в циркуляционной системе (рис. 4) скважины (без долота):

;

P = 4,5+ 3,13 +0,26+ 0,316+0,0192= 8,2 МПа

Величина рабочего давления бурового насоса должна находиться в пределах:



Рис. 4. Схема системы промывки скважины

Р_РАБ =(0,65 - 0,85)*Р_MAX

где Р_MAX - паспортное значение максимально допустимого давления бурового насоса.

Подача бурового раствора одним насосом УНБ-600А, равная 28л/с обеспечивается при втулках насоса диаметром 160 мм. При этом максимальное давление нагнетания бурового раствора не должно превышать 16.5 МПа.

Рабочее давление нагнетания бурового раствора не должно превышать:

Таким образом, резерв давления для реализации в гидромониторных насадках долота

Определяем расчётный диаметр насадок гидромониторного долота Трёхшарошечное долото имеет три гидромониторные насадки диаметром (d_H).

Диаметр насадок определяется по формуле:

где z - число насадок долота;

Р_Д - перепад давления в гидромониторных насадках долота, МПа.

k_P - коэффициент расхода насадки, зависящий от конструкции насадки (при приближённых расчётах принимают для обычных долот 0,64-0,7, а для гидромониторных- 0,9-0,95).

2.5 Расчет эксплуатационной колонны на прочность

Общие положения

Расчёт обсадной колонны сводится к определению расчётных нагрузок, их распределения по длине колонны, выявление наиболее опасной из расчётных нагрузок в рассматриваемом сечении обсадной колонны и к подбору труб, соответствующих заданным значениям коэффициента запаса прочности, для комплектования обсадной колонны.

При расчёте выделяются три основные нагрузки:

- внутреннее избыточное давление;

- наружное избыточное давление смятия;

- осевая нагрузка растяжения от собственного веса обсадной колонны.

При расчётах обсадных колонн нефтяных добывающих скважин наиболее часто

Применяется схема I. Для разведочных нефтяных скважин обсадные колонны рассчитывают с использованием схемы II, а для газовых скважин - схемы III (рис. 5).

Рис. 5. Расчетные схемы при проектировании обсадной колонны для скважин добывающей нефтяной (I), разведочной (II) и добывающей газовой (III): А, Б -- в период ввода в эксплуатацию и на завершающем этапе соответственно; 1- буровой раствор за колонной; 2 - цементный раствор-камень; 3 -- жидкость в колонне; 4 -- газ в колонне

Учитывая различные условия нагружения, обсадную колонну, как правило, составляют из нескольких секций обсадных труб. Каждую секцию комплектуют из обсадных труб одного типоразмера, как по толщине стенки, так и по механическим свойствам материала.

Рассчитать обсадную колонну -- это значит, на основании расчетов спроектировать такую многосекционную конструкцию обсадной колонны, которая наилучшим образом соответствовала бы условиям её нагружения в скважине. Иными словами, по расчету подбирают обсадные трубы для комплектования секций и определяют их длину.

Расчет эксплуатационной колонны на прочность

Исходные данные для расчёта:

-скважина нефтяная фонтанирующая;

- скважина вертикальная;

- эксплуатационная колонна диаметром 146 мм;

- глубина от устья скважины до башмака эксплуатационной колонны L =2840 м;

- глубина спуска предыдущей обсадной колонны L₀ =1507 м ;

- расстояние от устья до уровня цементного раствора (глубина подъёма цементного раствора) h=0 м;

- удельный вес цементного раствора = 1,85* н/м³;

- удельный вес пластовой воды = 1,10* н/м³;

- удельный вес жидкости (нефть) в эксплуатационной колонне в период ввода в эксплуатацию = 0,85* н/м4;

- удельный вес жидкости в эксплуатационной колонне при освоении (вода) = 1.0* н/м³;

- удельный вес пластовой воды = 1.10* н/м³;

- удельный вес бурового раствора за эксплуатационной колонной =0.74*10⁴ Н/м³;

- эксплуатационный объект расположен в интервале глубин 2721-2840м;

- пластовые давления: 27,75 МПа;

- запас прочности для обсадных труб в зоне эксплуатационного объекта = 1,20.

1.Расчет депрессии на пласт

г=102,8*0,0102=1,04856 гс/см³

P=1,04*2840=2953,6 кгс/см² (29,53 МПа)

2.Величина депрессии на пласт для испытания скважины:

ДPд=3* ДPp

ДPд=3* 2,5=7,5Мпа

3.Давление на забое при испытании:

Pз = Р_пл-Р_д=27,75-7,5=20,25 Мпа

4.Градиент забойного давления:

Д=15,5/2840=0.005457 МПа/м (аэрированная жидкость)

5.Удельный вес жидкости, столб которой создает давление на пласт при вызове притока:

г_р=0.005457 *102.8=0.56 гс/см³=0.56*10⁴ Н/м³

Расчет наружных избыточных давлений:

1)На устье

Р_НИ-z=0 Мпа

2)Z=H=2721 м

Р_НИ-H=P_Д=7,5 Мпа

3)Z=h=2840 м

Р_НИ-h= Р_з=Р_пл-P_д=27,75-7,5=20,25 Мпа

Расчет внутренних избыточных давлений:

Рпл, МПа

Расчёт на прочность эксплуатационной колонны

Расчёт на прочность обсадной колонны проводим на основании эпюр избыточных внутренних давлений для стадии освоения скважины, и внешних избыточных давлений для испытания колонны на герметичность.

Максимальное избыточное расчётное наружное давление на глубине 2840 м равно: Р_НИ-L =20,25 МПа.

Максимально допустимое избыточное наружное давление на глубине 2840 м с учётом коэффициента запаса 1,2 (в зоне коллектора) равно:

По таблице 6 находим, что такому избыточному наружному давлению соответствуют обсадные трубы группы прочности Д с толщиной стенки д=7,7 мм, для которых критическое наружное давление Р_КР=26,7 МПа.

Таблица 6 Критические давления для обсадных труб по ГОСТ 632-80, Мпа (исполнение А)

Условный диаметр обсадной трубы, мм	Толщина стенки обсадной трубы, мм	Группа прочности стали
		Д	Е	Л	М	Р	Т
114	5,2	20,3	-	-	-	-	-
	5,7	24,2	-	-	-	-	-
	6,4	29,5	38,6	42,7	45,9	-	-
	7,4	36,9	50,3	57,1	62,7	70,1	-
	8,6	45,3	63,4	73,4	82,4	95,5	102,1
	10,2	-	-	93,7	106,9	127,4	138,6
146	6,5	19,4	-	-	-	-	-
	7	22,4	27,7	29,8	31,3	-	-
	7,7	26,7	34,2	37,4	39,7	-	-
	8,5	31,4	41,6	46,3	50	54,5	56,4
	9,5	37,1	50,7	57,5	63,2	70,8	74,2
	10,7	43,7	61	70,4	78,8	90,7	96,6
168	7,3	18,3	21,9	-	-	-	-
	8	22,1	27,3	-	-	-	-
	8,9	26,9	34,3	37,6	40	42,8	44
	10,6	35,4	47,9	54,2	59,3	65,9	68,7
	12,1	42,6	59,3	68,3	76,3	87,4	92,9

Длина секции обсадных труб с толщиной стенки 7,7 мм из стали группы прочности Д определяется мощностью эксплуатационного объекта. Таким образом мы имеем одну секцию длиной 2840 м.

Q=0.245*2840=695,8 кН

Выбираем трубы с толщиной стенки 7,7 мм из стали прочности Д.

2.6 Расчёта цементирования обсадной колонны

Цель расчёта цементирования обсадной колонны заключается в определении:

- объёма буферной жидкости;

- объёма тампонажного раствора;

- количества исходных материалов и реагентов;

- объёма продавочной жидкости;

- режима цементирования;

- количества и техническая характеристика цементировочной техники

Исходные данные для расчёта прямого одноступенчатого цементирования обсадной колонны:

- диаметр обсадных труб - 146 мм;

- номинальный диаметр ствола скважины (диаметр долота, которым бурилась скважина) - 215,9 мм;

- глубина (Н) спуска обсадной колонны - 2840 м;

- высота (Н_ц) подъёма цемента за обсадной колонной - 2840 м;

- плотность (с_БР) бурового раствора - 1150 кг/м3;

- плотность (с_ЦР) тампонажного (цементного) раствора - 1860 кг/м3;

- стоп-кольцо установлено на расстоянии (h) 20 м от башмака обсадной колонны;

- пластовое давление (Р_ПЛ) продуктивного горизонта - 27,75 МПа;

- глубина (Z_ПЛ) кровли продуктивного горизонта - 2721м;

- объём манифольда - 0,8 м³;

- буферная жидкость - водный раствор соли (NaCl) плотностью - 1080 кг/м3;

- скорость потока цементного раствора в кольцевом зазоре - 1,8 м/с.

Порядок проведения расчёта цементирования обсадной колонны

1. Расчёт максимальной высоты столба буферной жидкости за обсадной колонной (из условия обеспечения репрессии на продуктивный пласт):

где , , - плотность бурового раствора, пресной воды и буферной жидкости соответственно, кг/м³;

k_A - коэффициент аномальности.

Z_ПЛ - глубина кровли продуктивного пласта, м.

Р_ПЛ - пластовое давление, МПа.

Высота столба буферной жидкости в кольцевом зазоре скважины обычно принимается равной 150-220 м. Для дальнейших расчётов принимаем высоту столба буферной жидкости - 220 м.

2. Определяем высоту столба бурового раствора в кольцевом зазоре скважины по формуле (расчёт выполняется при цементировании обсадной колонны до устья, учитывается высота столба буферной жидкости):

где Н - длина обсадной колонны, м;

Н_Ц - длина столба цемента в кольцевом зазоре скважины, м;

h_Б - высота буферной жидкости в кольцевом зазоре, м.

Находим требуемый объём цементного раствора по формуле



где k_С- коэффициент, учитывающий увеличение объёма скважины за счёт образования каверн, желобов и др. дефектов ствола (1.05-1.30);

D_Д, D_Н, d_ВН - номинальный диаметр долота, наружный и внутренний диаметры обсадной колонны, мм;

Н_Ц - высота подъёма цементного раствора за обсадной колонной от забоя, м;

h - высота цементного стакана (расстояние от стоп-кольца до башмака обсадной колонны), м

Требуемая масса (GЦ) сухого цемента:

где m - водоцементное соотношение;

К_П - коэффициент, учитывающий потери (принимается 1,05);

- плотность цементного раствора, кг/м3.

Водоцементное отношение (m) для получения цементного раствора заданной плотности определяется их выражения:

где - плотность сухого цемента (принимается равной 3200 кг/м3)

При цементировании скважин используются цементные растворы с водоцементным отношением m = 0,4ч0,5, принимаем m=0,49.

Количество воды для приготовления расчётного объёма цементного раствора:

где V_В - необходимый объём воды, м3;

m - водоцементное соотношение;

G_Ц - требуемая масса сухого цемента, т.

Требуемый объём продавочной жидкости:

Д - коэффициент сжимаемости продавочной жидкости (принимается 1,04);

Vм - объём (вместимость) манифольда, (принимается равным 0,8 )

Требуемая подача цементировочных агрегатов для продавки цементного раствора с требуемой скоростью (справка: если вероятность поглощения отсутствует, то скорость за кондуктором и промежуточной колонной принимается равной не менее 1.5 м/с, а для эксплуатационной колонны 1,8-2,0 м/с):

W_ЦР - скорость потока цементного раствора в кольцевом зазоре скважины, м/с.

Для цементировочного агрегата ЦА-320М производительность на IV передаче Q_III =9,0 л/с при диаметре втулки 100 мм, а максимально допустимое давление P_III =10.3 МПа, т. е. расчётный режим цементирования по давлению обеспечится данным агрегатом.

Определим необходимое число цементировочных агрегатов по формуле:

где Qi - производительность цементировочного агрегата на i-ой скорости, л/с;

Принимаем пять агрегатов.

Определяем необходимое число цементосмесительных машин типа 2СМН-20:

где V_БУН - вместимость бункера цементосмесительной машины (14,5 м³ ), м³; с_НМ - насыпная масса цемента (1,21 т/м3), т/м3.

Определим число цементировочных агрегатов ЦА-320М для закачки цементного раствора по формуле:

Предусматриваем закачивание 0,98 объёма продавочной жидкости 11-ю агрегатами ЦА-320М при подаче 9,0 л/с. Оставшуюся часть объёма продавочной жидкости будем закачивать одним агрегатом на III передаче при подаче 5,8 л/с для определения момента посадки верхней пробки на стоп-кольцо.

Таким образом, имеем следующие объёмы растворов для цементирования:

- буферная жидкость - V_Б - 0

- цементный (тампонажный) раствор - V_ЦР - м³

- продавочная жидкость (буровой раствор) - V_ПР - м³

Объём продавочной жидкости для закачки на максимальной передаче -

*0.98=40,09 м³

Объём продавочной жидкости для закачки на минимальной передаче -

40,91 -40,09 =0.62 м³

Продолжительность цементирования определяем по формуле:

Выбираем тампонажный раствор для цементирования обсадной колонны, характеризующийся следующим временем начала загустевания

Принимаем тампонажный раствор на основе портландцемента типа ПХЦ для нормальных температур с началом загустевания не менее: 1,25*48= 60 мин, с началом схватывания не ранее 2 час и концом схватывания - не позднее 10 час.

Определяем максимальное давление перед посадкой верхней пробки на стоп-кольцо:

где P₁ - давление, создаваемое за счёт плотности жидкости в затрубном зазоре и в трубах (гидростатическое давление), МПа

P₂ - давление, необходимое для преодоления гидравлических сопротивлений, МПа.

при глубине более 1500 м:

2.7 Определение коэффициента безопасности

Кб = Рз / Ргрп,

где: Рз = Рсз + Ргз, - расчётное давление у башмака спущенной обсадной колонны;

Рсз - гидростатическое давление в кольцевом пространстве на глубине Н;

Ргз - гидродинамическое давление в кольцевом пространстве (по длине спущенной обсадной колонны);

Ргрп - давление гидроразрыва пластов на той же глубине.

Если Кб ? 1,00 то цементирование производится в две ступени с использованием пакера типа ПДМ или муфты ступенчатого цементирования.

Если 0,95 < Кб < 1,00, то цементирование производится в одну ступень с обязательным выполнением комплекса мероприятий по предотвращению гидроразрыва пластов.

Если Кб ? 0,95 то достаточно ограничиться соблюдением режима продавливания тампонажного раствора (при безусловном соблюдении других проектных требований по проводке и креплении скважины).

Размещено на Allbest.ru

...