Новости

Конструкция скважины

Работа добавлена:






Конструкция скважины на http://mirrorref.ru

2 Конструкция скважины.

Технологическое поле давлений включает в себя графики пластового давления и давления гидроразрыва, а также графики распределения в скважине давлений, предполагаемых при глушении газонефтепроявлений из проявляющих горизонтов.

2.1 Построение графиков пластового давления и давления гидроразрыва.

Пластовое давление на глубинеН от устья скважиныРпл находится по следующей формуле:

                      (2.1)    [1]

гдеgradPпл – градиент пластового давления;

Давление гидроразрываРгр равно:

                                (2.2)    [1]

где - коэффициент Пуассона; Рпл – пластовое давление;Ргор – горное давление, численно равное гидростатическому давлению столба жидкости с плотностью, равной плотности горной породы (в случае, если вся толща сложена одной породой):

                                              (2.3)    [1]

где ρгп – плотность горной породы

Если разрез представлен различными по плотности породами, то горное давление суммируется по всем участкам равной плотности:

                                       (2.4)    [1]

В последней формуле, заHi принимается толщина выделяемого пласта.

Таким образом, всю вскрываемую толщу разбиваем на интервалы из условия постоянства всех влияющих на давления параметров:gradPпл,иг.п. и вычисляем для каждого интервала давления (табл. 2.2). Для каждого параметра вычисления ведем по кровле и подошве выделяемых пластов. Нулевую изотерму предполагаем расположенной на глубине 0 м (температура на устье 00С).

Эквивалент градиента пластового давления рассчитываем по формуле:

                                       (2.5)    [1]

Эквивалент градиента давления гидроразрыва рассчитываем по формуле:

                                                   (2.6)    [1]

Рассчитываем также под каждый интервал плотность промывочной жидкости по следующим формулам:

                        (2.7)    [1]

Коэффициент безопасностиkб определяются из таблицы 2.1.

Пример расчета параметров в интервале 3200 – 3400:

Н = 3200

;

;

;

;

;

.

Н = 3400 м:

;

;

;

;

;

.

Температура в пластеТiопределяется по следующей формуле:

                              (2.9)    [1]

гдеТi-1иНi-1 – температура и глубина предыдущего пласта (для нулевой глубины принимаем температуру 00С).

Таблица 2.1. Нормативные значенияkб

Глубина пласта, м

Коэффициент резерваkб

1200

1,10

<1200

1,05

Расчеты давлений и эквивалентов градиентов производились в сделанной вMSEXCEL программе и приведены в таблице 2.2.

2.2 Построение эпюры распределения давлений в скважине при нефтегазоводопроявлениях.

При бурении скважины возможны нефтепроявления в интервалах 2520 – 2527,      2540 - 2544, 2590 - 2592 и 3200 - 3400м. Свойства проявляющихся флюидов, пластовых температур, давлений в пласте и давлений на устье при НГВП приведены в таблице 3.3.

Устьевое давление рассчитывалось в предположении полного вытеснения раствора из скважины флюидом по следующей формуле для нефти:

                                    (2.10)    [3]

где Рпл – пластовое давление; ρф – плотность флюида;  – ускорение свободного падения;   Нп – глубина залегания пласта.

Пример расчета параметров в интервале 3200 – 3400:

Н = 3200

Н = 3400

Все расчеты каждого проявляющего пласта сводим в таблицу 2.3. На основе полученных значений строим эпюры распределения давлений в скважине при выбросах, считая, что давление в скважине при выбросе распределяется равномерно от глубины (рис. 2.1). Обозначения:D3fm(кровля),D3fm (подошва) – кровля и подошва проявляющего газового пласта (2320 - 2515 м);D2(кровля),D2(подошва) – соответственно кровля и подошва нефтяного пласта (2520 - 2544 м);D3uh (кровля),D3uh (подошва) – кровля и подошва нефтяного пласта (3200 - 3400).

Таблица 2.3 – Устьевое давление при НГВП

Глубина, м

Стратиграфия

gradP, кПа/м

Плотность флюида

Параметры газа

Давление, МПа

Относит. плотность

коэф. сжимаемости

grad T, град/100м

Рпл

Ру

0

2527

D2 (подошва)

9,81

865,5

-

-

-

24,79

3,33

2544

D2 (подошва)

9,81

852,1

-

-

-

24,96

3,69

2592

подошва

9,81

846,5

-

-

-

25,43

3,90

3200

D3uh(кровля)

9,81

734

-

-

-

31,39

8,35

3400

D3uh(подошва)

9,81

734

-

-

-

33,35

8,87

Таблица 2.2 – Физические свойства пород и давления в пласте.

Исходные данные

Результаты расчетов

Глубина, м

grad Pпл, кПа/м

Плотность г.п.  кг/ м3

коэф. Пуассона

Давление, МПа

Эквиваленты

Плотность, г/см3

Рпл

Ргор

Ргр

Кпл

Кгр

по Кб

принятая

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

0

9,81

2360

0,35

0,00

0,00

0,00

1,00

1,73

1,10

1,10

159

9,81

2360

0,35

1,56

3,68

2,70

1,00

1,73

1,10

1,10

159

9,81

2550

0,3

1,56

3,68

2,47

1,00

1,58

1,10

1,10

310

9,81

2550

0,3

3,04

7,46

4,93

1,00

1,62

1,10

1,10

310

9,81

2700

0,35

3,04

7,46

5,42

1,00

1,78

1,10

1,10

365

9,81

2700

0,35

3,58

8,92

6,45

1,00

1,80

1,10

1,10

365

9,81

2410

0,32

3,58

8,92

6,09

1,00

1,70

1,10

1,10

629

9,81

2410

0,32

6,17

15,16

10,40

1,00

1,69

1,10

1,10

629

9,81

2800

0,32

6,17

15,16

10,40

1,00

1,69

1,10

1,10

1067

9,81

2800

0,32

10,47

27,19

18,34

1,00

1,75

1,10

1,10

1067

9,81

2680

0,32

10,47

27,19

18,34

1,00

1,75

1,10

1,10

1200

9,81

2680

0,32

11,77

30,68

20,67

1,00

1,76

1,10

1,10

1201

9,81

2680

0,32

11,78

30,71

20,69

1,00

1,76

1,05

1,05

1320

9,81

2680

0,32

12,95

33,84

22,78

1,00

1,76

1,05

1,05

1320

9,81

2700

0,32

12,95

33,84

22,78

1,00

1,76

1,05

1,05

1388

9,81

2700

0,32

13,62

35,64

23,98

1,00

1,76

1,05

1,05

1388

9,81

2740

0,31

13,62

35,64

23,51

1,00

1,73

1,05

1,05

1850

9,81

2740

0,31

18,15

48,06

31,59

1,00

1,74

1,05

1,05

1850

9,81

2740

0,31

18,15

48,06

31,59

1,00

1,74

1,05

1,05

2107

9,81

2740

0,31

20,67

54,97

36,08

1,00

1,75

1,05

1,05

2107

9,81

2810

0,33

20,67

55,14

37,65

1,00

1,82

1,05

1,05

2322

9,81

2810

0,33

22,78

61,07

41,64

1,00

1,83

1,05

1,05

2322

9,81

2750

0,32

22,78

61,07

40,80

1,00

1,79

1,05

1,05

Окончание таблицы 2.2

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

2515

9,81

2750

0,32

24,67

66,28

44,25

1,00

1,79

1,05

1,05

2515

9,81

2730

0,32

24,67

66,28

44,25

1,00

1,79

1,05

1,05

2565

9,81

2730

0,32

25,16

67,62

45,14

1,00

1,79

1,05

1,05

2565

9,81

2730

0,33

25,16

67,62

46,07

1,00

1,83

1,05

1,05

2897

9,81

2730

0,33

28,42

76,51

52,10

1,00

1,83

1,05

1,05

2897

9,81

2700

0,33

28,42

76,51

52,10

1,00

1,83

1,05

1,05

3200

9,81

2700

0,33

31,39

84,53

57,57

1,00

1,83

1,05

1,05

3200

9,81

2750

0,33

31,39

84,53

57,57

1,00

1,83

1,05

1,05

3400

9,81

2750

0,33

33,35

89,93

61,22

1,00

1,84

1,05

1,05

2.3 Построение графиков эквивалентов градиентов давлений.

По формулам (2.5-2.6) определяем значения эквивалентов градиентов давлений, вносим в таблицу 2.2 и изображаем на рис. 2.2.

Для наглядности изображаем графики изменения плотностей бурового раствора –по требованиям безопасности. Плотность рассчитываются по формулам 2.7.

По полученным данным строим графики эквивалентов градиентов давлений     (рис. 2.1).

На рисунке 2.1 показаны штриховкой интервалы с несовместимыми условиями для бурения. Они показывают минимальное число обсадных колонн.

2.4 Анализ технологического поля давлений и графика эквивалентов градиентов давлений.

Из графиков (Рис. 2.1) видно, что зон несовместимых по условию бурения с точки зрения недопущения превышения пластовым давлением давления гидроразрыва – 2 зоны (0 - 2500 и 2500 - 3400 м).

В местах пересечения эпюр распределения давлений при выбросе с линией гидроразрыва делаем выноску глубин: 500 и 850 м. Эти точки пересечения имеют следующий смысл: при закрытии превентора при нефтепроявлении, давление флюида в скважине на этих глубинах равно давлению гидроразрыва пород, а выше – превышает его на всем протяженности ствола до устья. Таким образом, чтобы избежать гидроразрыва пласта и связанных с этим осложнений, необходимо заранее перекрыть этот интервал обсадной колонной.

2.5 Обоснование глубин спуска обсадных колонн.

Обоснование конструкции скважины производится в три этапа.

1-ый этап: выбор минимального числа спускаемых обсадных колонн на основании интервалов совместимых буримостей (на графике эквивалентов – заштрихованные области).

По графику требуется 2 колонны. Глубина спуска промежуточной колонны 2500м, а глубина спуска эксплуатационной колонны до 3400м.

2-ой этап: уточнение конструкции скважины с учетом допустимых глубин при НГВП.

Нефтепроявление будет наблюдаться при бурении интервала 2520-2592 (гидроразрыв на глубине 500).

3-ий этап: уточнение и дополнение колоннами, выполняющими другие функции – направление: обвязка скважины с циркуляционной системой, кондуктор: перекрытие водоносных, четвертичных горизонтов, интервалов ММП. Требования: в открытом стволе не должно быть поглощающих и проявляющих пластов.

Поэтому выбираем следующую конструкцию скважины:

1) Направление, диаметром 426 мм спускается на глубину 30 м с целью закрепления приустьевой части скважины от размыва ее буровым раствором и обрушения, перекрытия верхних современных четвертичных отложений, грунтов, ММП, а также для обеспечения функционирования циркуляционной системы. Цементируется до устья.

2) Кондуктор, диаметром 324 мм спускается на глубину 350 м с целью разобщения верхнего интервала разреза, установки противовыбросового оборудования (ПВО) для безопасного бурения под промежуточную колонну и подвески последующих обсадных колонн, перекрытия интервала многолетнемерзлых пород (0-300 м), зон обвалообразования, с установкой башмака в плотных породах меловой системы, защиты пластов с пресной водой пригодной для технического и бытового предназначения. Цементируется до устья.

3) Промежуточная колонна, диаметром 245 мм спускается на глубину 2470 м с целью изоляции неустойчивых терригенных отложений юрской, триасовой и пермской систем, для разобщения несовместимых по условию бурения интервалов. На промежуточную колонну диаметром 245 мм устанавливается противовыбросовое оборудование (ПВО), с целью обеспечения безопасного бурения под эксплуатационную колонну диаметром 168 мм. Цементируется до устья.

4) Эксплуатационная колонна диаметром 168 мм спускается на глубину 3400 м с целью обеспечения раздельного испытания и опробования всех предназначенных к испытанию продуктивных горизонтов и их дальнейшую безаварийную эксплуатацию, а также для создания долговременного канала для добычи или нагнетания. Высота подъема тампонажного раствора по длине ствола скважины над кровлей продуктивных горизонтов, за устройством ступенчатого цементирования или узлом соединения секций обсадных колонн, а также за башмаком предыдущей обсадной колонны в нефтяных и газовых скважинах должна составлять соответственно не менее 150 м и 500 м [7]. Таким образом цементируется в интервале 2170 – 3400 м.

Предложенная конструкция имеет минимально возможное число обсадных колонн и может обеспечить безаварийное прохождение всех интервалов.

Конструкция скважины с учетов вышеизложенного приведена на рисунке 2.2.

Рисунок 2.2. – Конструкция скважины

2.6 Расчет диаметров обсадных колонн и долот.

Расчёт диаметров обсадных колонн и долот будет производиться исходя из обеспечения требуемой производительности скважины. Принимается диаметр эксплуатационной колонны 168 мм.

Расчётные формулы:

Диаметр долота для бурения под обсадную колонну:

                                               (2.12)    [8]

где  – диаметр муфты спускаемой обсадной колонны;

        – минимально допустимый зазор между стенками скважины и муфтой ОК.

Минимально допустимая разность номинальных диаметров муфт обсадных труб и ствола скважины должна выбираться по таблице 2.3 согласно [8]

Таблица 2.3 – минимально допустимая разность номинальных диаметров муфт ОК и ствола скважины

Δм, мм

Номинальный диаметр обсадной колонны ,мм

15

114 – 127

20

140 – 146

25

168 –245

35

273 – 299

39 – 45

324 – 508

Наружный диаметр предыдущей обсадной колонны:

                                         (2.13)    [8]

где  – диаметр долота;  – требуемый диаметральный зазор между долотом и внутренней полостью обсадной трубы. Обычно  принимается ;  – толщина стенок обсадных труб.

1). Диаметр долота для бурения под эксплуатационную колонну. Для диаметра  определяем диаметр муфты .

Для бурения под эксплуатационную колонну принимается долото стандартного диаметра .

 2). Наружный диаметр промежуточной колонны с толщиной стенки

Принимаем стандартный диаметр промежуточной колонны

Диаметр долота для бурения под вторую промежуточную колонну. Для диаметра  определяем диаметр муфты .

Для бурения под вторую промежуточную колонну принимается долото стандартного диаметра

 3). Наружный диаметр под кондуктор с толщиной стенки .

Принимается стандартный диаметр под кондуктор .

Диаметр долота для бурения под кондуктор. Для диаметра  определяем диаметр муфты .

Для бурения под кондуктор принимается долото стандартного диаметра

4). Наружный диаметр под направление с толщиной стенки .

Принимаем под направление трубы с диаметром .

Для бурения под направление используем долото с диаметром .

Таблица 2.4 – Диаметры обсадных колонн и долот.

Название колонны

Глубина, м

Dок, мм

Dм, мм

Dд,мм

Направление

30

426

451

490

Кондуктор

350

324

351

393,7

Промежуточная

2470

245

270

295,3

Эксплуатационная

3400

168

188

215,9

2.7 Выбор противовыбросового оборудования

Из графика совмещённых давлений видно, что наибольшее ожидаемое давление на устье скважины при проявлении с подошвы нефтяного пласта равно 8,87 МПа. Давление опрессовки:

                          (2.14)    [9]

Противовыбросовое оборудование выбираем в соответствии с ГОСТ 13862-90 [10]. По данному стандарту в соответствии с Ропр выбираем ПВО, рассчитанное на рабочее давление Рр= 21 МПа. Противовыбросовое оборудование необходимо установить на промежуточную колонну (Ø 245 мм):

Оборудование ОП5-230/80×21 К2 ГОСТ 13862-90. – Оборудование противовыбросовое, № схемы – 5 (два плашечных превентора и один превентор кольцевой), рабочее давление 21 МПа, условный диаметр прохода превенторного блока – 230 мм, условный диаметр манифольда – 80 мм, содержаниеCO2 и Н2S до 6 %.

Обвязка устья ОКК 2-21-168×245×324 К2.

Фонтанная арматура – АФ 3-65×21 К2.

2.8 Выбор интервалов цементирования.

Непременным требованием качественного цементирования скважин является герметичная изоляция заколонного пространства, обеспечивающая надежность работы крепи на протяжении всего срока службы скважины. Основными показателями, характеризующими качество цементирования, являются:

  • полнота замещения промывочной жидкости тампонажным раствором;
  • сцепление цементного камня с обсадной колонной и стенками скважины;
  • высокая прочность и низкая проницаемость цементного камня.

Эти факторы в свою очередь зависят от хорошего цементирования колонны в стволе скважины, режима вытеснения бурового раствора тампонажным, соотношения значений реологических параметров этих жидкостей, состава тампонажного раствора, его седиментационной устойчивости и др.

В не обсаженном, предыдущей колонной, интервале цементированию подлежат:

  • продуктивные горизонты, кроме предусмотренных к опробованию и эксплуатации открытым стволом;
  • истощенные горизонты;
  • проницаемые горизонты, насыщенные пресной водой, а также всеми видами минеральных вод;
  • горизонты вторичных залежей нефти и газа;
  • интервалы, представленные породами склонными к пластическому течению и выпучиванию;
  • горизонты, породы которых или их насыщающие флюиды способны вызвать ускоренную коррозию обсадных труб.

На основе перечисленного выбираем:

  • направление: прямое цементирование в интервале 0-30 м;
  • кондуктор: прямое цементирование в интервале 0-350 м;
  • промежуточная колонна прямое цементирование 0-2470
  • эксплутационная колонна: прямое цементирование в интервале 2170-3400 м.

  1. Расчет эксплуатационной колонны.

Обсадные колонны в процессе цементирования и эксплуатации подвергаются воздействию различных нагрузок, основными из которых являются:

-осевые растягивающие нагрузки от веса колонны;

-осевые сжимающие нагрузки от веса части колонны при ее посадке на уступ или забой;

-динамические нагрузки, возникающие при неустановившемся движении колонны.

-осевые статические нагрузки от избыточного давления и температуры;

-избыточные наружные и внутренние давления в затрубном пространстве и внутри обсадной колонны;

-изгибающие нагрузки из-за искривления колонны в результате потери устойчивости или при нахождении ее в искривленных участках ствола скважины.

  1. Построение эпюр внутренних, наружных и избыточных внутренних и наружных давлений

Расчет выполняется согласно методике [9].

Исходные данные для расчета эксплуатаионной колонны приведены в таблице 3.1.

Таблица 3.1 – Данные для расчета эксплуатационной колонны

Глубина, м

L-3400

Высота жидкости, Н (при освоении)

1000

Глубина промежуточной колонны, м

lo-2470

Глубина подъема цемента в затрубье, м

h-2170

Плотность цементного раствора

1820 кг/м3

Плотность испыт. жидкости

1000 кг/м3

Плотность жидкости в колонне (при освоении)

1000 кг/м3

Плотность жидкости в колонне в период ввода в эксплуатацию, ρвэ

740 кг/м3

Плотность жидкости в колонне в конце эксплуатации, ρкэ

1000 кг/м3

Плотность бурового раствора за колонной, ρр

1050 кг/м3

Эксплуатационный объект расположен в интервале 3200-3400

На глубине 3400 м пластовое давление Рпл = 33,35 МПа,

Расчет ведется для случая полного замещения жидкости в скважине нефтью проявляющий горизонт с подошвой 3400м.

Построение эпюр внутренних давлений

Внутренние давления в период ввода скважины в эксплуатацию.

при                                  (3.1)    [9]

Z=0;

Z=L=3400;PвL=33,35 МПа.

Внутренние давления по окончании эксплуатации.

PвZ=0         при

         при                                                 (3.2)    [9]

Z=0-1000 м;PвZ=0;

Z=L=3400 м;

Строим эпюру рисунок 3.1.

Рисунок 3.1 – эпюры внутренних давлений

Построение эпюр наружных давлений.

Определяем наружное давление для незацементированной зоны 0-2170:

    при  0 ≤Z ≤                                                                          (3.3)    [9]

Z=0;PнZ=0;

Z=h=2170 м;

Определяем наружное давление для зацементированной зоны: - в интервале, закрепленном предыдущей колонной

         при   (3.4)    [9]

Z=h;Pнh=22,35 МПа;

Z=L =3400 м;

ГдеZ – расстояние до рассчитываемого сечения

Н – расстояние от устья до уровня жидкости в колонне

h – расстояние от устья до уровня цементного раствора

Строим эпюру наружных давлений рисунок 3.2.

Определяем наружное давление с учетом давления составного столба тампонажного и бурового растворов по всей длине скважины на момент окончания цементирования.

при         (3.7)    [9]

Z=0;PнZ=0;

Z=h=2170 м;

    при

Z=L=3400м;

Строим эпюру наружных давлений рисунок 3.2.

Рисунок 3.2 – эпюры наружных давлений

Построение эпюры избыточных наружных давлений.

Определяем избыточное наружное давление на момент окончания цементирования:

    при         (3.8)    [9]

Z=0;    PниZ=0;

Z=h;

при     (3.9)    [9]

Z=L;

Определяем наружное избыточное давление при освоении скважины:

-в незацементированной зоне:

         при

Z=0;PниZ=0;

Z=Н=1000 м;

          при

Z=h;

-в зацементированной зоне:

          при

Z=L;

Строим эпюру наружных избыточных давлений при освоении на рисунке 9.

Определяем избыточное наружное давление по окончании эксплуатации:

-в незацементированной зоне:

при

Z=0;PниZ=0;

Z=Н=1000;

при

Z=h;

-в зацементированной зоне, где Рнz в зоне эксплуатационного объекта принимаем по давлению гидростатического столба воды с плотностью 1000 кг/м3:

Z=L;

Строим эпюру рисунок 3.3.

Построение эпюры избыточных внутренних давлений при испытании на герметичность в один прием без пакера.

-в незацементированной зоне:

В нашем случае

            при

Z=0;

Z=h;

-в зацементированной зоне:

Z=L;

Строим эпюру рисунок 3.3.

Рисунок 3.3 – внутренние и наружные избыточные давления

  1. Расчет эксплуатационной колонны.

Расчет избыточных наружных давлений производим для стадий освоения скважины, а внутренних для процесса испытания колонны на герметичность по данным построения эпюры  рисунок 3.3. Весь расчет производится в соответствии с методикой [5].

Для дальнейших расчетов, принимаем трубы исполнения Б с батресс резьбой.

Этому давлению соответствуют трубы группы прочности Д с толщиной стенки 7,3 мм, для которых Ркр= 16,4 МПа иQстр = 833 кН

Найдем длину первой секции труб из формулы:

                                          (3.10)    [5]

Гдеl1 – длина первой секции, м

g – ускорение свободного падения, м/с2

q – вес 1 погонного метра обсадных труб, кг/м

Отсюда

Принимаем длину первой секции равной 2200 м.

Вес ее

Проверим трубы на избыточные внутренние давления

где  – запас прочности при расчете на внутренне избыточное давление

Принимаем для второй секции трубы группы прочности Д с толщиной стенки8,9 мм, для которыхРкр=24,1МПа,Qстр = 1666 кН.

Определяем значение для труб второй секции для условий двухосного нагружения с учетом растягивающих нагрузок от веса 1-ой секции.

Проверим трубы на избыточные наружные давления

где  – запас прочности при расчете на наружные избыточное давление (1,0 – 1,3)

Проверим трубы на избыточные внутренние давления

Проверим трубы на растягивающее усилие:

где  – запас прочности при расчете на осевое растяжение

Таблица 3.2

Номер секции

снизу вверх

Группа прочности

Толщина стенки,мм

Ркр, МПа

Рт,

МПа

Рстр

кН

Коэф. запаса

n

Длина секции, м

Вес секции, кН

1

Д

7,3

16,4

35,1

833

2,59

2200

634,2

2

Д

8,9

21,35

41,8

1059

3

1200

424,8

Всего

3400

1059

  1. Расчет количества центрирующих элементов и размещение их на обсадной колонне.

Методика ВНИИБТ. Расчет выполнен в соответствии с [5].

Спущенная в скважину и заполненная жидкостью обсадная колонная имеет сжатый и растянутый участки. Сжатый участок образуется в нижней части за счет выталкивающих сил жидкости, величина которых зависит от значений плотности жидкости и объема находящихся в ней труб.

Величины интервалов установки центраторов рассчитывают раздельно для сжатого и растянутого участков обсадной колонны. Цементирование будет проходить с разделением во времени. Поэтому расчет проводится дважды, для каждой ступени.

Расстояние от нижнего конца колонны до нейтрального сечения:

                  (4.1)    [5]

ГдеD,d – соответственно наружный и внутренний диаметр ОК, см;

ρц, ρб, ρж– плотность соответственно тампонажного, бурового и продавочного растворо, г/см3;

L – расстояние от устья скважины до башмака колонны по вертикали, м;

H – расстояние от башмака колонны до уровня подъема тампонажного раствора за колонной по вертикали, м;

qср– средний вес одного метра колонны в воздухе.

Расстояние между центраторами в пределах сжатой части, м:

                                                     (4.2)    [5]

Гдеf - Наибольшая величина прогиба обсадной колонны между двумя центраторам

                                                   (4.3)    [5]

Гдеfн – расчетный минимальный зазор между обсадной колонной и стенками скважины посередине интервала установки центраторов, см.fн = 1

fц – прогиб планок центратора при действии на него нагрузки от горизонтальной составляющей веса трубы в зоне центрирования, см.fц = 0,3

EI –жесткость трубы,

Число центраторов, в интервале центрирования сжатого участка

Расстояние между верхним и предыдущим центратором в пределах растянутого участка обсадной колонны:

                                                     (4.4)    [5]

Где

G – растягивающее усилие от веса труб обсадной колонны, расположенных ниже участкаl0, кН

                                            (4.5)    [5]

ГдеL2 – длина интервала цементирования

Среднее расстояние между центраторами в пределах растянутого участка:

Число центраторов в интервале цементирования растянутого участка

Общее число центраторов, необходимых для центрирования обсадной колонны:

Таблица 4.1 – Технологическая оснастка обсадной колонны

Наименование

Кол-во , шт

Башмак колонный БКМ-168

1

Разделительная пробка

2

ЦКОД-168-1

1

Центратор

39

  1. Расчет допустимой высоты незаполнения обсадной колонны в процессе спуска.

При вынужденном спуске (допуске) колонны без самозаполнения необходимо осуществлять периодический долив колонны с обеспечением четырехкратного запаса прочности порциями бурового раствора V, м3, определяемыми из выражения в соответствии с [8]

=7,35 м3(5.1)    [8]

гдеd – внутренний диаметр доливаемых обсадных или бурильных труб, м

Р – меньшая из двух величин - давление смятия обсадных труб или паспортный допустимый перепад давления на обратный клапан, МПа;

ρ - плотность бурового раствора, кг/м3;

g – ускорение свободного падения, м/с2

Долив колонны осуществляется через L, м, спущенных труб

398 м(5.2)    [8]

  1. Выбор бурового и буферного раствора.

  1. Раствор для вскрытия продуктивного пласта.

В интервале расположены в основном известняки с прослоями мергеля, аргиллита,  и доломита. В нижней части известняки доломитизированные и доломиты.

Осложнения: нефтепроявления, прихваты инструмента, осыпи стенок .

Требования при основании выбора бурового раствора: низкие показатели фильтрации, пониженное содержание коллоидной глинистой фазы,

Для предупреждения выше перечисленных осложнений и удовлетворения перечисленных требований к раствору подойдет раствор хлоркалиевый с полигликолем.

Рекомендуемый тип раствора: Хлоркалиевый с полигликолем

Таблица 6.1 – рекомендуемый состав бурового раствора

Название химического реагента

Количество химического реагента, кг/м3

Назначение химического реагента

1

2

3

NaOH (каустическая сода)

1

регулятор pH

Na2CO3 (Кальцинированная сода)

0,5

для связывания ионов кальция, улучшает дис-пергирование глин.

Duovis/BARAZAN

3

структурообразователь

KCl

50

ингибитор глин

ЭКОПАК R

2

высокоэффективный регулятор вязкости и водоотдачи

ЭКОПАК SL

8

высокоэффективный регулятор вязкости и водоотдачи, в калиевом растворе - эффективный разжижитель.

Глитал

3 – 5

смазывающая добавка

Полигликоль

10

ингибитор набухания глинистых отложений

ДЕФОМ

0,2

пеногаситель

Рекомендуется принять условную вязкость УВ = 30 -40 с. а фильтрацию Ф30= 4-6 см3/30 мин. для уменьшения загрязнения нефтеносного пласта. ПоказательpH раствора берем таким чтобы эффективность химических реагентов в этом растворе была наибольшей. ПринимаемpH раствора в пределах от 8 до 9. Корка не более 1 мм. Содержание песка не более 1 %. СНС1: 30 – 40 дПа. СНС10: 60 – 80 дПа. Рассчитаем динамическое напряжение сдвига и динамическую вязкость при плотности бурового раствора ρ = 1050 кг/м3

  1. Буферная жидкость.

Буферная жидкость предназначена для разделения тампонажного и промывочного растворов, а также для смывания глинистой корки со стенок скважины.

В качестве буферных жидкостей используются:

- техническая вода с вязкоупругим раствором (ВУР) или без него;

- растворы солей с ВУРом или без него;

- утяжеленная буферная жидкость на полимерной основе;

- растворы кислот с ВУРом или без него;

- нефть или дизельное топливо с ВУРом или без него;

- незамерзающая буферная жидкость или дизельное топливо.

В качестве буферной жидкости для цементирования эксплуатационной колонны используем пресную техническую воду и состав Diacel WBS-200 – смесь аморфного кварца и полимеров, с плотностью 1020 кг/м3.

  1. Крепление скважины

  1. Выбор тампонажных материалов.

Выбор тампонажных материалов определяется геолого-техническими условиями скважины, основными из которых являются:

  • коэффициент аномальности или градиент пластового давления в цементируемом интервале (gradPпл = 9,81 кПа/м);
  • пластовая температура( Тмакс = 78,2С);
  • давление гидроразрыва наиболее слабого пласта;
  • необходимая высота подъема тампонажного раствора.

Плотность тампонажного раствора выбираем исходя из двух условий:

а) минимальная плотность тампонажного раствора (нп) должна превышать плотность промывочной жидкости (пж) на 200-300 кг/м3 , и рассчитывается:

нп =пж + (200...300) кг/м3 (7.1)    [5]

б) максимальная плотность тампонажного раствора ограничивается условием недопущения гидроразрыва наиболее слабого пласта, вскрытого скважиной в интервале цементирования, и рассчитывается:

 , где: (7.2)    [5]

PГР– градиент гидроразрыва слабого пласта, МПа;

L – глубина спуска обсадной колонны, м;

Ln – глубина залегания подошвы слабого пласта, м;

h – высота подъема тампонажного раствора.

Произведем расчет плотности тампонажного раствора под обсадные колонны:

а) Под кондуктор (необсаженная часть 0-350м):

НП = 1100 + 200 = 1300 кг/м3

б) Под промежуточную колонну ( не обсаженная часть 350-2470м):

НП = 1100 + 200 = 1300 кг/м3

в) Под эксплуатационную колонну (не обсаженная часть 2470-3400м):

НП = 1050 + 200 = 1250 кг/м3

Таблица 7.1 – Тампонажные материалы.

Название колонны

Глубина, м

Интервал цементиро-вания

Плотность тампонажного раствора, кг/м3

Температура на забое,С

Тип цемента

Добавки

Кондуктор

350

0-350

1300-1800

8,5

ПЦТ I -50

CaCl2-2%

Промежуточная

2470

0-2470

1300-1790

57,8

ПЦТ I -100

Глинопорошок – 10%

КМЦ – 2%

Эксплуатационная

3400

2300-3400

1250-3220

78,2

ПЦТ I -100

Глинопорошок – 10%

КМЦ – 2%

Дальнейший расчет будем вести для эксплуатационной колонны. Плотность цемента принимаем 1820 кг/м3.

  1. Расчет материалов для приготовления тампонажного раствора цементирования под эксплуатационную колонну.

Рассчитываем необходимую среднюю плотность твердой фазы по формуле:

                                                  (7.3)    [5]

Где - плотность тампонажного раствора.

 - средняя плотность твердой фазы

m - водоцементное отношение.

       - плотность жидкости затворения

кг/м3

Количество тампонажного материала, потребного для приготовления 1 м3 раствора.

                                                    (7.4)    [5]

Где - расчетная плотность тампонажного раствора.

      - средняя плотность твердой фазы для приготовления тампонажного раствора.

      - плотность жидкости затворения.

Расход водыq1 на приготовление 1м3 тампонажного раствора.

Водоцементное отношение, обеспечивающее необходимую плотность тампонажного раствора, определяется по формуле:

Расход сухого цементаq1 (т) на 1 м3 воды затворения определяем из соотношения:

- Объем тампонажного раствора в обсаженном участке.

                                       (7.5)    [5]

- Объем тампонажного раствора в открытом стволе.

                                     (7.6)    [5]

- Объем цементного стакана.

                                                  (7.7)    [5]

Где  - внутренний диаметр предыдущей спущенной колонны, м

Dок – диаметр обсадной колонны, м

L1 – длинна обсаженного участка, м

L2 – длинна необсаженного участка, м

Ккав – коэффициент кавернозности

Dд – диаметр долота, м

Vст – объем цементного стакана, м3

Dвн.ок– внутренний диаметр обсадной колонны, м

h – высота цементного стакана, м

Для порции цемента плотностью 1820 кг/м3, интервал 3400– 2170 м.

-Объем цементного раствора

Общее кол-во сухого тампонажного материалаG (кг), необходимого для приготовления всего заданного объема раствораVцр.

(7.7)    [5]

где Кц – Коэффициент учитывающий потери цемента Кц = 1,03-1,05

Общий объем воды, необходимой для затворения всего тампонажного материала определяем по формуле:

                                                     (7.8)    [5]

где:KB=(1,08-1,10)–коэффициент, учитывающий потери воды при выполнении операций цементирования.

Объем продавочной жидкости (VПР) для транспортирования тампонажного раствора в затрубное пространство определяем по формуле:

(7.9)    [5]

где:K=(1,01-1,10)–коэффициент сжимаемости продавочной жидкости.

Объем буферной жидкости определяем из условия, что высота ее столба в заколонном пространстве необсаженной части ствола должна быть не менее 200 м.

При вскрытых флюидонасыщенных пластах необходимо проверять условие:

Vб.ж .≤[Vб.ж]                                                    (7.10)    [5]

ГдеVб.ж– необходимый объем буферной жидкости

[Vб.ж] – максимально допустимый объем буферной жидкости

Где ρбр иρбж– плотность бурового раствора и буферной жидкости

P – величина репрессии при бурении

α – средний угол наклона ствола скважины в интервале расположения буферной жидкости после полного выхода её из башмака колонны

Sк – площадь сечения затрубного пространства

Неравенство выполняется.

Для расчета реологических параметров воспользуемся следующими формулами:

Цементный раствор:

Буровой раствор:

Буферная жидкость:

.

8. Определение количества цементировочной техники

Определяется число смесительных машин для цементирования эксплуатационной колонны:

гдеVБУНК - ёмкость бункера смесительной машины, м3.

Цементный раствор (смесители 2СМН-20)

Производительность смесителя 2СМН-20 по цементному раствору:

гдеQВ – производительность водяного насоса, л/с;

Эксплуатационная колонна

Число цементировочных агрегатов для закачки цементного раствора (ЦА-320).

Так как производительность смесителя по цементному раствору 20,46 л/с, а максимальная производительность ЦА-320М - 25 л/с, то с каждым смесителем должен работать один агрегат. К расчетному числу ЦА-320М и 2СМН-20 добавляем еще по одному в качестве запасных.

Таблица 7.2 – Общие сведения о цементировании эксплуатационной колонны

Интервал цементирования снизу вверх, м

Кол-во цементировочных агрегатов

Кол-во цементосмесительных машин 2СМН-20

Плотность цементного раствора, кг/м3

Объем тампонажного раствора, м3

Плотность продавочной  жидкости, кг/м3

Объем продавоч. жидкости, м3

Плотность буферной  жидкости, кг/м3

Объем буферной жидкости, м3

3400-2170

43

43

1820

24,1

1050

68,5

1020

6,32

Конструкция скважины на http://mirrorref.ru


Похожие рефераты, которые будут Вам интерестны.

1. Реферат Разрядники: назначение, конструкция, принцип действия. Вентильные и трубчатые разрядники. Нелинейные ограничители перенапряжения (ОПН): назначение, конструкция, принцип действия. Условия выбора

2. Реферат Резервные скважины, их размещение

3. Реферат Нагнетательные скважины их размещение

4. Реферат Определение параметров средней скважины

5. Реферат Показатели работы скважины и их учет при моделировании разработки

6. Реферат АВТОМАТИЧЕСКОЕ УПРАВЛЕНИЕ ЗЕНИТНЫМ УГЛОМ ИСКРИВЛЕНИЯ СТВОЛА СКВАЖИНЫ

7. Реферат Расчет конструкции скважины и построение графика совмещенных давлений

8. Реферат Расчет себестоимости добычи 1 тонны нефти из типовой скважины

9. Реферат Определение обьема воды закачиваемого через нагнетательные скважины

10. Реферат Обслуживание и поддержание технологического режима работы скважины, оборудованной УЭЦН