Министерство образования Российской Федерации

Уфимский Государственный Нефтяной Технический Университет

Кафедра бурения нефтяных и газовых скважин

КУРСОВОЙ ПРОЕКТ

Выполнил:

ст. гр. ГБ-99-01 / Aхматдинов Р.Б./

Проверил: /Янгиров Ф.Н./

Уфа 2003

Содержание:

Введение

1. Обоснование и проектирование конструкции скважины

2. Расчет обсадных колонн

3. Обоснование состава технологической оснастки компоновки обсадной колонны

4. Обоснование способа и режима спуска ОК

5. Обоснование способа цементирования, параметров и вида тампонажных материалов

6. Обоснование способа контроля качества цементирования

7. Выбор и обоснование способа освоения скважины

8. Вопросы ОТ, ОС и ТБ при заканчивании скважин

Литература

Введение

Среди важнейших видов промышленной продукции, объемы производства которой определяют современное состояние и уровень развития материально-технической базы той или иной страны, одно из главных мест отводится производству и потреблению нефтепродуктов, а также добыче нефти и газа.

В России, где основным источником формирования бюджета и поступления валютных резервов является нефтегазовый комплекс, вопрос о поддержании объемов производства и их росте наиболее актуален. Уменьшение объемов добычи связано с истощением запасов месторождений, износом основных производственных фондов.

Решение данной проблемы возможно только путем введения в разработку новых месторождений, а также путем разработки более глубоких горизонтов.

Для этого необходимо значительно увеличить объем буровых работ и работ по капитальному ремонту скважин в основном путем повышения технико-экономических показателей бурения за счет роста производительности труда и улучшения технологической базы. Рост производительности труда зависит от технологии бурения (ремонта) и квалификации работников, а улучшение технологической базы возможно путем внедрения новых разработок и увеличения научно-исследовательской работы в данной отрасли.

Необходимость быстрейшего развития экономики нашей страны ставит перед работниками нефтяной промышленности задачу - повысить эффективность и улучшить качество бурения. Эта задача включает в себя как количественный рост, так и качественный: совершенствование техники и технологии бурения скважин, повышение производительности буровых работ и снижение их себестоимости. Немалые резервы заключаются в совершенствовании качества вскрытия нефтяных и газовых пластов при бурении, ускорении опробования и испытания, в совершенствовании конструкций скважин и уменьшению металлоемкости, в повышении долговечности крепления и разобщения нефтегазоводоносных горизонтов.

В настоящее время к строительству скважины предъявляются значительно более жесткие экологические и экономические требования. Строительство скважины и ее эксплуатация должны оказывать минимальное влияние на экосистему. Разработка месторождения должна преследовать цель не максимально быструю его выработку, а наибольшую его нефтегазоотдачу с причинением минимального ущерба окружающей среде.

Целью данного курсового проекта является закрепление теоретических знаний по дисциплине "Заканчивание скважин" и получение практических инженерных навыков при решении вопросов связанных с расчётом и креплением обсадных колонн.

Исходные данные для проектирования

В данном отчете по производственной практике представлены сведения о Лесмуровском месторождении Стрежевского УБР. Стрежевское УБР входит в состав закрытого акционерного общества «Сибирская сервисная компания».

Данное месторождение находится в южной части Томской области. Рельеф местности, в большей части, равнинный и слабо всхолмленный. Местность сильно заболоченная и покрыта озерами. Толщина почвенного слоя достигает тридцати сантиметров. В зимний период времени толщина снежного покрова достигает ста пятидесяти сантиметров. Месторождение находится в зоне сосново-березовых лесов. Грунт, в основном, торфяно-болотный, песчаный а также представлен суглинками, глинами и супесями.

Среднегодовая температура воздуха –20 градусов по Цельсию, максимальная летняя температура составляет +35 градусов по Цельсию, минимальная температура в зимний период –50 градусов по Цельсию. Максимальная глубина промерзания грунта – 2,4 метра. Преобладающее направление ветра в зимний период – юго-западный и западный, а в летний – северный и северо-восточный. Максимальная скорость ветра – 22 метра в секунду. Многомерзлые породы отсутствуют.

Отопительный период продолжается 257 суток.

Таблица 1. Литолого-стратиграфическая характеристика разреза.

Таблица 2 . Нефтеность по разрезу скважины.

Таблица 3.Водоносность.

Таблица 4.Давление и температура по разрезу скважины.

Осложнения при бурении

Возможные осложнения по разрезу скважины предполагались как поглощение бурового раствора в интервале: 0-450 метров, с максимальной интенсивностью до 5 кубометров в час, при условии что параметры бурового раствора будут отклоняться от проектных. А также предполагалось разжижение глинистого раствора в интервале 1130-2015 метров при попадании в глинистый раствор агрессивной пластовой воды, сужение ствола скважины в интервале 2015-2700 за счет разбухания глины.

Также в интервале от 0 до 450 метров находились наиболее опасные прихватоопасные зоны, которые могли активизироваться за счет отклонения бурового раствора от проектных параметров и плохой очистки.

Возможные осыпи и обвалы стенок скважины по интервалам, а также их причины представлены в таблице 5.

Таблица 5. Осыпи и обвалы стенок скважины.

Таблица 6. Нефтегазоводопроявления.

1. Обоснование и проектирование конструкции скважины

Таблица 1.1. Профиль ствола скважины.

Профиль скважины состоит из четырех участков (рисунок 1.):

1. Вертикальный участок

2. Интервал набора кривизны

3. Интервал стабилизации зенитного угла

4. Интервал спада зенитного угла

Рисунок 1. Профиль ствола скважины.

Конструкция скважины определяется заданием заказчика (добывающей организации) и геологическими условиями района работ. Обоснование конструкции проводится в два этапа. На первом этапе выбирается метод вхождения в пласт, число обсадных колонн и глубины их спуска. На втором – размеры колонн, диаметры долот, интервалы цементирования.

Расчитаем индексы давления по следующей формуле из [ 1 ]:

.

Результаты расчёта сведём в таблицу 1.2.

Таблица 1.2.

Рисунок 2. График индексов давлений пластового и гидроразрыва пласта.

Выбор диаметров обсадных колонн и диаметров долот

Проектом разработка предусмотрено использовать эксплуатационную колонну диаметром 146,1 мм.

Диаметр долота для бурения ствола под заданную колонну определяют по формуле:

D_д =D_м +2·δ,

где D_м – диаметр муфты обсадной колонны, мм.

δ=5…40 мм – минимальный зазор.

Диаметры кондуктора и направления можно рассчитать по формуле:

D_к =D_д +2·Δ,

где Δ=3…5 мм – зазор.

Диаметр долота под эксплуатационную колонну:

D_дэ =166 + 2·20=206 мм. По ГОСТ 20-692-75 выбираем D_дэ =215.9 мм.

Диаметр кондуктора :

D_к =215,9+2∙5=225,9 мм, Выбираем D_к =244,5 мм.

Диаметр долота под кондуктор :

D_дк =270+2∙10=290 мм. Выбираем D_дк =295,3 мм.

Диаметр направления :

D_н =295,3 +2∙5=305,3 мм. Выбираем D_н =323,9 мм.

Диаметр долота под направление :

D_дн =351+2∙10=371 мм. Выбираем D_дн =393,7 мм.

Колонна направления нужна для перекрытия водных горизонтов во избежании перемешивания их вод, попадания раствора и твердой фазы в них, которые приводят к экологическим проблемам, а также для исключения обвалов стенок скважины.

2. Расчёт обсадной колонны

Основными расчётами обсадных колонн, являются расчёты на наружное и внутреннее избыточное давление и расчёт на растяжение.

Расчёт на внутреннее давление действующее на колонну.

Определим давление на устье при условии, что скважина заполнена пластовой жидкостью:

.

Определим давление опрессовки на забое:

.

Где - опрессовочное давление на устье скважины.

Определим давление в конце эксплуатации:

.

Построим график внутренних давлений.

Рисунок 3. График внутренних давлений.

Расчёт на наружное давление действующее на обсадную колонну.

В не зацементированном интервале заполненным промывочной жидкостью, наружное давление определяется, как гидростатическое от столба промывочной жидкости.

.

В зацементированном интервале до затвердевания цемента, давление определяется по давлению столба промывочной жидкости и цементного раствора.

.

В случае когда обсадная колонна зацементирована разной плотности, то допускается использовать среднюю плотность раствора с учётом длины каждого интервала.

.

Отсюда получим наружное давление до затвердевания цемента:

.

Определим наружное давление после затвердения цемента:

,

где - гидростатическое давление столба промывочной жидкости; - гидростатическое давление жидкости содержащейся в порах затвердевшего цемента.

Построим график наружных давлений.

Рисунок 4. График наружных давлений.

Определим внутренние избыточные давления действующие на обсадную колонну

В общем случае внутренние давления определяются как разность внутренних и наружных давлений на один и тот же момент времени, когда внутреннее давление в колонне достигает максимальных значений. Как правило это бывает при опрессовке обсадной колонны. Избыточное давление определяется для характерных точек, а распределение давления между ними принимается линейно.

По графику 3 и 4 определим характерные точки:

При определении внутреннего избыточного давления в продуктивной зоне пласта вне осложнённых условий, вводится коэффициент разгрузки цементного кольца – К. Это обусловлено допущениями которые приняты при составлении методики расчёта. Для обсадных колонн диаметром 146 мм, К=0,25.

Определим наружные избыточные давления

Наружные избыточные давления определяются как разность наружных и внутренних давлений на момент когда они достигают максимальных значений. Как правило это относится к моменту эксплуатации скважины. Избыточное давление определяются для характерных точек, а распределение давления между ними принимается линейно.

При определении наружного избыточного давления в продуктивной зоне пласта вне осложнённых условий, вводится коэффициент разгрузки цементного кольца – К. Для обсадных колонн диаметром 146 мм, К=0,25.

Построим график внутренних и наружных избыточных давлений.

Рисунок 5. График наружных и внутренних избыточных давлений.

Рассчитаем обсадную колонну

Расчёт начинаем снизу вверх подбирая колонну исходя из расчёта на наружное давление и проверяем полученные данные расчётами на внутреннее давление и растяжение.

Выбираем трубы из [2], для 1 секции d=146мм, =7,7мм, []=24,3 МПа, []=35МПа, []=1254кН, q=0,265кН, группы прочности Д, где

d- диаметр обсадной колонны;

- толщина стенки обсадной трубы;

[] – допустимое сминающее давление;

[] – допустимое внутреннее давление при котором возникает предел текучести материала трубы;

[] – допустимая страгивающая нагрузка определённая по формуле Яковлева

q – вес одного погонного метра трубы.

Рассчитаем на смятие нижнюю трубу первой секции

Основой расчёта является следующее уравнение:

,

где - коэффициенты запаса прочности на смятие, соответственно рассчитанной и допускаемой;

- расчётное сминающее давление в сечении z по длине обсадной колонны.

Из [3] получим, что в интервалах продуктивных пластов , в зависимости от устойчивости коллектора, примем . В остальных интервалах .

.

Определим длину первой секции: .

Определим вес первой секции: .

Рассчитаем на разрыв от внутреннего давления верхнюю трубу первой секции

Определим по графику 4 внутреннее избыточное давление на глубине.

Основой расчёта является следующее уравнение:

где - коэффициенты запаса прочности, соответственно рассчитанный и допускаемый, [3],

внутреннее избыточное давление в сечении колонны z.

В интервале где на колонну действуют совместные (сжимающие и растягивающие) нагрузки должно выполнятся следующее условие:

Проверим нижнюю трубу второй секции на действие совместных нагрузок

условие выполняется.

Выбираем трубы для второй секции: d=146мм, =7,7мм, []=24,3МПа, []=35МПа, []=1254кН, q=0,256кН, группы прочности Д.

Проверим нижнюю трубу второй секции на растяжение от веса первой секции

В основе расчёта используется уравнение:

, где [n_p ] и n_p допустимый и расчётный коэффициенты запаса прочности на растяжение, из [3] [n_p ]=1,3.

, условие выполняется.

Рассчитаем на смятие нижнюю трубу второй секции.

Для определения длины второй секции подбираем трубы для третьей секции: d=146мм, =7,0мм, []=20.3МПа, []=31,8МПа, []=1136кН, q=0,243кН, группы прочности Д.

Рассчитаем на смятие нижнюю трубу третьей секции

Глубину спуска третьей секции определим из графика 4.

Определим длину второй секции:

Определим вес второй секции:

Расчёт на разрыв от внутреннего давления верхней трубы второй секции

Определим по графику 5 внутреннее избыточное давление на глубине L=2018м.

Проверим нижнюю трубу третьей секции на действие совместных нагрузок

Проверим нижнюю трубу третьей секции на растяжение от веса первой и второй секции

условие выполняется.

Определим допустимую длину третьей секции:

Следовательно, третья секция может быть применена до устья.

Проверим верхнюю трубу третьей секции на разрыв от внутреннего давления

Определим по графику 5 внутреннее избыточное давление на глубине L=0 м.

Проверим верхнюю трубу третьей секции на растяжение от веса первой и второй секции:

Определим вес третьей секции:

условие выполняется.

Таблица 2.1.

3.Обоснование состава технологической оснастки компоновки ОК

Таблица 3.1.

4. Обоснование режима спуска ОК

Предельная скорость спуска обсадной колонны определяется из соотношения

Рс = Ргст +Ргд £ Ргр

где: Ргст - гидростатическое давление столба промывочной жидкости на глубине наиболее слабого пласта (пласта с наименьшим индексом давления начала поглощения или гидроразрыва);

Ргд - гидродинамическое давление в скважине при спуске колонны труб с закрытым нижним концом;

Ргр - давление начала поглощения (гидроразрыва) наиболее слабого пласта.

Гидродинамическое давление при спуске находится при турбулентном течении вытесняемой жидкости по формуле

,

при ламинарном течении по формуле :

Р_гд =

где - соответственно длина и гидравлический диаметр кольцевого пространства на - том участке; - скорость течения жидкости на - том участке; n – количество участков кольцевого пространства различного размера от устья до наиболее слабого пласта, t ₀ - динамическое напряжение сдвига, l - коэффициент гидравлических сопротивлений.

Коэффициент является функцией параметра Сен-Венана - Илюшина

,

где β= (0,236+0,033Sen)/(1+0,036Sen)

Наиболее слабый пласт к_г =к_г ^min =0.0173 МПа/м под башмаком технической колонны.

Зададимся скоростью спуска U=0.5 м/с, тогда скорость движения вытесняемой жидкости U_ж будет равна:

U_{ж i} = U·(),

Где D_c ,D_т – соответственно диаметр трубы и наружный диаметр обсадных труб,К – коэффициент, учитывающий увлечение части жидкости стенками колонны труб. Для практических расчетов можно принять К=0.5.

Пусть режим течения вытесняемой жидкости в интервале установки технической колонны будет ламинарный, тогда:

U_{ж i} =0.5()=0.67 м/с.

Критическая скорость течения жидкости при смене режимов определяется по следующей формуле:

U_кр =25,

При плотности промывочной жидкости 1150 кг/м³ и

τ₀ =8.5·10^-3 ·ρ_пр.ж. -7=2.8 Па, критическая скорость составит:

U_кр =25=25=1.23 м/с,

Так как U_ж <U_кр , то режим течения ламинарный.

Тогда:

==18.35, тогда β=0.51.

Гидродинамические давления на данном участке составят:

Р_гд ==0.85 МПа.

Результаты аналогичных расчетов для различных скоростей спуска эксплуатационной колонны приведены в таблице 4.1.

Таблица 4.1.

Зависимость гидродинамических давлений от скорости спуска.

Гидростатическое давление на


29-04-2015, 00:43