ВВЕДЕНИЕ

Заканчивание является одной из наиболее ответственных стадий в строительстве скважин. Именно цементирование, вторичное вскрытие продуктивных пластов, освоение во многом закладывают будущий дебит скважины. При проведении этих работ необходимо принимать все возможные меры для повышения качества заканчивания скважин.

Материалом для этого курсового проекта послужили данные производственной практики, пройденной летом 2002 года в ЭГЭБ №1 ООО «ЛУКойл-Бурение». Районом деятельности предприятия является площадь в районе города Когалым Ханты-Мансийского АО.

В проекте приводятся необходимые расчеты по цементированию, выбору оснастки эксплуатационной колонны.

Скважина по назначению является экспуатационной, вскрыт продуктивный горизонт,.расположенный в Мегионской свите(2505-2535 м).

Отдельная глава посвящена мероприятиям по технике безопасности и охране окружающей сред при заканчивании и при всем цикле строительства скважин. В проекте также приведена специальная часть, посвященная проблеме анализа качества крепления скважин.

1 ГЕОЛОГИЧЕСКАЯ часть

Таблица 1

Литолого-стратиграфическая характеристика разреза скважины

Таблица 2. Литологическая характеристика разреза скважины

Таблица 3. Водоносность

Таблица 4. Давление и температура по разрезу скважины

Нефтегазоносность по разрезу скважины Таблица №5.

Таблица №6

Типы и параметры буровых растворов

2. ОБОСНОВАНИЕ СПОСОБА ВХОЖДЕНИЯ В ПРОДУКТИВНЫЙ ПЛАСТ И КОНСТРУКЦИИ СКВАЖИНЫ

Так как продуктивный пласт сложен песчаниками коллектор поровый, слабосцементированный, то во избежание попадания песка в скважину принимаем забой закрытого типа, эксплуатационная колонна спущена до подошвы продуктивного пласта, затем проведена перфорация. Данный способ является технологически простым и, что немаловажно, дешевым.

Число обсадных колонн и глубина их спуска определяется количеством интервалов, несовместимых по условиям бурения, которые определяются по графику не совмещенности давлений, графику изменения коэффициентов аномальности пластовых давлений и индексов давлений поглощения с глубиной скважины.

(1)

где Р_ПЛ - пластовое давление;

Р_ПЛ = gradР_ПЛ ×Z; (2)

r_В -плотность воды;

Н_i - текущая глубина скважины.

Коэффициент поглощения К_п рассчитывается по формуле Итона:

(3)

где m- коэффициент Пуассона;

К_г -индекс геостатического давления.

К_г рассчитывается по формулам (1) и (2).

Результаты расчетов приведены в табл. 7.

Таблица №7

По результатам расчетов строится совмещенный график безразмерных давлений.

Рис 1. График безразмерных давлений.

Как видно из рис. 1. интервалов, несовместимых по условиям бурения в разрезе скважины нет.

Построим график распределения давлений в скважине при полном замещении бурового раствора пластовым флюидом. Для построения воспользуемся значениями Р_ПОГЛ из

(4)

где r_Н – плотность пластовой нефти, r_Н =790 кг/м³ ;

Р_ПЛ – пластовое давление, Р_ПЛ =25 МПа.

Подставим значения z в выражение (4), и получим две точки для построения графика:

1. z=2535 м: ;

2. z=0 м: .

То есть при заполнении скважины пластовым флюидом она будет до определенного уровня заполнена нефтью, найдем этот уровень подставив значение Р_НАС в выражение (4) получим:

(от забоя) (5)

Скважина до глубины L_Н =823,8 м заполнена нефтью, а выше свободным газом. Пересчитаем давление на устье по формуле:

(6)

где Р_ПЛ - пластовое давление, в данном случае Р_ПЛ = Р_НАС =11,6 МПа;

s - эмпирический коэффициент.

Коэффициент s рассчитывается по формуле:

(7)

где - относительная плотность попутного газа по воздуху, ;

L – глубина скважины, в данном случае L=L_Н =823,8 м;

z – расчетная глубина, при пересчете на устье z=0 м.

Рис.2. График распределения давлений в скважине при полном замещении бурового раствора пластовым флюидом.

Согласно рис. 2 достаточно двух обсадных колонн, такая конструкция обеспечит достаточную надежность и минимальную стоимость скважины.

Верхние неустойчивые отложения перекроем путем спуска кондуктора до глубины 750 м . При данной глубине спуска, обеспечивается экологическая безопасность на случай нефтегазопроявлениия с 5 % запасом по давлению (k_КОНД ).

.

Далее ствол обсаживается эксплуатационной колонной до глубины 2575 м (на 5 м ниже подошвы Мегионской свиты).

Как правило, заказчик (ТПП «Когалымнефтегаз») требует обсаживать скважину эксплуатационной колонной с наружным диаметром 146 мм. Исходя из этого условия, рассчитаем диаметры долот для бурения скважины, а также диаметр кондуктора.

Диаметр долота для бурения под эксплуатационную колонну рассчитывается по формуле:

(8)

где -диаметр муфт эксплуатационной колонны, =166 мм;

d-зазор между муфтой и стенкой скважины d=5-40 мм.

Определим внутренний диаметр промежуточной колонны (кондуктора)по формуле:

(9)

где d-зазор между долотом и стенкой кондуктора, d=3-5 мм.

.

То есть, для крепления верхних неустойчивых отложений (кондуктора) допускается применение труб диаметром 244,5 мм и толщиной стенки 8,9-10 мм.

Диаметр долота для бурения под кондуктор рассчитывается по формуле аналогичной формуле (4)

Определим глубину спуска кондуктора по стволу (длину кондуктора):

aa (10)

где l₁ , l₂ , h₁ , h₂ –длины по стволу и глубины по вертикали соответствующих участков профиля; a=16,84 -максимальный зенитный угол (на участке стабилизации)

l₁ =90; l₂ =147;h₁ =90;h₂ =144,7;

h_конд - глубина спуска кондуктора по вертикали, h_конд =750 м.

В кондукторе используем обсадные трубы с треугольной резьбой 244,5´8,9-Д-ГОСТ-623-80. Практика показывает, что данные обсадные трубы выдерживают необходимые нагрузки.

Принимаем, что башмак эксплуатационной колонны будет спущен на глубину, 2565 м (10 м до забоя скважины). Тогда длина эксплуатационной колонны будет

3. РАСЧЕТ ЭКСПЛУАТАЦИОННОЙ КОЛОННЫ

Расчёт наружных давлений

До затвердевания цементного раствора:

z=0:

z=2205 м:

z=2575 м:

После затвердевания цементного раствора:

z=0:

z=2205 м:

где r_ПОР - плотность поровой жидкости цементного камня;

z=2575 м:

Расчёт внутренних давлений

При ликвидации открытого фонтанирования с закрытым устьем:

z=0:

z=824 м:

z=2205 м:

z=2575 м:

При опрессовке (колонна опрессовывается после получения момента «стоп»):

z=0: (нормативная величина)

z=2205 м:

z=2575 м:

При продавке:

z=0:

z=2205 м:

z=2575 м:

Расчёт наружных избыточных давлений

Максимальные наружные избыточные давления возникают при окончании продавки цементного раствора.

z=0:

z=2205 м:

z=2575 м:

Расчёт внутренних избыточных давлений:

Максимальные внутренние избыточные давления возникают при опрессовке колонны после ОЗЦ, коэффициент облегчения k=0,25 [2, стр. 15]т.е. (1-k)=0,75.

z=0:

z=2205 м:

z=2575 м:

По результатам расчетов строится совмещенный график внутренних и наружных избыточных давлений.

Выбор типа труб

Определим интенсивность искривления a₀ по формуле

(11)

где R₁ –радиус искривления ствола скважины в интервале набора зенитного угла, R₁ =500 м.

Коэффициент запаса прочности на растяжение n₃ =1,15 [2, стр. 50] т.к. планируется применение труб ОТТМ (требование заказчика).

Коэффициент запаса прочности на внутреннее избыточное давление n₂ =1,15 [2, стр. 21]

Коэффициент запаса прочности на наружное избыточное давление n₁ =1,1 для интервала продуктивного пласта, n₁ =1 для остальных интервалов [2, стр. 20].

1

Рис. 3. Совмещенный график внутренних и наружных избыточных давлений в эксплуатационной колонне

Р_НИ – наружные избыточные давления при окончании продавки цементного расвора;

Р_ВИ – внутренние избыточные давления при опрессовке эксплуатационной колонны.

Так как максимальными являются внутренние избыточные давления, то расчёт будем вести по ним. При расчете предположим, что колонна имеет одну секцию.

Расчёт на внутреннее давление:

Рассчитаем обсадную колонну, для расчета первой секции используем трубы ОТТМ 146´7,0-Д-ГОСТ 632-80.

[Р_ВИ ]=22,4 МПа; [Q]=1156 кН; [Р_НИ ]=31,8 МПа; [Q_СТР ]=931 кН; q=0,243 кН

С учётом коэффициента запаса прочности на внутреннее давление n₂ , обсадная колонна должна выдерживать давление:

трубы ОТТМ 146´7,0-Д имеют P_ВКР =22,4 МПа т.е.

Q_ЭК =L_ЭК ×q_ЭК =2665×0,243=647,6 кН

Расчет совместного действия растягивающих нагрузок и внутреннего давления

Рассчитаем уточненное значение n₂

Спускаем эксплуатационную колонну, имеющую одну секцию. Результаты расчетов сведем в таблицу.

Таблица №8

Результаты расчета эксплуатационной колонны

4. ОСНАСТКА ОБСАДНЫХ КОЛОНН

Кондуктор

Кондуктор цементируется до устья прямым одноступенчатым цементированием.

Оснастка колонны:

- башмак БК – 245;

- обратный клапан ЦКОД-245 на расстоянии 5 м от башмака;

- “стоп”- кольцо на расстоянии 10 м от башмака;

- центраторы ЦЦ-245/295;

- пробка продавочная ПП 219/245.

-

Эксплуатационная колонна

Эксплуатационная колонна цементируется прямым способом в одну ступени до устья.

Оснастка колонны:

- башмак БК-146;

- обратный клапан ЦКОД-146 на расстоянии 5 м от башмака;

- “стоп”- кольцо на расстоянии 10 м от башмака;

- центраторы ЦЦ-2-146/216 в интервале 300-750 м по одному центратору на трубу;

- скребки СК 146/216 в и нтервале продуктивного пласта из расчета два центратора – один скребок.

- турбулизаторы ЦТ 146/211 в интервале продуктивного пласта по две штуки на трубу.

5. Спуск обсадных колонн

Обоснование режима спуска обсадных колонн

Предельная скорость спуска обсадной колонны определяется из соотношения

Р_с = Р_гст +Р_гд £ Р_гр ,

где

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

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

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

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

,

- при ламинарном течении.

В формулах - соответственно длина и гидравлический диаметр кольцевого пространства на i- том участке; U_i - скорость течения жидкости на i - том участке; n – количество участков кольцевого пространства различного размера от устья до наиболее слабого пласта, t₀ - динамическое напряжение сдвига, l - коэффициент гидравлических сопротивлений.

Обоснование режима спуска эксплуатационной колонны

Наиболее слабый пласт на забое скважины (Мегионская свита).

Зададимся скоростью спуска U=0,5 м/c, тогда скорость движения вытесняемой жидкости U_ж будет равна:

где

D_С , D_Т – соответственно диаметр скважины и наружный диаметр обсадных труб;

K – коэффициент, учитывающий увлечение части жидкости стенками колонны труб. Для практических расчётов можно принять K=0,5.

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

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

где

Тогда

Скорость течения жидкости U_Ж <U_КР , то режим ламинарный.

где

Получаем:

Гидродинамические давления на данном участке составят:

Результаты аналогичных расчётов для различных скоростей спуска яяэксплуатационной колонны приведены в таблице 9.

Таблица №9

Зависимость P_гд от скорости спуска эксплуатационной колонны.

Uсп , м/с	Uж , м/с	Uкр , м/с	Sen		Re*		Pгд , МПа
0,5	0,467	1,15	15	0,65	1,46
1	0,91	1,15	4325	0,0252	1,95
2	1,83	1,15	11712	0,0223	4,8
3	2,74	1,15	21814	0,0211	9,06
4	3,65	1,15	30683	0,0202	17,15

По результатам расчетов табл. 9. построим график зависимости Р_ГД = f(U_СП )

Давление столба промывочной жидкости на пласт будет равно

Тогда максимальное гидродинамическое давление, не допускающее поглощения будет равно , что соответствует скорости спуска приблизительно равной 3,3 м/с.

Рис. 4. Зависимость Р_ГД = f(U_СП )

Скорость спуска обсадной колонны не должна превышать 3 м/с.

Расчет допустимой глубины опрожнения колонны

Из условия прочности обсадной колонны:

Из условия прочности обратного клапана:

6. обоснование способа цементирования

Кондуктор и колонна цементируется до устья, для разобщения водоносных горизонтов.

Обсадная колонна цементируется в одну ступень (требование заказчика) до устья.

Самым слабым пластом является Мегионская свита (К_п =1,59), Р_ПОГЛ =40,03 МПа. Давление столба цементного раствора на поглощающий пласт с учетом гидродинамических потерь при цементировании должно удовлетворять условию

Р_ПОГЛ ³1,1×Р_Ц.Р.. (12)

Таким образом давление столба цементного раствора не должно превышать величины Для дальнейших расчетов примем, что интервал от забоя и на 300 м выше продуктивного пласта (2205-2570 м по вертикали) цементируется ПЦТ-1-50 по ГОСТ 1581-96 с плотностью раствора r_Ц.Р. =1,80 г/см³ (В/Ц=0,45) Давление столба ПЦТ-1-50 будет составлять

.

Рассчитаем плотность облегченного раствора

РАСЧЕТ цементированиЯ обсадной колонны .

7. Определение объёмов тампонажных растворов для цементирования эксплуатационной колонны

7.1 Определение объёма цементного раствора

Рис.5. Конструкция скважины

где

где K_к - коэффициент кавернозности.

7.2 Определения объёма облегчённого цементного раствора.

7.3. Определение объёма продавочной жидкости

где V_М - объём манифольда.

7.4 Определение объёма буферной жидкости

где Н_БЖ – высота столба буферной жидкости (Н_БЖ =200…500 м).

7.5 Определение количества цемента и воды для затворения

Количество цемента для приготовления 1 м³ цементного раствора определяется из уравнения:

13)

где плотность цементного раствора, кг/м3;

В/Ц – водоцементное отношение.

Тогда

Объем воды, необходимый для затворения этого количества цемента рассчитывается по формуле

(14)

7.6 Определение количества облегчённого цемента и воды для затворения

Расчет ведется по формулам, аналогичным формулам аналигичным формулам (13-14)

7.7 Реологические параметры растворов

Для расчета воспользуемся следующими формулами

(15)

(16)

Цементный раствор:

;

.

Облегченный цементный раствор:

;

.

Буферная жидкость:

;

.

Буровой раствор:

Так как на практике, буровой раствор смешивается с цементным раствором (с буферной жидкостью)


29-04-2015, 00:49