Расчёт и крепление обсадных колонн

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.

Стратиграфическое

подразделение

Глубина

залегания, м

Мощность,

м

Краткое описание пород

Индекс подразделения

Коэфф. кавернозности

от

до

1

2

3

4

5

6

Четвертичные отл.

Журавская свита

Новомихайловская свита

Атлымская свита

 

Чеганская свита

Люлинворская свита

Талицкая свита

Ганькинская свита

Березовская свита

Кузнецовская свита

Уватская свита

 

Х-мансийская свита

 

Викуловская свита

 

Кошайская свита

 

Фроловская свита

 

0

30

 

85

190

 

 240

 

455

670

820

990

1100

1130

 

1550

 

1740

 

2015

 

2070

30

85

 

190

240

 

455

 

670

820

990

1100

1130

1550

 

1740

 

2015

 

2070

 

2700

30

55

 

105

50

 

215

 

215

150

170

110

30

420

 

190

 

275

 

55

 

630

Суглинки, глины.

Пески, глины

Глины, пески

Пески, алевролиты

Глины

 

Глины, опоки

Глины, алевролиты

Глины

Глины, алевролиты

Глины

Глины, песчаники, пески, алевролиты

Песчаники, глины, алевролиты

Песчаники, алевролиты,

аргиллиты

Аргиллиты,глины,алев-ролиты

Песчаники, глины, алевролиты аргиллиты

Q

Р2/3

 

Р2/3

Р1/3

 

Р1/3-Р3/2

 

Р2/2

Р1

К2

К2

К2

К2+К1

 

К1

 

К1

 

К1

 

 

К1

1,3

1,3

 

1,3

1,3

 

1,25

 

1,25

1,25

1,25

1,25

1,25

1,25

 

1,25

 

1,25

 

1,25

 

 

1,25


 

Таблица 2 . Нефтеность по разрезу  скважины.

Индекс

стратигр.

Подразде-ления

интервал

Тип коллетора

Плот

ность, г/см3

Содержание серы,%/ парафина,%

Дебит,м/сут

Газовый фактор, м/м3

от

до

1

2

3

4

5

6

7

8

К1(АС10)

К1(АС11)

К1(АС12)

2470

2520

2590

2490

2535

2650

Поров

поров

поров

0,868 0,866

0,863

1,2/2,5

1,2/2,5

1,2/2,5

3,2-58

19,3-57

4,2

-

67

-


 

 

Таблица 3.Водоносность.

Индекс страте-графического подразделения

Интервал, м

Тип коллектора

Плот-ность, г/см3

Дебит, м3/сут

Химический состав воды, мг/экв

Минерализация, г/л

от

до

анионы

катионы

Cl2

SO4

HCO3

Na(K)

Mg

Ca

К2-К1

1090

1910

Поров.

1,01

15-20

98

-

2

92

3

5

15-18

К1(АС4-6)

2055

2060

Поров.

0,98

5-28

90

0,5

9,5

93

1

6

14-16

К1(БС16-22)

2785

2790

Поров.

0,98

3,03

92

-

8,0

96

0,5

3,5

14-16


 

Таблица 4.Давление и температура по разрезу  скважины.

Индекс стратегр подразделения

Интервал, м

Градиент

от

до

Пластового давления

Гидроразрыва пород

Горного давления

Геотермический

Величина кгс/см2 на м

Источник получения

Величина, кгс/см2 на м

Источник получения

Величина, кгс/см2 на м

Источник получения

Величина град. С на 100 м

Источник получения

Q-P3/2

0

450

Рпл=Ргр

расчет

0,20

расчет

0,22

расчет

2,5

РФЗ

Р3/2-К2

450

1130

0,100

расчет

0,20

расчет

0,22

расчет

2,5

РФЗ

К2-К1

1130

1740

0,100

расчет

0,17

расчет

0,22

расчет

3,0

РФЗ

К1

1740

2700

0,099

расчет

0,17

расчет

0,22

расчет

3,0

РФЗ

                     

 

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.

Индекс стратегр. Подразделения

Интервал, м

Интенсивность осыпей

Проработка в интервале из-за этого осложнения

Условия возникновения

от

до

Мощность, м

Скорость, м/час

Q-P3/2

 P3/2-К2

 

К2-К1

0

450

 

1130

450

1130

 

2015

Интенсивные

слабые

слабые

550

680

 

885

100-120

100-120

 

100-120

Нарушение технологии

бурения, превышение скорости СПО, несоблюдение параметров бурового раствора, орг. простои.


 

Таблица 6. Нефтегазоводопроявления.

Индекс

Стратеграф

подразделения

Интервал, м

Вид проявляемого

флюида

Условия

возникновения

от

до

К2+К1

1130

1740

Вода

Пренебрежение к постоянному доливу жидкости в скважину во время подъема  инструмента снижение давления в  скважине ниже гидростатического, низкое качество глинистого раствора

К1(АС10)

2470

2490

Нефть

К1(АС11)

2520

2535

Нефть

К1(АС12)

2590

2655

Нефть


 

1. Обоснование и проектирование конструкции скважины

 

Таблица 1.1. Профиль ствола скважины.

Интервал по вертикали, м

Длина интер-

валапо верти-кали,м

Зенитный угол, град.

Горизонтальное

Отклонение,м

Длина по стволу, м

от

до

В начале инт-ла

В конце инт-ла

За интервал

общее

Интервала

Общая

0

145

145

0

0

0

0

145

145

145

272

127

0

19,5

21,39

21

130

275

272

750

478

19,5

19,5

169,24

191

506

781

750

1710

960

19,5

19,5

339,82

530

1019

1800

1710

2589

879

19,5

9,33

219,56

750

908

2708

2589

2700

111

9,33

8,39

17,13

767

111

2819


 

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.

 

Интервал

 

Литология

 

Рпл ,МПа

 

Рпогл ,МПа

 

КА

 

Кпогл

0-450

Q-P3/2

4,5

9

1,02

2,04

450-1130

Р3/2-К2

11,3

22,6

1,02

2,04

1130-1740

К2-К1

17,4

29,6

1,02

1,74

1740-2700

К1

26,7

45,9

1,01

1,73


 

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:

 

Dд=Dм+2·д,

 

где Dм – диаметр муфты обсадной колонны, мм.

д=5…40 мм – минимальный зазор.

Диаметры кондуктора и направления можно рассчитать по формуле:

 

Dк=Dд+2·Д,

 

где Д=3…5 мм – зазор.

Диаметр долота под эксплуатационную колонну:

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

Диаметр кондуктора :

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

Диаметр долота под кондуктор :

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

Диаметр направления :

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

Диаметр долота под направление :

Dдн=351+2∙10=371 мм. Выбираем Dдн=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 [np] и np допустимый и расчётный коэффициенты запаса прочности на растяжение, из [3] [np]=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.

№

секции

Длина,

Li, м

Группа

проч-ности

Толщина стенки, мм

Вес погонного

метра,

кН

Вес секции,

кН

Фактические

 

nсм

 

nв

 

np

1

160

Д

7,7

0,265

42,4

1,16

4,6

29,5

2

640

Д

7,7

0,265

170

1,2

3,7

5,3

3

1900

Д

7,0

0,243

461,7

1,19

2,5

1,69


 

 

3.Обоснование состава  технологической оснастки компоновки  ОК

 

Таблица 3.1.

Номер в по-

рядке спуска

Наименование, шифр,типоразмер

Наружный диаметр,мм

Внутренний диаметр, мм

Длина (высота), мм

Масса,

кг

Количество,

шт

Направление

1

Башмак Б-324

351

308

350

60

1

Кондуктор

1

Башмак БК-245

270

120

413

57

1

2

Центратор ЦЦ-245/295-320-1

370

247

680

16,8

5

3

Обратный клапан ЦКОД-245-2

270

-

365

57

1

Эксплуатационная колонна

1

Башмак БК-146

166

70

334

22

1

2

Обратный клапан ЦКОД-146-1

166

-

350

19,8

1

3

Центратор ЦЦ-146/191-216-2

270

148

620

10,3

23

4

Заколонный пакер ПГП-146 (ПГПМ)

175

124

4500

185

1

5

Продавочная пробка ПВЦ-140-168

158

-

205

5

1

Расчёт и крепление обсадных колонн