Выбор и обоснование способа бурения нефтяных скважин

     Рассчитать  обсадную колонну – это значит  на основании расчетов спроектировать  такую многосекционную конструкцию обсадной колонны, которая наилучшим образом соответствовала бы условиям ее нагружения в скважине с минимальными затратами для данных условий.

 

Исходные данные для  расчёта эксплуатационной колонны:

1.  Глубина скважины, L, м

  - по вертикали       2830

- по стволу                  3100

2.  Расстояние от  устья скважины, м

- до башмака предыдущей  колонны, L₀, м  600

- до уровня цементного  раствора, h, м   450

- до уровня жидкости  в колонне, H, м

а) при освоении скважины     1835

          б) при окончании эксплуатации    2590

2. Удельный вес жидкости:

  - бурового раствора, g_р, Н/м³          1,08 ×10⁴

  - пластовой воды, g_гс, Н/м³                            1,01×10⁴

  - цементного раствора, g_ц, Н/м³          1,83×10⁴

  - жидкость в колонне, g_в, Н/м³ 

   а) при освоении                    1,10×10⁴           б) в период ввода в эксплуатацию  0,76×10⁴                                              в) при окончании эксплуатации                          0,95×10⁴

 

Коэффициент запаса прочности:

• на наружное избыточное давление, n₁                                                           1,2
• на внутреннее избыточное давление, n₂                                                      1,15
• на растяжение, n₃                                                                                             1,3
• на растяжение в клиновом захвате, n₄                                                           1,3

 

2.5.1.1.Расчет наружных избыточных давлений.

Наибольшие наружные избыточные давления возникают:

• в конце продавки тампонажного раствора при снятом на устье давлении,
• при окончании эксплуатации скважины,
• при испытании на герметичность путем снижения уровня.

На данной скважине испытание  на герметичность проводим путем  опрессовки, поэтому расчет производится только для первых двух случаев.

1. Конец продавки тампонажного раствора при снятом на устье давлении.

буровой раствор  Точка 1 

  Точка 2

 

 

цементный раствор

                                                                                                        

                                                                                                    Точка 3

 

 

Рисунок 2.4. Уровень жидкости в скважине в конце продавки тампонажного раствора.

   

 Точка 1 (устье).

Р_н=0; Р_в=0; Р_ни=0

 

Точка 2 (уровень цементного раствора в заколонном пространстве).

Р_Н= γ_р× h= 1,08×10⁴ ×450×10^-6 = 4,86МПа.

 

Р_В = γ_р× h= 1,08×10⁴ ×450×10^-6 = 4,86МПа.

 

Р_НИ = 4,86 - 4,86= 0МПа.

 

Точка 3 (забой).

Р_Н= g_ц ×(L-h)+ g_р×h = 1,83×10⁴×(2830-450)×10^-6 +4,86 = 48,414 МПа.       

 

Р_В = g_р ×L =1,08×10⁴×2830×10^-6  = 30,564 МПа.

 

Р_НИ= 48,414 - 30,564 = 17,85 МПа.

 

     Цементный  раствор находится в не затвердевшем  состоянии, поэтому для данного  случая зоны действия пластовых  давлений не учитываем.                                            

 

2. При окончании эксплуатации.

      После образования цементного камня за колонной, наружное давление практически стабилизируется, а внутреннее давление, создаваемое столбом находящийся в колонне жидкости, уменьшается за счёт снижения  ее уровня при окончании эксплуатации.

буровой раствор  Точка 1

           Точка 2 

цементный раствор         Точка 3

                                                                                                                Точка 4

пластовый флюид 

 

 Точка 5

 

Рисунок 2.5. Состояние скважины при окончании эксплуатации.

      Точка  1. (устье)

Р_Н = 0 ; Р _В = 0 ; Р _НИ = 0.

 

      Точка  2. (уровень цементного камня, h = 450м)

Р_Н = γ_р× h =4,86МПа;

 Р_В = 0; Р_НИ = Р_Н = 4,86МПа.

 

      Точка  3. (башмак кондуктора, L₀=600м)

Р_Н =γ _пл×(L₀-h)+ γ_р× h= 1,01×10⁴×150×10^-6+4,86 = 6,375 МПа

 

Р_В =0; Р_НИ. = Р_Н=6,375МПа.

 

       Точка  4. (уровень жидкости в колонне в конце эксплуатации H = 2590 м.)

Р_н=g_ц×(H-L₀)×(1-к)+γ_пл×(L₀-h)+γ_р×h=1,83×10⁴×1990×(1-0,25)×10^-6+6,375=33,69МПа.

где к – коэффициент  снижения давления после затвердевания цемента.

 

Р_в =0; Р_ни. = Р_н=33,69МПа.

 

       Точка  5 (забой)

 Р_н = g_ц ×(L-L₀)×(1-к)+ Р_н3 =1,83×10⁴×2230×(1-0,25) ×10^-6+6,375 =36,98 МПа.

       В  связи с тем, что Рпл меньше  Рн, пластовое давление в расчётах  колонны на прочность не учитывается.

 

Р_в =g_в ×( L - H) =0,95×10⁴×(2830-2590) ×10^-6 =2,28 МПа,

где g_в – удельный вес жидкости в конце эксплуатации

 

Р_ни. =36,98-2,28=34,7 МПа.

 

       Из  вышеприведенных расчетов видно,  что максимальные наружные избыточные  давления возникают при окончании эксплуатации  в результате снижения уровня жидкости в скважине.

 

2.5.1.2. Расчет внутренних   избыточных давлений.

 

        Наибольшее значение внутренних   избыточных давлений возникает  в конце продавки тампонажной  смеси в момент посадки разделительной пробки на стоп кольцо и во время опрессовки скважины.

1. Конец продавки тампонажной  смеси в момент посадки разделительной  пробки на стоп кольцо.

Точка 1 (устье).

                 Р_в=Р_цг=DР_гс+Р_гд +Р_с                                                                  (2.75)

где Р_цг – давление на цементировочной головке.

      DР_гс - разность гидростатических давлений, МПа;

      Р_гд - гидродинамическое давление, МПа;

      Р_ст - дополнительное давление, возникаемое при получении сигнала “стоп”, МПа.

Величина разности гидростатических давлений определяется по формуле           DР_гс = (L-h)× g_ц+h× γ_P -L× γ_P                                                                           (2.76)

DР_гс = 1,83×10⁴×(2830-450)×10^-6+450∙1,08∙10⁴×10^-6-2830∙1,08∙10⁴×10^-6=17,85МПа

Гидродинамическое давление ориентировочно может быть найдено  по эмпирической формуле :

                 Р_гд= 0,002×L+1,6;                                                                      (2.77)

где L- глубина скважины по стволу, м,

 

Р_ГД = 0,002×3100+1,6 = 7,8МПа.

 

Давление сигнала “стоп” принимаем 2,5-3 МПа.

Тогда Р_цг = 17,85+7,8+3 =28,65 МПа.

Р_н=0; Р_ви=28,65 МПа.

 

Точка 2. (h=450)

Р_н= γ_P ×h=4,86МПа;

Р_в= γ_P ×h+ Р_цг=4,86+28,65=33,51МПа;

Р_ви= Р_в- Р_н=33,51-4,86=28,65 МПа.

 

Точка 3. (забой).

Р_н= g_P×h+(L-h)× g_ц =1,83×10⁴×(2830-450)×10^-6+4,86=48,414МПа;

Р_в=g_P ×L+ Р_цг=2830∙1,08∙10⁴×10^-6 +28,65 =59,214МПа;

Р_ви=59,214-48,414=10,8МПа.

 

2 Опрессовка скважины.

 

Точка 1.

  Р_в=Р_оп=11,5 МПа, минимальное давление опрессовки для труб диаметром 146 мм , Р_н=0; Р_ви=11,5 МПа.

 

Точка 2 (h=450м).

Р_н =γ_P ×h=4,86МПа;

Р_в= γ_P ×h + Р_оп=4,86+11,5=16,36 МПа;

Р_ви=16,36-4,86=11,5МПа.

          Точка 3 (башмак кондуктора)

Р_Н = γ _пл ×(L₀-h)+ γ_P ×h = 1,01×10⁴×150×10^-6+ 4,86 = 6,375МПа

Р_в= γ_P ×h + Р_оп= 4,86+11,5=16,36МПа;

Р_ви=16,36-6,375=9,985МПа.

 

Точка 4 (забой)

Р_н=γ_P ×h + γ _пл×(L₀-h)+(L-L₀)×g_ц∙(1-к)=6,375+2230×1,83×10⁴∙0,75×10^-6=36,98 МПа;

Р_в=L∙γ_P + Р_оп=1,08×10⁴×2830×10^-6+11,5=42,064 МПа;

Р_ви=42,064-36,98 =2,084МПа.

 

Расчёты показывают, что  максимальное внутреннее   избыточное давление возникает в конце процесса цементирования, в момент посадки  продавочной пробки на стоп кольцо.

 

 

 

Рис 2.6. Эпюры наружных и внутренних  избыточных давлений.

 

2.5.1.3. Конструирование обсадной колонны по длине

 

Под конструкцией обсадной колонны понимается тип труб (их соединения), наружный диаметр обсадных труб, толщиной стенок, материалом труб (группой прочности). Согласно 2.2.4 диаметр эксплуатационной колонны равен 146 мм.

Для комплектования обсадной колонны диаметром 146 мм используются трубы марки ОТТМ по ГОСТ 632-80.

Группу прочности стали  выбираем в соответствии с инструкцией  по расчету обсадных колонн, которая  рекомендует начинать расчет с группы прочности “Д”.

Расчет производим с  нижней секции, где наружные давления имеют максимальные значения.

Основные характеристики для принятых труб по справочным данным приведены в табл. 2.11.

Таблица 2.11 Основные характеристики обсадных труб

Наружный диаметр, мм	Толщина стенки, мм	Критическое давление, МПа	Растягивающие нагрузки при которых напряжения в теле трубы достигают предела  текучести, кН	Внутренние давления, при которых  напряжения в теле трубы достигают  предела текучести, МПа	Страгивающие нагрузки для соединений труб, кН	Вес 1 м   трубы, кН
1	2	3	4	5	6	7
146	6,5 7,0 7,7 8,5 9,5 10,7	19,4 22,4 26,7 31,4 37,1 43,7	1078 1156 1274 1392 1548 1726	29,5 31,8 35,0 38,6 43,1 48,6	863 931 1020 1108 1226 1373	0,226 0,243 0,265 0,290 0,321 0,358

1 Секция.

Определяем требуемую  прочность трубы на смятие для 1-ой секции Р¹_см, которая удовлетворяет условию:

                                Р¹_СМ ≥ n₁ ∙ Р¹_НИ,                                              (2.78)                   

где: Р¹_НИ - величина наружного избыточного давления в начале 1-ой секции (на забое);

n₁ - коэффициент запаса на смятие внешним избыточным давлением (1,0 -1,3), выбираем n₁ =1,2, т.к. коллектор неустойчивый.

Р¹_СМ  ≥ 1,2 · 34,7 = 41,64 МПа.

Находим толщину стенки δ¹, которая обеспечивает найденную прочность на смятие или на критические давления ( табл.2.11). δ¹=10,7 мм исполнения А группы прочности Д .

По мере удаления от забоя  Р¹_НИ  снижается, поэтому на какой-то глубине устанавливаем трубы с меньшей толщиной стенки.

Находим значение Р²_НИ, которое обеспечится прочностью трубы со следующей меньшей толщиной стенки δ² из условия:

 

Р²_НИ = Р²_СМ / n₁,                                                  (2.79)

где: Р²_СМ - прочность труб на смятие для следующей за δ¹ толщины δ² <  δ¹              ( табл.2.11) . δ²=9,5 мм.

 

Р²_НИ =37,1/1,2=30,9 МПа.

 

        Толщину стенки δ²  для второй секции выбираем 9,5 мм исполнения А группы прочности Д, так как прочность труб с толщиной стенки 10,7 мм исполнения А группы прочности Д превышает максимальную величину наружного избыточного давления (определяется по обобщённому графику избыточных внутренних давлений).

первая секция: δ¹=10,7 мм исполнения А группы прочности Д  2300-3100  м по стволу.

Далее проведем подтверждающие расчеты.

Рассчитываем предварительный  вес 1-ой секции G¹

                               G¹ = 1¹∙q¹.                                                        (2.80)          

где q¹ -  вес 1 м. труб 1-ой секции с толщиной стенки δ¹ ( табл.2.11).

G¹ =800•0,358=286,4 кН.

Определяем фактический  коэффициент запаса прочности на  страгивание в резьбовом  соединении для 1-ой секции  при длине l¹ :

 

n_СТР = Q¹_СТР  / G¹                                                                    (2.81)

где Q¹_СТР - прочность на страгивающие нагрузки для труб 1-ой секции с толщиной стенок δ¹ ( табл.2.11); 

 

n_СТР =1373/286,4=4,8.