Главная Применение металлопроката и труб Расчет диаметров обсадных и бурильных колонн.

Расчет диаметров обсадных и бурильных колонн.

147

3.1.Проектирование конструкции скважины

3.1.1. Выбор конструкции забоя и расчет глубины скважины.

Выбор конструкции забоя скважины зависит от назначения, способа эксплуатации скважины, типа коллектора, механических свойств пород продуктивного пласта и др. факторов.

Призабойным называют участок от кровли продуктивного (эксплуатационного) горизонта до конечной глубины скважины.

Под конструкцией забоя понимают сочетание элементов крепи скважины в интервале продуктивного пласта, обеспечивающих устойчивость ствола, надежное разобщение флюидосодержащих горизонтов, возможность проведения технико-технологических воздействий на пласт, ремонтно-изоляционных работ, а также длительную эксплуатацию скважины с рациональным дебитом.

Эффективная работа скважины (призабойной зоны) во многом зависит от того, насколько конструкция забоя соответствует геологическим условиям залегания продуктивных пластов. Выбор конструкции забоя нефтяных добывающих скважин регламентируется РД 39-2-771-82, который распространяется на вертикальные и наклонные скважины с зенитным углом искривления ствола в интервале продуктивного пласта до 450.

Конструкция забоя представляет собой зацементированную прострелянную колонну.

Глубина скважины по вертикали, продуктивные пласты которых предусматривается полностью перекрыть эксплуатационной колонной, может быть рассчитана следующим образом:

 Н= Аук+hпл+hз+hст = 109+1430+61+20 +10=1630 м

АУ – альтитуда ротора,

 НК–гипсометрическая отметка кровли нижнего продуктивного пласта,

 hпл –мощность пласта,

Глубина зумпфа (hз), оставляемого для обеспечения прохождения геофизического, испытательного и промыслового оборудования до подошвы пласта и сбора выносимой твердой фазы при последующей эксплуатации, принимается до 30 м.

 Высота цементного стакана (hст), оставляемого в эксплуатационной колонне (10-30 м), зависит от места остановки верхней разделительной пробки.

3.1.2. Выбор числа обсадных колонн.

Для выбора числа обсадных колонн и глубины их спуска строят совмещенный график изменения пластового давления, давления гидроразрыва пород (ГРП) и гидростатического давления столба бурового раствора в координатах «глубина – эквивалент градиента давления».

Под эквивалентом градиента давления понимают относительную плотность жидкости, столб которой в скважине на глубине определения создает давление, равное пластовому или давлению ГРП.

-«глубина – эквивалент пластового давления», который определяем по формуле:

 

- «глубина – эквивалент градиента давления ГРП», который определяем по формуле:

 - для потенциально поглощающих пластов не зависимо от глубины;

  •  - для не поглощающих пластов при глубине до 1000 м и  - для не поглощающих пластов при глубине более 1000 м.

Таблица 3.1.

Глубина, м

Рпл, МПа

РГРП, МПа

Осложнения

α

αГРП

10

0,1

0,26

 

1,00

2,60

100

1,0

1,20

 

1,00

1,20

272

2,7

7,07

 

0,99

2,60

534

5,2

6,41

Поглащение

0,97

1,20

564

5,5

14,66

 

0,98

2,60

617

6,1

16,04

 

0,99

2,60

698

6,8

18,15

 

0,97

2,60

848

8,3

22,05

 

0,98

2,60

975

9,6

25,35

 

0,98

2,60

1076

10,6

25,18

 

0,99

2,34

1156

11,3

27,05

 

0,98

2,34

1203

11,8

14,44

Поглащение, нефтегазо-

водопроявле-

ние, обвалы и осыпи.

0,98

1,20

1270

12,4

15,24

0,98

1,20

1409

13,8

16,91

0,98

1,20

1536

15,7

18,43

1,02

1,20

1596

16,3

19,15

1,02

1,20

По данным табл.3.1. строится совмещенный график изменения пластового давления, давления гидроразрыва пород и гидростатическое давление столба бурового раствора, представленный в приложении 1.

по результатам построений число колонн – 4 (направление, кондуктор, технологическая и эксплуатационная колонны).

С целью защиты устьевого участка ствола от размыва и направления восходящего потока промывочной жидкости в очистную систему в конструкции скважины предусматривают направление. Глубина его спуска обычно выбирается с учетом перекрытия неустойчивых четвертичных отложений до 30 м (выбираем 10 м).

Кондуктор предназначен для крепления неустойчивых стенок верхней части разреза скважины, предотвращения поглощений бурового раствора, перекрытия пресных водоносных горизонтов от загрязнения. Башмак кондуктора устанавливается в плотных, непроницаемых породах. Глубина спуска кондуктора уточняется из условий предотвращения разрыва горных пород у башмака при герметизации устья скважины в случае нефтегазопроявлений:

В проектируемой нефтяной скважине глубина спуска кондуктора определяется:

Нк = 100*(Ру + ∆Ру) / ((αгрп / Кб) – ρ о.ж) ,

где Ру - давление на устье при его герметизации во время флюидопроявления, МПа;

∆Ру - дополнительное давление на устье, принимается 1,0 - 1,5МПа;

αгрп - эквивалент давления гидроразрыва пород у башмака кондуктора;

Кб - коэффициент безопасности, принимается равным 1,2 - 1,5;

ρ о.ж. - относительная плотность жидкости в скважине при флюидопроявлении.

Ру = Рпл - ρн*g*Lпл 

Ру = 16,3 *106-917*10*1430 = 3 МПа

Нк = 100*(3+ 1) / ((6,41/1,2) - 0,917) =90,4 м

Кондуктор спускается до глубины 90 м.

Эксплуатационная колонна спускается для разобщения продуктивных горизонтов, обеспечения их раздельного испытания, освоения и эксплуатации. Глубина спуска – 1630 м. 

Определение плотности бурового раствора

В пределах одной зоны относительная плотность бурового раствора (), с одной стороны, должна обеспечивать необходимую репрессию на флюидосодержащие пласты для предотвращения проявления и выбросов, в с другой стороны, в скважине не должно возникать условий для гидроразрыва пород и поглощений бурового раствора, т.е.

 - коэффициент превышения гидростатического давления столба бурового раствора в скважине над пластовым: для пластов, залегающих на глубине до 1200 м, для пластов, залегающих на глубине более 1200 м, .

 - коэффициент безопасности для предотвращения гидроразрыва пластов, принимается равным 1,2.

На основании представленной выше формулы и согласно технологическим регламентам на проектирование нефтяных и газовых скважин Ножовской группы, основные параметры бурового раствора указаны в табл.3.2.

Табл.3.2.

Параметры

Ед.измере-

ния

Интервал бурения, м

Раствор

0-90

90-533

533-1140

ХНР

1,10

-

-

1630-2200

Глинистый

Глинистый

ББР СКП-МГ

Плотность

г/см3

1,08

1,08

1,15

Вязкость

сек

>40

>40

45-55

Водоотдача за 30 минут

см3

10-15

10-15

5-8

 

3.2 Расчет диаметров обсадных колонн и долот

Расчет диаметров обсадных колонн и долот производится с низу вверх. Условный диаметр эксплуатационной колонны принимается из условия ожидаемого дебита (160 м3/сут) и наличия эксплуатационного и ремонтного инструмента, оборудования, и принимается равным 0,168 м. по ГОСТ 632-80 при этом фактический наружный диаметра трубы 163,8 мм, толщина стенки 8,9 мм, .

1.Наружный диаметр соединительной муфты для эксплуатационной колонны по ГОСТ 632-806

2.Расчетный диаметр долота для бурения под эксплуатационную колонну:

Принимается согласно ГОСТу 20692-75 диаметр долота  

3.Внутренний расчетный диаметр технологической колонны:

4.Выбор нормированного диаметра обсадной колонны (245 мм) по ГОСТ 632-80 , , толщина стенки , наружный диаметр муфты .

5.Расчетный диаметр долота для бурения под технологическую колонну:

6.Выбор ближайшего нормализованного диаметра долота по ГОСТ 20692-80 

7.Внутренний расчетный диаметр кондуктора:

8. Выбор нормированного диаметра обсадной колонны (324 мм) по ГОСТ 632-80: , , толщина стенки , наружный диаметр муфты .

9. Расчетный диаметр долота для бурения под кондуктор:

 

10.Выбор ближайшего нормализованного диаметра долота (426 мм) по ГОСТ 20692-80

11.Внутренний расчетный диаметр направления:

12. Выбор нормированного диаметра обсадной колонны (426 м) по ГОСТ 632-80  , толщина стенки , наружный диаметр муфты .

13. Расчетный диаметр долота для бурения под направление:

 

14.Выбор ближайшего нормализованного диаметра долота по ГОСТ 20692-80 

Таким образом, согласно проведенным расчетам диаметры обсадных колонн и долот представлены в таблице 3.3.

Таблица 3.3.

№ пп

Наименование

колонны

Диаметр

колонны,

мм

Глубина

спуска, м

Группа

прочности

стали

Высота подъема

цемента за

колонной, м

D

долот,

мм

1

Направление

426

10

«Д»

до устья

508

2

Кондуктор

324

90

«Д»

до устья

393,7

 

Технологическая колонна

245

533

«Д»

до устья

295,3

3

Эксплуатационная

колонна

168

1630

«Д»

до устья

215,9

 

 

Рис.3.1.Схема обсадных колонн

 

3.3.Расчет профиля ствола скважины

Исходные данные:

Четырехинтервальный профиль ствола скважины

Глубина скважины Н=1630 м

Проложение скважины А=404,5 м

Длина вертикального участка ствола скважины от устья hв=853 м

Набор зенитного угла для 2-го и 4-го участков: ∆i2=∆i4=1,5̊/10м

Зенитный угол для 2-го и 4-го участков: α2=30̊; α4=45̊

Графическое изображение профиля ствола скважины представлено в приложении 3.

3.4.Расчет эксплуатационной колонны

Расчет эксплуатационной колонны на наружное избыточное давление

Исходные данные:

Глубина скважины Н=1630 м (по стволу 1768 м).

Уровень жидкости в скважине на момент окончания эксплуатации

 (по стволу 1102,8 м)

Плотность жидкости, заполняющей поры цементного камня

Плотность нефти 

1)z=0; Ри.н=0

2) z=h; 

3) z=H;

При выборе компоновки эксплуатационной колонны должно выполняться условие:

Рсм – критическое сминающее давление обсадных труб, МПа;

n1 – коэффициент запаса прочности на смятие, для труб находящихся в зоне эксплуатационного объекта n1=1,0…1,3, принимаем n1=1,15.

Зона эксплуатационного объекта включает в себя толщину пласта +50 м по кровле (интервал пласта 1561(-50 м)-1630 м).

Величины наружных избыточных давлений, которые должны выдерживать обсадная колонна равны:

При z=1511 м (по стволу – 1592 м) – 

При z=1630 м (по стволу – 1768 м) – 

Расчет эксплуатационной колонны на внутренне избыточное давление

Расчет колонны на избыточное внутреннее давление проводят для момента ее испытания гидравлической опрессовкой в один прием без пакера

Pопр=22МПа (для Пермского края)

В качестве опрессовочной жидкости используется техническая вода;

 - плотность флюида заполняющий поры цементного камня; Н=1630 м; Н0=533 м – глубина спуска кондуктора.

 

 - внутреннее наружное давление при испытании колонны на герметичность на соответствующей глубине.

1)z=0; ;

2) z=Н0; ;

2) z=Н; ;

Проверка на прочность

Pопр<Pкр/n

22<35,1/1,15=30,52МПа, т.е. эксплуатационная колонна выдержит избыточное давление с необходимым запасом.

По полученным данным строится эпюру избыточного внутреннего давления(рис.3.3.)

Расчет обсадных колонн на страгивание

ΣQi=Qос=Σmi*g*l - суммарный вес обсадной колонны

Эксплуатационная колонна:

Qстр=1130кН

Qос=36,1*9,81*1768=626,12кН

Qр=Qстр/n=[Qстр]=1130/1,15=982,61кН

Qр> Qос условие выполняется.

Технологическая колонна:

Qстр=1630кН

Qос=53,5*9,81*533=279,74кН

Qр=Qстр/n=[Qстр]=1630/1,45=1124кН

Qр> Qос условие выполняется.

Кондуктор:

Qстр=2040кН

Qос=75,8*9,81*90=66,92кН

Qр=Qстр/n=[Qстр]=2040/1,45=1406,9кН

Qр> Qос условие выполняется.

Направление:

Qстр=2510кН

Qос=116*9,81*10=11,38кН

Qр=Qстр/n=[Qстр]=2510/1,6=1568,75кН

Qр> Qос условие выполняется.

3.5. Выбор способа бурения

Выбор способа бурения производится на основе опыта ранее пробуренных скважин на близлежащих месторождениях с учетом особенностей и условий проходки скважины, а также из расчета получения минимальных рейсовых скоростей бурения по каждому интервалу.

Бурение под направление диаметром 426 мм рекомендуется вести роторным способом долотом диаметром 508 мм.

Бурение под кондуктор диаметром 324 мм рекомендуется вести турбинным способом турбобуром  2ТСШ1-240 в сочетании с долотами диаметром 393,7 мм.

Бурение под технологическую колонну диаметром 245 мм рекомендуется вести турбинным способом турбобуром  2ТСШ1-240 в сочетании с долотами диаметром 295,3 мм.

Бурение под эксплуатационную колонну диаметром 168 мм проектируется вести с использованием  турбобуров 2ТСШ -195 до глубины (по стволу) 930 м и от 930-1768 м –

Д2-195.

Таблица 3.4.

Интервал, м

Наименование колонны

Способ бурения

0-10

направление

роторный

10-90

кондуктор

турбинный

90-533

техн. колонна

турбинный

533-1768

экспл. колонна

турбинный

Турбобур устанавливают непосредственно над долотом в компоновке нижней части бурильной колонны (КНБК). При бурении бурильная колонна не вращается. Вращается вал забойного двигателя вместе с долотом. При использовании забойных двигателей улучшаются условия работы бурильной колонны, что позволяет облегчить и удешевить ее.

3.6.Выбор типов долот и режимов бурения

В основу выбора типов долот, режимов их отработки положены:

а) механические свойства пород (твердость, пластичность, абразивность и др.);

б) литологический состав пород;

в) интервалы  отбора керна и характеристика отбираемых пород по трудности отбора керна (сыпучие, рыхлые, крепкие и т.д.);

г) статистические показатели отработки долот по данной площади или соседним площадям.

Режим бурения задается следующими параметрами:

а) осевая нагрузка на долото;

б) частота вращения долота;

в) расход очистного агента (промывочной жидкости) в единицу времени.

Осевая нагрузка на долото выбирается с учетом твердости породы, типа долота, его диаметра и технической возможности ее обеспечения.

Проектная нагрузка на долото при бурении под направления, кондуктор не постоянная из-за малого веса бурильной колонны. Поэтому всю её по мере углубления скважины разгружают на долото, а в графе «нагрузка на долото» отмечают – «вес инструмента».

Частота вращения долота зависит от способа бурения, осевой нагрузки на долото, типа забойного двигателя. По частоте вращения различают три режима работы, при бурении данной скважины будет использоваться низкооборотное бурение  (менее 100 об/мин) роторным способом до глубины 20м, и в интервалах отбора керна; среднеоборотное бурение (от 100-450 об/мин)   при разбуривании пород забойным двигателем и турбобуром.

Кроме этого необходимо учитывать тот факт, что для оптимальной работы гидравлического двигателя необходим расход, соответствующий его технической характеристике.

Типы долот, способы и режимы бурения представлены в таблице 3.5.

Таблица 3.5.

Интервал, м

Тип долота

Тип забойного двигателя

Расход пром.

жидкости, л/с

Частота вращ.об/м

Нагр. на дол.,кН

0-10

III 508М-ЦВ

ротор

20

80

Вес инстр.

10-90

III 393,7C-ЦВ

2ТСШ-240

32

440

90-300

III 295,3МС-ГВ

2ТСШ-240

35

380

160

300-533

III 295,3СЗ-ГВ

2ТСШ-240

35

380

160

533-930

III 215,9ТЗ-ЦГН

3ТСШ-195

35

380

160

930-1630

III 215,НР-62А

Д2-195

35

380

160

3.7.Расчет бурильной колонны

Определяем допустимую длину бурильной колонны:

 

Для придания жесткости низу бурильной колонны в ее компоновку целесообразно включить 2-3 центратора. Кроме этого для проработки стенок скважины необходимо установить калибратор. Состав и типы элементов КНБК указаны в табл.3.6.

Таблица 3.6.

Наименование колонны

Тип центратора

Тип калибратора

кондуктор

ЦС-МСГ-393,7

КС-СТ-393,7

Эксплуатационная колонна

ЦС-МСГ-215,9

КС-СТ-215,9

3.8.Крепление скважины

Технологическая оснастка обсадных колонн

Башмак – предназначен для направления обсадной колонны по стволу скважины и предотвращения повреждения низа обсадной колонны. Глубина спуска башмака равна глубине спуска колонны.

Обратный клапан - предназначен для облегчения обсадной колонны при спуске и для предотвращения обратного движения цементного раствора.

Центрирующие фонари – устанавливаются с целью концентрического расположения относительно ствола скважины. Предотвращают прилипание обсадных колонн к стенкам скважины, не устанавливаются в зоны, где есть каверны. Предназначены для облегчения спуска колонны, так как уменьшается трение.

Продавочная пробка – предназначена для разделения цементного раствора и продавочной жидкости.

Технологическая оснастка обсадных колонн представлена в табл.3.7.

Таблица 3.7.

Название колонны

Башмак

Обратный  клапан

Центр. фонари

Пробка

тип

глубина

тип

глубина

тип

глубина

Тип

Направление

БК-426

10

ЦКОД-426-2

5

-

-

-

Кондуктор

БК-324

90

ЦКОД-324-2

80

-

-

-

Техн. колонна

БК-245

533

ЦКОД-245-2

523

-

-

ПП-245

Экспл. колонна

БК-168

1630

ЦКОД-168-1

1620

ЦЦ-168

0-1630

ПП-168

Интервалы цементирования затрубного пространства обсадных колонн

Цементирование скважины осуществляется для разобщения нефтегазоносных пластов от всех вышележащих с обязательным одновременным разобщением нефтесодержащих и газосодержащих пластов друг от друга и защиты обсадных труб от коррозирующего действия минеральных вод, циркулирующих в недрах. Поэтому спускаемые в скважину обсадные трубы цементируются до устья, в соответствии с правилами безопасности.

 

Количество сухого цемента:

 т.где m-водоцементное отношение (0,4-0,6), принимаем равным 0,5

Объем воды для приготовления цементного раствора:

где  - коэффициент потери жидкости затворения, принимаем равным 1,05

Гидравлический расчет цементирования

Гидростатическая составляющая давления на устье в конце цементирования

Суммарная производительность цементировочных агрегатов при v=1,8 м/с (данная скорость необходима для создания турбулентного течения жидкости в затрубном пространстве)

По величине этого давления выбираем тип цементировочных агрегатов - ЦА 320. Максимальное давление этот ЦА может преодолеть на трех режимах.

Таблица 3.8.

Номер режима

Диаметр втулок, мм

Скорость (передача)

Развиваемое давление PЦА, МПа

Производительность qЦА, м3

1

100

2

32

0,0025

2

115

2

26

0,0032

3

125

2

19

0,0043

 Выбираем тип цементосмесительных машин:

2СМИ - 20, т.к. водопадающий насос для приготовления цементного раствора находится на ЦА - 320, а на смесительной машине 2СМИ - 20 его нет.

  Следовательно, продолжительность цементирования удовлетворяет требованиям правил безопасности.

Тип цемента для соответствующей колонны представлены в табл.3.9.

Таблица 3.9.

Название колонны

Интервалы цементирования (по стволу), м

Тип цемента

Плотность цементного раствора, г/см3

Направление

0-10

ПЦТ-I-50

1,85

Кондуктор

0-90

ПЦТ-I-50

1,85

Технологическая колонна

0-533

ПЦТ-I-50

1,85

Эксплуатационная колонна

0-1768

ПТЦ-1-50

1,85

3.9. Испытание продуктивных пластов

С учетом назначения скважин, данных по нефтегазоносности разреза скважины, выбираются интервалы испытаний пластов в процессе бурения и в обсаженном стволе. В процессе бурения испытания проводятся трубным пластоиспытателем КИИ-168 или МИГ-168.

С целью установления количественных характеристик пластов (дебитов), оценки их продуктивной характеристики и получения других данных в скважине предусматривается  испытание пластов в эксплуатационной колонне. В интервалах испытания пластов в эксплуатационной колонне намечаются интервалы, способ и плотность перфорации. Количество объектов испытания в колонне намечаются заранее, в последующем они уточняются по результатам испытания в открытом стволе.

Испытание в колонне проводится по схеме "снизу - вверх". Интервалы перфорации отделяются друг от друга установкой цементных мостов. Первый (нижний) объект обычно испытывается с бурового станка, вышележащие объекты - с передвижной (мобильной) установки.

Вторичное вскрытие пластов осуществляется путем перфорации эксплуатационной колонны кумулятивным перфоратором ПК 105 из расчета 30 отв. На 1 погонный метр в карбонатных отложениях и 20 отв. На 1 погонный метр в терригенных отложениях или ПКС-80 из расчета 18 отв. На 1 погонный метр в карбонатных отложениях и 12 отв. на 1 погонный метр в терригенных отложениях. Допускается проведение перфорации сверлящим перфоратором ПС-112, количество отверстий 8-10 шт. на 1 погонный метр.

Если есть необходимость (сильное загрязнение ПЗП, низкие проницаемость и пластовое давление) перед освоением скважин намечаются мероприятия по интенсификации притока пластовых флюидов (солянокислотные обработки, термо- и вибровоздействие и др.).

                                                            4. ТЕХНИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

Тип буровой установки (БУ) выбирается с таким расчетом, чтобы вес наиболее тяжелой бурильной колонны в воздухе составлял не более 60% от допустимой нагрузки на крюке. Разрешается в процессе работы буровой установки при необходимости (спуск обсадной колонны, аварийные работы) доводить нагрузку на крюке до 90% от допустимой.

 

Вес бурильной колонны (Qбк) складывается из веса отдельных ее секций. Обычно расчет ведется по весу бурильной колонны, используемой при бурении под эксплуатационную колонну, т.к. она чаще является наиболее тяжелой:

QБК=(QЗД+qУБТ*LУБТ+qБТ*LБТ) =(11200+145,4*35+29*1728) = 67,55 т

где: qубт,qбт - вес одного погонного метра утяжеленных и стальных труб соответственно,

Lубт, Lбт- длина секций утяжеленных, стальных труб соответственно;

Учитывая наличие буровых станков, их максимальную грузоподъемность и проектную глубину (1630м.), для бурения проектируемых скважин, рекомендуется установка БУ-2900/ДЭП-2, оснащенная буровыми насосами УНБТ-600.

Противовыбросовое оборудование (ПВО) устанавливается на обсадной колонне, из-под которой вскрываются продуктивные пласты. ПВО выбирают по максимальному ожидаемому давлению на устье скважины при газонефтеводопроявлении (ГНВП) и по диаметру долота, используемого для бурения из-под колонны, на которое оно установлено.

Максимальное устьевое давление при проявлении нефтяного пласта составит:

Ру = Рпл - ρн * g * Hпл =16,3*10-917*9,81*1561= 2,26 МПа, где

Рпл - ожидаемое пластовое давление, ρн - плотность нефти, g - ускорение свободного падения, Hпл - глубина залегания проявляющего пласта.

РПВО=1,5*РУ =1,5*2,61 = 3,39 МПа

Выбираем противовыбросовое оборудование: ОП5-230/80˟35.