книги / Практические расчеты крепления нефтяных и газовых скважин
..pdfМинистерство образования и науки Российской Федерации
Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования
«Пермский национальный исследовательский политехнический университет»
Л.Н. Долгих
ПРАКТИЧЕСКИЕ РАСЧЕТЫ КРЕПЛЕНИЯ НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ СКВАЖИН
Утверждено Редакционно-издательским советом университета
в качестве учебного пособия
Издательство Пермского национального исследовательского
политехнического университета
2017
1
УДК 622.24(075) Д64
Рецензенты:
канд. техн. наук С.Е. Ильясов (Филиал «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг» «ПермНИПИнефть» в г. Перми); канд. техн. наук, доцент С.Е. Чернышов (Пермский национальный исследовательский политехнический университет)
Долгих, Л.Н.
Д64 Практические расчеты крепления нефтяных и газовых скважин : учеб. пособие / Л.Н. Долгих. – Пермь : Изд-во Перм. нац. исслед. политехн. ун-та, 2017. – 98 с.
ISBN 978-5-398-01893-6
Представлены методики проектирования конструкций нефтегазовых скважин, расчетов подготовки стволов скважин, спуска обсадных колонн, расчетов обсадных колонн на прочность, расчетов цементирования обсадных колонн. Приведены примеры расчетов эксплуатационной колонны и ее цементирования для нефтяной скважины. В приложениях дан необходимый справочный материал.
Предназначено для студентов, обучающихся по направлению «Нефтегазовое дело».
УДК 622.24(075)
ISBN 978-5-398-01893-6 |
© ПНИПУ, 2017 |
2
ОГЛАВЛЕНИЕ |
|
Основные принятые обозначения.......................................................... |
5 |
1. Обоснование и расчет конструкций нефтяных |
|
и газовых скважин................................................................................... |
9 |
1.1. Общие положения..................................................................... |
9 |
1.2. Выбор конструкции забоя и расчет глубины скважины....... |
9 |
1.3. Выбор числа обсадных колонн.............................................. |
13 |
1.4. Расчет диаметров обсадных колонн и долот........................ |
20 |
1.5. Обоснование интервалов цементирования |
|
обсадных колонн..................................................................... |
22 |
2. Расчеты, связанные с подготовкой ствола скважины |
|
и спуском обсадных колонн................................................................. |
24 |
2.1. Расчет давления опрессовки ствола скважины |
|
и остаточного коэффициента приемистости........................ |
24 |
2.2. Расчет допустимой скорости спуска обсадной колонны.... |
25 |
2.3. Обоснование технологической оснастки |
|
обсадной колонны................................................................... |
26 |
3. Расчет обсадных колонн................................................................... |
30 |
3.1. Расчет эксплуатационной колонны |
|
для нефтяной скважины......................................................... |
30 |
3.1.1. Расчет эксплуатационной колонны |
|
на избыточное наружное давление................................ |
30 |
3.1.2. Расчет эксплуатационной колонны на растяжение..... |
38 |
3.1.3. Расчет эксплуатационной колонны |
|
на избыточное внутреннее давление............................. |
40 |
3.2. Особенности расчета эксплуатационных |
|
колонн для газовых скважин................................................. |
43 |
3.3. Особенности расчета кондукторов |
|
и промежуточных колонн...................................................... |
45 |
3.4. Особенности расчета хвостовиков |
|
и колонн, спускаемых секциями ........................................... |
46 |
3.5. Особенности расчета обсадных колонн |
|
для наклонно-направленных скважин..................................... |
47 |
4. Расчеты цементирования обсадных колонн.................................... |
52 |
4.1. Расчет расхода материалов |
|
для цементирования колонны................................................ |
52 |
3
4.2. Гидравлический расчет цементирования |
|
обсадной колонны прямым одноступенчатым методом..... |
55 |
4.3. Особенности расчетов цементирования |
|
при специальных способах его осуществления................... |
64 |
4.3.1. Особенности расчета двухступенчатого |
|
цементирования............................................................... |
64 |
4.3.2. Особенности расчета одноступенчатого |
|
цементирования с циркуляцией |
|
цементного раствора....................................................... |
67 |
4.3.3. Особенности расчета обратного цементирования....... |
68 |
4.3.4. Особенности расчета цементирования |
|
методом «встречных потоков» ...................................... |
71 |
5. Пример расчета эксплуатационной колонны |
|
и ее цементирования ............................................................................. |
73 |
5.1. Исходные данные.................................................................... |
73 |
5.2. Расчет эксплуатационной колонны....................................... |
74 |
5.2.1. Расчет колонны на избыточные наружные давления.... |
74 |
5.2.2. Расчет колонны на растяжение (страгивание) ............. |
79 |
5.2.3. Расчет колонны на избыточное |
|
внутреннее давление...................................................... |
80 |
5.3. Расчет цементирования эксплуатационной колонны.......... |
82 |
5.3.1. Расчет расхода материалов............................................ |
82 |
5.3.2. Гидравлический расчет цементирования колонны ..... |
84 |
5.3.3. Расчетпродолжительностицементированияколонны.... |
86 |
5.3.4. Проверка ствола скважины на гидроразрыв................ |
88 |
Библиографический список.................................................................. |
89 |
Приложение 1. Прочностная характеристика обсадных труб |
|
по ГОСТ 632–80..................................................................................... |
91 |
Приложение 2. Коэффициент снижения прочности резьбовых |
|
соединений отечественных труб с треугольной резьбой |
|
по ГОСТ 632–80..................................................................................... |
94 |
Приложение 3. Коэффициент снижения прочности гладкого |
|
тела трубы.............................................................................................. |
95 |
Приложение 4. Подача и давление, развиваемые |
|
цементировочными агрегатами............................................................ |
96 |
Приложение 5. Зависимости объема тампонажного раствора |
|
для насыщения проницаемого пласта (Vпор) |
|
от коэффициента его приемистости (Kп)............................................. |
97 |
4
ОСНОВНЫЕ ПРИНЯТЫЕ ОБОЗНАЧЕНИЯ
Ау – альтитуда устья скважины, м; Dс – диаметр скважины, мм;
Dд – диаметр долота, мм;
Dн – наружный диаметр обсадной колонны, мм;
Dв – внутренний диаметр обсадной колонны, мм;
D в – внутренний диаметр предыдущей обсадной колонны, мм; dвi – внутренний диаметр i-й секции обсадной колонны, мм; е – основание натурального логарифма (2,73);
Fт – площадь тела трубы, м2;
Fтр – площадь канала обсадной колонны, м2;
Fкп – площадь кольцевого пространства, м2; Н – глубина скважины по вертикали, м;
Нк – гипсометрическая отметка кровли продуктивного горизонта; Но – глубина спуска предыдущей обсадной колонны, м; Нпл – глубина залегания пласта, м; Ну – глубина уровня жидкости в обсадной колонне, м;
h – глубина уровня цементного раствора за колонной, м; hпл – толщина пласта, м;
hcт – высота цементного стакана, м; hз – глубина зумпфа, м;
g – ускорение свободного падения (9,81 м/с2);
Kп – остаточный коэффициент приемистости ствола скважины, м3/(ч МПа);
kб – коэффициент безопасности для предотвращения гидроразрыва горных пород;
kр – коэффициент превышения гидростатического давления в скважине над пластовым (коэффициент репрессии);
kсж – коэффициент сжимаемости продавочной жидкости; L – длина ствола скважины, длина обсадной колонны, м; Lпл – глубина залегания пласта (по стволу), м;
Lо – глубинаспускапредыдущейобсаднойколонны(по стволу), м;
5
li – длина труб i-й секции, м;
lбж – длина столба буферной жидкости, м; m – водоцементное отношение;
nвн – нормативный коэффициент запаса прочности при расчете на внутреннее давление;
nсм – нормативный коэффициент запаса прочности на смятие;nстр – нормативный коэффициент запаса прочности на растя-
жение (страгивание) для вертикального ствола скважины;
n стр – нормативный коэффициент запаса прочности на растяжение (страгивание) для изогнутого участка ствола скважины;
Q – производительность насосов, дебит, расход жидкости, м3/с; Qр – растягивающая нагрузка на обсадную колонну, кН;
Qт – растягивающая нагрузка, при которой напряжение в теле трубы становится равным пределу текучести, кН;
Qстр – страгивающая нагрузка для труб, соединяемых треугольной резьбой, кН;
QI – суммарный вес секций, кН;
Qп – приемистость пласта или ствола в целом в процессе его опрессовки, м3/ч;
qi – масса одного метра труб i-й секции, кг;
q – расход тампонажного материала для приготовления 1 м3 цементного раствора, кг/м3;
qЦА – производительность цементировочного агрегата, л/с; qсм – производительность цементосмесительной машины, л/с; Рг – горное давление, МПа; Рпл – пластовое давление, МПа;
РГРП – давление гидроразрыва горных пород, МПа;
Рпор – поровое давление, МПа; Ртр – потери давления по длине в обсадной колонне, МПа;
РКП – потеридавления подлине в кольцевомпространстве, МПа; Ру – давление на устье скважины, МПа;Ру – дополнительное давление на устье скважины при ликви-
дации проявлений, МПа; Ропр – давление опрессовки, МПа;
Рнас – давление насыщения газа, МПа;
6
Рн.и – наружное избыточное давление, МПа; Рн – наружное давление, МПа; Рв.и – внутреннее избыточное давление, МПа; Рв – внутреннее давление, МПа;
Ркр – критическое внутреннее давлениедля обсадных труб, МПа; Рсм – критическое сминающее давление для обсадных труб без
учета осевого растяжения, МПа; Рсм – критическое сминающее давление для обсадных труб с
учетом осевого растяжения, МПа;
Tср – средняя температура по стволу скважины, К; Ту – температура на устье скважины, К; Тпл – температура в продуктивном пласте, К;
Тн.з – время начала загустевания цементного (тампонажного) раствора, мин;
t – толщина стенки обсадных труб, мм;
WКП – скорость восходящего потока жидкости в кольцевом пространстве, м/с;
wтр – скорость движения жидкости в трубах, м/с; Zм – глубина установки цементировочной муфты, м;– коэффициент уширения ствола скважины;пл – эквивалент градиента пластового давления;
ГРП – эквивалент градиента давления гидроразрыва пород;10 – интенсивность искривления ствола скважины, град/10 м;– зенитный угол ствола скважины, град;сж – коэффициент сжимаемости газа;
– радиальный зазор между элементом обсадной колонны с максимальным диаметром и стенкой скважины, мм;
– радиальный зазор между долотом и внутренней стенкой обсадной колонны, м;
ρц.р – плотность цементного раствора, кг/м3; ρр – плотность бурового раствора, кг/м3;
ρо.р – относительная плотность бурового раствора (по отношению к плотности пресной воды);
ρж – плотность жидкости, заполняющей обсадную колонну, кг/м3;
7
ρо.ж – относительная плотность жидкости, заполняющей обсадную колонну (по отношению к плотности пресной воды);
ρпр – плотность продавочной жидкости, кг/м3; ρц – плотность цементного порошка, кг/м3; ρб.ж – плотность буферной жидкости, кг/м3; ρн – плотность нефти, кг/м3;
ρгс – плотность гидростатической жидкости, заполняющей поры цементного камня, кг/м3;
г – относительная плотность газа по воздуху;т – плотность сухого тампонажного материала (смеси), кг/м3;в – плотность жидкости затворения (воды), кг/м3;
тр – коэффициент гидравлических сопротивлений в трубах;КП – коэффициент гидравлических сопротивлений в кольцевом
пространстве;1 – коэффициент, учитывающий влияние размеров соединения
и его прочностные характеристики;2 – коэффициент, учитывающий влияние формы тела трубы и
еепрочностные характеристики;
– коэффициент Пуассона для горных пород;т – предел текучести материала труб, МПа.
8
1. ОБОСНОВАНИЕ И РАСЧЕТ КОНСТРУКЦИЙ НЕФЯНЫХ И ГАЗОВЫХ СКВАЖИН
1.1. Общие положения
Под конструкцией скважины понимают совокупность данных о количестве, длинах и диаметрах обсадных колонн, диаметрах долот при бурении под каждую колонну, интервалах цементирования колонн, интервалах перфорации эксплуатационной колонны. Конструкция скважины должна обеспечивать:
прочность и долговечность скважины как технического сооружения;
проходку скважины до проектной глубины;
возможность проведения геофизических исследований;
достижение проектных режимов эксплуатации;
максимально полное использование природной энергии для транспортирования нефти и газа на поверхность;
надежную изоляцию газонефтеводоносных горизонтов;
минимальный расход средств на разведку и разработку месторождения;
возможность проведения ремонтных работ в скважине.
На выбор конструкции скважины влияют различные факторы: назначение скважины, проектная глубина, геологические условия бурения, профиль скважины и др.
Для проектирования конструкции скважины необходимы данные о геологической характеристике вскрываемого пласта (тип флюида, физико-механическая характеристика пород-коллекторов, пластовые давления и давления гидроразрыва горных пород, виды и интервалы возможных осложнений при бурении скважин), технологические параметры (диаметр эксплуатационной колонны и схема конструкции призабойной зоны скважины), профиль скважины.
1.2. Выбор конструкции забоя и расчет глубины скважины
Выбор конструкции призабойной зоны скважины зависит от ее назначения, способа эксплуатации, типа коллектора, механических свойств пород продуктивного пласта и других факторов.
9
Призабойным называют участок от кровли продуктивного (горизонта эксплуатационного объекта) до конечной глубины скважины.
Под конструкцией призабойной зоны скважины понимают сочетание элементов крепи скважины в интервале продуктивного пласта, обеспечивающих устойчивость ствола, надежное разобщение флюидосодержащих горизонтов, возможность проведения техникотехнологических 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 конструкций призабойной зоны вертикальных и наклонных скважин с зенитным углом искривления ствола в интервале продуктивного пласта до 45 можно сделать с учетом факторов, приведенных на рис. 1.1.
Схемы оборудования призабойной зоны скважины, изображенные на рис. 1.1, а, б, в, можно применять только в том случае, если продуктивная залежь однородна по насыщенности (т.е. содержит только один тип флюида), проницаемость ее по толщине мало меняется, а толщина непроницаемой породы между продуктивным пластом и нижележащими проницаемыми породами достаточно большая (более 10 м).
Схемы с перфорацией обсадной колонны или без нее (рис. 1.1, г, д) предназначены дляприменения в случаях, когда:
в верхней части залежи содержится флюид, отличный от флюида в нижней части;
проницаемость верхней части сильно отличается от проницаемости нижней и поэтому эксплуатация их должна осуществляться раздельно;
верхняя часть залежи сложена слабоустойчивыми, а нижняя – хорошо устойчивыми породами;
коэффициенты аномальности пластовых давлений у кровли и близ подошвы настолько разные, что разбурить продуктивный горизонт на всю толщину без изменения плотности бурового раствора нельзя.
10