книги / Практические расчеты крепления нефтяных и газовых скважин

4.3.4. Особенности расчета цементирования методом «встречных потоков»

Этот способ используется в том случае, когда в средней или в верхней части разреза скважины имеется высокопроницаемый горизонт, который потенциально может поглощать цементный раствор при прямом одноступенчатом методе цементирования.

Способ цементирования обсадных колонн управляемыми встречными потоками может осуществляться как с разрывом во времени между цементированием нижнего и верхнего интервалов, так и при одновременном цементировании этих интервалов. Оба варианта могут осуществляться как со спуском технологической колонны труб (при цементировании обсадных колонн большого диаметра), так и без нее.

При этом способе цементирования предполагается насыщать поглощающий горизонт цементным раствором, объем которого должен быть рассчитан с учетом коэффициента приемистости, типа цементного раствора и толщины пласта (см. прил. 5).

Общий объем необходимого цементного раствора можно рассчитать с использованием выражения (4.41).

Цементирование обсадной колонны встречными потоками без разрыва во времени начинается одновременной закачкой тампонажного раствора в обсадную или технологическую колонну и в затрубного пространство. Промывочная жидкость из ствола скважины при этом вытесняется в поглощающий пласт.

Режим и момент начала закачки тампонажного раствора по трубному и затрубному пространству должны обеспечить одновременное достижение тампонажным раствором высокопроницаемого пласта сверху и снизу. При этом должно выполняться условие неразрывности и турбулентности движения потока тампонажного раствора, а также исключение вероятности смятия обсадной колонны от избыточного наружного давления и гидроразрыва пластов в соответствии с выражением (4.37). Эффективность изоляции поглощающего пласта обеспечивается, как правило, при получении на нагнетательной линии при работе одного цементировочного агрегата конечного давления 4–5 МПа.

71

При цементировании обсадной колонны встречными потоками с разрывом во времени нижняя часть затрубного пространства (от башмака до подошвы поглощающего пласта) заполняется тампонажным раствором прямым методом, при этом может использоваться технологическая (заливочная) колонна. Цементирование верхней части обсадной колонны производится обратной заливкой после исследования проницаемого пласта на приемистость.

При использовании технологической колонны необходимо предусмотреть время на вымыв остатков тампонажного раствора из нее обратной промывкой при закачке промывочного раствора в пространство между обсадной и технологическими колоннами.

72

5.ПРИМЕР РАСЧЕТА ЭКСПЛУАТАЦИОННОЙ КОЛОННЫ

ИЕЕ ЦЕМЕНТИРОВАНИЯ

5.1. Исходные данные

Назначение скважины – эксплуатационная, для добычи нефти. Профиль скважины – вертикальная.

Глубинаскважины, длинаэксплуатационнойколонны Н= 2800 м. Диаметр долота при бурении под эксплуатационную колонну

Dд = 219,9 мм.

Коэффициент уширения ствола скважины = 1,05. Наружный диаметр эксплуатационной колонны Dн = 168 мм. Глубина спуска предыдущей обсадной колонны Но = 750 м.

Внутренний диаметр предыдущей колонны Dв' = 225 мм.

Цементирование эксплуатационной колонны производится до устья, h = 0.

Высотацементногостаканавэксплуатационнойколоннеhcт = 10 м. Верхняя часть колонны цементируется облегченным цементным раствором, нижняя – цементным раствором нормальной плотности.

Глубина смены цементных растворов Нц = 2500 м.

Время начала загустевания цементных растворов Тн.з = 100 мин. Глубина залегания продуктивного пласта (середина) Нпл = 2750 м.

Толщина пласта hпл = 50 м. Пластовое давление Рпл = 32 МПа.

Давление ГРП продуктивного пласта РГРП = 64 МПа.

Наиболее слабый пласт по ГРП находится на глубине 1800 м,

давление ГРП РГРП = 40 МПа. Плотности растворов:

бурового ρр = 1240 кг/м3;

облегченного цементного ρо.ц.р = 1640 кг/м3;

цементного раствора нормальной плотности ρц.р = 1850 кг/м3;

продавочной жидкости ρпр = 1240 кг/м3;

буферной жидкости ρб.ж = 1020 кг/м3;

73

нефти в начале эксплуатации ρн.н = 850 кг/м3;

нефти (отбираемой жидкости) в конце эксплуатации ρн =

=930 кг/м3;

жидкости, заполняющейпорыцементногокамняρгс = 1100 кг/м3;

опрессовочной жидкости ρо.ж = 1020 кг/м3;

жидкости в колонне при испытании ее на герметичность снижением уровня ρж = 1020 кг/м3.

Глубина снижения уровня жидкости при испытании колонны на

герметичность Ну.г = 1000 м.

Глубина снижения уровня жидкости в колонне в конце эксплуа-

тации Ну.к = 1900 м.

5.2. Расчет эксплуатационной колонны

5.2.1. Расчет колонны на избыточное наружное давление

Расчет эксплуатационной колонны на избыточные наружные (сминающие) давления проводят для следующих моментов времени:

при окончании процесса цементирования;

при снижении уровня жидкости в колонне при испытании ее на герметичность в один прием без пакера;

при окончании эксплуатации скважины.

Рассчитаем избыточное наружное давление в момент оконча-

ния цементирования обсадной колонны для характерных глубин:у устья скважины (Z = 0):

Рн.и.о = Рн.о Рв.о = 0;

у башмака предыдущей колонны (Z = Но):

Рн.и = 10–6·g(ρц.р ρпр) Но =

=10–6·10 (1650 – 1240)·750 = 3,1 МПа;

на глубине смены цементных растворов (Z = Нц):

Рн.и = 10–6·g(ρоцр ρпр) Нц =

= 10–6·10 (1650 – 1240)·2500 = 10,3 МПа;

74

у башмака эксплуатационной колонны (Z = Н):

Рн.и z = 10–6·g (ρо.ц.р ρпр)·Нц + (ρц.р ρпр)(Н Нц) =

=10–6·10 (1650 – 1240)·2500 + (1850 1240)(2800 2500) =

=11,5 МПа.

По данным расчета строим эпюру избыточных наружных давлений (рис. 5.1, линия I).

Рассчитаем избыточное наружное давление в момент испытания эксплуатационной колонны на герметичность снижением уровня:

у устья скважины (Z = 0):

Рн.и.о = Рн.о Рв.о = 0;

у башмака предыдущей колонны (Z = Но):

Рн.и = 10–6·gρгс Но = 10–6 10·1100·750 = 8,3 МПа;

на уровне продуктивного пласта. Для этого сначала рассчитаем эквивалент градиента пластового давления ( пл):

пл = Рпл/0,01 Нпл = 32/0,01 2750 = 1,16.

Поскольку пл 1,1, то наружное давление на колонну в интервале пласта принимается равным пластовому. Следовательно,

Рн.и = Pпл 10–6·gρж(Нпл Hу.г) =

=32 – 10–6·10·1020(2750 1000) = 14,2 МПа;

на глубине уровня жидкости в колонне (Z = Ну.г):

По данным расчета строим эпюру избыточных наружных давлений на момент испытания колонны на герметичность снижением давления (рис. 5.1, линия II).

75

Рассчитаем избыточное наружное давление для конца эксплуатации скважины:

у устья скважины (Z = 0):

Рн.и.о = Рн.о Рв.о = 0;

у башмака предыдущей колонны (Z = Но):

Рн.и = 10–6gρгс Но = 10–6·10·1100·750 = 8,3 МПа;

на глубине уровня жидкости в колонне (Z = Ну.к):

Рн.и = 10–6·gρгс Нук = 10–6·10·1100·1900 = 20,9 МПа;

на забое скважины (Z = Н):

Рн.и z = 10–6·g ρгсН ρж(Н Hу.к) =

= 10–6·10 1100·2800 930(2800 1900) = 22,4 МПа.

По данным расчета строим эпюру избыточных наружных давлений на конец эксплуатации скважины (рис. 5.1, линия III).

Из построенных эпюр видно, что максимальное избыточное наружное давление имеет место для конца эксплуатации скважины.

Для зоны эксплуатационного объекта (интервал пласта ±50 м) примем коэффициент запаса прочности на смятие равным 1,15, для остальной части колонны – 1,0. На границах зоны эксплуатационного объекта с эпюры (см. рис. 5.1, линия III) снимаем значения избыточного наружного давления:

на глубине 2675 м – 22,2 МПа;

на глубине 2800 м – 22,4 МПа.

Величина наружных избыточных давлений, которые должна выдерживать обсадная колонна будут следующими:

на глубине 2675 м – 22,2·1,15 = 25,5 МПа;

на глубине 2800 м – 22,4·1,15 = 25,8 МПа.

На эпюре избыточных наружных давлений на конец эксплуатации скважины (см. рис. 5.1, линия III) на границе зоны эксплуатационного объекта откладываем полученные значения давлений и соединяем их прямыми линиями. Таким образом, мы получили эпюру давлений, которые должна выдерживать колонна с учетом нормирован-

77

ных коэффициентов запаса прочности на смятие. По этой эпюре графическим способом можно подбирать длины секций обсадных труб. Начинаем подбор снизу вверх. Для компоновки колонны примем муфтовые трубы с треугольной резьбой нормальной длины, исполнения «Б» – НОРМКБ. Сминающее давление в 25,8 МПа выдерживают трубы НОРМКБ 168Дх10,6. Выше могут быть установлены менее прочные трубы, например трубы НОРМКБ 168Дх8,9, для которых сминающее давление равно 24,4 МПа (см. прил. 1). Максимальную глубину, на которой могут быть установлены эти трубы (низ второй секции), можно найти по точке пересечения линии, соответствующей сминающему давлению этих труб (24,4 МПа) и эпюре давлений, которые должна выдерживать колонна с учетом нормированных коэффициентов запаса прочности на смятие (см. рис. 5.1, линия III c учетом выступа). Точка пересечения получена на глубине 2675 м (верхняя граница зоны эксплуатационного объекта). Тогда длина первой секции из труб НОРМКБ 168Дх10,6 составит 125 м.

Поскольку к низу второй секции приложена растягивающая нагрузка, равная весу первой секции, то следует уточнить величину сминающего давления для труб второй секции:

Рсм' Рсм (1 0,3Qp /Qт ) 24,4(1 0,3 52,8 / 2090) 24,3 МПа,

где Qp = qi·li = 0,412·125 = 52,8 кН; Qт = т·Fт = 380·10–6·0,0055 = = 2090 кН.

Поскольку величина сминающего давления для труб второй секции уменьшилась незначительно, а точка пересечения линии этого давления с эпюрой осталась на этой же глубине (2675 м), то длина первой секции не изменится и останется равной 125 м.

Третья секция может быть составлена из труб 168Дх7,3, для которых сминающее давление составляет 16,6 МПа (см. прил. 1). Пересечение линии этого давления с эпюрой отмечается на глубине 1500 м. Тогда первоначальная длина второй секции составит 1175 м (2675 – 1500 м).

Уточнимвеличину сминающегодавления длятрубтретьей секции:

Рсм' Рсм (1 0,3Qp /Qт ) 16,6(1 0,3 477 / 1340) 14,8 МПа,

78

где Qp = qi·li = 0,412·125 + 0,361·1175 = 477 кН; Qt = t· Ft = 380·10–6·0,0045 = 1340 кН.

Величина сминающего давления для труб третьей секции уменьшилась незначительно, точка пересечения линии этого давления с эпюрой находится на глубине 1375 м. Тогда уточненная длина второй секции составит 1300 м (2675 – 1375 м). Длина третьей секции составит 1375 м. Результаты компоновки эксплуатационной колонны на смятие сводим в табл. 5.1.

Таблица 5 . 1

Компоновка эксплуатационной колонны из расчета на избыточное наружное давление

5.2.2. Расчет колонны на растяжение (страгивание)

Выбранную из расчета на избыточное наружное давление компоновку эксплуатационной колонны (см. табл. 5.1) необходимо проверить на осевые растягивающие нагрузки. Для этого последовательно (снизу вверх) для верха каждой секции рассчитывают коэффициент запаса прочности на растяжение (страгивание).

Для первой секции

nстр = Qстр/ qi·li = 1380·103/422·125 = 26,1 > nстр = 1,15.

Для второй секции

nстр = Qстр/ qi·li = 1130/(52 + 424,2) = 2,16 > nстр = 1,15.

Для третьей секции

nстр = Qстр/ qi·li = 880/(52 + 424,2 + 412,5) = = 0,94 < nстр = 1,15.

79

Следовательно, длина третьей секции должна быть перерассчитана из условия на страгивание:

L3 = (Qстр/ nстр ) – Qi / qi =

= (880/1,15) – (52 + 424,2) /0,3 = 810 м.

Вес третьей секции

Q3 = q3·l3 = 0,3·810 = 243 кН.

Для компоновки четвертой секции необходимо взять более прочные трубы, с большей толщиной стенки – НОРМКБ 168Дх8,9. Расчетная длина этой секции

L4 = (Qстр/ nстр ) – Qi /qi =

= (1130/1,15) – (52 + 424,2 + 243) /0,36 = 600 м.

Исходя из необходимой длины колонны 2800 м, фактическая длина четвертой секции составит:

L4 = Н – L1 – L2 – L3 = 2800 – 125 – 1300 – 810 = 565 м.

Результаты компоновки эксплуатационной колонны на смятие и страгивание сводим в табл. 5.2.

Таблица 5 . 2

Компоновка эксплуатационной колонны из расчета на избыточное наружное давление и страгивание

5.2.3. Расчет колонны на избыточное внутреннее давление

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

80