книги / Практические расчеты крепления нефтяных и газовых скважин

Давление на устье при работе нефтяной скважины составит:

Ру = Рпл 10–6·gρнНпл = 32 10–6·10·850·2750 = 8,6 МПа.

Давление опрессовки должно превышать ожидаемое рабочее давление (Ру) и должно быть не ниже установленного минимального опрессовочного давления для данного диаметра обсадной колонны

(Ропр min) [8]:

Ропр 1,1Ру 1,1· 8,6 = 9,5 МПа;

Ропр Ропр min = 11,5 МПа.

Исходя из этих условий, принимаем Ропр = 11,5 МПа. Рассчитаем внутренние избыточные давления для характерных

точек ствола скважины. На устье скважины

Рв.и.о = Рв.о – Рн.о = 11,5 – 0 = 11,5 МПа.

У башмака предыдущей колонны

Рв.иНо = РвНо – РнНо = (Ропр + 10–6gρожНо) 10–6gρгсНо =

= (11,5 + 10–6 ·10·1020·750) 10–6·10·1100·750 = 8,9 МПа.

На глубине залегания продуктивного пласта (при пл 1,1):

Рв.иНпл = РвНпл – РнНпл = Ропр + 10–6gρожНпл] Рпл =

= 11,5 + 10–6·10·1020·2750] 32 = 7,6 МПа.

По полученным данным строим эпюру избыточных внутренних давлений (см. рис. 5.1, линия IV).

Рассчитаем коэффициенты запаса прочности на внутреннее давление для верха каждой секции выбранной компоновки (см. табл. 5.2). Значения внутренних избыточных давлений (Рви) снимаем с эпюры

(см. рис. 5.1, линия IV).

Для первой секции

nвн = Ркр/Рв.и = 41,8/7,6 = 5,5 nвн = 1,15.

Для второй секции

nвн = Ркр/Рв.и = 35,1/9,0 = 3,9 1,15.

81

Для третьей секции

nвн = Ркр/Рв.и = 28,8/10,4 = 2,7 1,15.

Для четвертой секции

nвн = Ркр/Рв.и = 35,1/ 11,5 = 3,05 1,15.

Таким образом, все секции выдерживают избыточное внутреннее давление с необходимым запасом прочности.

Окончательно принимаем компоновку эксплуатационной колонны, приведенную в табл. 5.2.

5.3. Расчет цементирования эксплуатационной колонны

5.3.1. Расчет расхода материалов

Рассчитаем объемы и количество материалов для приготовления цементных растворов.

Объем облегченного цементного раствора

Примем, что для приготовления облегченного цементного раствора используется глиноцементная смесь (гельцемент) с применением бентонитового глинопорошка при водосмесевом отношении 0,7. Тогда количество глиноцементной смеси, необходимой для приготовления 1 м3 облегченного цементного раствора определится как

q = о.ц.р/(1 + m) = 1650/(1 – 0,7) = 970 кг/м3.

Количество тампонажной смеси для приготовления всего объема облегченного цементного раствора:

Gт.с = kц qVо.ц.р·10–3 = 1,03·970·45,7·10–3 = 45,7 т,

в том числе портландцемента:

Gц = (1 – а) Gт.с = (1 – 0,12) 45,7 = 40,2 т;

82

облегчающей добавки:

Gд = а·Gт.с = 0,12·45,7 = 5,5 т.

Объем воды для приготовления облегченного цементного раствора

Vв = kвmGт.с = 1,05·0,7·45,7 = 33,6 м3.

Объем цементного раствора нормальной плотности

Vц.р 0,785 Dд 2 Dн2 Н Нц Dв2hст

0,785 1,05 216 2 0,1682 2800 2500 0,1472 10 5,7 м3.

Расход цемента для приготовления 1 м3 цементного раствора (при водоцементном отношении 0,5):

q = ц.р/(1 + m) = 1850/(1 – 0,5) = 1230 кг/м3.

Количество цемента для приготовления расчетного объема цементного раствора:

Gц = kц qVц.р·10–3 = 1,03·1230·5,7·10–3 = 7,2 т.

Объем воды для приготовления цементного раствора нормальной плотности

Vв = kвmGц = 1,05·0,5·7,2 = 3,8 м3.

Объем продавочной жидкости (Dв.с.р = 151 мм)

Vпр = kcж 0,785 Dв.с.р2 (L – hст) =

= 1,03·0,785·0,1512 (2800 – 10) = 51,4 м3.

Максимально допустимая высота столба буферной жидкости в затрубном пространстве

hб.ж max = ρрg Нпл – 106 kр Pпл /g(ρр ρб.ж) =

= 1240·10·1750 – 106·1,04·32 /10·(1220 – 1020) = 410 м.

Поскольку считается, что для обеспечения надежного разделения бурового и тампонажного растворов в процессе цементирования необходимо создавать в затрубном пространстве столб буферной

83

жидкости высотой не менее 150–200 м, принимаем высоту столба буферной жидкости 200 м. Объем буферной жидкости

Vб.ж = 0,785 [( Dд)2 – Dн2 hб.ж =

=0,785[(1,05 216)2 – 0,1682 ·200 = 3,7 м3.

5.3.2.Гидравлический расчет цементирования колонны

Для выбора типа цементировочных агрегатов рассчитаем максимальное давление на устье скважины в конце цементирования, его гидростатическую и гидродинамическую составляющие.

Гидростатическая составляющая давления на устье в конце цементирования

Рст = 10–6·g (ρо.ц.р – ρпр)Нц + (ρц.р – ρпр)(Н – Нц – hст) =

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

=11,5 МПа.

Суммарная производительность цементировочных агрегатов, участвующих в продавке цементного раствора для обеспечения турбулентного режима течения жидкости в затрубном пространстве (wКП = 1,8 м/с) должна составлять:

Q 0,785 Dд 2 Dн2 wКП

0,785 1,05 0,216 2 0,1682 1,8 0,033 м3 /с.

Потери давления в трубах и кольцевом пространстве составят:

Ртр = 0,826 тρпр LQ2 10 6/Dв5 =

= 0,826·0,025·1240·2800·0,0332·10 6/0,1515 = 1,0 МПа.

РКП = 0,826 КП ρц.р LQ2 10 6/[(Dс – Dн)3/(Dс + Dн)2] =

= 0,826·0,035·1670·2800·0,0332·10 6/[(1,05 0,216 – 0,168)3× ×(1,05·0,216 + 0,168)2] = 4,7 МПа.

Гидродинамическая составляющая давления на устье (примем

Роб = 0,5 МПа)

Рдин = Ртр + РКП + Роб = 1,0 + 4,7 + 0,5 = 6,2 МПа.

84

Максимальное давление на устье в конце цементирования

Рmах = Рст + Рдин = 11,5 + 6,2 = 17,7 МПа.

По величине этого давления выбираем тип цементировочных агрегатов – ЦА 320. Максимальное давление этот ЦА может преодолеть на трех режимах (табл. 5.3).

Таблица 5 . 3 Возможные режимы работы ЦА 320 для преодоления Рmах

Исходя из анализа данных табл. 5.3, по максимальной производительности цементировочного агрегата для закачки продавочной жидкости в конце цементирования принимаем режим № 3.

Количество ЦА, участвующих в продавке цементного раствора, определится из выражения

nЦА = Q /qЦА = 0,033/0,0043 ≈ 8.

В соответствии с принятым типом цементировочного агрегата выбираем тип цементосмесительных машин – 2СМН-20, так как водоподающий насос для приготовления цементного раствора находится на ЦА-320, а на смесительной машине 2СМН-20 его нет.

Количество смесительных машин для размещения глиноцементной смеси

nсм = Gтс/(mн·Vб) = 45,7/(1,2·14) ≈ 3.

Количество смесительных машин для размещения цемента nсм = Gц/(mн·Vб) = 7,2/(1,4·14) ≈ 1.

На основании проведенных расчетов принимаем следующую схему обвязки цементировочной техники:

на приготовлении и закачке облегченного цементного раствора – 3 смесителя и 6 ЦА 320;

85

на приготовлении и закачке цементного раствора нормальной плотности – 1 смеситель и 1 ЦА 320;

на закачке продавочной жидкости – 6 ЦА 320;

на продавке и посадке разделительной пробки – 1 ЦА 320. Общее количество цементировочной техники: 2СМН 20 – 4 шт.,

ЦА 320 – 7 шт.

5.3.3. Расчет продолжительности цементирования колонны

В начале закачки цементного раствора в колонну ЦА преодолевают только гидравлические сопротивления в трубах и кольцевом пространстве. Рассмотрим возможность работы ЦА при закачке облегченного цементного раствора на 3-й скорости (qЦА3 = 0,0081 м3/с). Для этого рассчитаем гидравлические сопротивления:

Ртр = 0,826 т ρпр LQ2 10 6/Dв5 =

= 0,826·0,025 1240·2800·(6·0,0081)2·10 6/0,1515 = 2,2 МПа;

РКП = 0,826 КП ρц.р LQ2 10 6/[(Dс – Dн)3/(Dс + Dн)2] = = 0,826·0,025·1240·2800·(6·0,0081)2·10 6/[(1,05·0,216 – 0,168)3(1,05·0,216 + 0,168)2] = 5,4 МПа.

Гидродинамическая составляющая давления на устье (примем

Роб = 0,5 МПа)

Рдин = Ртр + РКП + Роб = 2,2 + 5,4 + 0,5 = 8,1 МПа.

Это давление агрегат ЦА 320 преодолевает на 3-й скорости при диаметре втулки 125 мм (РЦА = 10 МПа). Поэтому принимаем, что закачка всего объема цементных растворов будет производиться на 3-й скорости.

Тогда время закачки облегченного цементного раствора

Тз.о.ц.р = Vо.ц.р/(nЦА qЦА3·60) = 45,7/(6·0,0081·60) = 15,7 мин.

Время закачки цементного раствора нормальной плотности

Тз.ц.р = Vц.р/(nЦА qЦА3·60) = 5,7/(1·0,0081·60) = 11,7 мин.

Общее время закачки цементных растворов

Тз = Тз.о.ц.р + Тз.ц.р = 15,7 + 11,7 = 27, 4 мин.

86

Продавка цементного раствора в затрубное пространство (закачка продавочной жидкости) обычно начинается на той же скорости работы цементировочных агрегатов, на которой производилась закачка в обсадную колонну. По мере выхода цементного раствора в затрубное пространство давление на устье скважины возрастает и приходится агрегаты переключать на пониженную скорость работы.

Определим глубину, на которую может быть закачана продавочная жидкость в обсадную колонну при работе ЦА на 3-й скорости:

Объем продавочной жидкости, закачиваемой на 3-й скорости:

Vпр3 0,785Dв2h3 0,785 0,1512 1800 32,5 м3.

Примем объем продавочной жидкости, закачиваемой при посадке разделительной пробки на стоп-кольцо, равным 1,5 м3. Тогда объем продавочной жидкости, закачиваемой на 2-й скорости, составит:

Vпр2 = Vпр – Vпр3 – Vстоп = 51,4 – 32,5 – 1,5 = 17,4 м3.

Время закачки продавочной жидкости:на 3-й скорости

tпр3 = Vпр3/ (nЦА·qЦА3·60) = 32,5/(7·0,0081·60) = 10,0 мин;

на 2-й скорости:

tпр2 = Vпр2/(nЦА·qЦА2·60) = 17,4/(7·0,0043·60) = 9,6 мин;

при посадке продавочной пробки

tстоп = Vстоп/(qЦА2·60) = 1,5/(0,0043·60) = 5,8 мин.

87

Общее время продавки

Тпр = tпрi + tстоп = 10,0 + 9,9 + 5,8 = 25,7 мин.

Общее время цементирования эксплуатационной колонны

Тц = Тз + Тпр + ТТНО = 27,4 + 25,7 + 10 = = 63,1 0,75 100 = 75 мин.

Следовательно, продолжительность цементирования удовлетворяет требованиям правил безопасности.

5.3.4.Проверка ствола скважины на гидроразрыв

Врасчетах цементирования необходимо также проверить ствол скважины на гидроразрыв. Проверке должен подлежать наиболее

слабый к гидроразрыву пласт, имеющийся в открытом стволе. В данном примере наиболее слабый пласт по ГРП находится на глу-

бине 1800 м, давление ГРП РГРП = 40 МПа.

Наибольшее давление на стенки скважины (Рс) возникает в период окончания подъема цементного раствора в затрубном пространстве на заданную высоту.

Гидростатическая составляющая давления

Рст =10–6·gρц.рНпл = 10–6·10·1650·1800 = 29,7 МПа.

Гидродинамическая составляющая давления

Рдин = РКП = 0,826 КП ρо.ц.р НплQ2 10 6/[(Dс – Dн)3/(Dс + Dн)2] =

=0,826·0,035·1650·1800 (6·0,0081)2·10 6/[(1,05·0,216 –

–0,168)3(1,05·0,216 + 0,168)2] = 2,9 МПа.

Давление в скважине на наиболее слабый пласт

Рс = Рст + Рдин = 29,7 + 2,9 = 32,6 МПа.

Допустимое давление на пласт

Рдоп = РГРП/kб = 40/1,2 = 33,3 МПа.

Из приведенного расчета следует, что в процессе цементирования давление в скважине у наиболее слабого пласта меньше допустимого, следовательно, гидроразрыва пласта и поглощения цементного раствора происходить не будет.

88

БИБЛИОГРАФИЧЕСКИЙ СПИСОК

1.Технологические основы освоения и глушения нефтяных и газовых скважин: учеб. / Ю.М. Басарыгин, В.Ф. Будников, А.И. Булатов, Ю.М. Проселков. – М.: Недра-Бизнесцентр, 2001. – 543 с.

2.Басарыгин Ю.М., Булатов А.И., Проселков Ю.М. Заканчивание скважин. – М.: Недра-Бизнесцентр, 2000. – 669 с.

3.Бурение наклонных, горизонтальных и многозабойных скважин / А.С. Повалихин [и др.]; под ред. А.Г. Калинина. – М.: ЦентрЛитНефтеГаз, 2011. – 645 с.

4.Ганджумян Р.А., Калинин А.Г., Никитин Б.А. Инженерные расчеты при бурении глубоких скважин. – М.: Недра, 2000. – 489 с.

5.Долгих Л.Н. Крепление, испытание и освоение нефтяных и газовыхскважин. – Пермь: Изд-во Перм. гос. техн. ун-та, 2009. – 295 с.

6.Инструкция по испытанию обсадных колонн на герметичность / Госгортехнадзор России. – М., 1999. – 36 с.

7.РД 39-00147001-767–2000. Инструкция по креплению нефтяных и газовых скважин. – М.: Газпром, 2000. – 278 с.

8.Инструкция по расчету обсадных колонн для горизонтальных скважин / Госгортехнадзор России. – М., 1999. – 32 с.

9.Инструкция по расчету обсадных колонн для нефтяных и газовых скважин / ВНИИТнефть. – М., 1997.

10.Калинин А.Г. Бурение нефтяных и газовых скважин: учеб. – М.: ЦентрЛитНефтеГаз, 2008. – 846 с.

11.Литвиненко В.С., Калинин А.Г. Основы бурения нефтяных

игазовых скважин: учеб. пособие. – М.: ЦентрЛитНефтеГаз, 2009. – 544 с.

12.Тетельмин В.В., Язев В.А. Нефтегазовое дело. Полный курс: учеб. пособие. – Долгопрудный: Интеллект, 2009. – 799 с. – (Нефтегазовая инженерия).

13.Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности. – М.: Промышленная безопасность, 2013. – 178 с.

89

14.Расчеты в бурении: учеб. пособие; под ред. А.Г. Калинина / Рос. гос. геологоразв. ун-т. – М., 2007. – 665 с.

15.Технология бурения нефтяных и газовых скважин: учеб. / А.Н. Попов, А.И. Спивак, Т.О. Акбулатов [и др.]. – М.: НедраБизнесцентр, 2007. – 509 с.

16.Технология и техника бурения: учеб. пособие: в 2 ч. / под ред. В.С. Войтенко. – М.; Минск: ИНФРА-М: Новое знание, 2015.

17.Трубы нефтяного сортамента: учеб. пособие / А.Е. Сароян, Н.Д. Щербюк, Н.В. Якубовский [и др.]. – М.: Недра, 1997. – 488 с.

90