Материал: Курсовой проект по дисциплине Заканчивание и крепление нефтегазовых скважин

 

4.5 Обоснование способа вторичного вскрытия продуктивных пластов.

Вторичное вскрытие продуктивного пласта производится перфорацией

эксплуатационной колонны. Выбор типоразмера перфоратора производится в

соответствии со стандартом компании «Сургутнефтегаз» СТО 51.00.017-084 и с учетом геолого-технических условий.

После завершения строительства скважины при закреплении ствола в интервалах продуктивных пластов для сообщения их со стволом скважины проводят работы по вторичному вскрытию пластов методами перфорации.

К способу вторичного вскрытия продуктивных пластов предъявляется ряд обязательных требований:

1.Обеспечивать эффективную гидродинамическую связь пласта со скважиной.

2.Поддерживать устойчивость горных пород ПЗП и предупреждать обрушение стенок скважины.

3.Создавать условия селективного вскрытия продуктивных и изоляцию водонасыщенных пропластков.

4.Обеспечивать прохождение к забою необходимого оборудования, инструмента и геофизических приборов.

Предъявляемым требованиям соответствует кумулятивный способ перфорации на депрессии. Данный способ не требует много времени и оборудования на подготовку и реализацию процесса перфорации по сравнению с многими другими способами (гидропескоструйный, сверлящий и т.д.) Для уменьшения отрицательного влияния ударной волны в компоновку перфораторов рекомендуется включать 1- 2 компенсатора давления (ниже и/или выше перфоратора). Этот способ реализуется с помощью специальных перфораторов с дополнительными устройствами, опускаемыми в скважину на насосно-компрессорных трубах (НКТ) без применения геофизического кабеля или с помощью малогабаритных перфораторов, опускаемых в скважину через НКТ на геофизическом кабеле. В скважине снижается противодавление на пласт путем понижения уровня жидкости или замены жидкости, заполняющей скважину на более легкую (нефть).

Весь технологический процесс при данном способе проведения прострелочно-взрывных работ на депрессию полностью осуществляется персоналом геофизической партии, имеющим допуск к этим работам. Предлагаемый способ абсолютно безопасен, позволяет проводить прострелочно-взрывные работы и при проявлении продуктивных пластов и появлении наземного давления на устье. После завершения прострелочно-взрывных работ при появлении давления на устье монтируется фонтанная арматура и скважина пускается в эксплуатацию. При отсутствии давления в скважину опускается насосное оборудование для ввода ее в эксплуатацию насосным способом.

5. Технологические расчеты

Исходные данные


-Назначение скважины - эксплуатационная, добывающая

-Профиль скважины –наклонно-направленная, с вертикальным окончанием.

-Глубина скважины, длина эксплуатационной колонны Н=2829,5 м, L=3129 м.

-Диаметр долота при бурении под эксплуатационную колонну D_Д = 215,9мм.

-Наружный диаметр эксплуатационной колонны D _Н = 168,3 мм.

-Глубина спуска предыдущей обсадной колонныН_о = 750 м.

-Внутренний диаметр предыдущей колонны D_в = 226,7 мм.

-Цементирование эксплуатационной колонны производится не до устья, с поднятием цемента на высоту 150м выше башмака предыдущей колонны.

-Высота цементного стакана в эксплуатационной колонне h_cт = 10 м.

-Верхняя часть колонны цементируется облегченным цементным раствором, нижняя – утяжеленным цементным раствором.

-Глубина смены цементных растворов по стволу H_Ц = 1660 м соответствует глубине установки муфты Z_М ступенчатого цементирования, так как исходя из расчетов утяжеленный цементный р-р можно поднять до данной глубине для обеспечения условия предотвращения ГРП на самый слабый пласт.

-Время загустевания цементных растворов Т_НЗ.об = 120 минТ_НЗ.ут = 110 мин.

-Глубина залегания продуктивного пласта 2764,5-2829,5м.,

Рпл=28,9 МПа, Ргрп=49,5 МПа

Плотности растворов:

- бурового ρ_р - 1180 кг/м³;

• 
  облегченного цементного ρ_ц1 = 1430 кг/м³;
  
• 
  утяжеленного цементного раствора ρ_ц2 = 2000 кг/м³;
  
• 
  продавочной жидкости ρ_пр = 1180 кг/м³;;
  
• 
  буферной жидкости ρ_бж = 1000 кг/м³ (вода)
  
• 
  Плотность опрессовочной жидкости
  
• 
  Плотность нефти в конце эксплуатации
  
• 
  нефти в начале эксплуатации ρ_нн = 850 кг/м³;
  
• 
  жидкости, заполняющей поры цементного камня ρ_гс = 1100 кг/м³;
  
• 
  Глубина снижения уровня жидкости при испытании колонны на герметичность Н_УГ = 1000м.
  
• 
  Глубина снижения уровня жидкости в конце эксплуатации Н_УК=1890 м.
  

Расчет эксплуатационной колонны на прочность

5.1. Расчет колонны на избыточное наружное давление

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

• 
  в момент окончания процесса цементирования;
  
• 
  в момент снижении уровня жидкости в колонне при испытании её на герметичность;
  
• 
  в момент окончания эксплуатации скважины.
  

Рассчитаем избыточное наружное давление в момент окончания цементирования обсадной колонны для характерных глубин.

• 
  на устье скважины (Z = 0):
  

Р_НИо = Р_Но  Р_Во = 0

• 
  на глубине подъема цементного раствора (Z = h):
  

Р_НИ = 10^-6g (ρ_р ρ_пр)h= 10^-6*9,8 (11801180)*600 = 0 МПа

• 
  у башмака предыдущей колонны (Z = Н_о):
  

Р_НИ = 10^-6g ( (ρ_р ρ_пр)h + (ρ_цρ_пр )(Н_оh)) = 10^-6*9,8 ((11801180)*600+ (14301180)*(750600) = 0,36 МПа

• 
  на глубине смены цементных растворов (Z = Н_ц1):
  

Р_НИ = 10^-6g ( (ρ_р ρ_пр)h + (ρ_ц1ρ_пр )(Н_ц1h)) = 10^-6*9,8 ((11801180)*600 + (14301180)(1660600)= 2,24 МПа

• 
  у башмака эксплуатационной колонны (Z = Н_ц2):
  

Р_НИ = 10^-6g ( (ρ_рρ_пр)h +(ρ_ц1ρ_пр )(Н_ц1h)+ (ρ_ц2ρ_пр )(Н_ц2Н_ц1)) = 10^-6*9,8 ((11801180)*600 +( 14301180)*(1660600)+( 20001180)(28291660))= 10,2 МПа

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

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

• 
  на устье скважины (Z = 0):
  

Р_НИо = Р_Но  Р_Во = 0

• 
  у башмака предыдущей колонны (Z = Н_о):
  

Р_НИ=10^-6g(ρ_б.р. *Н_ц + ρ_г.с.*(Н₀ - Н_ц ))=10^-6*10*(1180*600+1000*(750-600)) =8,32 МПа

• 
  на уровне продуктивного пласта. Для этого сначала рассчитаем эквивалент градиента пластового давления (_ПЛ):
  
• 
  Интервал J₂k-J₃o
  

м

= 0,103 * м=28,9 МПа

a =

Поскольку _пл < 1,1, то наружное давление на колонну в интервале пласта принимается равным гидростатическому. Следовательно:

Р_НИ

=10^-6g((ρ_гс*(Н_ппН_ц)+ρ_б.р.*Н_ц)-(ρ_жН_ж))=10^-6*9,8((1100*(2829-600)+1180*_.600)(28291000)*1000)=8,94 МПа

• 
  на глубине уровня жидкости в колонне (Z = Н_УК):
  

Р_НИ =10^-6*g*(ρ_гс*(Н_угН_ц)+ ρ_б.р.*Н_ц)= 10^-6*9,8*(1100*(1000600)+ 1180_.*600)=8,4 МПа

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

Рассчитаем избыточное наружное давление для конца эксплуатации скважины:

• 
  на устье скважины (Z = 0):
  

Р_НИо = Р_Но  Р_Во = 0

• 
  у башмака предыдущей колонны (Z = Н_о):
  

Р_НИ=10^-6g(ρ_б.р.Н_ц + ρ_г.с..(Н₀ - Н_ц ))=10^-6*10*(1100*600+1180*(750-600)) =8,32 МПа

• 
  на глубине уровня жидкости в колонне (Z = Н_УГ):
  

Р_НИ =10^-6g(ρ_б.р. Н_ц + ρ_г.с.. (Н_УК - Н_ц ))= 10^-6*9,8(1180*_.600 + 1100 (1890 - 600 ))= 20,37 МПа

• 
  на забое скважины (Z = Н):
  

Р_{НИ z} = 10^-6g10^-6g((ρ_б.р. Н_ц + ρ_г.с.. (Н_пл - Н_ц )) ρ_ж(H_пл  H_УГ)) = 10^-6*9,8*((1180*_.600 + 1100 (2829,5 - 600 ) 970*(2829  1890))= 21,57МПа

По данным расчета строим эпюру избыточных наружных давлений на конец эксплуатации скважины (рис. , 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 (рис. 4.1, линия III) снимаем значения избыточного наружного давления:

на глубине 2764,5м – 21,48 МПа.

на глубине 2829,5м – 21,57МПа.

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

на глубине 2764,5м – 21,48* 1,15 = 24,7 МПа.

на глубине 2829,5м – 21,57 * 1,15 = 24,82 МПа.

На эпюре избыточных наружных давлений на конец эксплуатации скважины (рис., 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 нормированных 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 нормальной длины, исполнения «Б». Такое давление выдерживают обсадные трубы с трапецеидальной резьбой БАТРЕСС 168Дх8,9, для которых сминающее давление равно 26,9 МПа.

Результаты компоновки эксплуатационной колонны на смятие сводим в таблицу 7.1.
Таблица 7.1

Компоновка эксплуатационной колонны

из расчета на избыточное наружное давление.

№ сек-ции	Типоразмер обсадных труб	Толщина стенки, мм	Группа прочности стали	Интервал установки по верт., м	Вес секции, кН	Интервал установки по стволу, м
1	БАТРЕСС 168	8,9	Д	2829-1718	456,6	3129-1824
2	БАТРЕСС 168	7,3	Е	1718-1431	99,3	1824-1488
3	БАТРЕСС 168	7,3	Д	1431- 0	434,1	1488- 0

5.2. Расчет колонны на растяжение (страгивание)

Выбранную из расчета на избыточное наружное давление компоновку эксплуатационной колонны (табл. 7.1) необходимо проверить на осевые растягивающие нагрузки. Для этого последовательно (снизу вверх) для верха каждой секции рассчитывают коэффициент запаса прочности на растяжение (страгивание).

При расчетах колонны на растяжение (страгивание) на искривленных участках для труб с трапецеидальной резьбой интенсивностью искривления до 3град/10м и диаметром больше 168мм расчет на прочность проводят так же, как в вертикальных скважинах без учета изгиба.

Для труб с трапецеидальной резьбой условие прочности обсадной колонны на растяжение запишется в виде:

[Q_p]≥Q_p=∑q_i*l_i

С учетом способности выдержать все наружные избыточные давления и растягивающие нагрузки выбираем следующую компоновку:

В качестве I (нижней) секции наиболее рационально использовать ОТ168х8,9 Д

Q_p=∑q_т*l_б=m_1м*g*l_б=35,7*9,8*(3129-1824)=456,6 кН

Q_p*[n]≤[Q_p]

[Q_p]=1666кН

456,6 *1,75=799 кН <1666кН условие прочности достигнуто.
Определим длину следующей (II) секции с использованием ОТ168х7,3Е:

Q_p=∑q_т2*l_у+Q_p2+Q_p1=29,8*9,8*(1824-1488)+456,6 кН=555,9 кН