Строительство наклонно-направленной эксплуатационной скважины №12 на площади Северо-Прибрежная

Интервал 1660-1950 метров:

Q₃ = 0,785·1,4²·3·7,5 = 35 л/сек.

Интервал 1950-2539 метров:

Q₃ = 0,785·1,4²·3·7,5 = 35 л/сек.

Интервал 2539-2846 метров:

Q₃ = 0,785·1,2²·3·7,5 = 25 л/сек.

Интервал 2846-3147 метров:

Q₃ = 0,785·1,6²·2·7,5 = 45 л/сек.

Расчет расхода промывочной жидкости для предотвращения прихватов производится по формуле:

Q₄=S_max·V_кп.min (2.52)

где V_кп.min - минимально допустимая скорость течения промывочной жидкости в кольцевом пространстве, равная 0,5 м/с;

S_max - максимальная площадь кольцевого пространства, м², определяется по формуле:

S_max = 0,785·(D_д²·К-d_бт²) (2.53)

где d_БТ - диаметр бурильных труб, м;

К - коэффициент кавернозности.

Интервал 0-1027 метров:

Q₄ = 0,5·0,785·(0,3937²·1,1-0,127²) = 0,061 м³/сек.

Интервал 1027-1660 метров:

Q₄ = 0,5·0,785·(0,2953²·1,1-0,127²) = 0,031 м³/сек.

Интервал 1660-1950 метров:

Q₄ = 0,5·0,785·(0,2953²·1,1-0,127²) = 0,031 м³/сек.

Интервал 1950-2539 метров:

Q₄ = 0,5·0,785·(0,2953²·1,1-0,127²) = 0,031 м³/сек.

Интервал 2539-2846 метров:

Q₄ = 0,5·0,785·(0,2159²·1,1-0,127²) = 0,024 м³/сек.

Интервал 2846-3147 метров:

Q₄ = 0,5·0,785·(0,1651²·1,1-0,127²) = 0,018 м³/сек.

Окончательный выбор расхода промывочной жидкости обусловлен производительностью насосов при заданном коэффициенте наполнения, с учётом результатов приведённых выше расчётов, по формуле 2.54:

Q₅ = m·n·Q_H (2.54)

где m- коэффициент наполнения, принимается m=1 т.к. цилиндровопоршневые группы насосов расположены ниже уровня раствора в емкостях;

n - число насосов;

Q_H - производительность насоса.

В расчете принимается производительность бурового насоса УНБ-600А, с диаметром втулок равным: 180 мм. - 42 л/сек; 160 мм. - 31,5 л/сек; 150 мм. - 27,5 л/сек; 140 мм. - 23,3 л/сек[9].

Интервал 0-1027 метров: Q₅ = 1242 = 84 л/сек.

Интервал 1027-1660 метров: Q₅ = 1227,5 = 55 л/сек.

Интервал 1660-1950 метров: Q₅ = 1131,5 = 31,5 л/сек.

Интервал 1950-2539 метров: Q₅ = 1127,5 = 27,5 л/сек.

Интервал 2539-2846 метров: Q₅ = 1131,5 = 31,5 л/сек.

Интервал 2846-3147 метров: Q₅ = 1127,5 = 27,5 л/сек.

Принятые значения расхода промывочной жидкости по интервалам бурения представлены в таблице 2.10

Таблица 2.10 - Расход промывочной жидкости

Интервал, м	Расход, л/с
от	до
0	1027	80
1027	1660	55
1660	1950	32
1950	2539	28
2539	2846	32
2846	3147	28

2.3.8 Обоснование критериев рациональной отработки долот

Под показателем отработки долот подразумеваются данные, позволяющие оценить результаты его эксплуатации, в данных условиях, т.е. эффективность бурения. К основным технико-экономическим показателям работы долот относятся [14]:

1. Проходка на долото L - длина ствола скважины в массиве горных пород, пробуренного данным долотом. Этот показатель позволяет судить об объёме полезной работы, выполненной данным долотом при бурении.

Для шарошечных долот этот показатель совпадает с проходкой за рейс, т.к. эти долота выходят из строя в течение первого же рейса.

Проходка для алмазного долота обычно превосходит проходку за долбление. Для данных долот существует определенная документация, в которой указывается шифр долота, заводской номер, проходка за долбление, время механического бурения, параметры бурения, причину подъема долота. Как правило, недоработанное долото отправляют на следующую скважину для дальнейшей доработки.

2. Долговечность долота t представляет собой время бурения скважины данным долотом до его полного износа. Увеличение длительности работы инструмента может привести не только к полезным результатам (особенно ощутимы в глубоком бурении, где прирост рассматриваемого показателя по отношению к продолжительности спускоподъемных, подготовительно-заключительных и иных работ особенно ценен), но и к отрицательным.

Отрицательные результаты могут быть выражены чрезмерным износом инструмента (вплоть до аварии или необходимости перебуривания ствола из-за уменьшения диаметра). Работа долота может прерваться при возникновении критической ситуации, определяемой бурильщиком, которая наступает под действием одного, реже нескольких обстоятельств следующего характера:

а) Экономического (вследствие изменения свойств пород бурение которых данным долотом оказывается экономически не выгодным).

б) Физического (предельно допустимое изнашивание долот по вооружению, его диаметру, опоре шарошки или сочетанием того и другого).

в) Технологического (необходимость срочной замены забойного двигателя, элементов бурильной колонны, аварии).

г) Геолого-технологического (достижение глубины, на которой необходимо переходить на долото другого диаметра, отбирать керн, проводить каротаж, цементировочные работы).

3. Механическая скорость бурения:

(2.55)

где - проходка на долото; - время бурения.

Эта величина характеризует буримость горной породы данным инструментом при данных значениях параметров режима бурения. С ростом глубины скважины высокая механическая скорость менее выгодна, чем увеличение проходки за рейс. Объясняется это увеличением длительности спускоподъемных работ при росте глубины скважин.

4. Рейсовая скорость бурения:

(2.56)

где t_СПО - длительность спускоподъемных операций с учетом времени наращивания колонны и смены долота. Величина с ростом времени бурения снижается;

5. Техническая скорость бурения:

(2.57)

где - длительность вспомогательных операций.

Величина технической скорости характеризует общий темп углубления скважины.

6. Удельные эксплуатационные затраты на 1 м проходки (себестоимость одного метра пробуренной скважины), определяемые по формуле:

(2.58)

где - стоимость 1 часа работы буровой установки;

- стоимость долота.

Рациональным типом породоразрушающего инструмента данного размера для конкретных условий бурения является такой тип, который при применении в данных условиях обеспечивает минимум эксплуатационных затрат на 1 м проходки.

Величина C с ростом времени вначале снижается, но при достижении значения t_KP начинает возрастать. Время t_KP указывает на момент подъема долота из скважины.

Увеличение проходки на долото приводит к резкому сокращению числа спускоподъемных операций и снижает удельные эксплуатационные затраты на 1 м проходки.

Показателем конечной стадии отработки долота является резкое снижение механической скорости бурения от начальной величины при износе вооружения долота или резкое повышение крутящего момента при износе опоры.

Главным критерием отработки долота является рейсовая скорость, т.е. при достижении рейсовой скорости максимального значения долото следует заменить, к тому же, это обеспечивает минимальные сроки строительства скважины.

В качестве основных критериев при выборе породоразрушающих инструментов использовались механическая скорость бурения и проходка на долото.

2.3.9 Технология бурения на участках искусственного искривления скважины и вскрытия продуктивного пласта

Вид операций и тип КНБК для каждого интервала приведены в таблице 2.7 раздела 2.3.1. Данные о параметрах режима бурения по всем интервалам проектируемой скважины сводятся в таблице 2.11

Таблица 2.11 - Режимы бурения по интервалам

Интервал, м	Типоразмер долота, мм	Осевая нагрузка на долото, кН	Частота вращения долота, об/мин	Расход бурового раствора, л/с	Показатели свойств бурового раствора
от	до					Плотность, кг/м3	Условная вязкость, с	Фильтрация, см3/30мин	СНС, дПа	Содержание песка, %
0	1027	III 393,7 М-ГВ	30-50	80-100	80	1,1·103	20-25	7-8	20/30	1-2
1027	1660	III 295,3 RX+C	30-40	100-120	55	1,12·103	20-25	7-8	20/30	1-2
1660	1950	III 295,3 RX+C	30-40	100-120	32	1,14·103	20-25	7-8	20/30	1-2
1950	2539	III 295,3 RX+C	30-40	100-120	28	1,8·103	35-40	5-6	5/8	1-2
2539	2846	III 215,9 М-ГАУ	50-60	100-120	32	2,0·103	35-40	5-6	5/8	1-2
2846	3147	III 165,1 МС-ГАУ	20-30	100-120	28	2,1·103	35-40	5-6	5/8	1-2

Бурение нижнего интервала скважины и вскрытие продуктивного пласта необходимо производить малолитражными забойными двигателями за одно долбление.

В случае невозможности осуществить вскрытие пласта и добуривание скважины до проектной глубины за одно долбление (необходимость отбора керна, вскрытие многопластовых продуктивных горизонтов большой мощности и т.д.) углубление скважины осуществляется минимально возможным количеством рейсов. При этом с целью снижения гидродинамических нагрузок на пласт скорость спуска последних 400 - 500 м бурильного инструмента производится со скоростью, не превышающей 0,2 м/с, а подъем до башмака предыдущей колонны осуществляется на второй скорости для исключения эффекта поршневания.

С учетом высокой подверженности продуктивного пласта проникновению составляющих промывочной жидкости, вскрытие продуктивного горизонта следует осуществлять на растворах низкой плотности с малым содержанием твердой фазы и высокой кольматирующей способностью, препятствующей проникновению фильтрата промывочной жидкости в эксплуатационный объект.

Не допускается превышение плотности бурового раствора, находящегося в циркуляции не более чем на 0,02 кг/м³ от указанной в ГТН [1].

Для обеспечения качественной очистки призабойной зоны продуктивного пласта в период освоения необходимо снизить силы поверхностного натяжения на границе раздела фаз. С этой целью при бурении скважины за 50 - 100 м до кровли продуктивного пласта требуется ввести ПАВ неионогенной группы в количестве 1 %.

Скорость спуска эксплуатационной колонны от башмака предыдущей колонны до проектной отметки не должна превышать 0,4 м/с.

Для сохранения продуктивности пласта при цементировании репрессия на пласт должна быть минимально возможной. С этой целью непродуктивная часть скважины цементируется облегченным тампонажным раствором, а для качественного разобщения продуктивных пластов от водоносных, зона продуктивного горизонта цементируется тампонажным раствором нормальной плотности. В необходимых случаях производится установка заколонного пакера.

С целью получения наиболее эффективной гидродинамической связи «скважина-пласт», предпочтение рекомендуется отдавать перфораторам с высокой пробивной способностью.

При расстоянии от границ интервала перфорации до источника обводнения менее 10 м необходимо применять «щадящий» режим перфорации. В этом случае первым спуском простреливается не более 6 отверстий в интервале перфорации, наиболее удаленном от источника обводнения, затем интервал достреливается до необходимой плотности перфорации.

Выбор режима перфорации (на депрессии или на репрессии) и плотности отверстий на 1 метр определяется исходя из условий залегания продуктивного пласта, его фильтрационными свойствами и степенью загрязнения призабойной зоны в процессе первичного вскрытия продуктивного горизонта.

В зону перфорации закачивается порция специальной перфорационной жидкости, обладающие низкой фильтратоотдачей, минимальным показателем увлажняющей способности: VIP-120, растворы CaCl₂, KCl, K₂CO₃ с добавками неионогенного ПАВ.

Интервал времени между окончанием перфорации и началом вызова притока должен быть минимальным. В случае перфорации на депрессии вызов притока осуществляется сразу же после ее окончания.

Исходя из опыта бурения на Северо-Прибрежной площади, для вскрытия продуктивного пласта используется глинистый буровой раствор. Данный буровой раствор относительно дешев по сравнению с другими, не оказывает вредного воздействия на окружающую среду и может иметь необходимые характеристики для качественного вскрытия продуктивного горизонта.

Перед вскрытием продуктивного пласта для сохранения коллекторских свойств в буровой раствор вводятся поверхностно-активные вещества - ПАВ (ПКД 515 или сульфанол) в соотношении 0,02% от общего объема бурового раствора. ПАВ гидрофобизируют поверхность поровых каналов, препятствуют образованию в них водонефтяной эмульсии.

2.4 Проектирование процессов заканчивания скважины

2.4.1 Расчёт обсадных колонн

2.4.1.1 Условия работы колонны в скважине

На колонну действуют различные по величине и характеру нагрузки:

1.Наружное и внутреннее избыточное давление;

2.Осевые нагрузки, обусловленные силами трения колонны остенки скважины;

3.Осевые нагрузки от избыточного давления и температуры при цементировании и эксплуатации;

4.Растягивающие нагрузки от собственного веса;

5.Сжимающие нагрузки от собственного веса;

6.Динамические нагрузки, возникающие в период неустановившегося движения колонны в осевом направлении;

7.Изгибающие нагрузки при искривлении колонны.

Основные нагрузки для расчёта - осевые растягивающие нагрузки, наружное и внутреннее избыточное давление.

Обсадные колонны на протяжении многолетней службы подвергаются воздействию окружающей среды, прежде всего пластовых вод и газов, которые достаточно агрессивны и способны вызвать интенсивную коррозию металла. Кондуктор во время бурения, а эксплуатационная колонна при испытании, подземных и капитальных ремонтах скважин истираются долотами, замками и муфтами бурильных и насосно-компрессорных труб и другим оборудованием, спускаемым в скважину. Так что при конструировании обсадной колонны необходимо учитывать эти особенности.

2.4.1.2 Расчёт действующих нагрузок

Обсадные колонны рассчитываются по правилам и нормам, изложенным в “Инструкции по расчёту обсадных колонн для нефтяных и газовых скважин” от 12.03.1997 г., с учётом требований “Правил безопасности в нефтяной и газовой промышленности” от 09.04.1998 г.

Основные нагрузки рассчитываются для периода, когда они достигают максимального значения.

Осевые растягивающие нагрузки от сил собственного веса достигают максимального значения в конце спуска колонны. Наружные избыточные давления достигают максимального значения в конце эксплуатации скважины. Внутренние избыточные давления достигают максимального значения в период опрессовки обсадной колонны.

2.4.1.3 Расчёт наружных избыточных давлений

На обсадные колонны скважины действует давление со стороны кольцевого пространства, называемое Р_Н (наружное давление) и действует давление внутри колонны Р_В (внутреннее давление), разность этих давлений составляет Р_НИ. Наружные избыточные давления рассчитываются для характерных точек по глубине скважины (устье, уровень цементного раствора за колонной, уровень жидкости в колонне, забой скважины). По расчетным точкам строится эпюра наружных избыточных давлений. В разные периоды времени наружное избыточное давление достигает наибольших значений. Р_НИ = Р_Н - Р_В; Р_НИ max. Имеются три таких случая:

1 случай: При цементировании в конце продавки нормального тампонажного раствора и снятом на устье давлении;

2 случай: При цементировании в конце продавки облегченного тампонажного раствора и снятом на устье давлении;

3 случай: При снижении уровня жидкости в колонне (при вызове притока флюида).

Рассмотрим первый случай, который встречается в период цементирования в конце продавки нормального тампонажного раствора.

Рисунок 2.5 Конец продавки нормального тампонажного раствора со снятым давлением на устье

Точка 1 устье скважины

Р_НИ = Р_Н - Р_В;

Р_Н = 0 МПа; Р_В = 0 МПа;

Р_НИ = 0 МПа.

Точка 2 уровень НТР за колонной

Р_НИ = Р_Н Р_В;

Р_Н = 10^-6 ·g·Н₁·с_БР; Р_Н = 10^-6·9,81·1850·1080 = 27,727 МПа;

Р_В = 10^-6 ·g·Н₁·с_ПЖ; Р_В =10^-6·9,81·1850·1080 = 27,727 МПа;

Р_НИ = 27,727 - 27,727 = 0 МПа.

Точка 3 забой скважины

Р_НИ = Р_Н Р_В;

Р_Н =10^-6·g·(Н₁·с_БР + (Н-Н₁)·с_НТР);

Р_В = 10^-6·g·Н·с_ПЖ;

Р_Н =10^-6·9,81·(2617·1080+(3300-2617)·1910) = 40,524 МПа;

Р_В = 10^-6·9,81·3300·1080 = 34,963 МПа;

Р_НИ = 40,524 - 34,963 = 5,561 МПа.

Рассмотрим второй случай, который встречается в период цементирования в конце продавки облегченного тампонажного раствора.

Рисунок 2.6 - Конец продавки облегченного тампонажного раствора со снятым давлением на устье.

Точка 1 устье скважины

Р_НИ = Р_Н - Р_В;

Р_Н = 0 МПа; Р_В = 0 МПа;

Р_НИ = 0 МПа.

Точка 2 уровень ОТР за колонной

Р_НИ = Р_Н Р_В;

Р_Н = 10^-6 ·g·Н₁·с_БР; Р_Н = 10^-6·9,81·400·1080 = 4,238 МПа;

Р_В = 10^-6 ·g·Н₁·с_ПЖ; Р_В =10^-6·9,81·400·1080 = 4,238 МПа;

Р_НИ = 4,238 - 4,238 = 0 МПа.

Точка 3 граница двух ТР

Р_НИ = Р_Н - Р_В;

Р_Н = 10^-6·g·(Н₁·с_БР + (Н₂-Н₁)·с_ОТР);

Р_В = 10^-6·g·Н₂·с_ПЖ;

Р_Н =10^-6·9,81·(400·1080 + (2617-400)·1500) = 36,861 МПа;

Р_В = 10^-6·9,8·2617·1080 = 27,727 МПа;

Р_НИ =36,861 - 27,727 = 9,134 МПа.

Точка 4 забой скважины

Р_НИ = Р_Н Р_В;

Р_Н =10^-6·g·(Н₁·с_БР + (Н₂-Н₁)·с_ОТР + (Н-Н₂)·с_ЦКН·(1-К));

Р_В = 10^-6·g·Н·с_ПЖ;

Р_Н=10^-6·9,81·(400·1080+(2617-400)·1500+(3300-2617)·1910·(1-0,25))= 46,459МПа;

Р_В = 10^-6·9,81·3300·1080 = 34,963 МПа;

Р_НИ = 46,459 - 34,963 = 11,496 МПа.

Рассмотрим третий случай, характерный для снижения уровня жидкости в колонне (при вызове притока флюида).

Рисунок 2.7 - Снижение уровня жидкости в колонне

Точка 1 устье скважины

Р_НИ = Р_Н - Р_В;

Р_Н = 0; Р_В = 0;

Р_НИ = 0.

Точка 2 уровень ЦКО за колонной

Р_НИ = Р_Н Р_В;

Р_Н = 10^-6 ·g·Н₁·с_БР;

Р_В = 0;

Р_Н =10^-6·9,81·400·1080 = 4,238 МПа;

Р_НИ = 4,238 - 0 = 4,238 МПа.

Точка 3 башмак кондуктора

Р_НИ = Р_Н - Р_В;

Р_Н=10^-6·g·(Н₁·с_БР + (Н₂-Н₁)·с_ПЛВ);

Р_В = 0;

Р_Н =10^-6·9,81·(400·1080 +(700-400)·1010) = 7,21 МПа;

Р_НИ = 7,21 - 0 = 7,21 МПа.

Точка 4 снижение уровня до 1722 м

Р_НИ = Р_Н - Р_В;

Р_Н=10^-6·g·(Н₁·с_БР + (Н₂-Н₁)·с_ПЛВ + (Н_сниж-Н₂)·с_ЦКО·(1-К));

Р_В = 0;

Р_Н=10^-6·9,81·(400·1080 + 300·1010 + 1022·1500·(1-0,25)) = 18,489 МПа;

Р_НИ = 18,489 - 0 = 18,489 МПа.

Точка 5 граница двух ЦК

Р_НИ = Р_Н - Р_В;

Р_Н=10^-6·g·(Н₁·с_БР +(Н₂-Н₁)·с_ПЛВ +(Н₃-Н₂)·с_ЦКО·(1-К));

Р_В = 10^-6·g·(Н₃-Н_СН)·с_ПЖ;

Р_Н=10^-6·9,81·(400·1080+300·1010+1917·1500·(1-0,25)) = 28,367 МПа;

Р_В = 10^-6·9,81·(2617-1722)·1100 = 9,658 МПа;

Р_НИ = 28,367 - 9,658 = 18,709 МПа.

Точка 6 забой скважины

Р_НИ = Р_Н - Р_В;

Р_Н=10^-6·g·(Н₁·с_БР +(Н₂-Н₁)·с_ПЛВ +(Н₃-Н₂)·с_ЦКО·(1-К)+(Н-Н₃)·с_ЦКН·(1-К));

Р_В = 10^-6·g·(Н-Н_СН)·с_ПЖ;

Р_Н = 10^-6·9,81·(400·1080 + 300·1010 + 1917·1500·(1-0,25) + 683·1910·(1-0,25) = 37,965 МПа;

Р_В = 10^-6·9,81·(3147-1722)·1100 = 17,028 МПа;

Р_НИ = 37,965 - 17,028 = 20,937 МПа.

Из вышеприведённых расчётов можно сделать вывод, что наибольшие избыточные наружные давления наблюдаются при снижении уровня жидкости в колонне.

Таблица 2.12 - Наружные избыточные давления

Случай	№ ТОЧКИ	Глубина,м	Давление, МПа
При цементировании в конце продавки нормального тампонажного раствора и снятом на устье давлении.	1 2 3	0 2617 3147	0 0 5,561
При цементировании в конце продавки облегченного тампонажного раствора и снятом на устье давлении.	1 2 3 4	0 400 2617 3147	0 0 9,134 11,496
При снижении уровня жидкости в колонне (при вызове притока флюида).	1 2 3 4 5 6	0 400 700 1722 2617 3147	0 4,238 7,21 18,489 18,709 20,937

2.4.1.4 Расчёт внутренних избыточных давлений

Расчёт внутренних избыточных давлений производится, как и для внешних избыточных давлений для периода времени, когда они достигают максимальных давлений. Р_ВИ = Р_В - Р_Н; Р_ВИ max. Имеются три таких случая:

1 случай: Конец продавки нормального тампонажного раствора при цементировании, когда давление на цементировочной головке достигает максимального значения;

2 случай: Конец продавки облегченного тампонажного раствора при цементировании, когда давление на цементировочной головке достигает максимального значения;

3 случай: Опрессовка колонны с целью проверки её герметичности.

Рассмотрим первый случай, который встречается в период цементирования в конце продавки НТР.

Известно, что при цементировании максимальные давления в цементировочной головке РЦГ возникают в конце процесса при посадке разделительной пробки на стоп-кольцо. Величина этого давления составит:

Р_ЦГ = ДР_ГС + Р_ГД + Р_СТ (2.59)

где ДР_ГС - разность гидростатических давлений, возникающих из-за разности плотностей жидкости в затрубном пространстве и внутри колонны;

Р_ГД - гидродинамическое давление, необходимое для преодоления гидравлических сопротивлений жидкости при движении её внутри колонны и в затрубном пространстве;

Р_СТ - дополнительное давление, возникающее при получении сигнала “стоп”.

Гидродинамическое давление ориентировочно может быть найдено по эмпирической формуле:

Р_ГД = 0,002 L + 1,6, МПа. (2.60)

Дополнительное давление, возникающее при получении сигнала “стоп” Р_СТ принимается 2,53 МПа.

Рисунок 2.8 -Конец продавки нормального тампонажного раствора.

РГД = 0,002·3300+1,6 = 8,2 МПа;

РСТ = 3 МПа;

РГС = 10^-6 ·g·(Н1·сБР + (Н-Н1)·сНТР - Н·сПЖ);

РГС=10^-6·9,81·(2617·1080+(3300-2617)·1910-3300·1080) = 5,561 МПа;

РЦГ = 5,561 + 8,2+ 3 = 16,761 МПа.

Точка 1 устье скважины

РВИ = РВ - РН;

РН = 0; РВ = РЦГ;

РВИ = РЦГ; РВИ = 16,761 МПа.

Точка 2 уровень НТР за колонной

РВИ = РВ - РН;

РВ = РЦГ +10^-6 ·g·Н1·сПЖ;

РВ =16,761 +10^-6·9,81·2617·1080 = 44,398 МПа;

РН = 10^-6 ·g·Н1·сБР; РН = 10^-6·9,81·2617·1080 = 27,727 МПа;

РВИ = 44,398 - 27,727 = 16,761 МПа.

Точка 3 забой скважины

Р_ВИ = РВ - РН;

РВ = РЦГ +10^-6·g·Н·сПЖ;

РН =10^-6·g·(Н1·сБР + (Н-Н1)·сНТР);

РВ = 16,761 +10^-6·9,81·3300·1080 = 51,724 МПа;

РН =10^-6·9,81·(2617·1080+(3300-2617)·1910) = 40,524 МПа;

Р_ВИ = 51,724 - 40,524 = 11,2 МПа.

Рассмотрим второй случай, который встречается в период цементирования в конце продавки ОТР.

Рисунок 2.9 - Конец продавки облегченного тампонажного раствора.

Р_ГД = 0,002·2617+1,6 = 6,83 МПа;

Р_СТ = 7 МПа;

Р_ГС = 10^-6 ·g·(Н₁·с_БР + (Н₂-Н₁)·с_ОТР - Н₂·с_ПЖ);

Р_ГС=10^-6·9,81·(400·1080+(2617 - 400)·1500-2617·1080) = 9,134 МПа;

Р_ЦГ = 9,134 + 6,83 + 7 = 22,964 МПа.

Точка 1 устье скважины

Р_ВИ = Р_В - Р_Н; Р_Н = 0; Р_В = Р_ЦГ; Р_ВИ = Р_ЦГ; Р_ВИ = 22,964 МПа.

Точка 2 уровень ОТР за колонной

Р_ВИ = Р_В - Р_Н;

Р_В = Р_ЦГ +10^-6 ·g·Н₁·с_ПЖ; Р_В =22,964 +10^-6·9,81·400·1080 = 27,202 МПа;

Р_Н = 10^-6 ·g·Н₁·с_БР; Р_Н = 10^-6·9,81·400·1080 = 4,238 МПа;

Р_ВИ = 27,202 - 4,238 = 22,964 МПа.

Точка 3 граница НЦК и ОТР

Р_ВИ = Р_В - Р_Н;

Р_В = Р_ЦГ +10^-6·g·Н₂·с_ПЖ;

Р_Н = 10^-6·g·(Н₁·с_БР + (Н₂-Н₁)·с_ОТР);

Р_В = 22,964 +10^-6·9,81·2617·1080 = 50,691 МПа;

Р_Н =10^-6·9,81·(400·1080 + (2617-400)·1500) = 36,861 МПа.

Р_ВИ = 50,691 - 36,861 = 13,83 МПа.

Точка 4 забой скважины

Р_ВИ = Р_В - Р_Н;

Р_В = Р_ЦГ +10^-6·g·Н·с_ПЖ;

Р_Н = 10^-6·g·(Н₁·с_БР + (Н₂-Н₁)·с_ОТР + (Н-Н₂)·с_НТР·(1-К));

Р_В = 22,964 +10^-6·9,81·3300·1080 = 57,927 МПа;

Р_Н=10^-6·9,81·(400·1080+(2617-400)·1500+(3300-2617)·1910·(1-0,25))=46,459 МПа.

Р_ВИ = 57,927 - 46,459 = 11,468 МПа.

Рассмотрим третий случай высоких внутренних давлений, характерных для опрессовки скважины.

В соответствии с «Правилами безопасности в нефтяной и газовой промышленности» величина давления опрессовки Р_ОП должна составлять:

РОП = 1,1·РУ, (2.61)

где: РУ - максимальное ожидаемое давление на устье.

Для поисковых скважин максимальное давление на устье возникает в момент испытания продуктивного горизонта при закрытом устье.

В любом случае, давление опрессовки РОП не должно быть ниже минимальных РОПМИН, то есть РОП ? РОПМИН, которые в инструкции по расчёту обсадных колонн даны в виде таблицы (для колонны диаметром 140 мм РОПМИН = 11,5 МПа)[19].

Максимальное ожидаемое давление на устье составляет 9,17 МПа.

Р_ОП = 1,19,17 = 10,087 МПа.

Р_ОП < Р_ОПМИН следовательно принимаем Р_ОП = 11,5 МПа.



Рисунок 2.10 - Опрессовка эксплуатационной колонны

Точка 1 устье скважины

РВИ = РВ - РН;

РН = 0;

РВ = РОП;

РВИ = РОП; РВИ = 11,5 МПа.

Точка 2 уровень ОЦК за колонной

Р_ВИ = РВ - РН;

РВ = РОП +10^-6 ·g·Н1·сПЖ;

РВ =11,5+10^-6·9,81·400·1080 = 15,738 МПа;

РН = 10^-6 ·g·Н1·сБР;

РН = 10^-6·9,81·400·1080 = 4,238 МПа;

РВИ = 15,738 - 4,238 = 11,5 МПа.

Точка 3 башмак кондуктора

Р_ВИ = РВ - РН;

РВ = РОП +10^-6·g·Н2·сПЖ;

РН = 10^-6·g·(Н1·сБР + (Н2-Н1)·сПЛВ);

РВ = 11,5+10^-6·9,81·700·1080 = 18,916 МПа;

РН =10^-6·9,81·(400·1080 + 300·1010) = 7,21 МПа.

РВИ =18,916 - 7,21 = 11,706 МПа.

Точка 4 на границе двух ЦК

Р_ВИ = РВ - РН;

РВ = РОП +10^-6·g·Н3·сПЖ;

РН = 10^-6·g·(Н1·сБР + (Н2-Н1)·сПЛВ+(Н3-Н2)·сЦКО·(1-К));

РВ = 11,5+10^-6·9,81·2617·1080 = 39,227 МПа;

РН =10^-6·9,81·(400·1080 + 300·1010+(2617-700)·1500·(1-0,25)) = 28,367 МПа.

РВИ = 39,227 - 28,367 = 10,86 МПа.

Точка 5 забой скважины

Р_ВИ = РВ - РН;

РВ = РОП +10^-6·g·Н·сПЖ;

РН = 10^-6·g·(Н1·сБР + (Н2-Н1)·сПЛВ+(Н3-Н2)·сЦКО·(1-К)+(Н-Н3)· сЦКН·(1-К));

РВ = 11,5+10^-6·9,81·3300·1080 = 46,463 МПа;

РН=10^-6·9,81·(400·1080+300·1010+(2617-700)·1500·(1-0,25)+(3300-2617)·1910·(1-0,25)) = 37,965 МПа.

Р_ВИ = 46,463 - 37,965 = 8,498 МПа.

Из вышеприведённых расчётов можно сделать вывод, что наибольшие избыточные внутренние давления наблюдаются в конце продавки нормального и облегченного тампонажных растворов. Расчетные значения внутренних избыточных давлений сведены в таблице 2.13.

Таблица 2.13 - Внутренние избыточные давления

Случай	№ точки	Глубина, м	Давление, мПа.
Конец продавки НТР	1 2 3	0 2617 3147	16,761 16,761 11,2
Конец продавки ОТР	1 2 3 4	0 400 2617 3147	22,964 22,964 13,83 11,468
Опрессовка	1 2 3 4 5	0 400 700 2617 3147	11,5 11,5 11,706 10,86 8,498

2.4.2 Конструирование эксплуатационной колонны по длине

Для расчета принимаются обсадные трубы диаметром 139,7 мм из стали группы прочности “N-80”. В соответствии с требованиями “Инструкции по расчёту обсадных колонн” принимаются к проектированию обсадные трубы исполнения А, т.к. обсадные трубы исполнения Б запрещается применять при креплении нефтяных и газовых скважин. В соответствии с рекомендациями, а также принимая во внимание, что максимальное внутреннее избыточное давление в обсадной колонне попадает в интервал 3560 МПа и скважина наклонно-направленная принимается тип резьбового соединения - VAGT.

1-я секция

Определяем требуемую прочность трубы на смятие для 1-ой секции Р¹_см, которая удовлетворяет условию[18]:

Р¹_СМ ? n_СМ·Р¹_НИ (2.62)

где Р¹_НИ - величина наружного избыточного давления в начале 1-ой секции (на забое);

n_СМ - коэффициент запаса на смятие внешним избыточным давлением (1,0 - 1,3), выбираем n_СМ =1,2, т.к. коллектор неустойчивый.

Р¹_СМ ? 1,2 · 20,937 = 25,124 МПа.

Находим толщину стенки д¹, которая обеспечивает найденную прочность на смятие или на критические давления д¹= 8,9 мм исполнения А группы прочности N-80.

Из условия перекрытия верхнего нефтяного пласта на 50 м проектируем глубину установки первой секции 2280 м по вертикали.

По мере удаления от забоя Р¹_НИ снижается, поэтому на какой-то глубине устанавливаем трубы с меньшей толщиной стенки.

Находим значение Р²_НИ, которое обеспечится прочностью трубы со следующей меньшей толщиной стенки д² из условия[18]:

*Р²_СМ = Р²_СМ (1-0,3 УG¹ / Q²_Т ) (2.63)

Р²_НИ = *Р²_СМ / n_СМ (2.64)

где: Р²_СМ - прочность труб на смятие для следующей за д¹ толщины д² < д¹. Толщину стенки д² для второй секции выбираем 8,0 мм исполнения А группы прочности N-80.

Рассчитываем вес 1-ой секции G¹:

G¹ = 1¹ * q¹ (2.65)

где q¹ - вес 1 м. труб 1-ой секции с толщиной стенки д¹.

G¹ = 583*0,354 = 206,382 кН.

Для второй секции:

*Р²_СМ = 22,1(1-0,3206,382 /1510) = 21,19 МПа;

Р²_НИ = 21,19/1 = 21,19 МПа.

По обобщенному графику наружных избыточных давлений видно, что в месте установки 1-ой секции P_НИ = 19 МПа. Данное значение выше расчетного следовательно проектируемое значение глубины установки первой секции не нуждается в уточнении.

Определяем фактические коэффициенты запаса прочности для 2-ой секции на глубине L¹ при длине 1-ой секции l¹ на внутреннее давление[18]:

n_Р = Р²_Р / Р²_ВИ (2.66)

где: Р²_Р - прочность труб 2-ой секции на внутреннее давление с толщиной стенки д² (найдено по таблице в Инструкции…);

Р²_ВИ - внутреннее избыточное давление на глубине L¹ (определяется по обобщённому графику избыточных внутренних давлений).

n_Р = 31,6/15,9 = 1,98.

на страгивание в резьбовом соединении[18]:

n_СТР = Q²_СТР / G¹ (2.67)

где Q²_СТР - прочность на страгивающие нагрузки для труб 2-ой секции с толщиной стенок д²;

G¹ - растягивающая нагрузка на 2 -ую секцию, равная весу 1-ой секции.

n_СТР =1226/206,382 = 5,94.

Рассчитанные фактические коэффициенты запаса прочности для 2-ой секции на глубине L¹ м при длине 1-ой секции l¹ больше допустимых n_p=1,15 и n_стр=1,3 условие на прочность выполняется.

При соблюдении условий прочности для второй секции параметры 1-ой секции принимаются окончательные:

группа прочности "N-80";

толщина стенок д¹=10,54мм;

длина секции l¹= 866 м по вертикали;

глубина установки L¹= 2280 м по вертикали;

интервал установки L - L¹=3147-2280 м по вертикали;

вес секции G¹= 286 кН.

2-я секция

Группа прочности материала труб для 2-ой секции принимается такой же, как для 1-ой.

Толщина стенок труб для 2-ой секции принята равной д²=8,0 мм при определении параметров 1-ой секции.

Трубы с толщиной стенки д² могут быть установлены до глубины, на которой действующее наружное избыточное давление обеспечат трубы со следующей меньшей толщиной стенки д³ < д².

Находим значения наружного избыточного давления Р³_НИ из условия:

Р³_НИ = Р³_СМ / n_СМ (2.68)

где *Р³_СМ - прочность труб на смятие для толщины труб д³=7,3.

Р³_НИ =18,3/1=18,3 МПа.

На глубину L², на которой действует Р³_НИ (предварительная глубина установки 2-ой секции) L²=20 м по вертикали.

Определяем предварительную длину 2-ой секции l²:

l² = L¹-L² (2.69)

где L¹ - глубина установки 1-ой секции.

l² = 2280-20=2260 м.

Рассчитываем предварительный вес 2-ой секции G²:

G² = l² q² (2.70)

где q² - вес 1 м труб с толщиной стенки д².

G² =2260*0,321=658 кН.

Корректируем прочность на смятие труб 3-ей секции с толщиной стенок д³ в условиях двухосного нагружения:

*Р³_СМ = Р³_СМ (1-0,3 УG² / Q³_Т ) (2.71)

где *Р³_СМ - прочность на смятие труб 3-ей секции при двухосном нагружении;

Р³_СМ - прочность на смятие труб 3-ей секции при радиальном нагружении;

УG² - нагрузка растяжения на 3-ю секцию, равная сумме откорректированного веса 1-ой секции *G¹ и предварительного веса 2-ой секции;

Q³_Т - нагрузка растяжения на пределе текучести для труб 3-ей секции.

*Р³_СМ =18,3* (1-0,3* (206,382+323,247)/1392)= 16,21 МПа.

Находим новое (откорректированное) значение наружного избыточного давления *Р³_НИ, которое обеспечится прочностью труб с толщиной стенки б³, но с учетом двухосного нагружения из условия:

*Р³_НИ = *Р³_СМ / n_СМ (2.72)

*Р³_НИ = 16,21/1= 16,21 МПа.

На обобщенном графике наружных избыточных давлений находим новую (откорректированную) глубину установки 2-ой секции *L², на которой действует *Р³_НИ. *L²=1520 м по вертикали.

Определяем откорректированную длину 2-ой секции:

*1² = *L¹ - *L² (2.73)

где *L¹ - откорректированная глубина установки 1-ой секции.

*1² =2717-1520 = 1197 м.

Рассчитывается откорректированный вес 2-ой секции *G²:

*G² = *l² * q² (2.74)

и откорректированная сумма весов 2-х секций УG²:

УG²= *G¹ + *G² (2.75)

*G² = 1197*0,321 = 384,237 кН.

УG²=206,382+384,237 =590,619 кН.

Определяем фактические коэффициенты запаса прочности для 3-ей секции на глубине *L² при откорректированных параметрах 2-х секций на внутреннее давление:

n_Р = Р³_Р / Р³_ВИ (2.76)

где Р³_Р - прочность труб 3-ей секции на внутреннее давление с толщиной стенки д³;

Р³_ВИ - внутреннее избыточное давление на глубине *L² (определяется по обобщённому графику избыточных внутренних давлений).

n_Р =28,8/18,3=1,57

на страгивание в резьбовом соединении:

n_СТР = Q³_СТР / У*G² (2.77)

где Q³_СТР - прочность на страгивающие нагрузки для труб 3-ей секции с толщиной стенок д³;

У*G² - растягивающая нагрузка на 3-ю секцию от откорректированного веса 2-х секций.

n_СТР =1118/590,619 = 1,89.

Рассчитанные фактические коэффициенты запаса прочности для 3-ей секции на глубине L² м при длине 2-ой секции l² больше допустимых n_p=1,15 и n_стр=1,3 условие на прочность выполняется.

При соблюдении условий прочности для третьей секции, откорректированные параметры 2-ой секции принимаются за окончательные:

группа прочности "N-80";

толщина стенок д² =9,17 мм;

длина секции *l² =2260 м;

глубина установки *L² =2280 м по вертикали;

интервал установки *L¹ - *L² =2280-20 м по вертикали;

вес секции *G² = 658 кН;

суммарный вес 2-х секций У*G²= 944 кН.

3-я секция

Трубы с толщиной стенки д³=10,54 мм исполнения А группы прочности N-80 устанавливаем до устья/

Определяем длину 3-ей секции l³:

l³=L²-L³, (2.78)

где: L² - глубина установки 2-ой секции.

l³=20-0=20 м.

Рассчитываем вес 3-ей секции G³

G³ = l³ *q³ (2.79)

где q³ - вес 1 м труб с толщиной стенки д³.

G³ =20*0,330= 7 кН.

Сумма весов 3-х секций УG³:

УG³= *G¹ +*G²+*G³ (2.80)

УG³=286+658+7 = 951 кН.

Определяем фактические коэффициенты запаса прочности для 3-ей секции на устье при откорректированных параметрах всех 3-х секций на внутреннее давление:

n_Р = Р³_Р / Р³_ВИ (2.81)

где Р³_Р - прочность труб 3-ей секции на внутреннее давление с толщиной стенки д³;

Р³_ВИ - внутреннее избыточное давление на устье (определяется по обобщённому графику избыточных внутренних давлений).

n_Р =28,8/22,964=1,25.

на страгивание в резьбовом соединении:

n_СТР = Q³_СТР / У*G³ (2.82)

где Q³_СТР - прочность на страгивающие нагрузки для труб 3-ей секции с толщиной стенок д³;

У*G³ - растягивающая нагрузка на устье 3-й секции от откорректированного веса всех 3-ех секций.

n_СТР = 1118/1037,499 = 1,07 <1,3.

Рассчитанный фактический коэффициент запаса прочности для всех 3-х секций на устье не удовлетворяет условию на страгивание в резьбовом соединении, поэтому расчет длины 3-ей секции ведем по страгивающим нагрузкам.

По условию прочности длина очередной i-ой секции определяется из следующего условия[18]:

Q³_СТР / n_СТР = УG² + G³ (2.83)

1³ = (Q³_СТР / n_СТР - УG²)/q³ (2.84)

1³ =(1118/1,3-590,619)/0,294 = 916,26 м.

*G³ =20·0,330 = 269,304 кН.

УG³= 286+658+7 = 951 кН.

Определяем фактический коэффициент запаса прочности для 3-ей секции на глубине установки при откорректированных параметрах всех 3-х секций на внутреннее давление:

n_Р = Р³_Р / Р³_ВИ (2.85)

n_Р =28,8/22,1=1,3 > 1,15.

Условие на прочность выполняется.

Параметры 3-ей секции принимаются:

группа прочности "N-80";

толщина стенок д² =10,54 мм;

длина секции *l² =20 м;

глубина установки *L² =20 м по вертикали;

интервал установки *L¹ - *L² =20-0 м по вертикали;

вес секции *G² = 7 кН;

суммарный вес 2-х секций У*G²= 951 кН.

Таблица 2.14 - Данные о параметрах секции обсадной колонны

№№ секций	Группа прочности	Толщина стенки, мм	Длина, м	Вес, кН	Интервал установки, м
				1м трубы	секции	нарастающий
1 2 3	N-80 N-80 N-80	10.54 9.17 10.54	20 2260 866	0,330 0,291 0,330	7 658 286	950 944 286	0-20 20-2280 2280-3147

2.4.3 Расчёт натяжения эксплуатационной колонны

Натяжение обсадной колонны необходимо для сохранения прямолинейной формы её незацементированной части путём компенсации веса и с учётом изменения температуры и давления. Если расчётное значение натяжения не удовлетворяет условию прочности колонны, то необходимо либо повысить прочность труб, либо увеличить высоту подъёма цемента. Определяют как нижний, так и верхний предел натяжения обсадных колонн.

Нижний предел - минимальное значение усилия натяжения для скважин любого назначения выбирается по наибольшему значению из двух значений, рассчитанных по формуле[3]:

Q_Н = Q (2.86)

Q_Н = Q + б·E·F·Д T·10^-3 + 0,31·P·d²_ВН.·10³ - 0,655·l· (D²_НАР. ·г_К - d²_ВН. ·

·г_В) ·10^-3 (2.87)

где: Q_Н - усилие натяжения, кН;

Q - вес свободной (незацементированной) части колонны, кН;

Q = l ·q_СР.ВЗВ (2.88)

q_СР.ВЗВ. - средневзвешенный вес 1 м обсадных труб, так как в данном случае многосекционная конструкция ОК, то средневзвешенный вес 1 м обсадных труб в незацементированном интервале составляет 0,360 кН,

P - максимальное внутреннее устьевое давление в колонне (давление опрессовки), P = 11,5 МПа;

l - длина свободной части колонны, l = 400 м;

D_НАР., d_ВН. - соответственно наружный и внутренний диаметры колонны, м.

D_НАР. = 0,1683 м; d_{ВН.СР.ВЗВ.} = 0,150 м.

F - средневзвешенная площадь сечения труб в секциях, м², определяют по формуле:

F= р·(D_НАР ² - d_ВН ²)/4 (2.89)

F=3,14·(0,1683² - 0,150²)/4 = 0,0046 м².

г_К, г_В - удельные веса жидкости за колонной и внутри неё в процессе эксплуатации, Н/м³;

г_В = 7500 Н/м³, г_К = 10800 Н/м³;

б - коэффициент линейного расширения материала труб, б = 12·10^-6 1/ ⁰С;

E - модуль упругости материала трубы, E = 2,1·10¹¹ Па;

Д T - средняя температура нагрева (охлаждения) колонны, ⁰С.

Среднюю температуру нагрева берут как среднюю величину по глубине[3]:

Д T = ((t₃ - t₁) + (t₄ - t₂)) / 2 (2.90)

где: t₁, t₂ - первоначальная температура у верхнего и нижнего концов рассматриваемого участка колонны, ⁰С;

t₃, t₄ - температура у верхнего и нижнего концов рассматриваемого участка колонны при эксплуатации, ⁰С;

t₁ = - 1,6 ⁰С; t₃ = 40 ⁰С;

t₂ = 11 ⁰С (на глубине 400 м);

t_ЗАБ. = 114 ⁰С;

t₄ = t₃ + (t_ЗАБ. - t₃) · l/H (2.91)

t₄= 40 + (114 - 40) ·400/3300 = 49 ⁰С;

Д T = ((40 + 1,6)+(49 - 11))/2 = 39,8 ⁰С;

Определяем минимальное усилие натяжения:

Q_Н = Q = 0,360·400 = 144 кН;

Q_Н = 0,360·400 + 12·10^-6 ·2,1·10¹¹·0,0046·39,8·10^-3 - 0,655·400·

· ( 0,1683²·10800 - 0,150²·7500)·10^-3 = 569,426 кН.

Принимается величина Q_Н = 569,426 кН.

Верхний предел натяжения колонны определяется из условия:

Q_Н ? Q_МАКС,

где: Q_МАКС - допустимая осевая нагрузка на трубы колонны (равная максимально допустимой страгивающей нагрузке (в самой слабой секции) делённой на коэффициент запаса на страгивающие нагрузки)[3]:

Q_МАКС = P_стр./1,3 (2.92)

Q_МАКС = 1226/1,3 = 943 кН.

Принимаем усилие натяжения Q_H = 616 кН.

569,426 кН < 616 кН < 943 кН.

2.4.4 Технологическая оснастка эксплуатационной колонны

Под понятием “технологическая оснастка обсадных колонн” подразумевается определенный набор устройств, которыми оснащают обсадную колонну, чтобы создать условия для повышения качества процессов её спуска и цементирования в соответствии с принятым способом крепления скважины[20].

Состав оснастки эксплуатационной колонны:

1. Цементировочная головка. Цементировочная головка относятся к оснастке обсадных колонн и предназначена для создания герметичного соединения обсадной колонны с нагнетательными линиями цементировочных агрегатов.

Выбираем цементировочную головку производства ВНИИБТ для цементирования обсадных колонн с расхаживанием, головка имеет обводные линии и линию для подачи жидкости, выталкивающей разделительную пробку.

2. Обратный клапан. Обратный клапан дроссельный типа ЦКОД, предназначен для непрерывного самозаполнения буровым раствором обсадной колонны при спуске её в скважину, для предотвращения обратного движения тампонажного раствора из заколонного пространства и для упора разделительной цементировочной пробки.

Выбираем ЦКОД-140-1-ОТТМ с максимальным рабочим давлением 15 МПа и максимально допустимой температурой 180 С. Проектируем его установку в обсадной колонне на глубине 3137 м и 3127 м.

3. Башмак колонный. Башмак колонный предназначен для оборудования низа обсадной колонны с целью направления её по стволу скважины и защиты от повреждений при спуске и в процессе крепления нефтяных и газовых скважин с температурой на забое до 250 С.