- •2.3 Крепление скважины 36
- •Введение.
- •1 Геологический раздел
- •1.1 Общие сведения о районе работ
- •1.2.1 Стратиграфический разрез скважины
- •1.2.2 Литология разреза
- •1.2.3 Нефтеносность разреза
- •1.2.4 Характеристика давлений и температур по стволу скважины
- •1.3 Исследование разреза скважины
- •1.4 Осложнения при бурении скважины
- •1.5 Объекты для испытания скважины
- •2 Технологический раздел
- •2.1 Конструкция скважины
- •2.1.1 Выбор и обоснование конструкции
- •2.1.2 Расчет конструкции скважины
- •2.1.3 Обоснование высоты подъема цементного раствора за обсадными колоннами
- •2.1.4 Обобщенные данные о конструкции скважины
- •2.1.5 Профиль ствола скважины Выбор типа профиля скважины
- •Расчет профиля скважины
- •Геометрическая характеристика профиля скважины
- •2.2 Углубление скважины
- •2.2.1 Буровые растворы Выбор типов буровых растворов и их основных параметров по интервалам бурения
- •Расчет необходимого количества буровых растворов на бурение всей скважины приведено в таблице 13.
- •Расчет необходимого количества буровых растворов на бурение всей скважины
- •Расчёт необходимого количества химреагентов и буровых материалов для приготовления и обработки бурового раствора
- •Расчет подачи бурового раствора при промывке для обеспечения необходимой скорости восходящего потока в затрубном пространстве при бурении
- •2.2.2 Буровые долота, рекомендуемые для бурения скважины
- •295,3- 3 Насадки по 11мм
- •215,9- 3 Насадки по 11 мм
- •2.2.3 Выбор бурильных труб и компоновок низа бурильной колонны Расчет бурильных труб
- •Проверочный расчет на статическую прочность
- •Проверочный расчет на кручение и на усталостную прочность
- •Расчеты на прочность в клиновом захвате
- •2.2.4 Расчёт потерь давления
- •2.2.5 Выбор буровых насосов и параметров их работы
- •2.2.6 Параметры режима бурения по интервалам
- •Продолжение таблицы №18
- •2.2.7 Расчёт потребного количества долот для бурения проектируемой скважины
- •2.3 Крепление скважины
- •2.3.1 Расчёт эксплуатационной колонны на прочность
- •2.3.2 Оснастка обсадных колонн
- •2.3.3 Процесс спуска обсадных колонн Подготовка оборудования и скважины к спуску обсадных колонн
- •Режим спуска обсадных труб
- •2.3.4 Расчет цементирования эксплуатационной колонны
- •Выбор тампонажных материалов
- •Выбор буферной жидкости и плотности тампонажного раствора
- •2.3.5 Расчёт количества материалов для приготовления тампонажного раствора
- •Технологический регламент на крепление скважины
- •2.3.6 Проверка обсадных колонн на герметичность после озц
- •2.4 Испытание скважин на продуктивность
- •2.4.1 В процессе бурения испытателем пластов
- •2.4.2 В обсадной колонне после окончания бурения
- •3 Технический раздел
- •3.1 Выбор буровой установки
- •3.1.1 Расчет необходимой грузоподъемности буровой установки
- •3.1.2 Выбор буровой установки и её техническая характеристика
- •Технические характеристики буровой установки
- •3.1.3 Комплектность выбранной установки
- •3.2 Выбор приспособлений и механизмов для приготовления и очистки бурового раствора
- •3.3 Выбор колонной головки для обвязки обсадных колонн, противовыбросового оборудования при бурении и фонтанной арматуры Выбор противовыбросового оборудования
- •Выбор колонной головки и фонтанной арматуры
- •3.4 Охрана труда и техника безопасности
- •Промышленная санитария
- •Противопожарные мероприятия
- •3.5 Охрана недр при бурении и испытании
- •3.6 Охрана окружающей среды в процессе строительства скважины, включая монтаж и демонтаж бурового оборудования
2.3 Крепление скважины
При бурении нефтяных и газовых скважин необходимо крепить их стенки. В результате этого достигается следующие:
Укрепляются стенки скважины сложенные недостаточно устойчивыми горными породами;
Разобщаются нефтеносные и газоносные пласты друг от друга, а так же от водоносных горизонтов.
Это позволяет создать долговечный и герметичный канал по которому нефть и газ поднимается от забоя до устья без потерь.
Пласты разобщаются с помощью специальных труб, которые называются обсадными.
Так как одно крепление стенок скважины обсадными трубами не создают разобщения пластов, то затрубное пространство заполняют цементным раствором специальным оборудованием и приспособлением.
Все обсадные колонны, кроме направления и кондукторов, выходит на поверхность , необходимо подвешивать на устье жёстко связывать с ранее спущенными колоннами при помощи специальных устройств-колонных головок. Эти устройства должны обеспечивать обвязку обсадных колонн и предотвращение разгрузки перед подвеской
В конструкцию низа обсадной колонны входят: башмачная направляющая пробка, башмак или короткий патрубок с боковыми отверстиями,
обратные клапаны, упорное кольцо, кольца жёсткости и турбулизаторы. Для Эксплуатационной и промежуточной колонн в комплект оборудования их низа включаются , также центрирующие фонари и скребки.
2.3.1 Расчёт эксплуатационной колонны на прочность
Исходные данные для расчета обсадных колон
Таблица №20
№ п/п |
Наименование данных |
Услов- ные обозна- чения |
Значение для колонн | ||
кондуктор |
промежуточ-- ная |
эксплуата- ционая | |||
1 |
Диаметр колонны, мм |
Д |
324 |
245 |
178 |
2 |
Расстояние от устья: -до башмака колонны, м -до уровня цемента за колонной, м -до уровня жидкости в колонне, м -до пласта с возможными нефтеводопроявлениями |
L h H
|
480 0 0
|
1923
0
|
3000 1773 1923 2350 |
3 |
Плотность, кг/м3 -цементного раствора -бурового раствора -жидкости в колонне -опресовочной жидкости
|
рц.р рб.р рв ро.ж |
1830 1150 838 1150 |
1830 1150 838 1150 |
1830 1150 838 1000 |
4 |
Пластовое давление, МПа |
Р.пл |
25,2 |
18,6 |
46,9 |
5 |
Коэффициент запаса прочности на: -наружное давление
-внутреннее давление -на страгивание |
n.кр
n.в n.стр |
1,0
1,45 1,45 |
1,0
1,45 1,30 |
1,3 для 1 секции, постоянно 1 1,3 1,15 |
6 |
Зона перфорации, м |
- |
- |
- |
3000-1923 |
1) выбираем расчетную схему:
т.к. h<H, то для расчета выбираем схему 1.
Схема 1
2)Определяем наружное избыточное давление в точках 1,2,3,:
В точке 1 Z=0
В точке 2 Z=hРни=0,01х рб.рх h=0,01х1,10х1773=19,50 МПа
В точке 3 Z=HРни=0,01х1,10х1773+0,01х1,32х(3000-1773)х(1-0,75)-0,01х0,85х(3000- -1923)=23,6 МПа
3) Строим эпюру наружных избыточных давлений (схема 2).
4)определяем внутреннее избыточное давление в точках а, б, в.
В точке а:или
Определяем в зависимости от пластового давления:
Ру=Рпл-0,01х рвхL=27-0,01х0,89х3000=0,3 МПа
для колонныD=178мм
Т.к. >, то принимаем в точке а
В точке б:Рви=Роп+0,01х рожхрбрхh=11,5+0,01х1х1773-0,01х1,10х1773=9,7МПа
В точке в:
Рви=роn+0,01хрожхL-0,01хрбрхh-0,01хрц.рх(L-h)[(1-k)=11,5+0,01х1х3000-0,01х1,10х1773-0,01х1,82х(3000-1773)х(1-0,25)=5,24МПа
5)По расчетным данным строим эпюру внутренних избыточных давлений(схема 2).
6)Подбираем трубы для эксплуатационной колонны.
Самое большое давление трубы будут испытывать на забое скважины это
С учетом коэффициента безопасности прочности критического давления на эти трубы.
Этому давлению соответствуют трубы группы прочности Д с толщиной стенки 12,1мм, для которых ,
Эти трубы принимаем для эксплуатационной колонны.
Определяем вес всей колонны:
Определяем запас прочности на страгивания труб секции от веса всей колонны.
- следовательно, обсадная колонна страгивающую нагрузку выдержит
Проверяем обсадную колонну на внутреннее избыточное давление.
Тогда коэффициент запаса прочности на ВИД :
- следовательно подобранные трубы выдерживают ВИД.
Результаты расчетов сводим в таблицу:
Таблица №21
Интервал спуска, м |
Длина секции, м |
Тип резьбовых соединений |
Диаметр, мм |
Марка стали |
Толщина стенки, мм |
Масса |
Коэффициент запаса прочности | |||
1м трубы, кг |
колонны, т | |||||||||
смятие |
внутренне давление |
страгивание / растяжение | ||||||||
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
14 |
15 |
16 |
0-3000 |
3000 |
БАТРН |
178 |
N-80 |
10,6 |
41,7 |
169,3 |
1,33 |
2,35 |
1,93 |
Эпюры наружных и внутренних избыточных давлений эксплуатационной колонны (2.3.1)
5,25 11,5 19,50 23,6 Р,МПа
0
Наружное избыточное давление
1773
Внутреннее избыточное давление
3000
L,м
Схема 2