Вакула Я.В. Основы нефтегазового дела

1000 ×1400 ×5,12

АГ

НИ

РТР = 0,023× 106 × 2 ×0,076 = 5,5 Па.

Суммарные потери напора равны

Р = 0,56 + 5,5 = 6,06 Па.

9. ОБОРУДОВАНИЕ СКВАЖИН И ИХ ОСВОЕНИЕ

9.1. Конструкция скважин

е

ка

Конструкция скважины должна обеспечива ь ус ойчивость стенок ствола

скважины, надёжное разобщение пластов и пр пластктв, возможность спуска в

скважину оборудования для извлечения нефти

з пласта, надёжное сообщение

скважины с разрабатываемым пластом.

о

Для того, чтобы обеспечить бурение скважины до проектной глубины, ее

л

и

называемые обсадными, а в кольцевое пространство между стенками скважины

и колонной

труб

и

закачивается цементный раствор, образующий при

затвердевании цементный камень.

б

б

Обсадные трубы изготавливаются длиной 6-12 и собираются в колонну

(соединяются )

при помощи резь ы,

нарезанной на концах каждой трубы и

муфт.

ая

Геологические

и экологические

условия обуславливают необходимость

колонны.

н

Совокупность

да

ых о

количестве

обсадных колонн, их диаметрах и

н

глубинах спуска, диаметрах ствола скважины для каждой колонны, интервалах

цементирования азывают конструкцией скважины.

Элементы конструкции:

Направление

–

первая

колонна

из

труб

большого

диаметра,

тр

предназначенная для предотвращения размыва потоком бурового раствора

рыхлых по од наоустье скважины.

Кондук ор – следующая за направлением колонна обсадных труб, которой

к

скважины. Предназначена

для

перекрытия малоустойчивых

крепят с вол

е

горных пород и изоляции водоносных горизонтов с пресными водами.

л

Эксплуатационная колона – канал из обсадных труб, соединяющий недра

з мли с дневной поверхностью.

Г убина

спуска

эксплуатационной

колоны

определяется

глубиной

Летучками называют колонны, верхняя часть которых («голова») расположена

ниже устья скважины.

АГ

Хвостовик представляет собой «летучку», являющуюся продолжением

обсадной колонны, чаще всего эксплуатационной. При креплении верхняя

1

– обсадная труба;

2

ка

– цемен ный камень; 3 – пласт;

е

4 – перфорация в обсадной трубе

и цементнт м камне;

I – направление;

II – кондукторо

;

III – промежуточная колонна;

и

IV – эксплуатационная колонна.

и

б

л

б

Минимально допустимая разность диаметров муфт

обсадных труб и

скважины регламе тируетсян

Правилами безопасности в нефтяной и газовой

о

промышленности (ПБНГП).

тр

заданного диаметра

Проектируют кннструкцию скважины исходя из

нефти.

Выбор диаметра скважины (долота) под каждую колонну производят из

выражения

Dд = Dм + е, где (по рис. 9.1.2):

(9.1.1)

Dд

е

к- диаметр долота ( по таблице 9.1.3);

Dм

- диаметр муфты (по таблице 9.1.2);

е

л

- разность диаметров муфт обсадных труб и скважины (по Таблице

9.1.1)

52

dт

- диаметр труб обсадной колонны, мм.

АГ

НИ

Рис. 9.1.2.

e

Dм

ка

dт

т

е

Dд

о

л

и

Следующую по порядку обсадную ко онну выбирают такого диаметра,

чтобы обеспечить свободное прохождение до ота для бурения ствола под

колонну предыдущую.

и

б

скважины из эксплуатационной

Задача 9.1.1. Спроектировать конструкциюб

колонны 146 мм, кондуктора и направления

Решение:

1.

Выбираем диаметр долота для бурения под колонну диаметром 146 мм по

формуле 9.1.1

Dд=166+20 = 186мм.

н

Согласно т блицы 9.1.3. стандарт долота 186 мм не предусмотрен,

поэтому выбираем ближайший к расчетному диаметр долота 190,5 мм.

2.

Диаметр

н

для

аякондуктора определяем с таким

расчетом,

чтобы

труб

внутри выбра

ой трубы свободно проходило долото 190,5 мм.

По таблице 9.1.2. выбираем трубы диаметром 219,1 мм с толщиной

стенки 8 мм, у которых внутренний диаметр равен 219,1 - 8·2 = 203 мм,

тр

что больше диаметра долота, а диаметр муфты равен 245 мм.

3. Для бу енияопод кондуктор диаметром

219 мм по той же формуле (9.1.1)

определяем необходимый диаметр долота

к

е

Dд=245+25=270мм

По табл. 9.1.3 выбираем долото 269,9 мм.

л

4.

Исходя из свободного прохождения внутрь труб долота размером 269,9

мм, для направления по таблице 9.1.2 подбираем трубы диаметром 299

мм и толщиной 8 мм у которых внутренний диаметр

282,4 мм (298,4-

2·8), а диаметр муфты 324 мм.

5.

Для бурения под направление 298,4 мм расчетный диаметр долота

53

151,0

269,9

*501,0

- 20”

НИ

161,0

311,1

558,2 – 22”

165,1

295,3

584.8 – 23”

190,5

320,0

609,6 – 24”

200,0

349,2

660,4 – 26” **

215,9

393,7

ка

АГ

244,5

444,5

250,8

490,

е

*- стандарт API

т

** 1дюйм (1``) = 25.4 мм.

Таблица 9.1.3 а

Диаметр долот по стандарту API

Дюйм

Мм

Дюйм

Мм

о

Дюйм

Мм

6

152,4

77/8

200,0и

11

279,4

61/8

155,6

8¾

212,0

12

304,8

6¼

158,8

8½

и

б

л

12¼

311,2

215,9

6½

165,1

83/8

219,1

13¾

349,3

33/8

168,3

8¾

222,3

14¾

374,8

6¾

171,5

9

228,6

15

381,0

73/8

187,3

95/8

244,5

16

206,6

75/8

193,7

97/8б

250,8

17½

444,5

7¾

196,9

10¾

269,9

18½

469,9

187/8

479

Процесс заполне ия заданного интервала скважины раствором вяжущих

ая

материалов, способ ых в покое превращаться в прочный непроницаемый

камень, называют цемен

тированием или тампонированием (тампонажем), а

сами материалы – тампонажными.

н

Для цементир вания нефтяных и газовых скважин используют

тампонажные по тландцементы и цементы на основе доменных шлаков.

о

Цементный раствор – смесь воды (жидкости) и сухого цемента в

определенной

пропорции, которое

называют водоцементным

отношением

(В:Ц). Оптимальное В:Ц

для растворов портландцемента и технической воды

тр

составляет величину 0,5

При

цементировании обсадных колон

цементом

заполняется

к

между стенками скважины и наружным диаметром колонны

пространство

(ко ьцевоее

пространство).

л

56

фонари.

Существует несколько способов цементирования обсадных колонн –

НИ

одноступенчатое, двухступенчатое, манжетное, обратное. В большинстве

приготовленный с помощью специальных машин – смесителей (СМ).

После

закачки

в

обсадную

колонну расчетного объ ма

ц ментного

раствора,

освобождают

верхнюю

разделительную

пробку,

ка

внутри

подвешенную

цементировочной головки, и в колонну на пробку

е

нагнетают

жидкость

продавливания. Цементный раствор, дойдя до низатколонны, через башмак

поступает

в кольцевое пространство (за к л нну), поднимается по нему,

вытесняя

буровой раствор. Когда верхняя

разделительнаяо

пробка достигает

упорного кольца, давление в обсадной ко онне резко возрастает, что является

сигналом

прекращения

продавливания

и

раствора. Колонну

цементного

л

оставляют в покое на время затвердения цемента (ОЗЦ).

При расчете цементирования колонны определяют необходимое

количество сухого тампонирующего материалаб

(цемента), количество воды для

приготовления цементного раствора, объем

жидкости продавливания,

максимальное давление в конце процессаи

цементирования, необходимое число

смесителей и агрегатов, время процесса цементирования.

б

Необходимый объем цементного раствора для цементирования обсадных

колонн (рис.9.1.3) определ ют из выражения:

Vцр =

π ·[k·(D2

– d2)·L + d02·h], где

(9.1.2)

k

4

ая

- коэффициент каверн;

D

- диаметр скважи ын, м;

внутренний

диаметр обсадной

d и d0 -

с тветственно

наружный и

н

кол нны, м;

L - высота подъема цементного раствора за колонну, м;

h

о

- высо а цемента в башмаке колонны, м.

Количество цемента q (т) для приготовления 1 м3 цементного раствора

е

к

тр

л

q =

ρц × ρв

(9.1.3)

ρв + тρц

57

Объем воды ϑв для приготовления 1 м3 цементного раствора

(9.1.4)

ϑв

= q

m

ρв

АГ

Тогда количество сухого цемента для приготовления заданного объема

раствора :

НИ

Gц = Vцр

× ρцр

1

или Gц

= Vцр×

ρц × ρв

, где

(9.1.5)

1

+ т

m

ρв + тρц

ка

- водоцементное отношение, (обычно В:Ц в пределах 0,35 – 0,60);

ρцр

- плотность цементного раствора, т/м3;

ρц

- плотность сухого цемента, т/м3;

е

ρв

- плотность жидкости растворения, (вода, нефть и др.), т/м3.

Плотность цементного раствора можно определить из выражения:

ρцр

=

(1+ т)ρц

× ρв

и

о

т

(9.1.6)

ρв + тρц

л

С учетом потерь сухого цемента при затворении (коэффициент потерь в

пределах Кц = 1,03 – 1,05)

и

б

(9.1.7)

Gв = Gц · Кц

бρв

Количество воды ϑв

для приготовления расчетного объема

цементного

раствора

т

(9.1.8)

ϑв

=

Кв ×G ×

, где

(9.1.9)

аяπd 2

Кв

- коэффициент, учитывающий потери воды в процессе затворения цемента

при механизированном способе Кв =1,08

н

Необходимый объем жидкости продавливания

н

ϑкр

= D

0 (H - h) +ϑм , где

о

4

- коэффицие т, учитывающий сжимаемость жидкости продавливания (1,03-

1,05)

ϑм

- вместим сть линий нагнетания ( ≈ 0,8 м3)

1

Максимальное

давление перед

посадкой разделительной

пробки на

к

упорное кольцо

тр

Ртах

= Р1 + Р2 , где

(9.1.10)

Р

– давл ние создаваемое за счет разности плотностей жидкости в трубах и

л

кольц вом пространстве;

Р2 –

едавление, необходимое для преодоления гидравлических сопротивлений.

58