- •Глава 1
- •1.2. ГЕОФИЗИЧЕСКИЕ МЕТОДЫ ИССЛЕДОВАНИЯ СКВАЖИН
- •1.3. ОСНОВНЫЕ СВЕДЕНИЯ ПО ТЕОРИИ ФИЛЬТРАЦИИ
- •Глава 2
- •2.2. ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ ФАКТОРЫ, ОБЕСПЕЧИВАЮЩИЕ БУРЕНИЕ И ВСКРЫТИЕ ПРОДУКТИВНОГО ПЛАСТА
- •2.4. ИЗМЕНЕНИЕ ПРОНИЦАЕМОСТИ ПРИЗАБОЙНОЙ ЗОНЫ ПЛАСТА.
- •БУРОВЫЕ РАСТВОРЫ ДЛЯ ЗАКАНЧИВАНИЯ СКВАЖИН
- •2.5. ГОРИЗОНТАЛЬНОЕ БУРЕНИЕ
- •Глава 3
- •КОНСТРУКЦИИ СКВАЖИН
- •3.1. ТЕОРЕТИЧЕСКИЕ ОСНОВЫ ПРОЕКТИРОВАНИЯ КОНСТРУКЦИЙ СКВАЖИН
- •3.2. ТИПЫ КОНСТРУКЦИЙ СКВАЖИН, ПРИМЕНЯЕМЫХ В НЕКОТОРЫХ РЕГИОНАХ
- •3.3. ОСОБЕННОСТИ РАСЧЕТА
- •Глава 4
- •КОНСТРУКЦИИ ЗАБОЕВ СКВАЖИН
- •4.1. ТИПЫ КОНСТРУКЦИЙ ЗАБОЕВ СКВАЖИН
- •4.3. ОБОСНОВАНИЕ ВЫБОРА КОНСТРУКЦИИ ЗАБОЯ СКВАЖИНЫ
- •4.4. ПРЕДОТВРАЩЕНИЕ ПЕСКОПРОЯВЛЕНИЙ В НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ СКВАЖИНАХ
- •4.5. ПАКЕРЫ
- •Глава 5
- •5.1. ПОДГОТОВКА СТВОЛА СКВАЖИНЫ
- •Глава 6
- •Глава 7
- •7.1. УСЛОВИЯ ФОРМИРОВАНИЯ ПОТОКА РАСТВОРА И ЦЕМЕНТНОГО КАМНЯ В СКВАЖИНЕ
- •7.4. СХЕМЫ РАЗМЕЩЕНИЯ И ОБВЯЗКИ ОБОРУДОВАНИЯ ПРИ ЦЕМЕНТИРОВАНИИ
- •7.5. КОМПЛЕКСНАЯ ОЦЕНКА КАЧЕСТВА КРЕПИ НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ СКВАЖИН
- •УСТАНОВКА ЦЕМЕНТНЫХ МОСТОВ
- •8.1. СПЕЦИФИКА УСТАНОВКИ ЦЕМЕНТНЫХ МОСТОВ В ГЛУБОКИХ СКВАЖИНАХ
- •8.2. ОСОБЕННОСТИ ВЫБОРА РЕЦЕПТУРЫ РАСТВОРОВ ВЯЖУЩИХ ВЕЩЕСТВ ДЛЯ УСТАНОВКИ МОСТОВ
- •8.3. ОЦЕНКА ФАКТОРОВ, ВЛИЯЮЩИХ НА ИСХОД РАБОТ ПО УСТАНОВКЕ ЦЕМЕНТНЫХ МОСТОВ
- •8.4. ПОВЫШЕНИЕ НАДЕЖНОСТИ ДОСТАВКИ ЦЕМЕНТНОГО РАСТВОРА В ИНТЕРВАЛ УСТАНОВКИ МОСТА
- •8.5. УПРАВЛЕНИЕ ПРОЦЕССОМ СРЕЗКИ ШТИФТОВ ПРИ ИСПОЛЬЗОВАНИИ РАЗДЕЛИТЕЛЬНЫХ ПРОБОК
- •8.6. ТЕХНИЧЕСКИЕ ФАКТОРЫ
- •8.7. ВЛИЯНИЕ ПОГЛОЩЕНИЯ РАСТВОРА, ВОДООТДАЧИ ИВОДООТСТОЯ
- •8.8. СУБЪЕКТИВНЫЕ ФАКТОРЫ
- •8.10. ТРЕБОВАНИЯ, ПРЕДЪЯВЛЯЕМЫЕ К МАТЕРИАЛАМ И ПРОЦЕССАМ ПРИ УСТАНОВКЕ МОСТОВ
- •8.11. ПЛАНИРОВАНИЕ РАБОТ ПО УСТАНОВКЕ ЦЕМЕНТНЫХ МОСТОВ
- •Глава 9
- •9.1. ТЕХНИКО-ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА УСЛОВИЙ ПРОВЕДЕНИЯ ПЕРФОРАЦИИ
- •9.2. ПУЛЕВАЯ ПЕРФОРАЦИЯ
- •9.3. КУМУЛЯТИВНАЯ ПЕРФОРАЦИЯ
- •9.4. СКВАЖИННЫЕ ТОРПЕДЫ
- •9.5. ДЕЙСТВИЕ ВЗРЫВА В СКВАЖИНЕ
- •9.6. ГИДРОПЕСКОСТРУЙНАЯ ПЕРФОРАЦИЯ
- •9.8. ВЫБОР ПЛОТНОСТИ ПЕРФОРАЦИИ И ТИПОРАЗМЕРА ПЕРФОРАТОРА
- •9.9. СКИН-ЭФФЕКТ ПРИ ПЕРФОРАЦИИ
- •9.12. ОЧИСТКА ПЕРФОРАЦИОННОЙ СРЕДЫ ОТ ВЗВЕШЕННЫХ ЧАСТИЦ
- •9.13. ТЕХНОЛОГИЯ ВСКРЫТИЯ ПЛАСТОВ ПУТЕМ ПЕРФОРАЦИИ В СРЕДЕ ОЧИЩЕННОГО СОЛЕВОГО РАСТВОРА
- •9.14. ПЕРФОРАЦИЯ ЦЕМЕНТНОГО КАМНЯ
- •Глава 10
- •10.1. МЕТОДЫ ОПРОБОВАНИЯ И ИСПЫТАНИЯ
- •10.2. ИСПЫТАТЕЛИ ПЛАСТОВ
- •10.3. ТЕХНОЛОГИЯ ОПРОБОВАНИЯ И ИСПЫТАНИЯ
- •10.4. ОБРАБОТКА РЕЗУЛЬТАТОВ ИСПЫТАНИЙ
- •Глава 11
- •ВОПРОСЫ ОХРАНЫ ОКРУЖАЮЩЕЙ СРЕДЫ
- •11.1. МЕТОДЫ УТИЛИЗАЦИИ ОТРАБОТАННЫХ БУРОВЫХ РАСТВОРОВ И ШЛАМА
- •11.2. МЕТОДЫ ОБЕЗВРЕЖИВАНИЯ ОТРАБОТАННЫХ БУРОВЫХ РАСТВОРОВ И ШЛАМА
- •11.3. ЗАЩИТА ВОЗДУШНОГО БАССЕЙНА
тов в скважине. Кроме того, наличие незамерзающего прост ранства, заполненного теплоизолятором, предотвращает смя тие колонн, которое может произойти в случае длительной ос тановки скважины при наличии в межтрубном пространстве бурового раствора.
3.3. ОСОБЕННОСТИ РАСЧЕТА
ОСАДНЫХ КОЛОНН ПРИ КРЕПЛЕНИИ СКВАЖИН В СЛОЖНЫХ УСЛОВИЯХ БУРЕНИЯ
Анализ большого промыслового материала по креплению глубоких скважин в различных геологических условиях свиде тельствует о том, что фактический запас прочности обсадных колонн отличается от расчетного. На месторождениях, в разре зе которых отсутствуют высокопластичные отложения и гори зонты с АВПД, обсадные колонны успешно противостоят дей ствующим в скважинах нагрузкам при расчетном коэффициен та запаса прочности меньше 1. На месторождениях со сложны ми геологическими условиями бурения обсадные колонны ока зались поврежденными при расчетных коэффициентах запаса прочности 1,5 и более. Все это свидетельствует о том, что при меняемые методы расчета обсадных колонн не всегда отвечают конкретным условиям их работы в глубоких скважинах. Основ ные причины повреждения обсадных колонн следующие:
неправильное определение действующих в скважине нагру зок на обсадные трубы;
неточное определение прочностных показателей обсадных труб;
спуск в скважину некачественных труб; повреждение труб в процессе спуска колонн;
износ и повреждение промежуточных колонн бурильным инструментом в процессе работы в обсаженной скважине;
стихийные явления.
Ниже приведены некоторые методы расчета нагрузок, дей ствующих на обсадную колонну в скважине, и прочностных по казателей труб.
3.3.1. РАСЧЕТ ЭКСПЛУАТАЦИОННЫХ КОЛОНН
Определение наружного давления. Существует несколько методик определения наружного давления.
Методика ГМ. Саркисова. Расчетное наружное давление
определяется по составному столбу бурового и тампонажного растворов с учетом разгрузки цементного кольца. В отдельных случаях для скважин, бурящихся в сложных геологических условиях, с разрешения нефтегазодобывающего объединения допускается определение наружного давления по всему стволу скважины по столбу бурового раствора.
Формулы для расчетных давлений зависят от соотношения между L, Л, Н 9г09 причем г0 является глубиной (рис. 3.12), на которой наружное давление при разгрузке цементного кольца достигает гидростатического и определяется по одной из сле дующих формул:
(1-А0(Рц -рр)Л+Лг(рц -Р о) L .
(3.20)
Рц-*(Ро-рв)
(1-Ар(Рц - Р р )& + * (Р Ц - P o )L + k p uH
(3.21)
Р ц - * ( Р о - Р е ) - Р в
где к - коэффициент разгрузки цементного кольца; рц, Рр, ft,, рв, рв - плотность соответственно тампонажного, бурового растворов, продавочной жидкости, воды и жидкости в колонне, кг/м3; Л - расстояние от устья скважины до уровня тампонаж ного раствора в затрубном пространстве, м; L - глубина сква жины, м; Н - расстояние от устья до уровня жидкости в ко лонне, м.
В зависимости от положения уровней Л и Н возможны сле дующие случаи.
1. Значение Л > Н (уровень жидкости в колонне выше
уровня подъема тампонажно |
|
|
го раствора в затрубном про |
-s: |
|
странстве). |
||
Тогда |
по формуле (3.21) |
|
находят 20. Если при этом |
|
|
окажется, что г0 < А, то рас |
J |
|
четные давления pLfph,ph\рн |
||
(МПа), |
соответственно на |
|
глубинах L, А и Н определя ют по следующим формулам (причем на глубине А полу чаются два значения давле ний):
Рис. 3.12. Схема скважины
pL=l<rM (PB - р н)Ь-(Рц - р Р)А + РвЯ ](1-А );
р л = 10-*g[(l - k)pBH - А(рц - Po)(L - ft)+ ( 1- *)(РР - p.)*];
P'„ = lO^^tPpft - P„(A~ H )V,
pH =10-*gppH.
Здесь и далее g - ускорение силы тяжести, м /с2. Если окажется, что z0 > Л, то
L= Ю ^ [(р ц -p ,)L -(P 4 - р р)А+рнЯ ](1-А);
= W -* g [p az0 - p B(z0 - H ) ] ;
рА=10_в^[р,А -рв(А -Я )]; |
(3.23) |
p'h =10-*g[p9h -p B(h -H )];
Рн =10~*gp9H.
2. Значение Л < Н (уровень жидкости в колонне ниже уровня подъема тампонажного раствора в затрубном пространстве).
Тогда по формуле (3.24) определяют z0. Если при этом ока жется, что z0 > Н 9то давление определяют по формулам
pL=10'в^[(рц - p B)L -(p„ - Рр)А+реЯ](1 - А);
Ръ =10"eff[p.z0 - p e(z0 -Я )];
pH=10-*gpBH; |
(3.24) |
ph=10-*gp,k,
p'h=10-*gpvh.
Если по формуле (3.21) окажется, что z0 < Н, то тогда z0 надо вычислять по формуле (3.20). В случае, если при этом новом расчете z0 > Л, давление находят по формулам
PL = Ю ^ [(р ц - Ре)L - (рц - рр)й + р„Я](1 - ft); |
|
Рн =10'®^[Рв - Ар0)Я -(1 - А)(рц - р р)Л-А(Рц - p 0)i]; |
|
Рщ =10"®^р.2^; |
(3.25) |
P»=10'effp.A; |
|
Рн =10-* gpph.
Если при определении z0 по формуле (3.20) окажется, что г0 < А, то
Pi = Ю~®£[(РЦ-p „)L -(P 4 - р р)Л+ рвЯ ](1-А);
Рн = Ю^ЙРц - *Ро)# - (1 - А)(рц - Рр)Л- А(рц - p0)L];
Р* = 10^^([1 - А)Рр + А(РВ - Р0)]Л- А(Рц - PO)L );
Ра -Ю^^РрЛ.
3. Значение Н = L (полное опорожнение скважины).
По формуле (3.20) вычисляют z0. Если окажется, что z0 < Л, то давления вычисляют по формулам
Pi = Ю^КРрЛ + рц(£ -Я)](1-А);
Р* = 10“®^[(1 - А)РрА- А(рц - p0)(L - А)]; • |
(3.27) |
Ра = Ю“®£РрА.
Если при вычислении г0 окажется, что г0 > А, то
P i =10“®*[(ррА+ря(1-А)](1 - А);
Р,о =Ю “®^РА?
(3.28)
Ра=Ю “®^РшЛ;
р;=10“®^ррл.
После определения рас четных давлений необходимо построить эпюру этих давле ний (рис. 3.13). При построе нии эпюры для глубин L, Н у A, z0 откладывают в горизон тальном направлении в при нятом масштабе значения давлений pL, рн, рА', р„, р,о
и полученные точки А, В, С, Б, Е (соседние) соединяют между собой прямолиней ными отрезками.
На глубине А эпюра имеет скачок, так как для р полу чено два значения. Для вы равнивания эпюры из точки,
Рис. 3.13. Эпюра давлений |
0 4 8 12 16 р,МПа |
197
соответствующей большему значению рЛ, необходимо провести вниз вертикальную линию до пересечения с лежащей ниже ча стью эпюры. Отрезок этой вертикали, начиная от точки пересе чения и до уровня Л, принимается за линию эпюры на этом уча стке.
Приведенные выше формулы получены для идеального слу чая крепления скважин. При выводе расчетных формул при нимали, что обсадная колонна окружена упругими цементными оболочками и горными породами. Пластовое давление порис тых, насыщенных жидкостью и газом горизонтов принимают равным гидростатическому давлению соответствующего столба воды. Поставленная задача о взаимодействии цементной обо лочки и обсадной колонны решается с использованием формулы Ламе для определения радиальных деформаций трубы и це ментной оболочки. Приравнивая радиальные перемещения то чек контактной поверхности трубы и оболочки, находят коэф фициент разгрузки цементного кольца.
В постановке и решении задач по расчету обсадных колонн на сопротивляемость смятию имеется ряд недостатков.
При бурении скважин в большинстве районов вскрывают го ризонты с давлениями насыщающего их флюида, превышаю щими гидростатическое. Поэтому внешнее давление на колонну снизится до пластового, а не до гидростатического давления столбы воды. Кроме того, необходимо доказать применимость условий неразрывности контактной поверхности трубы и обо лочки в условиях скважины. Экспериментальные работы по ис следованию прочности обсадных труб, окруженных цементной оболочкой, показали, что жидкость из модели пласта проникала между поверхностью патрубка и цементного кольца. Следова тельно, несмотря на цементное кольцо активное давление на ко лонну создавалось жидкостью. Исследованиями качества це ментирования скважин акустическим цементомером, прове денными в последние годы, установлено, что после испытания обсадной колонны на герметичность контакт ее с цементным кольцом ухудшается. Все это косвенно указывает на то, что значения радиальной деформации наружной поверхности об садной колонны и внутренней поверхности цементной оболочки могут быть не равны.
При расчете колонн внешнюю нагрузку рассчитывают по давлению упругой цементной оболочки. Критическое внешнее давление для труб определяют для случая, когда колонна на ходится в жидкой среде. Очевидно, что при расчете критичес кого давления и внешней нагрузки необходимо использовать одну и ту же схему крепления скважин.
Задача об устойчивости трубы под воздействием равномерно го давления со стороны упругого тела решена М.Я. Леоновым и В.В. Панасюком. В результате решения такой задачи выявлено, что устойчивость труб в указанных условиях велика, что в ре альных скважинах в зацементированной зоне смятия обсадных труб не должно происходить.
На основании изучения промысловых материалов по крепле нию скважин в различных геологических условиях и результа тов исследования прочности труб Л.Б. Измайловым был сделан вывод о том, что нет необходимости рассчитывать обсадные колонны на сопротивляемость смятию при создании на них давле ния цементным кольцом. Отмечено, что проведение научноисследовательских работ с целью уточнения расчетного давле ния твердого цементного кольца на обсадную колонну в сква жине нецелесообразно, так как наибольшую опасность для труб представляет давление флюида, содержащегося в пласте. В этой работе рассмотрены различные условия крепления сква жин и схемы расчета обсадных колонн на сопротивляемость смятию. Наиболее общей является следующая расчетная схема. Обсадная колонна окружена цементным кольцом и горными породами. Жидкость, насыщающая пласт, проникает по порам цементного камня и оказывает непосредственное давление на обсадную трубу.
При креплении горизонтов с АВПД жидкость или газ из это го пласта поднимаются по цементному кольцу и оказывают дав ление на обсадные трубы, расположенные на значительном удалении от шшста до места герметизации затрубного прост ранства. Исходя из такого представления о взаимодействии обсадной колонны, цементного кольца, горных пород и насы щающих их флюидов, Л.Б. Измайловым и специалистами ВНИИБТ были разработаны методики определения расчетных внешних давлений на обсадные колонны.
Методика ВНИИБТ. Расчетное наружное давление на ко лонну определяют с учетом пластовых давлений высоконапор ных горизонтов. Сразу после продавки тампонажного раствора наружным давлением для обсадной колонны является:
а) давление составного столба бурового и тампонажного рас творов при г > h (г - глубина, для которой определяют давле
ние) |
|
Рш= [Лрр + (г - /OpJlO'V; |
(3.29) |
б) давление столба бурового раствора при гйЬ |
|
Рв = lO^zpjg; |
(3.30) |
А= КГ^Рц*.
Винтервале подъема тампонажного раствора после ОЗЦ на ружное давление для обсадной колонны определяется по сле
дующим формулам: а) при z > La
ра = zm; |
(3.32) |
б) при h < z < L a
(3.33)
где La - глубина залегания высоконапорного горизонта; т - мо дуль градиента пластового давления; тр - статическое напря жение сдвига бурового раствора; Dc - диаметр скважины; D - наружный диаметр обсадной колонны.
При спуске колонн секциями и при двухступенчатом цемен тировании наружное давление определяется так же, как для колонн, спускаемых и цементируемых в один прием;
в) при цементировании колонны до устья (Л = 0) наружное давление для колонны определяют по формуле (3.32);
г) для случая, когда газ в затрубном пространстве заполнил объем в интервале I? от газоносного пласта до непроницаемой перемычки, а возможность его фильтрации в пласты в данном интервале отсутствует, наружное давление рассчитывают по формуле
(3.34)
гДе Рал “ пластовое давление высоконапорного горизонта; рг - плотность воздуха при атмосферном давлении и температуре; р - относительная плотность газа по воздуху; zx - расстояние, отсчитываемое от газоносного пласта к вышележащей пере мычке; t - температура пласта.
В интервалах залегания карналлита, а также высокотемпе ратурных (при t > 80 *С) солевых толщ, представленных гали том, значение наружного давления для обсадной колонны оп
ределяют по формуле |
|
Р*=2ри8, |
(3.35) |
где рп “ плотность горных пород. |
|
Если соленосные толщи представлены галитом и пластовая температура меньше 80 “С, то наружное давление рассчитыва ют по формуле
(3.36)
где Но - коэффициент Пуассона для горных пород; рп - плот ность породы.
Для предотвращения образования больших каверн вскрытие соленосных отложений и бурение нижележащих интервалов необходимо производить с использованием растворов, насы щенных соответствующими солями.
Для улучшения условий нагружения обсадной колонны ка верны заполняют тампонажным раствором.
Соленосные толщи рекомендуется перекрывать двумя и бо лее обсадными колоннами с заполнением межтрубного кольце вого пространства тампонажным раствором. Выше интервала цементирования наружное давление на обсадную колонну со здается столбом бурового раствора. Для структурообразующих жидкостей это давление определяется при г £ А по формуле
(3.37)
(тр определяют экспериментально).
Вслучае если значение рн, определенное по формуле (3.37), меньше найденного по формуле (3.32), расчет ведут по формуле (3.32).
Взоне перфорации за наружное давление принимают плас товое. При отсутствии данных о значении пластового давления в зоне цементирования давление для разведочных скважин опре деляют по столбу бурового раствора:
рн = (0,90+0,95)грр£. |
(3.38) |
Методика Л.Б. Измайлова. Внешнюю нагрузку на колонну определяют с учетом АВПД и давления гидроразрыва (поглощения) пород.
В общем случае, когда обсадная колонна герметизирована на некоторой глубине А' (рис. 3.14), при миграции по межколон ному пространству жидкость, газ или газожидкостная смесь высоконапорного горизонта будут оказывать давление на ко лонну в интервале от L^ до А'.
При заполнении затрубного пространства пластовой жидкос тью или газом противодавление на этот пласт создается столбом
Рис. 3.14. Схема крепления скважины
флюида и давлением, возникающим над этим столбом. При от сутствии фильтрации этого флюида в окружающие пласты дав ление в затрубном пространстве на глубине ht определяют так:
при насыщении высоконапорного горизонта жидкостью
А-Ди-САж -АТрфЛ |
<3 -39) |
где рф - плотность флюида; рв - |
в мегапаскалях; |
при насыщении высоконапорного горизонта газом |
|
Ря Рпл 1-27,3 |
(3.40) |
(273+0 J |
|
В разрезе, перекрываемом проектируемой колонной, выше высоконапорного горизонта могут залегать отложения, склон ные к гидроразрыву или поглощению флюида при росте давле ния в затрубном пространстве до некоторого значения. Давле ние гидроразрыва (поглощения) р^ пластов определяют на ос нове данных проводки скважин на месторождении. При отсут ствии таких данных давление гидроразрыва можно рассчитать по формуле
Р* = 0,083г + 0 ,6 6 ^ . |
(3 .41) |
Определяют максимально возможное давление р ^ высоко-
202
напорного горизонта на глубине hx при насыщении затрубного пространства нефтью или газом по формулам (3.39) и (3.40). При этом вместо А' подставляют значение hx. Если > р П), то жидкость из затрубного пространства будет поступать в погло щающий горизонт, а давление в затрубном пространстве на глу бине hx можно принимать равным р^. В случае рш < р^ давле ние в затрубном пространстве на глубине hx будет равнор ^ .
Исходя из такой предпосылки, давление на обсадную колон ну определяют для случая, когда выше высоконапорного гори зонта залегает поглощающий пласт и тампонажный раствор не поднят в башмак предыдущей колонны, а затрубное простран ство герметизировано на глубине А' (см. рис. 3.14). При этом возможны два варианта.
1. Значениер^ > р ^ . Тогда наружное давление на колонну определяют по следующим формулам:
а) в интервале от L до Lw
Р, =Рпл + (2 ~'£ш.)Рф£; |
(3.42) |
б) в интервале от |
до Л |
Р. =Рия- (Аи - 2)Рфg, |
(3.43) |
где А - расстояние от устья скважины до уровня цементного раствора;
в) в интервале от А' до А |
|
||
Ри =Рпл~ (А» - |
А)Рф£- (л - г)Рф£. |
(3.44) |
|
2. Значение |
|
. Тогда наружное давление на колонну |
|
определяют так: |
|
|
|
а) в интервале от L До |
по формуле (3.42); |
|
|
б) на глубине Ьш |
|
|
|
ра =Рш>; |
|
|
(3.45) |
в) на глубине Ах |
|
|
|
Рш=Рп»; |
|
|
(3.46) |
г) в интервале от Ах До А |
|
||
Р. =Ар " (А " |
|
|
(3.47) |
д) в интервале от Адо А' |
|
||
Р. =РФ - (Л, - |
- (Л - |
z)ppg. |
(3.48) |
ИспользУВ Щшведейные расчетные формулы, практически можно подСЯиТДть наружные давления на обсадную колонну при любых Эдемах крепления скважин.
Из приведенных формул видно, что в частном случае, когда в разрезе, перекрываемом колонной, отсутствуют высокона порные горизонты, а пластовые давления равны гидростатиче ским, наружное давление на колонну также будет равно гидро статическому давлению существующего столба воды. При от сутствии поступления жидкости и газа из окружающих пород внешняя нагрузка на колонну будет определяться поровым давлением цементного камня.
Скважина представляет собой сложное гидротехническое сооружение, рассчитанное на длительный срок работы, а абсо лютно сухих пород нет, поэтому, по-видимому, нецелесообраз но расчетное давление принимать ниже гидростатического. При надежной изоляции затрубного пространства в башмаке преды дущей колонны, отсутствии притока через нее и подъеме там понажного раствора до устья отпадает необходимость расчета проектируемой колонны в интервале от 0 до А' на сопротивляе мость смятию.
Определение внутреннего давления. После цементирования обсадных колонн внутреннее давлениерввлюбом сечении опре деляется по формуле
А = 2ро£+/>у, |
(3.49) |
где ру - давление на устье скважины в конце закачки продавочной жидкости в процессе испытания на герметичность, прц ос воении и эксплуатации.
Внутреннее давление в скважине из условия аварийного фонтанирования вскрываемых пластов из-под проектируемой колонны рассчитывают так:
А = 2рф*+Ро, |
(3.50) |
гдеРо ” давление на устье при аварийном фонтанировании. |
|
Давление опрессовки обсадной колонны |
|
P o ^ h i i p ^ - L ^ g ) . |
(3.51) |
Давление на устье |
|
Р у “ Paa-Lp^g. |
(3.52) |
Расчетную внешнюю нагрузку определяюткак |
разность |
между наружным и внутренним давлениями: |
|
Р р ‘ ж^ с ( Р . - Р ш ) , |
(3.53) |
где ас - коэффициент запаса прочности при расчетеколонн на смятие.
Определение сопротивляемости труб смятию. Критическое
204
давление для трубы, при котором наибольшее напряжение до стигает предела текучести металла, согласно данным Г.А. Сар кисова, определяется по формуле
i V =1’1Amln |
_3е__ |
|
° т+ Д*0Р 1+ - |
|
|
|
2p3*min , |
|
|
2 |
|
o r+Et%р |
-4Ek*por |
(3.54) |
1 |
|
|
где kmln = Smin/D; k0 = 80/D; k0 = 80/D; 8 ^ - минимальная толщи на стенки, принимаемая равной 0,8758; 8 - номинальная тол щина стенки трубы; 5Q - средняя толщина стенки, принимае мая равной 0,9058; D - наружный диаметр обсадной трубы; от - предел текучести материала трубы; Е - модуль упругости ма териала трубы; р - разностенность труб, принимаемая равной 1,034; е - овальность обсадной трубы.
Значения ркр, подсчитанные по формуле (3.54) при указан ных значениях 8 ^ и SQ, приведены в справочниках.
На основе данных аналитических и экспериментальных ра бот Т.Е. Еременко предложил формулу для расчета значения
сминающего давления |
для обсадных труб: |
Рс= 1Д*(а - л/а * Т в ), |
(3.55) |
где
А = о т + Ek2 (1 - ЗХр2 + 2ХР3) + — (1 -2 р + Хр2) ;
2k
В = 4Ek2ov(1 - ЗХР2 + 2ХР8) ;
k = 0,9318/D; А-глубина пластического слоя, м; Р - коэф фициент пластичности, Р = А/8; к = 0,95 - относительное уменьшение модуля упругости при переходе в пластичную об ласть.
Для облегчения подсчета значения Р рекомендуются эмпи рические формулы:
при к < 0,055
Р = 5 (* + е )-М £ т+0,03; |
(3.56) |
Ek2 |
|
p = 5 ( * + e ) - ^ |
------^ 2 J_ + о,23. |
(3.57) |
E k |
0 Д от +130 |
|
Если вычисленные по формулам (3.56) и (3.57) значения по лучаются с отрицательным знаком, то значение р принимают равным нулю.
Сминающие давления, рассчитанные по формуле (3.58), приведены в справочниках.
На основе экспериментальных работ, выполненных во ВНИИБТ, АзНИИбурнефти и б. ВНИИКРнефти, предложены эмпирические формулы для расчета минимальных значений сминающих давлений:
для труб из стали групп прочности С и Д |
|
Ре = 0,9от (2,5* - 0,047); |
(3.58) |
для труб из стали групп прочности К и Е |
|
рс = 0,9от (2,37* - 0,038). |
(3.59) |
Трубы с * = 0,02+0,06 проверяют на устойчивость формы по
формуле |
|
А = 0 ,8 ^ 1 , |
(3.60) |
1V |
|
где * - отношение номинальной толщины стенки трубы к ее на ружному давлению.
Расчет сминающего давления с учетом двухосного нагруже ния. Рассмотрим две методики расчета: Т.Е. Еременко и ВНИИБТ.
Методика Т.Е. Еременко. Допустимая глубина спуска пер вой секции труб
ZJ _ Р с/Ч -# р н |
(3.61) |
|
Р р - Р н |
||
|
Если в колонне отсутствует жидкость, то допустимую глу бину спуска первой секции труб над цементным кольцом опре деляют по формуле
Нп=рс/(асрр). |
(3.62) |
В дальнейшем расчет на смятие производят с учетом двухос ного нагружения:
|
1 0 0 - I Q ! +<fc +...+Q„-2 |
- 1O* P» ‘ 0 |
H |
= ____ ^____________________________ Pc ' |
|
“ |
10(pK-p K)ec |
. |
------------------------ 7п-1гл
Pc
где H n - допустимая глубина спуска обсадных труб с данной толщиной стенки, м; Н п_х - допустимая глубина спуска обсад ных труб предыдущей секции, м; Ql9 Q2, Qn_2 - вес нижележа щих секций труб, т; qn.x - вес 1 м трубы предыдущей секции труб, т; гп- коэффициент, учитывающий снижение сминающе го давления от растягивающей нагрузки 1 т для труб с толщи ной стенки 5, мм.
Коэффициент гпопределяют по формуле
zn= b/(8xDy) 9 |
(3.64) |
где D - номинальный диаметр трубы.
При к < 0,06 имеем Ъ= 85,7, х = 2,6 и у = 2,3; при к > 0,06 имеем Ъ— 676,7, х - 2,4 и у —3,2.
Значения гп9 вычисленные для обсадных труб диаметром 127,140,146 и 168 мм, приведены в табл. 3.5.
Коэффициент гпуказан для Q = 1 т. Значения 2 для труб из сталей различных групп прочности определяют по формуле (пример для группы прочности Е)
Таблица 3.5
Параметры обсад ной трубы, см
диаметр толщина D стенки 5
12,7 |
0,6 |
|
0,7 |
|
0,8 |
14,0 |
0,9 |
0,6 |
|
|
0,7 |
оз
0,9
13
1Д
Значениег пдля труб из сталей групп прочности
дБ
0,9695 0,7979
0,6266 0,4917
0,3393 0,2562
0,2559 0,1886
0,7749 0,6560
0,5009 0,4052
0,3539 0,2745
0,1874 0,1409
0,1454 0,1070
0,1157 0,0835
Параметры обсад |
Значениег пдля |
|||
труб из сталей |
||||
ной трубы, см |
||||
групп прочности |
||||
диаметр толщина |
||||
д |
Е |
|||
D |
стенки 5 |
|
|
|
14,6 |
0,6 |
0,682 |
0,571 |
|
|
0,7 |
0,457 |
0,367 |
|
|
03 |
0,323 |
0,252 |
|
|
0,9 |
0,165 |
0,125 |
|
|
1.0 |
0,128 |
0,095 |
|
|
1,1 |
0,102 |
0,074 |
|
16,8 |
U |
0,083 |
0,059 |
|
0,6 |
0,492 |
0,434 |
||
|
0,7 |
0,330 |
0,278 |
|
|
03 |
0,233 |
0,189 |
|
|
0,9 |
0,171 |
0,134 |
|
|
1,0 |
0,081 |
0,062 |
|
|
1.1 |
0,065 |
0,048 |
|
|
13 |
0,053 |
0,039 |
|
|
13 |
0,043 |
0,031 |
|
|
1.4 |
0,036 |
0,026 |
, .р ,т г‘ - р , т ° -
При отсутствии в колонне жидкости, т.е. при рн = О, из фор мулы (3.63) получают
# п = 1 0 0 - (( ? ! + 02+ » • + Q n- 2 + H n -lQ n -l)z n |
(3.66) |
ЮркД
-Я п -1 *п
Рс
Методика ВНИИБТ. Сминающее давление для труб при одновременном действии осевой растягивающей и сминающей нагрузок находят по формуле
\2
Р с = Р с 1 -3 |
N-OAlPcD2 |
|
Г —0,47р^Р2 |
(3.67) |
|
\ |
2F o T |
/ |
2F ov |
||
|
т |
|
|
где рс - сминающее давление для труб при .осевой растягиваю щей нагрузке, равной нулю; N - осевая растягивающая нагруз ка; F - площадь поперечного сечения тела трубы.
Подбор обсадных труб производят из условия рр й рс, где рр - расчетное наружное давление, определяемое как разность
Р н - Р . -
Расчет обсадных колонн на растяжение. Осевые растягива ющие нагрузки определяют по формуле
Q |
( 3. 68) |
|
1-1 |
где qt- масса 1 м труб секции колонны; lt - длина секции колон ны.
Расчетная осевая нагрузка
Qp=Q/ip, |
(3.69) |
где пр - коэффициент запаса прочности на растяжение. Страгивающую нагрузку для обсадных колонн рассчитыва
ют по формуле Ф.И. Яковлева
Рстр |
пРсЬог |
(3.70) |
|
i+-^-ctg(<p+e)
где Д. - средний диаметр резьбы по первой полной нитке, см; Ь - толщина стенки трубы по впадине той же нитки, см; I - дли-
на нарезанной части трубы, см; ф —угол между опорной по верхностью резьбы и осью трубы; 0 - угол трения.
Наиболее опасные участки обсадных колонн - резьбовые со единения, из условия прочности которых рассчитывают допус тимые осевые нагрузки.
При применении сварных соединений обсадных труб допус тимые осевые нагрузки определяют исходя из условия прочно сти шва и тела трубы с учетом длины проточки под хомут. Во всех случаях > Qp.
Расчет обсадных колонн на внутреннее давление. Избыточ
ное внутреннее давление определяют по формуле |
|
Рв/=Рв-Рн- |
(3.71) |
Критическое внутреннее давление для труб рассчитывают по формуле Барлоу
Рк.в |
a T(P 2 - d 2) |
(3.72) |
|
2D2 |
|||
|
|
где D, d - наружный и внутренний диаметры трубы соответст венно.
При подборе труб необходимо исходить из условия рр < < Ркл/ав>гДе ав ~ коэффициент запаса прочности на внутреннее давление.
3.3.2. РАСЧЕТ ПРОМЕЖУТОЧНЫХ КОЛОНН
В настоящее время отсутствуют надежные методы прогно зирования износа промежуточных обсадных колонн в различ ных геологических условиях. В некоторых районах для расчета промежуточных колонн используют формулы АзПИИ.
Величину радиального износа обсадных труб определяют исходя из объема проведенной работы:
8р ~ |
2chk |
s+H 0( ± - l |
+nd |
7Г+ -Ц:+ -т (Я 2 - Я 1)1 |
(3.73) |
|||||
|
U |
°{н |
J |
2с |
gxh |
ch |
|
J |
|
|
при турбинном бурении |
|
|
|
|
|
|
||||
|
2chk |
s+ffo —— ll+jtd |
г |
|
я |
2- |
я |
1)1 |
(3.74) |
|
|
и |
-Ц + 4 ( |
|
|
|
|||||
|
l* |
J |
8\h |
ch |
|
|
|
J |
|
где с - число рейсов инструмента; А - длина бурильного замка, м; А - поперечный коэффициент, принимают А = 1,1+1,2;
s=(H x - z ) + Hi Hl c+1- - средняя длина бурильной колонны (на
СС
устье z = 0; для забоя г = Н х);Н 0 - длина УБТ; d - диаметр зам ка, м; п - частота вращения ротора, об/мин; f - время бурения, мин; Н х, Н2 - соответственно начальная и конечная глубина бу рения из-под колонны, м; X- условный удельный путь трения, м/мм; I - средняя длина бурильной трубы, м; ft - число труб в одной свече.
Условный удельный путь трения рассчитывают на основе данных бурения скважин в каждом конкретном районе. Изме ряют путь трения в скважине, в которой произошло сквозное протирание промежуточной колонны. Отношение пути трения к толщине стенки протертой трубы определяет значение X. Эту величину X принимают для определения радиального износа обсадных колонн в скважинах, бурящихся в данном районе. Ис следования показывают, что износ обсадных колонн зависит от многих факторов. Величина его по всей длине обсадной колонны изменяется. В наибольшей степени изнашиваются обсадные трубы, установленные в интервале ствола со~значительной ин тенсивностью пространственного искривления. Поэтому, если принять величину Xпостоянной для всей обсадной колонны, это приведет к завышению значения радиального износа.
В связи с этим была сделана попытка определить X статисти ческим методом. На основе статистического анализа материалов по месторождениям Дагестана, Чечни и Ингушетии получена зависимость условного удельного пути трения X от интенсивно сти пространственного искривления ствола р.
Полученная для указанных районов зависимость (рис. 3.15) выражается формулой
А.= 21 800/Р1,695.
р , градус/10 м
(3.75)
По-видимому, анало гично можно получить за висимость X ОТ Р и для дру гих районов.
Расчет радиального из носа обсадных колонн с учетом пространственного искривления скважины
Рис. 3.15. Зависимость условного удельного пути трения X от ин тенсивности пространственного искривления Р
следует производить поинтервально при Р > 0,4 градус/10 м. |
|
Для каждого интервала износ колонн определяют по наиболь |
|
шему значению Р; впредь до уточнения их принимают равными |
|
от zl-125 м до |
+125 м (здесь гь- глубины с наибольшими зна |
чениями Р). |
|
П р и м ер |
р а с ч е т а . Определить значения интенсивности |
пространственного искривления Р и условного удельного пути |
|
трения X. Вначале найдем интенсивность пространственного |
искривления Рпо номограмме (рис. 3.16). |
|
|
|
|
|
||||||
Предположим, что в интервале средний угол наклона участ |
|
||||||||||
ка Дер = 4°, изменение углов наклона в пределах участка Аа = 1°, |
|
||||||||||
изменение азимута в пределах участка Д<р = 10е. |
|
|
|
|
|||||||
По шкале “Изменение азимута скважины” находим Аф = 10е, |
|
||||||||||
затем поднимаемся вверх до значения а^ = |
4е. Следующий |
|
|||||||||
этап - переход на шкалу “Изменение общего угла наклона” . До |
|
||||||||||
ходим до кривой Аа = 1°, спускаемся до пересечения с величи |
|
||||||||||
ной интервала, на котором определяемая интенсивность прост |
|
||||||||||
ранственного искривления на 10 м, и на пересечении этих двух |
|
||||||||||
прямых ищем ближайшую кривую р. В нашем случае Р = 1,4. |
|
||||||||||
По графику (см. рис. 3.15) определяем значение X = 11,5 тыс. |
|
||||||||||
м/мм. Аналогично находим условный удельный путь трения и |
|
||||||||||
для других интервалов. |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||
По значению радиального износа обсадных труб определяют |
|
||||||||||
сминающее давление для промежуточных колонн и заданный |
|
||||||||||
период бурения скважины, используя формулу |
|
|
|
|
|||||||
pKp= f t ( l - A ) , |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
(3.76) |
|
где |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
ft =1Д(*Ь-O,5k')\or + E(k0-O,5k')2 |
2*0"*' |
|
|
|
|
||||||
|
|
|
|
. |
|
|
|
|
|||
I |
|
1+ - |
Зе' |
- |
4 |
|
Я |
( |
* |
о |
- 0 |
о , + £ « ,-0 ,5 * ')1 |
|
|
|||||||||
1 |
|
2*Ь |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||
e + k ' . I, _0,9056 e и |
0,8755. |
1т |
Ьр илвЬГ ф |
|
|
|
|||||
_ и,оши, |
I,/_ |
|
D |
|
|
|
|
||||
" Т ^ б Р |
D |
’ |
|
’ |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
D 9 |
|
|
|
|
|
|
|
|
1+ - |
Зе' |
|
4 +3а' |
|
|
/2 ,2Д(*0 - |
0,5*')3; |
|
||
|
|
|
|
д/ = |
|
||||||
д = ^ -^ т1П+о>аь;— ( 2 k o -k ') ( i -a ') 8 -3 a ' |
|
||||||||||
ko+0,5k' |
. |
|
Зе' |
|
|
|
|
|
|
|
|
2 (к о + 0 ,5 к ')(1 -а Г
Изменение общего угла наклона, градус
О |
0,5 |
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
810 |
20 |
30 |
40 |
90 |
б |
8 - толщина стенки трубы, мм; Е - модуль упругости материала трубы; ат - предел текучести материала трубы; k0 - отношение средней толщины стенки к диаметру трубы; k' - отношение максимального радиального износа к диаметру трубы; - отношение минимальной толщины стенки к диаметру трубы; е - коэффициент овальности неизношенной трубы.
При D > 219 мм е = 0,02; при D й 219 мме = 0,01. Значение ркрможно определить из номограммы (рис. 3.17). На этой номо грамме т| - коэффициент снижения сминающего давления, Хг - коэффициент износа.
Рассмотрим на примере, как пользоваться номограммой рас чета изношенных обсадных колонн на смятие (см. рис. 3.17).
Имеется колонна диаметром 219 мм с толщиной стенки 8 = = 11 мм из стали группы прочности Л. Труба изношена буриль ным замком на глубину 3 мм. Для этой трубы (неизношенной) по существующим таблицам значение сминающего давления составляет 30,5 МПа.
Находим на шкале “Диаметр обсадных труб” значение 219 мм, поднимается вверх до 8 = 11 мм, затем по горизонталь ной линии проходим до кривой, соответствующей k = Ъ/D =
=0,05. Переходим на шкалу “Радиальный износ” . Находим 8 =
=3,0 мм, по прямой поднимаемся до кривой 8 = 11 мм, прово дим вертикальную линию до пересечения с уже найденной кри вой * = 0,057.
От точки пересечения ведем горизонтальную прямую до кривой 30,5 МПа, соответствующей давлению смятия неизношенной трубы. Затем из точки пересечения горизонтальной прямой и кривой 30,5 МПа ведем прямую вертикально вниз и находим на шкале значение давления смятия изношенной тру бы, которое в нашем случае равно 18 МПа.
При необходимости с помощью номограммы можно решить
обратную задачу.
Страгивающую нагрузку для неизношенных обсадных ко лонн рассчитывают по формуле (3.70).
Для незацементированной части промежуточной колонны, находящейся под действием осевой растягивающей нагрузки, страгивающую нагрузку определяют с учетом износа обсадных труб бурильным инструментом по формуле
рстр= ------------------- |
, |
(3.77) |
4А ВсЦ(у + е) |
|
|
А )+ |
I |
|
где |
|
|
Рис. 3.18. Зависимость коэффи циента снижения страгивающей нагрузки if от коэффициента Xj
А = |
j |
, |
8pMT(l-P(i)+2Pwy) |
||
1 -Р (0 |
|
(1 - P«i)8Kl - М |
- 1бРшгу2 |
||
|
|
||||
|
1 + (0 |
|
р = А ; |
у = -£1; |
|
В= ---------- ; |
|
||||
|
4(fc, - А') * |
Д> |
г А. |
Д> |
|
^ = 0 ^ » . |
^ = 0 ,5 (5 ,^ -5 ^ + 5 '); А '= ^ ; |
D0 - средний диаметр резьбы по первой полной нитке; b - тол щина стенки трубы по впадине той же нитки; I - длина нарезан ной части трубы; d - внутренний диаметр трубы; 8 ^ , 8 ^ - максимальная и минимальная толщина стенки трубы; 8' - ради альный износ трубы; <р - угол между опорной поверхностью резьбы и осью трубы; 0 - угол трения.
Для практических расчетов рекомендуется пользоваться графической зависимостью коэффициента снижения страгива ющих нагрузок Я' от коэффициента износа труб А* (рис. 3.18). Здесь Хг - отношение радиального износа к номинальной тол щине колонны.
3.3.3. РАСЧЕТ НАТЯЖЕНИЯ ОБСАДНЫХ КОЛОНН
При оборудовании устья скважины выполняют натяжение незацементироваЗной части обсадной колонны для защиты ее от повреждений в результате возникновения дополнительных на пряжений. НатяЖение обсадных колонн не производят в случае установки компенсаторов деформации.
При проектировании обсадных колонн для скважин, в кото
рых неизвестны ожидаемые температуры и давления, величи ну натяжения определяют по формуле
Qn = Q nQ B< [!>„„], |
(3.78) |
где Qn - усилие натяжения; Q - вес свободной (незацементированной) части колонны; [Р ^ ] “ допустимая страгива ющая нагрузка для резьбового соединения.
Натяжение колонн Qn, которые в процессе эксплуатации подвергаются нагреву (или охлаждению) и воздействию внут реннего давления, находят из условий
Qn*Q\
Q>Q + Pl - P 2+ P 8, |
(3.79) |
где Q - вес свободной (незацементированной) части колонны; Рг - термическая нагрузка; Р2 ~ нагрузка от внутреннего избы точного давления РУ; Р8 - нагрузка от гидростатического дав ления.
Большее значение Qnпринимают за усилие натяжения. Усилие Р19 возникающее в колонне в результате нагрева
(охлаждения) находят по формуле
Pi = aEFAt, |
(3.80) |
где а - коэффициент линейного расширения материала труб; Е ~ модуль упругости материала труб; At - средняя температу ра нагрева (или охлаждения) колонны.
Приближенное значение средней температуры нагрева (или охлаждения) может быть определено из зависимости
Af=«3-ti)+(ti -<a)> |
(3.81) |
2
где tl9t2- температура колонны до эксплуатации соответствен но на устье и у верха цементного кольца (обычно принимаются по геотермическому градиенту); t3f tA- температура жидкости в колонне соответственно на тех же глубинах.
В случае охлаждения At имеет отрицательное значение. Среднюю площадь сечения колонны определяют как средне взвешенную по длине колонны величину
р - *1*1+*2*2+—
(3.82)
где /1,^2“ длина секций обсадной колонны; Flf F2 - площадь сечения труб в секциях.
Величины Р2 и Р8 определяют по формулам
P3=^gL (D *p3-d*pK),
4
где p - коэффициент Пуассона; d, D - соответственно внутрен ний и наружный диаметр колонны; р„ - плотность жидкости соответственно за колонной и внутри нее.
После натяжения колонны должны соблюдаться условия
(3.83)
где Q0 - вес колонны от устья до рассматриваемого сечения. Для соединений, расположенных возле устья скважины,
условия прочности следующие:
а - ^ + Р . - Р з ^ ] ,
(3.84)
<&£[$*]•
3.3.4. ОСОБЕННОСТИ ПРОЕКТИРОВАНИЯ КОНСТРУКЦИЙ СКВАЖИН В РАЙОНАХ МНОГОЛЕТНЕЙ МЕРЗЛОТЫ
В районах многолетнемерзлых горных пород к конструкци ям скважин предъявляют дополнительные требования:
1)толщина мерзлых пород должна перекрываться полно
стью;
2)глубина спуска кондуктора должна исключать гидравли ческий разрыв пластов, лежащих выше башмака, при дости жении в стволе скважины давления, равного пластовому;
3)для успешной проводки скважины после перекрытия мерзлых пород и последующей эксплуатации тепловое воздей ствие ее на породы с отрицательной температурой необходимо свести к минимуму;
4)необходимо оценить величины сминающих нагрузок и проверить прочность конструкции в целом при цикличном рас теплении и смерзании многолетнемерзлых пород, связанном с вынужденными остановками эксплуатирующихся скважин.
Рассмотрим Последовательно особенности расчета конструк ций скважин в многолетнемерзлых породах с учетом указан ных выше требований. От состояния конструкции в целом в ус ловиях многолётнемерзлых пород зависит безаварийная работа эксплуатационной колонны.
Расчет глубины спуска кондуктора в многолетнемерзлых породах. Если принять давление газа у башмака кондуктора равным пластовому, то глубина его спуска Н определяется из соотношения
H = p j k y |
(3.85) |
гдерн - давление на глубине Н; к - градиент давления разрыва пласта, k = 0,02 МПа/м.
Предложенное ВНИИГАЗом значение градиента разрыва пласта является ориентировочным и требует уточнения для каждого месторождения. В условиях Крайнего Севера техноло гически грамотно перекрывать кондуктором толщу мерзлых пород с установкой башмака в талых породах. При этом воз можны два случая определения глубины спуска кондуктора.
1.Если возможность растепления мерзлых пород и связан ное с этим нарушение сцепления цементного камня с породами исключены, то вопрос о глубине спуска кондуктора решается на основе соотношения (3.85).
2.В случае возможного растепления мерзлых пород в ре зультате теплового воздействия и нарушения контакта цемент ного камня с породой вопрос о выборе глубины спуска кондук тора решается иначе.
Если принять, что сопротивление давлению пластового флюида в контактной зоне цементный камень - растепленная порода отсутствует, то часть кондуктора, установленная в талых породах, должна предотвращать возникновение разрыва пластов.
Определим максимальную глубину спуска кондуктора в та лых породах, которая в сумме с противодавлением жидкости, находящейся в зоне растепленного контакта, исключит воз можность возникновения открытого фонтана и (или) просадки всей конструкции.
Давление горной породы ртл должно быть больше или равно пластовомур^:
PT.U=PI +P2 = hgp+p2;
Pu* = hgp+p2; |
(3.86) |
Р2 = Рал - hgp,
где А - мощность мерзлых пород; р - плотность пульпы, нахо дящейся в жидком состоянии, принимается р в 1,5-108 кг/м8.
Из выражения (3.86) видно, что основная доля давления приходится на часть кондуктора, зацементированную в талых породах. При мощности мерзлых пород 300 м и ожидаемом дав-
218
лении 12 МПа значение р2 = 7,5 МПа. Следовательно, для пре дотвращения гидравлического разрыва пластов кондуктор должен быть спущен на глубину 375 м.
Оценка размеров зон растепления многолетнемерзлых пород при бурении и эксплуатации скважин. При бурении скважин промывочная жидкость с температурой выше О °С рас тапливает лед - цемент мерзлой породы. В результате в интер валах мерзлых пород, сложенных рыхлыми разностями, сце ментированными льдом, образуются каверны. Наличие этих каверн значительно усложняет процесс цементирования кон дукторов.
При эксплуатации скважин тепловое воздействие на мерз лые породы становится крайне интенсивным. Лед, превраща ясь в воду, занимает меньший объем, и образуются каверны. Порода теряет свою несущую способность, возникают явления оползней.
Учитывая разность температур и длительность работы скважины, можно уверенно предсказать нарушение термоди намического равновесия в многолетнемерзлых породах, в ре зультате чего возможны посткриогенные явления вокруг ство ла скважины и образование вокруг кондуктора очень больших каверн (кратеров) с проседанием устьевой обвязки и нарушени ем труб кондуктора.
Для приближенных расчетов величины протаивания стенок скважины при бурении в многолетнемерзлых горных породах в
качестве исходной предлагается зависимость |
|
||
Собщ = 0,785(7, - |
T2)CrpTd2wrt, |
(3.87) |
|
где |
- общее |
количество переданной энергии теплоносите |
лем 7\, Т2 - соответственно температура входящего и выходя щего из скважНЦь* теплоносителя, °С; Ст —теплоемкость тепло носителя; ртплотность теплоносителя, кг/м8; d - внутренний диаметр бурильных труб, м; шт —средняя скорость потока теп лоносителя в трубах; t - время воздействия теплоносителя на мерзлые Породы в Процессе бурения.
Объем оттаяНшПх пород |
|
= QC^A Q , +Q, + Q » ), |
(3.88) |
где Qa =* Удрлс* - количество энергии, затрачиваемой на расплавление лЬдЗ в 1 м8 мерзлых пород; QB= VjpfiJT^ - коли чество энергии» затраченной на нагревание воды, образовав шейся от расплавления льда, содержащегося в 1 м8 мерзлых пород, до ^емпеБа'Гуры теплоносителя; QCK= VCKpCKCCK(Tcp - Тп) - количество энергии, затраченной на нагревание 1 м8 мерзлых
пород до температуры теплоносителя; Ул - объем льда в 1 м3 мерзлых пород; рл - плотность льда; о - теплота нагревания и плавления льда; VB- объем воды, образовавшейся в результате расплавления льда в 1 м3 мерзлых пород; рв - плотность воды; Св - теплоемкость воды; Тср “ средняя температура теплоноси теля, Тер = (Ti + Т2)/2, “С; VCK - объем скелета породы; р^ - усредненная плотность скелета породы; Сск - усредненная теп лоемкость пород; Тп - средняя отрицательная температура по род, вС.
Объем растаявших и разрушенных пород можно также вы разить формулой
(3.89)
где R - радиус скважины по долоту плюс растепленные и осы павшиеся стенки скважины, м;Н - глубина скважины, м.
Тогда
R = ^Vo6J (n H ).
Глубину по радиусу растепленных и разрушенных пород можно определить так:
ДД = Д -(2 )д/2 ), |
|
(3.90) |
|
где Da - диаметр долота, которым производят бурение. |
|
||
Выполнив соответствующие подстановки, получим |
|
||
0,785(7|-T2)Crd2prtwT |
|
(3.91) |
|
4* ~ i[УдРлО+УяРяСщРср+^скРск(Тср +Тп)Сск]лН |
2 |
||
|
Анализ формулы (3.91) показывает, что глубина протаивания увеличивается (при постоянстве всех прочих параметров) с ростом перепада температур, скорости потока промывочной жидкости, продолжительности бурения и с уменьшением диа метра долота.
Интересны результаты экспериментальных и аналитичес ких исследований по оценке размеров зоны растепления и воз действия ее на эксплуатационные скважины месторождения Прадхо-Бей (Аляска).
Многолетнемерзлые грунты на этом месторождении преимущественно гранулярные, за исключением верхней зо ны, где отмечены массивные формы льда. Движущиеся флюи ды в интервале многолетней мерзлоты имеют температуру 6080 °С.
Рис. 3.19. Аналитический прогноз оседания и отпора грунта для эксплуата ционной скважины, защищенной изоляцией до глубины 230м:
/-мерзлый грунт; //-оттаявш ий грунт, постоянный градиент 800 кг/м3; 1 - бокового движения нет; 2 - массовый градиент изменяется от 0,8 г/см3 до 0; 3- вертикального движения нет
На рис. 3.19, а представлены граничные условия, использо ванные при прогнозировании оседания грунта и нагрузок на колонны для случая эксплуатационной скважины, прорабо тавшей 20 лет.
Крепление зоны мерзлых пород осуществлено двумя обсад ными колоннами - диаметрами 508 и 340 мм, спущенными со ответственно до глубины 229 и 717 м. Цемент за этими колон нами поднят до устья.
Эксплуатационная колонна составлена из труб диаметром 178 мм с 63-мм изоляцией из полиуретановой пены в интервале 0-230 м.
Зона оттаявшего за 20 лет грунта представлена в виде ци линдра диаметром 30 м и основанием на глубине 152 м.
Расчеты показали, что верхняя часть разреза до глубины 152 м при имеющейся изоляции будет сохраняться в заморо женном состоянии.
В результате разрушения структуры мерзлоты в зоне оттаи вания диаметром 30 м действуют массовые силы, характеризу ющиеся до глубины 550 м постоянным градиентом давления. С увеличением глубины до 610 м массовые силы линейно умень шаются до нуля. Считают, что между грунтом, цементом и ко лонной существует контакт.
Результирующие осевые напряжения в обсадных трубах и смещение талого грунта показаны соответственно на рис. 3.19, б и в. В трубах верхней части колонны развиваются растягиваю щие напряжения, достигающие 176 МПа на глубине 230240 м, а в нижней части - напряжения сжатия, составляющие у подошвы вечной мерзлоты 105 МПа. Распространение 63-мм изоляции до подошвы вечной мерзлоты ведет к уменьшению радиуса оттаявшей зоны и снижению напряжений в обсадных трубах. В этом случае максимальное растягивающее напряже ние на глубине 366 м составит всего 10,5 МПа, а напряжение сжатия - 35 МПа. При отсутствии изоляции зона растепления достигает поверхности земли.
На месторождении Прадхо-Бей в скважинах с обычной конструкцией без изоляции лифтовых труб нагрузка достигает 800 кН, а в скважинах с изоляцией - всего около 14 кН.
Исследованиями оценены размеры зон растепления много летнемерзлых пород при различных способах термоизоляции нефтяных и газовых скважин севера Тюменской области.
При заполнении кольцевого пространства между кондукто ром и эксплуатационной колонной дизельным топливом и нали чии за ним цементного кольца растепление многолетнемерзлых пород за первые 3 мес работы скважины достигает 1 м, а через
222
год превысит 2 м, что вызовет просадку талого грунта объемом 60-65 м3. При отсутствии теплоизоляции между колоннами и недоподъеме тампонажного раствора за кондуктором до устья растепление пород за первый год работы скважины достигает 4,5 м. Наличие в кольцевом пространстве между колоннами воздуха при атмосферном давлении сокращает линейную плот ность теплового потока из ствола скважины в окружающие гор ные породы на 40-50 % .
Оценка значений сминающих нагрузок при цикличном растеплении и смерзании многолетнемерзлых пород. Вопро су смятия обсадных колонн при восстановлении отрицатель ных температур в околоствольной зоне скважин в районах многолетнемерзлых пород посвящено много исследований. Установлено, что обсадные трубы сминаются в интервалах образования каверн или значительных зазоров между смежными колоннами либо между колонной и стенкой сква жины.
Для оценки значений внешнего давления на обсадные ко лонны при замерзании жидкостей в ограниченном объеме пред ложено несколько зависимостей. Все они отличаются структу рой и выведены с допущениями, однако точность оценки давле ний для практических расчетов достаточна.
Давление на обсадные трубы при замерзании бурового рас твора в скважине может определяться из выражения
Е2а( * -1 * ) + д |
(3.92) |
2(1 - й 2) |
К |
гдерх - внешнее давление на колонну; pg “ коэффициент Пуас сона; Е2 - модуль упругости породы; а - коэффициент объемно го расширения бурового раствора при замерзании; Dl9 D2 - на ружный диаметр соответственно обсадной колонны и каверны; Я - глубина; р - плотность породы.
Если диаметр кондуктора равен 219 мм, а диаметр каверны на глубине 130 м составляет 600 мм при следующей характери стике горных пород: Е2 = 1-103 МПа, Ца = 0,35, р = 2,30 г/см3 и коэффициенте расширения бурового раствора а = 0,061, то рас четное значение внешнего давления на колонну будет равно 25,57 МПа. Этот результат - минимальное возможное давление, поскольку принято минимальное значение Е2 (Е2 колеблется в пределах 103-1 0 4 МПа). Это давление близко к критическому для обсадных труб диаметром 219 мм.
Чем выше влажность пород, тем большее давление действует на обсадные трубы. Вода, замерзая в замкнутом объеме, в зави
симости от температуры среды может создать давления, пре вышающие 200 МПа.
Расчеты показывают, что если разность диаметров скважи ны и колонны превышает 100 мм, то при замерзании пород вы сокой влажности (более 20-25 % ) и жидкости в кольцевом про странстве колонна может быть смята. Наибольшую опасность представляют незацементированные каверны, заполненные пресной или слабоминерализованной водой.