- •Лист для замечаний
- •3 Выбор типа обсадных труб и их характеристика
- •4 Выбор конструкции скважины
- •6 Фактические конструкции скважин на данной площади буровых работ
- •7.2 Клапаны обратные
- •7.3 Башмаки колонные
- •7.4 Центраторы
- •7.6 Турбулизаторы
- •7.7 Муфты ступенчатого цементирования
- •9 Организация труда при спуске обсадных колонн
- •10 Охрана труда при спуске и креплении скважины
- •11 Охрана окружающей среды
4 Выбор конструкции скважины
Под конструкцией скважины следует понимать совокупность данных о числе, глубинах спуска и диаметрах обсадных колонн, диаметрах скважины для каждой из колонн и интервалах цементирования.
Конструкция скважины должна быть прочной и обеспечивать:
– изоляцию продуктивных горизонтов;
– минимальные затраты средств на разведку и разработку месторождения;
– достижение необходимого режима бурения и эксплуатации;
– доведение скважины до проектной глубины.
Конструкция скважины состоит из направления, кондуктора, эксплуатационной и промежуточных колонн.
На практике в глубокие скважины обычно спускают несколько обсадных колонн, которые различаются по назначению и глубине спуска (рисунок 2):
1) Направление – служит для закрепления устья скважины и отвода изливающегося из скважины бурового раствора в циркуляционную систему, обычно спускается на глубину 3 – 25 м;
2) Кондуктор – устанавливается для закрепления стенок скважины в интервалах, представленных разрушенными и выветрелыми породами, и предохранения водоносных горизонтов - источников водоснабжения от загрязнения, глубина спуска до нескольких сот метров;
3) Промежуточная колонна – служит для изоляции интервалов слабосвязанных неустойчивых пород и зон поглощения промывочной жидкости; глубина спуска колонны зависит от местоположения осложненных интервалов;
4) Эксплуатационная колонна – образует надежный канал в скважине для извлечения пластовых флюидов или закачки агентов в пласт; глубина ее спуска определяется положением продуктивного объекта. В интервале продуктивного пласта эксплуатационную колонну перфорируют или оснащают фильтром;
5) Потайная колонна – служит для перекрытия некоторого интервала в стволе скважины; верхний конец колонны не достигает поверхности и размещается внутри расположенной выше обсадной колонны. Если она не имеет связи с предыдущей колонной, то называется «летучкой».
Едиными техническими правилами ведения буровых работ (ЕТП) предусматривается цементирование по всей длине кондукторов, промежуточных и эксплуатационных колонн в газовых и разведочных скважинах, а также промежуточных колонн в нефтяных скважинах глубиной свыше 3000 м. Интервал цементирования эксплуатационных колонн в нефтяных скважинах допускается ограничивать участком от башмака до границы, расположенной не менее чем на 100 м выше башмака предыдущей обсадной колонны, а промежуточных колонн в нефтяных скважинах глубиной менее 3000 м – интервалом не менее 500 м от башмака, учитывая при этом геологические условия.
При бурении скважин на морских акваториях с опорных или плавучих средств от водной поверхности к донному устью скважины устанавливают подвесную водоизолирующую колонну, которая служит для подъема промывочной жидкости к поверхности и является направлением для бурильной колонны во время ее спуска в скважину.
1 – направление; 2 – кондуктор; 3 – промежуточная колонна; 4 – эксплуатационная колонна; 5 – потайная колонна
Рисунок 1 – Направление обсадных колонн и их расположение в стволе скважины
5 РАСЧЕТ ЭКСПЛУАТАЦИОННОЙ КОЛОННЫ
Расчет эксплуатационных колонн проводится при проектировании с целью выбора толщин стенок и групп прочности материалов обсадных колонн при заданной конструкции, известных наружных и внутренних избыточных давлениях, нормированных коэффициентом запаса прочности.
Эксплуатационные колонны рассчитываются с учетом максимальных значений избыточных наружных и внутренних давлений, а также осевых нагрузок (при бурении, опробовании, эксплуатации, ремонте скважин и т.д.). Значения внутренних давлений максимальны в период ввода скважин в эксплуатацию (при закрытом устье) или при нагнетании в скважину жидкостей для интенсификации добычи (гидроразрыв). Значения внутренних давлений обычно минимальны при окончании эксплуатации скважин.
Эксплуатационную колонну принято рассчитывать на:
- сопротивляемость смятию при действии на них избыточного наружного давления:
;
- сопротивляемость разрыву при действии на них избыточного внутреннего давления:
;
- сопротивляемость расстройству резьбовых соединений и обрыву труб в наиболее ослабленном сечении под действием осевых растягивающих сил:
;
где РОС - наружное давление на колонну в рассматриваемом сечении, Па;
РВ - внутреннее давление в колонне в том же сечении, Па;
qi - приведенная масса трубы с данной толщиной стенки, кг/м;
li - длина секции, составленной из таких труб, м;
i - порядковый номер секции (счет секций ведут снизу вверх);
РС - сила сопротивления перемещению нижерасположенного участка колонны, Н.
Расчетная схема приведена на рисунке 2.
Рисунок 2 – Расчетная схема
Определяем наружные избыточные давления для следующих характерных точек:
1) ; ;
2 ) ; ;
МПа;
3) ; ;
МПа.
Строим эпюру наружных избыточных давлений АВС (рисунок 3).
Рисунок 3 - Эпюра наружных избыточных давлений при окончании эксплуатации скважины
Определяем внутреннее избыточное давление из условия испытания обсадной колонны на герметичность.
Давление опрессовки определяем по справочной таблице 5 [3]: для 146 мм обсадной колонны РОП = 12,5 МПа.
Таблица 5 – Минимально необходимое избыточное внутреннее устьевое давление при испытании на герметичность РОП
Наружный диаметр колонн, мм |
114-127 |
140-146 |
168 |
178-194 |
219-245 |
273-351 |
377-508 |
Давление РОП, МПа |
15,0 |
12,5 |
11,5 |
9,5 |
9,0 |
7,5 |
6,5 |
Давление на устье определяется по формуле:
;
МПа.
Определяем внутренние избыточные давления для следующих характерных точек:
1) ; или (принимается большая величина);
МПа
Согласно приведенным выше данным, для 146-мм колонны принимаем МПа.
2) ; ;
МПа;
3) ; ;
МПа.
Строим эпюру внутренних избыточных давлений АВС (рисунок 4).
Рисунок 4 - Эпюра внутренних избыточных давлений при испытании колонны на герметичность
Вычисляем значение произведения . Для этого по справочной таблице 6 [1], в зависимости от профиля, глубины скважины и диаметра эксплуатационной колонны, определяем – коэффициент запаса прочности. Для вертикальной скважины с глубиной 1700 м и диаметром 146 мм, запас прочности для первой снизу секции колонны (в зоне эксплуатационного объекта) принимаем равным 1,15.
Таблица 6 – Зависимость коэффициента запаса прочности от профиля, глубины скважины и диаметра эксплуатационной колонны
Диаметр трубы, мм |
Длина колонны, м |
Запас прочности для скважины |
|
вертикальный |
наклонно- направленный |
||
114-168 |
<3000 |
1,15 |
1,3 |
>3000 |
1,3 |
1,3 |
|
178-219 |
<1500 |
1,3 |
1,45 |
>1500 |
1,45 |
1,45 |
МПа.
В соответствии с таблицей прочностных характеристик приложения 2 [3] подбирают трубы с . Такому давлению соответствуют трубы из стали марки прочности Д с толщиной стенки мм, для которых МПа (первая секция труб).
Для второй секции выбираем трубы той же группы прочности с толщиной стенки мм, для которых МПа. С учетом запаса прочности трубы выдержат давление:
МПа
По эпюре давлений (рисунок 3) находим, что это давление соответствует глубине м, т.е. эти трубы могут быть спущены только до глубины 1650 м. Тогда длина первой секции с толщиной стенки мм будет равна:
м.
Вес ее определяем по справочной таблице приложения 12 [3]:
кН.
Для третьей секции берем трубы с мм, для которых МПа. Поскольку МПа, что соответствует (по рисунку 3) глубине 1330 м, а значит 1330<1650 (начало зоны эксплуатационного объекта), то принимаем .
Определяем по эпюре наружных избыточных давлений (рисунок 3), что давлению 19,4 МПа соответствует м. Следовательно, длина второй секции с толщиной стенки мм, вычисляется как:
м.
Вес второй секции труб определяем по таблице приложения 12 [3]:
кН.
Общий вес двух секций:
кН.
Определяем длину третьей секции ( мм), исходя из расчета на растяжение. Для этих труб страгивающая нагрузка МН (таблица приложения 5 [3]) и вес одного погонного метра Н (принимаем из таблицы приложения 12 [3]).
Тогда длина третьей секции будет равна:
м.
Следовательно, запас прочности на внутреннее давление для труб третьей секции с мм достаточный.
Принимаем длину третьей секции м, а ее вес (таблица приложения 12 [3]).
Общий вес колонны составит:
.
Результаты расчетов сводим в таблицу 7.
Таблица 7 – Результаты расчетов
Номер секции снизу – вверх |
Интервал установки секции, м |
Длина секции, м |
Масса секции, МН |
Нарас-тающая масса, МН |
Характеристика обсадной трубы |
Толщи-на стенки, мм |
|||
от (верх) |
до (низ) |
Номи-нальный наружный диаметр, мм |
Код соеди-нения |
Марка (группа прочности) материала труб |
|||||
1 |
1650 |
1670 |
20 |
0,0053 |
0,0053 |
146 |
- |
Д |
7,7 |
2 |
1525 |
1650 |
125 |
0,0304 |
0,0357 |
146 |
- |
Д |
7,0 |
3 |
0 |
1525 |
1525 |
0,3447 |
0,3804 |
146 |
- |
Д |
6,5 |