vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943
78
114,3 |
0,028 |
0,021 |
0,019 |
0,016 |
0,014 |
0,011 |
127,0 |
0,031 |
0,023 |
0,021 |
0,018 |
0,016 |
0,012 |
139,7 |
0,034 |
0,026 |
0,023 |
0,020 |
0,017 |
0,013 |
146,1 |
0,035 |
0,027 |
0,024 |
0,021 |
0,018 |
0,014 |
168,3 |
0,041 |
0,031 |
0,028 |
0,024 |
0,021 |
0,016 |
177,8 |
0,043 |
0,033 |
0,030 |
0,025 |
0,022 |
0,017 |
193,7 |
0,047 |
0,036 |
0,032 |
0,027 |
0,024 |
0,019 |
219,1 |
0,053 |
0,040 |
0,036 |
0,031 |
0,027 |
0,021 |
244,5 |
0,059 |
0,045 |
0,041 |
0,034 |
0,030 |
0,024 |
273,1 |
0,066 |
0,050 |
0,046 |
0,038 |
0,033 |
0,026 |
298,5 |
0,072 |
0,055 |
0,050 |
0,042 |
0,036 |
0,029 |
323,9 |
0,078 |
0,059 |
0,054 |
0,046 |
0,040 |
0,031 |
339,7 |
0,082 |
0,062 |
0,057 |
0,048 |
0,042 |
0,033 |
351,0 |
0,085 |
0,064 |
0,059 |
0,050 |
0,043 |
0,034 |
377,0 |
0,091 |
0,069 |
0,063 |
0,053 |
0,046 |
0,036 |
406,4 |
0,098 |
0,074 |
0,068 |
0,057 |
0,050 |
0,039 |
426,0 |
0,103 |
0,078 |
0,071 |
0,060 |
0,052 |
0,041 |
473,1 |
0,114 |
0,087 |
0,079 |
0,067 |
0,058 |
0,046 |
508,0 |
0,122 |
0,093 |
0,085 |
0,072 |
0,062 |
0,049 |
|
Содержание |
|
1 |
Общие положения…………………………………………………… |
3 |
2 |
Задание на проектирование…………………………………………. |
4 |
3 |
Исходные данные для проектирования …..………………………. |
4 |
4 |
Обоснование и проектирование конструкции скважин…………... |
5 |
5 |
Обоснование схемы оборудования устья скважины …..………… |
9 |
6 |
Расчет обсадных колонн……………………………………………. |
9 |
7 |
Обоснование состава технологической оснастки и размещение |
|
|
ее элементов на обсадной колонне………………………………… |
27 |
8 |
Cпуск обсадных колонн …………………………………………… |
28 |
9 |
Обоснование способа цементирования и расчет параметров |
|
|
процесса цементирования ……………………………………….. |
30 |
10 Определение времени цементирования …………………………. |
46 |
|
11 Обоснование способа контроля качества цементирования………. |
47 |
|
12 Выбор способа освоения скважины, организация процесса |
|
|
vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943
|
79 |
|
|
освоения……………………………………………………………. |
47 |
13 |
Вопросы охраны труда, окружающей среды и техники |
|
|
безопасности………………………………………………………… |
47 |
14 |
Специальная часть проекта…………………………………………. |
47 |
15 |
Требования к оформлению курсового проекта……………………. |
48 |
|
Список рекомендуемой литературы…………………………………. |
49 |
|
Примеры …………………………………………………………….. |
51 |
|
Приложения ………………………………………………………… |
68 |
|
Содержание…………………………………………………………. |
78 |
vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943
53
ПРИМЕРЫ
Пример 1
Расчет обсадной колонны
Условие задачи:
Рассчитать эксплуатационную колонну диаметром Dэк=146мм для нефтяной скважины глубиной l = 3150м. Пластовое давление в кровле продуктивного пласта равно Рк=49 МПа. Толщина продуктивного пласта 120 м. На глубине L3=2100 м начинается проницаемый пласт толщиной 40 м, имеющий в середине пласта давление Р3=30 МПа. Цементный раствор плотностью 1800 кг/м3 поднят до 1900 (от устья), выше находится облегченный раствор плотностью 1580 кг/м3 который поднят на 200 м выше
башмака предыдущей колонны. Промежуточная колонна спущена на глубину 980 м. Скважина заканчивается раствором (глинистым) плотностью 1450 кг/м3 . Плотность нефти, не содержащей газа и сероводорода, равна 670 кг/м3.
Герметичность эксплуатационной колонны будет определяться опрессовкой проводимой продавочной жидкостью с плотностью 1050 кг/м3
сразу после получения "стоп". Пластовое давление в конце эксплуатации 3.5 МПа.
Расчет давлений действующих на обсадную колонну
Решение.
Расчет наружных давлений.
В незацементированном интервале 0–780 метров.
Рн780= пж. g h=1450 9,81 780=11,1 МПа.
В зацементированном интервале 780-3150 метров.
После цементирования (сразу после получения "стоп"):
Рнцем= пж g h+ цр.ср g (z-h);
|
|
' . |
. |
L' |
|
'' . |
. |
L |
'' |
|
1250 1800 |
1580 1120 |
|
|
||
ц.р. |
|
ц р |
|
|
|
|
|
ц р |
|
|
|
|
|
|
1696 |
кг / м3 ; |
|
|
L |
' |
L |
'' |
|
|
|
|
1250 |
1120 |
|||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||
Рнцем=11,1МПа+1696 981 (3150-780)=50,5 МПа.
vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943
54
После ОЗЦ. После затвердевания цемента колонна испытывает наружное давление, обусловленного действием поровой жидкости цементного камня.
Рн2120= пж. g h+ г.с. g (z-h)=1450 9,81 780+1100 9,81 (2120-780)=25,6 МПа; Рн3150=1450 9,81 780+1100 9,81 (3150-780)=36,7 МПа.
В интервале проницаемых пород наружное давление берется равным пластовому давлению. В данном случае согласно условию задачи оно равно 30 МПа.
Согласно полученным данным строим графики наружных давлений (Рис. 1пр.).
Расчет внутренних давлений.
Находится давление на устье скважины:
Pу=Pпл - н g (l - z)= 49 106-670 9.81 (3150-0)=28,1 МПа;
Поскольку устьевое давление больше нормативного (Pу>[Pоп]=12,5МПа), то в
расчет закладывается наибольшее значение давлений.
Роп = 1,1 Ру=1,1 28,1=30,9 МПа,
Pоп3150 = Pоп+ оп g z=30,9+1050 9,81 3150=63,3 МПа,
Где оп – плотность опрессовочной жидкости.
В конце времени эксплуатации скважины устьевое давление равно нулю, так как скважина истощена.
Pукэ=0;
Уровень жидкости в скважине определится из уравнения.
0=Рплкэ - н g (L-z);
Z L |
P |
пл |
3150 |
3.5 |
106 |
2617м; |
||
|
|
|
|
|
||||
|
н |
Z |
670 |
9.81 |
||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
По полученным данным строится график внутренних давлений (Рис.2пр.)
Затем строятся графики избыточных давлений. (Рис. 3пр)
Внутренние избыточные давления равны разности давления при опрессовке и наружных давлений после цементирования:
Рви = Рв - Рн
Наружные избыточные давления равны разности наружных давлений после ОЗЦ (давление поровой жидкости цементного камня) и внутреннего давления в конце эксплуатации.
vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943
55
Рис.1пр. График внутренних давлений, действующих на обсадную колонну
МПа
vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943
56
Рис.2пр. Графики наружных давлений, действующих на обсадную колонну
МПа
vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943
57
Рис. 3пр. Графики избыточных давлений
vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943
58
Рни = Рнозц -Рвкэ
Примечание:
Необходимо также учитывать коэффициент разгрузки К, с которым расчетная формула принимает вид:
Рни = (Рнцем -Рвкэ)). (1-К).
К в данной задаче равно - 0,25
vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943 |
|
|
|
|
|||
|
|
|
|
30,9 |
|
|
|
0 |
10 11,1 |
12,5 20 |
27,5 30 |
33,2 |
40 |
50 |
Рви, Рни, МПа |
|
|
|
|
Рви |
|
|
|
584 |
|
|
|
|
|
|
|
886 |
|
|
|
|
|
|
|
1147 |
|
|
|
|
|
|
|
|
Рни |
|
|
|
|
|
|
1450 |
|
|
|
|
|
|
|
1800 |
|
|
|
|
|
|
|
2989 |
|
|
|
|
|
|
|
3150 |
|
|
|
|
|
|
|
|
с учетом коэффициента |
без учета K |
|
|
|||
|
|
разгрузки K |
|
|
|
|
|
Н, м |
|
Рис. 3пр. |
Графики избыточных давлений |
|
|||
|
|
|
|||||
vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943 |
|
|
|
||||
ЦА |
|
|
|
q=14 л/с |
|
|
|
14 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
13 |
|
|
|
|
|
|
|
12 |
|
|
|
q=10 л/с |
q=6 л/с |
q=3,2 л/с |
q=3,2 л/с |
11 |
|
|
|
||||
|
|
|
q=10 л/с |
q=6 л/с |
q=3,2 л/с |
|
|
10 |
|
|
|
|
|||
|
|
|
q=10 л/с |
|
|
|
|
9 |
|
|
|
|
|
|
|
|
q=9,3 л/с |
|
q=10 л/с |
|
|
|
|
8 |
|
|
|
|
|
||
|
q=9,3 л/с |
|
q=10 л/с |
|
|
|
|
7 |
|
|
|
|
|
||
|
q=9,3 л/с |
|
|
|
|
|
|
6 |
|
|
|
|
|
|
|
|
q=9,3 л/с |
|
|
|
|
|
|
5 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
q=10 л/с |
|
|
|
|
|
4 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
q=10 л/с |
|
|
|
|
|
3 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
q=10 л/с |
|
|
|
|
|
2 |
|
|
|
|
|
|
|
q=11 л/с |
q=10 л/с |
|
|
|
|
||
1 |
|
|
|
|
|
|
|
|
Б.Ж. |
ОЦР |
ЦР |
Пр. Ж. |
|
|
Время |
|
|
|
|
|
|
|
|
vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||||
|
36 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
32 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
28 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
24 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
20 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
МПа |
16 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
, |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
у |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Р |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
12 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
8 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
4 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
0 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
-4 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
0 |
10 |
20 |
30 |
40 |
50 |
60 |
70 |
80 |
90 |
100 |
110 |
120 |
130 |
140 |
150 |
160 |
|
|
|
|
|
|
|
|
Объем закачанной жидкости, м3 |
|
|
|
|
|
|
|||
vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943
Вопросы для подготовки к экзамену по курсу «Заканчивание скважин» для потоков БГБ-07 и ГБ-07
1.Индексы и градиенты давлений, их роль в проектировании конструкции скважин, бурении и креплении.
2.Понятие о конструкции скважины, основные элементы.
3.Факторы, определяющие конструкцию скважины.
4.Принципы проектирования конструкции скважин.
5.Признаки несовместимых условий бурения по различным признакам.
6.Особенности проектирования конструкции скважин на месторождениях с ММП.
7.Определение числа обсадных колонн и глубин их спуска, возможности упрощения конструкции скважины.
8.Определение диаметров обсадных колонн, долот и факторы их определяющие.
9.Обоснование интервалов цементирования обсадных колонн.
10.Понятие о совершенстве вскрытия пласта скважиной.
11.Факторы, определяющие выбор способа вхождения в продуктивную залежь.
12.Конструкции забоя при вскрытии пластов и обоснование их выбора.
13.Конструкции забоя скважин с неустойчивыми коллекторами.
14.Скважинные фильтры и принципы проектирования фильтров.
15.Особенности конструкции скважин с горизонтальным окончанием.
16.Многозабойные скважины, область их применения, достоинства и недостатки.
17.Влияние влияния фильтрата промывочной жидкости на коллекторские свойства пласта.
18.Влияние твердой фазы промывочной жидкости на коллекторские свойства
пласта.
19. Оценка изменения коллекторских свойств пласта под действием
промывочной жидкости.
20.Определение глубины повреждения пласта промывочной жидкостью.
21.Пути уменьшения или предотвращения загрязнения пласта при вскрытии.
22.Применение ПАВ при вскрытии продуктивных пластов.
23.Проблемы вторичного вскрытия пластов.
24.Способы перфорации и их сравнительная оценка.
25.Достоинства и недостатки вскрытия продуктивных пластов на депрессии.
26.Применение аэрированных жидкостей для вскрытия пластов.
27.Применение пен для вскрытия пластов.
28.Применение газообразных агентов для вскрытия пластов.
29.Проблемы вскрытия пластов с АВПД.
30.Оборудование устья скважины. Колонные головки (основные элементы, принципы выбора и применения).
31.Плашечные превенторы (основные элементы, принципы выбора и применения).
32.Универсальные превенторы (область применения, основные элементы, возможности, принципы выбора и применения).
vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943
2
33.Вращающиеся превенторы (область применения, основные элементы, возможности, принципы выбора и применения).
34.Принципы выбора и комплектации устьевого оборудования при вскрытии пластов с АВПД.
35.Назначение основных элементов в схемах обвязки ПВО.
36.Обсадные трубы с треугольной резьбой (особенности и элементы конструкции, достоинства и недостатки).
37.Обсадные трубы с трапецеидальной резьбой (особенности и элементы конструкции, достоинства и недостатки).
38.Сварные соединения обсадных труб (особенности, достоинства и недостатки).
39.Требования к обсадным трубам.
40.Обсадные трубы больших диаметров. Толстостенные трубы. (Особенности, достоинства и недостатки).
41.Прочность труб и их соединений на растяжение.
42.Прочность труб при избыточном гидравлическом наружном давлении.
43.Прочность труб при избыточном гидравлическом внутреннем давлении.
44.Влияние овальности труб на их сопротивляемость наружному давлению.
45.Сопротивляемость труб наружному давлению и осевой нагрузке.
46.Импортные трубы и их соединения. Сравнительная оценка с отечественными трубами.
47.Факторы, учитываемые при определении наружных давлений, действующих на обсадные колонны.
48.Факторы, учитываемые при определении внутренних давлений, действующих на обсадные колонны.
49.Определение внутренних и наружных избыточных давлений.
50.Принципы расчета обсадных колонн для нефтяных скважин.
51.Особенности расчета обсадных колонн для газовых скважин.
52.Особенности расчета промежуточных колонн и кондукторов.
53.Особенности расчета обсадных колонн в наклонно-направленных скважинах.
54.Необходимость натяжения обсадных колонн и принципы определения величины
55.Роль цементного кольца в разобщении пластов.
56.Требования к тампонажным материалам.
57.Портландцемент, химико-минералогический состав.
58.Роль окислов и минералов в цементе.
59.Роль добавок модификаторов, вводимых в цемент при его получении.
60.Твердение портландцемента.
61.Структура цементного камня, и факторы ее определяющие.
62.Контракция при твердении цемента и ее роль.
63.Пути снижение капиллярной пористости цементного камня.
64.Влияние удельной поверхности на скорость твердения цемента.
65.Влияние температуры на скорость твердения цемента.
66.Механизм действия добавок замедлителей твердения цементных растворов.
67.Механизм действия добавок ускорителей твердения цементных растворов.
68.Свойства цемента и методы определения.
69.Свойства цементного раствора и методы определения.
vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943
3
70.Свойства цементного камня и методы определения.
71.Регулирование плотности тампонажных растворов.
72.Роль фильтрационных свойств раствора при заканчивании скважин и регулирование фильтрации.
73.Роль седиментационной устойчивости тампонажных растворов в разобщении пластов и регулирование седиментационной устойчивости.
74.Механизм комкования цементов при хранении и проблемы крепления скважин связанные с этим процессом.
75.Принципы восстановления свойств цементов длительного хранения.
76.Защита обсадных колонн от износа и коррозии.
77.Подготовка скважины к спуску обсадных колонн.
78.Спуск обсадных колонн в скважину.
79.Обоснование режима спуска обсадных колонн.
80.Спуск колонн секциями и потайных колонн (необходимость, особенности).
81.Агрегаты для закачки и продавки цементного раствора (виды, назначение, характеристики, возможности).
82.Агрегаты для приготовления цементного раствора (виды, назначение, характеристики, возможности).
83.Вспомогательные агрегаты, применяемые при цементировании (виды, назначение, характеристики, возможности).
84.Оснастка обсадных колонн (назначение, виды, особенности конструкции, достоинства и недостатки).
85.Обоснование и выбор места установки элементов оснастки обсадных колонн.
86.Прямое одноступенчатое цементирование (схема, технология, контроль процесса, достоинства и недостатки).
87.Прямое двухступенчатое цементирование (схема, технология, контроль процесса, достоинства и недостатки).
88.Обоснование места установки МСЦ при двухступенчатом цементировании.
89.Обратное цементирование (схема, технология, контроль процесса, достоинства и недостатки).
90.Комбинированное цементирование (схема, технология, контроль процесса, достоинства и недостатки).
91.Применение УСИП для цементирования скважин (схема, технология, контроль процесса, достоинства и недостатки).
92.Цементирование потайных колонн и колонн, спускаемых секциями (схема, технология, контроль процесса, достоинства и недостатки)
93.Принципы составления схем обвязки цементировочной техники
94.Обвязка цементировочной техники с применением БМ и ее достоинства.
95.Обвязка цементировочной техники с применением осреднительной емкости и ее достоинства.
96.Определение количества материалов для цементирования.
97.Определение количества цементировочной техники.
98.Влияние свойств цемента и цементного раствора на качество цементирования.
99.Влияние свойств цементного камня на качество цементирования.
100.Влияние эксцентричности колонны в скважине на качество цементирования.
vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943
4
101.Факторы, определяющие степень вытеснения промывочной жидкости цементным раствором при цементировании.
102.Роль технологических операций, проводимых в обсадной колонне на качество крепления скважин.
103.Роль буферных жидкостей при цементировании. Требования к буферным жидкостям.
104.Виды буферных жидкостей, принципы выбора состава и регулирования свойств.
105.Проблемы крепления горизонтальных скважин.
106.Методы оценки качества первичного цементирования.
107.Аварии с обсадными колоннами при действии наружного и внутреннего избыточного давлений.
108.Аварии с обсадными колоннами при действии растягивающих нагрузок и
работах внутри колонны.
109.Осложнения при приготовлении и закачке цементного раствора.
110.Осложнения при продавке тампонажных растворов.
111.Механизм возникновения нефтегазопроявлений в период ОЗЦ и их предупреждение.
112.Цементные мосты, назначение, требования к качеству и материалам.
113.Принципы расчета цементного моста.
114.Технологии установки цементных мостов.
115.Контроль качества установки цементных мостов.
116.Цели и задачи опробования и испытания пластов.
117.Опробователи пластов, спускаемые на кабеле (назначение, принципиальная схема, достоинства и недостатки).
118.Опробователи пластов, сбрасываемые внутрь бурильных труб (назначение, принципиальная схема, достоинства и недостатки).
119.Назначение и возможности, испытателей пластов, спускаемых на бурильных трубах.
120.Компоновка испытателей пластов спускаемых на обсадных трубах и назначение элементов компоновки.
121.Типовая диаграмма, полученная испытателем пластов, характеристика и назначение отдельных этапов.
122.Освоение скважин (цель, задачи, проблемы).
123.Методы освоения скважин.
124.Проблемы бурения скважин на сероводородсодержащих месторождениях.
125.Ликвидация и консервация скважин.
vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943
60
Пример 2
Условие задачи:
Обосновать параметры цементного раствора, рассчитать количество материалов, цементировочной техники и разработать схему ее обвязки при цементировании эксплуатационной колонны в разведочной скважине. Конструкция скважины: кондуктор диаметром 426,0 мм спущен на глубину 350м, первая промежуточная колонна диаметром 323,9 мм спущена на глубину 1400м, вторая промежуточная колонна диаметром 244,5 мм спущена на глубину 2000 м, эксплуатационная колонна диаметром 168,3 мм спущена на глубину 4300м. Диаметр долота для бурения под эксплуатационную колонну – 215,9 мм. Толщина стенки труб эксплуатационной колонны - 10,6 мм, второй промежуточной – 10,0 мм. Индекс давления поглощения в интервале 2000 –
2500 м равен 1,68; в интервале 2500 – 4200 равен 1,87; в интервале продуктивного пласта 4200 – 4300 равен 1,73. Для вскрытия продуктивного пласта использован глинистый раствор плотностью 1450 кг/м3. Забойная температура 920С.
Решение.
Для цементирования интервала продуктивного пласта и выше него необходимо применить тампонажный раствор нормальной плотности (1850 кг/м3). С учетом забойной температуры в интервале 2500 – 4300 м рекомендуется использовать тампонажный портландцемент ПЦТ - 1- 100 ГОСТ 1581- 96, с водоцементным отношением 0,5. Для регулирования свойств тампонажного раствора использованы ССБ - 0,2%, хромпик - 0,2%.
В интервале 0 – 2500 м необходимо использовать облегченный тампонажный цемент, плотность которого определяется из условий (9.2). Согласно этих рекомендаций нижняя граница плотности тампонажного раствора должна быть на 200 кг/м3 больше плотности промывочной жидкости, т.е. 1650кг/м3. Далее, необходимо проверить возможность подъема цементного
раствора выбранных рецептур до устья. Сначала проверяется отсутствие
