- •Введение
- •1 Геологический раздел
- •1.1 Общие сведения о районе буровых работ
- •1.2 Общие сведенья о проектируемой скважине
- •1.6 Типы применяемых буровых растворов по интервалам и их параметры
- •1.7 Помыслово – геофизические исследования
- •1.8 Виды осложнений при спуске обсадных колонн и авария с обсадными колоннами
- •2 Технико – технологический раздел
- •2.1 Выбор и обоснование конструкций скважины и ее расчет
- •2.2 Выбор и расчет профиля скважины
- •2.3 Выбор способа цементирования и тампонажного материала
- •2.4 Условия работы обсадных колонн в скважине
- •2.5 Расчет обсадных колонн на прочность
- •2.6 Технологическая оснастка обсадных колонн
- •2.7 Подготовка скважины, оборудования и инструмента, обсадных труб к спуску в скважину
- •2.8 Технология спуска обсадных колонн в скважину
- •2.9 Расчет цементирование эксплуатационной колонны
- •2.10 Технология процесса цементирования эксплуатационной колонны
- •2.11 Контроль качества цементирования, проверка колонн на герметичность
- •2.12 Анализ причин некачественного спуска обсадных колонн и мероприятия по их предупреждению
- •3 Охрана труда и противопожарная защита
- •3.1 Организация охраны труда на буровой
- •3. 2 Меры безопасности при спо
- •3.3 Пожаробезопасность на буровой
- •3.4 Промсанитария на буровой
- •4 Охрана недр и окружающей среды
- •4.1. Характеристика возможных источников загрязнения окружающей среды при креплении скважин
- •4.2 Мероприятия по охране природы и окружающей среды при креплении скважин
2.5 Расчет обсадных колонн на прочность
2.5.1 Расчет направления на прочность.
Направление Dн - 324 мм – определяются только весовые характеристики обсадной колоны.
Принимаем обсадные трубы - 324 x 9,5, Д ОТТМБ ГОСТ 632-80 для которых:
- сминающее давление, Ркр = 5,9 МПа;
- допустимое внутреннее давление Рвн =19,5 МПа
- допустимая растягивающая нагрузка Рстр = 2040 кН;
- вес погонного метра g1= 758 Н.
Определяем вес первой секции по формуле:
Q1 = g1, (25)
где Q1 - вес первой секции, кН;
- длина первой секции по профилю, м;
g1 - вес погонного метра, g1 =758 н/м;
Q1 = 50 0,758 = 37,9 кН
2.5.2 Расчет кондуктора на прочность.
Исходные данные:
- глубина спуска кондуктора – 350 м;
- давление опресовки = 9,2 МПа;
- давление пласта = 15,8 Мпа;
- плотность нефти - н = 880 кг/м3;
- плотность бурового раствора за колонной - б.р = 1100 кг/м3;
- плотность опресовочной жидкости ж = 1020 кг/м3.
Определяем давление на устье скважины в период ввода ее в эксплуатацию, по формуле:
(26)
Значит, 1,1 . Ру < Роп, то есть 1,1 . 2,3 = 2,53 < 9,2 МПа, следовательно, в формулы определения внутренних избыточных давлений нужно подставлять Роп = 9,2 МПа.
Наружные избыточные давления. В зависимости от высот уровней жидкости определяются наружные избыточные давления, по формуле:
Рни.z - 10-5 . . Z, (27)
где Рни.z - наружные избыточные давления, МПа;
- плотность цементного раствора, кг/м3;
Z – глубина определяемого давления, м;
Р = 10-5 . 1501 . 0 = 0
Наружные избыточные давления во время возможного нефтепроявления, для случая Z = L определяем по формуле:
(28)
где - наружные избыточные давления, МПа;
- плотность цементного раствора, кг/м3;
- плотность нефти, кг/м3;
L - глубина скважины по вертикали, м;
- плотность бурового раствора кг/м3;
МПа
Внутреннее избыточное давление в период испытания колонны на герметичность в один приём без пакера, определяем по формуле:
о<z<h; Pвиz = Pоп -10-5 (рбр – рж) Z, (29)
где Рниz - наружные избыточные давления, МПа; Рбр -плотность бурового раствора, кг/м3;
рж -плотность опресовочной жидкости, кг/м3;
Z=0; Рвн = 9,2 - 10-5 (1100 - 1020) 0 = 9,2 МПа,
Z = h ;
Внутреннее избыточное давление в период испытания колонны на герметичность в один приём без пакера при Z = L определяем по формуле:
(30)
где РвниL - внутреннее избыточное давление в период испытания, МПа;
Роп - давление опресовки эксплуатационной колонны, МПа;
бр - плотность цементного раствора, кг/м3;
ож - плотность опресовочной жидкости, кг/м3;
L - глубина скважины по вертикали, м;
бр - плотность бурового раствора, кг/м3;
Так как эпюры наружных и внутренних давлений Рни и Рвн, незначительны, то эпюра не строится.
При выборе секций колонны принимаем следующие запасы прочности:
- На смятие:
- n1 = 1,15 - для зоны перфорации;
- n1 = 1,0 - для остальной части колонны.
- На внутреннее давление n2 = 1,15;
- На страгивание резьб n3 = 1,3.
Для первой секции необходимо принять трубы, для которых действует
неравенство:
Ркр > РниL n1, (31)
Определяем критическое давление по формуле:
Ркр = РниL n1, (32)
где Ркр - критическое давление, МПа;
РниL - наружные избыточные давления, МПа;
n1 - запас прочности на смятие для зоны перфорации;
Ркр= 2,7 1= 2,7 МПа
Этому давлению соответствуют трубы 245 х 8,9 «Д», для которых:
- сминающее давление Ркр = 10 МПа;
- вес погонного метра g1 = 602 Н;
- допустимое внутреннее давление Р = 24,2 МПа;
- допустимая растягивающая нагрузка Рстр = 1630 кН.
Длину секций определяем из расчета на страгивание по формуле:
(33)
где - длина секции, м;
Рстр = 1630 - страгивающая нагрузка, кН;
n1 - запас прочности на страгивание резьб;
g1 = 602 - вес погонного метра труб, н/м;
м
Исходя из глубины, требуемую длину секции принимаем равной длине колонны:
где L1 - длина секции, м;
- длина ствола по профилю, м.
м
Определяем вес секции по формуле:
Q1 =L1 g1, (34)
где Q1 - вес секции, кН;
L1- длина секции по профилю, м;
g1 = 602 - вес погонного метра, н/м;
кН
2.5.3 Расчет эксплуатационной колонны на прочность.
Исходные данные:
- глубина скважины по вертикали – L = 1610 м;
- по стволу – Lс = 1735 м;
- высота подъема цементного раствора за колонной по вертикали от устья – h = 0 м;
- уровень жидкости в колонне на стадии окончания эксплуатации по вертикали – Н - 800 м;
- длина зоны перфорации – lз.п.= 40 м;
- давление опресовки 12,7 МПа;
- давление пласта 15,8 Мпа;
- диаметр эксплуатационной колонны – Dэ.к.= 146 мм;
- плотность нефти -н = 880 кг/м3;
- плотность бурового раствора за колонной - б.р = 1100 кг/м3;
- плотность опресовочной жидкости ж = 1020 кг/м3.
Определяем давление на устье скважины в период ввода ее в эксплуатацию, по формуле:
(35)
Значит, 1,1 . Ру < Роп, то есть 1,1 . 2,3 = 2,53 < 12,7 МПа, следовательно, в формулы определения внутренних избыточных давлений нужно подставлять Роп = 12,7 МПа.
Наружные избыточные давления. В зависимости от высот уровней жидкости определяются наружные избыточные давления, по формуле:
Рни.z - 10-5 . . Z, (36)
где Рни.z - наружные избыточные давления, МПа;
- плотность цементного раствора, кг/м3;
Z – глубина определяемого давления, м;
Р = 10-5 . 1501 . 0 = 0
Наружные избыточные давления на стадии окончания эксплуатации скважины, для случая Z = L определяем по формуле:
(37)
где - наружные избыточные давления, МПа;
- плотность цементного раствора, кг/м3;
- плотность нефти, кг/м3;
L - глубина скважины по вертикали, м;
- плотность бурового раствора кг/м3;
Н - уровень жидкости в колонне на стадии окончания эксплуатации, м;
к = 0,25 - коэффициент разгрузки цементного камня;
МПа
Внутреннее избыточное давление в период испытания колонны на герметичность в один приём без пакера, определяем по формуле:
о<z<h; Pвиz = Pоп -10-5 (рбр – рж) Z, (38)
где Рниz - наружные избыточные давления, МПа; Рбр -плотность бурового раствора, кг/м3;
рж -плотность опрессовочной жидкости, кг/м3;
Z=0; Рвн = 12.7 - 10-5 (1100 - 1020) 0 = 12,7 МПа,
Z = h ;
В нутреннее избыточное давление в период испытания колонны на герметичность в один приём без пакера при Z = L определяем по формуле:
(39)
где РвниL - внутреннее избыточное давление в период испытания, МПа;
Роп - давление опресовки эксплуатационной колонны, МПа;
бр - плотность цементного раствора, кг/м3;
ож - плотность опресовочной жидкости, кг/м3;
L - глубина скважины по вертикали, м;
бр - плотность бурового раствора, кг/м3;
Мпа
По полученным данным строим эпюры наружных и внутренних давлений Рни и Рвн.
При выборе секций колонны принимаем следующие запасы прочности:
- На смятые:
- n1 = 1,15 - для зоны перфорации;
- n1 = 1,0 - для остальной части колонны.
- на внутреннее давление n2 = 1,15;
- на страгивание резьб n3 = 1,3.
Для первой секции необходимо принять трубы, для которых действует
неравенство:
Ркр > РниL n1, (40)
Определяем критическое давление по формуле:
Ркр = РниL n1, (41)
где Ркр - критическое давление, МПа;
РниL - наружные избыточные давления, МПа;
n1 - запас прочности на смятые для зоны перфорации;
Ркр= 16,9 1,15 = 19,4 МПа
Этому давлению соответствуют трубы 146х 7 «Д», для которых:
- сминающее давление Ркр = 20,3 МПа;
- вес погонного метра g1 = 247 Н;
- допустимое внутреннее давление Р = 31,8 МПа;
- допустимая растягивающая нагрузка Рстр = 730 кН.
Длину секции определяем из расчета перекрытия зоны перфорации плюс 100 200 м.
Определяем длину секции по вертикали по формуле:
= lзп + (100 + 200), (42)
где - длина секции по вертикали, м;
- длина зоны перфорации, м;
=40 + 200 = 240 м
Определяем длину первой секции по профилю по формуле:
(43)
где - длина первой секции по профилю, м;
- длина секции по вертикали, м;
- максимальный угол наклона ствола скважины;
м
Определяем вес первой секции по формуле:
Q1 = g1, (44)
где Q1 - вес первой секции, кН;
- длина первой секции по профилю, м;
g1 - вес погонного метра, g1 = 247 н/м;
Q1 = 257,5 0,247 = 63,61 кН
По эпюре Рни давление на «голове» первой секции на глубине по профилю L1 = Lскв - 11 = 1610 – 257,5 = 1352,5 м, равно РниL = 14 МПа.
Для второй секции необходимо взять трубы 146 х7 «Е», для которых:
- сминающее давление, Ркр = 20,3 МПа;
- допустимое внутреннее давление Рвн =31,8 МПа;
- допустимая растягивающая нагрузка Рстр = 730 кН;
- вес погонного метра g2= 247 Н.
Полную длину определяем из расчета на страгивание по формуле:
(45)
где - полная длина второй секции, м;
Рстр = 730 - страгивающая нагрузка, кН;
n2 - запас прочности на страгивание резьб;
Q1 - вес предыдущей секции, кН;
g2 = 247 - вес погонного метра труб, н/м;
м
Исходя из глубины, требуемую длину второй секции определяем по формуле:
(46)
где L2 - длина второй секции, м;
- длина ствола по профилю (до забоя скважины), м;
- длина первой секции по профилю, м;
L2 = 1680 – 257,5 = 1422,5 м
Определяем вес второй секции по формуле:
Q2 =L2 g2, (47)
где Q2 - вес третьей секции, кН;
L2- длина второй секции по профилю, м;
g2 = 247 - вес погонного метра, н/м;
кН
Вес всей эксплуатационной колонны определяем по формуле:
(48)
где - вес всей эксплуатационной колонны, кН;
Q1 - вес первой секции, кН;
Q2 - вес второй секции, кН;
Qэк = 63,61 + 364,94 = 535,48 кН
Таблица 14– Характеристика эксплуатационной колонны
Номер секций |
Толщина стенки мм |
Группа прочности стали |
Длина секций м |
Вес секции, кН |
1 |
7 |
«Д» |
257,5 |
63,61 |
2 |
7 |
«Д» |
1477,5 |
364,94 |
|
итого |
|
2136 |
535,48 |