Проект конструкции скважины на Западно-Серафимовском месторождении

Конструкция скважины проектируется в соответствии с конкретными геологическими условиями бурения в заданном районе. Она должна обеспечить выполнение поставленной задачи, т. е. достижение проектной глубины, вскрытие нефтегазоносной залежи и проведение всего намеченного комплекса исследований и работ в скважине, включая ее использование в системе разработки месторождения. Конструкция скважины зависит от сложности геологического разреза, способа бурения, назначения скважины, способа вскрытия продуктивного горизонта и других факторов. Она должна удовлетворять требованиям Правил безопасности в нефтяной и газовой промышленности, а также требованиям по охране недр и защите окружающей среды. От качества спроектированной конструкции скважины, ее соответствия геологическим условиям в значительной степени зависят надежность, технологичность, долговечность, ее производительность и стоимость строительства скважины.

1. Общий раздел

1.1 Общие сведения о районе буровых работ

В административно-территориальном отношении Западно-Серафимовское месторождение расположено в Арзгирском районе Ставропольского края. Ближайшая железнодорожная станция в г. Благодарный расположена в 87 км от месторождения, село Арзгир — в 24 км к северо-востоку. Рельеф местности представлен всхолмленной равниной. Растительный покров составляют пашни и сельхозугодия. Толщина плодородного слоя равна 40 см.

Климат района континентальный. Среднегодовое количество осадков не превышает 366 мм. Среднегодовая температура составляет плюс 10,5 ^оС. Лето жаркое и сухое с максимальными температурами в июле равными плюс 31,7 ^оС. Зима относительно мягкая с минимальными температурами в январе равными минус 7,5 ^оС. Господствующее направление ветров — восточное, со среднегодовой скоростью 3,2 м/сек.

В непосредственной близости от месторождения проходит газопровод Арзгир-Мирное-Благодарный.

База материально-технического снабжения расположена в г. Благодарном. Энергоснабжение буровой предусматривается от двигателей внутреннего сгорания.

Снабжение буровой технической и питьевой водой осуществляется путем подвоза от Журавской КС. Основной вид связи с буровой — радиотелефон.

1.2 Литолого-стратиграфический разрез

На основании данных бурения скважин в пределах Западно-Серафимовского месторождения [1], а также глубин отражающих сейсмических горизонтов, проектной скважиной при глубине 3130 м, ожидается вскрытие следующего литолого-стратиграфического разреза (сверху-вниз) — таблица 1.1.

Таблица 1.1 — Литолого-стратиграфический разрез

1.3 Газонефтеносность

По данным бурения в интервале 3050-3085 м, вид проявляемого флюида газоконденсат, плотность пластового флюида при проявлении 0,964 кг/м³.

1.4 Водоносность

На основании региональных геологических и гидрогеологических исследований и наблюдений на Западно-Серафимовском месторождении, в исследуемом районе можно выделить следующие водоносные комплексы:

— плиоценовые, с минерализацией до 5 г/л и плотностью пластовой воды 1010 кг/м³;

— нижнемеловой, с солоноватыми и солеными водами хлормагниевого типа, с общей минерализацией 53,57 г/л и плотностью пластовой воды 1036 кг/м³. Дебиты изменяются в зависимости от свойств вмещающих пород в пределах 0,2−0,9 м³/сут.

1.5 Температурная характеристика разреза

Данные о температурной характеристике скважины приведены в таблице 1.2.

Таблица 1.2 — Температурная характеристика разреза

1.6 Пластовые давления и давления гидроразрыва Значения пластовых давлений и давлений гидроразрыва, рассчитанные по данным бурения скважин на Западно-Серафимовском месторождении приведены в таблице 1.3.

Таблица 1.3 — Пластовые давления и давления гидроразрыва

1.7 Возможные осложнения

В процессе строительства скважин на Западно-Серафимовском месторождении возможны следующие виды осложнений [1]: осыпи и обвалы стенок скважины; поглощение бурового раствора; нефтегазоводопроявления; прихваты бурильной колонны, вызванные потерей устойчивости стенок скважины и т. д.

Наибольшее число прихватов, вызванных обвалами, происходит в глинистых породах вследствие их способности быстро набухать под действием фильтрата промывочной жидкости. Среди технологических факторов, способствующим обвалам и осыпям можно отметить низкое качество промывочной жидкости, большое время воздействия промывочной жидкости на породы, склонные к обвалам. Краткие сведения о прихватоопасных зонах, а также осыпях и обвалах, приведены в таблицах 1.4 и 1.5.

Таблица 1.4 — Сведения о прихватоопасных зонах

Таблица 1.5 — Сведения об ожидаемых осыпях и обвалах стенок скважины

Поглощение бурового раствора может возникнуть, если в горной породе имеются раскрытые трещины, каверны и другие полости, а также, если под влиянием давления, создаваемого на стенки скважины, раскрываются естественные микротрещины. При поглощении статический уровень жидкости непостоянен. Если при снижении уровня жидкости обнажаются неустойчивые породы, то колебания давления и периодические осушение и увлажнение могут стать причиной обваливания. Краткие сведения о поглощении бурового раствора на Западно-Серафимовском месторождении приведены в таблице 1.6.

Таблица 1.6 — Возможные поглощения бурового раствора при разбуривании скважины Западно-Серафимовского месторождения

Нефтегазоводопроявления являются наиболее опасными осложнениями, которые могут привести к разрушению устья и бурового оборудования, возникновению пожаров и взрывов, стать причиной загрязнения окружающей среды и человеческих жертв. Сведения о возможных нефтегазоводопроявлениях в условиях Западно-Серафимовского месторождения представлены в таблице 1.7.

Таблица 1.7 — Возможные нефтегазоводопроявления при разбуривании скважины Западно-Серафимовского месторождения

2. Технико-технологический раздел

2.1 Обоснование диаметра эксплуатационных колонн, определение зон совместимости, количества обсадных колонн и глубин их спуска

Диаметр эксплуатационной колонны устанавливается заказчиком в зависимости от ожидаемого дебита нефтяной или газовой скважины или от диаметров технических средств, намеченных к использованию в скважине на поздней стадии разработки месторождения.

Рекомендуемые диаметры эксплуатационных колонн в добывающих скважинах приведены в таблице 2.1.

Таблица 2.1 — Рекомендуемые диаметры эксплуатационных колонн

По результатам испытаний скважин на Западно-Серафимовском месторождении установлено, что максимальный дебит проектной скважины будет равен 70 тыс. м³/сут. Отсюда, согласно данным таблицы 2.1, наиболее рациональной будет скважина с диаметром эксплуатационной колонны 114,3 мм. Такая конструкция скважины будет являться наиболее оптимальной как с точки зрения пропускной способности скважины при низких дебитах, так и с точки зрения сокращения металлоемкости и общей стоимости конструкции.

Следующим этапом расчетов по проектированию конструкции скважины является определение зон совместимости, количества обсадных колонн и глубин их спуска. Эти расчеты и построения выполняются в следующей последовательности [3]:

1. По литологической характеристике разреза выделяют интервалы с аномальной характеристикой пластовых давлений и давлений гидроразрыва. Для скважины Западно-Серафимовского месторождения участок в интервале глубин 0−570 метров характеризуется аномально-низкими значениями пластовых давлений, остальная же часть разреза в интервале глубин 570−3130 метров характеризуется гидростатическими значениями пластовых давлений.

2. Для полученных интервалов глубин находят значения эквивалентов градиентов пластовых давлений и давлений гидроразрыва слагающих пород. Под эквивалентом градиента давления понимают плотность жидкости, столб которой в скважине на глубине определения создает давление, равное пластовому или давлению гидроразрыва. Расчет эквивалента градиента пластового давления осуществляется по формуле:

, (2.1)

Где г_э.пл. — эквивалент градиента пластового давления, гс/см³;

Р_пл. — пластовое давление, кгс/см²;

Н — глубина определения, м.

Эквивалент градиента давления гидроразрыва рассчитывают по формуле:

, (2.2)

Где г_э.гр. — эквивалент градиента давления гидроразрыва, гс/см³;

Р_гр. — давление гидроразрыва, кгс/см²;

Н — глубина определения, м.

Исходные данные для расчета эквивалентов градиентов давлений приведены в таблице 1.3, а результаты расчетов представлены в таблице 2.2.

Таблица 2.2 — Результаты расчета эквивалентов градиентов пластовых давлений и давлений гидроразрыва

3. На совмещенный график наносят точки эквивалентов и строят кривые эквивалентов градиентов давлений — рисунок 2.1.

4. Параллельно оси ординат проводят линии касательно крайних точек эквивалентов градиентов пластового давления и линии касательно крайних точек кривой эквивалентов градиентов давления гидроразрыва.

5. Области, ограниченные касательными, являются зонами совместимых условий бурения — рисунок 2.1.

6. Крайняя левая линия, ограничивающая область совместимых условий, определяет граничные условия по пластовым давлениям для соответствующих интервалов разреза, а крайняя правая линия — по давлениям гидроразрыва.

Зоны совместимых условий бурения являются зонами крепления скважины обсадными колоннами. Количество зон крепления соответствует количеству обсадных колонн. Как видно из рисунка 2.1 оба интервала пластовых давлений лежат в условиях совместимого бурения, что позволяет использовать одноколонную конструкцию скважины. Это позволит сократить металлоемкость конструкции и ее общую стоимость без потери качества разобщения пластов.

Рисунок 2.1 — Совмещенный график давлений для выбора конструкции скважины

7. Глубина спуска обсадных колонн (установки башмака) принимается на 10−20 м выше окончания зоны крепления (зоны совместимых условий), но не выше глубины начала следующей зоны совместимых условий. Как было упомянуто выше, будет использована одноколонная конструкция скважины, которая спускается до глубины окончания интервала крепления — 3130 м.

8. Плотность бурового раствора, применяемого при бурении в каждой конкретной зоне крепления, должна находиться в пределах зоны совместимых условий и отвечать следующим требованиям: для скважин глубиной до 1200 м гидростатическое давление, создаваемое столбом бурового раствора в скважине, должно превышать пластовое на 10−15%, а для скважин глубже 1200 м — на 5−10%.

Для проектной скважины Западно-Серафимовского месторождения пластовое давление на глубине газопроявления (3085 м) составляет 30,85 МПа [1], таким образом, гидростатическое давление бурового раствора в стволе скважины на отметке газопроявления должно составлять 33,94 МПа, что соответствует плотности бурового раствора равной 1100 кг/м³. Полученная плотность бурового раствора лежит в пределах зоны совместимых условий бурения, в тоже время согласно данным таблицы 1.5 в интервале глубин 800−2150 м минимально допустимая величина градиента гидростатического давления, при котором породы сохраняют устойчивость, составляет 1,2 МПа/100 м, а в интервале глубин 2150−3130 м — 1,09 МПа/100 м. Это, в свою очередь, соответствует минимальным плотностям буровых растворов в интервале 800−2150 м — 1200 кг/м³, а в интервале 2150−3130 м — 1090 кг/м³. Таким образом, для предупреждения осыпей и обвалов в процессе бурения плотность бурового раствора должна превышать 1200 кг/м³, такому условию будет удовлетворять раствор с плотностью 1250 кг/м³, при этом эквивалент градиента гидростатического давления будет составлять 1,25 гс/см³. Как видно из рисунка 2.1 буровой раствор с плотностью 1250 кг/м³ также будет лежать в пределах зоны совместимых условий бурения, что позволяет использовать его для разбуривания всего разреза.

Следующим этапом проектирования скважины является определение глубины спуска обсадных колонн. Эксплуатационная колонна будет спущена на глубину 3130 м, поскольку скважина вскрывает газовое месторождение, для повышения качества разобщения пластов цементирование эксплуатационной колонны целесообразно осуществлять по всей длине. Предлагаемая конструкция скважины является одноколонной, поэтому для повышения качества разобщения пластов необходимо, чтобы кондуктор частично выполнял роль промежуточной колонны. В связи с этим расчет глубины спуска кондуктора целесообразно вести по следующей формуле [3]:

, (2.3)

Где — глубина спуска кондуктора, м;

p₂ — давление газопроявляющего пласта, МПа;

— минимальное значение градиента давления разрыва пласта для интервала ниже башмака кондуктора, МПа/м.

Для условий скважин Западно-Серафимовского месторождения получим:

.

Таким образом, глубина спуска кондуктора составит 1815 м, цементирование кондуктора будет осуществляться по всей длине.

Для перекрытия рыхлых четвертичных отложений и отложений плиоцена, представленных суглинками и песками (таблица 1.1), направление должно быть спущено на глубину 210 м и зацементировано до устья.

2.2 Согласование диаметров обсадных колонн и долот

На втором этапе разработки конструкции скважины после того, как было определено необходимое количество обсадных колонн, приступают к согласованию диаметров обсадных колонн и долот. Расчет диаметров ведется снизу вверх. За исходный размер принимается диаметр эксплуатационной колонны или конечный диаметр ствола скважины, если спуск обсадной колонны проектом не предусмотрен.

При расчете диаметров руководствуются нормами ГОСТ 632–80 на обсадные трубы (19 типоразмеров от 114,3 до 508,0 мм) и ГОСТ 20 692–80 на шарошечные долота (39 типоразмеров), а также сведениями о номенклатуре долот, выпускаемых отечественной промышленностью и зарубежными фирмами.

Диаметр долота для бурения под обсадную колонну определяется по ее габаритному наружному размеру (наружный диаметр соединительной муфты) с таким расчетом, чтобы обсадная колонна свободно проходила по стволу скважины с регламентированным радиальным зазором, который определен в зависимости от диаметра обсадной колонны — таблица 2.3.

Таблица 2.3 — Минимальная допустимая разность диаметров ствола скважины и муфты обсадной колонны

Расчетный диаметр долота определяется по формуле [2]:

, (2.4)

где Д_д.р. — расчетный диаметр долота, мм;

d_м — наружный диаметр соединительной муфты обсадной колонны по ГОСТ 632–80, мм;

2д — разность диаметров по таблице 2.3, мм.

Затем по расчетному диаметру Д_д.р. находится ближайший нормализованный диаметр Д_д.н. из типоразмеров ГОСТ 20 692–80.

Установленный таким образом нормализованный диаметр долота позволяет рассчитать внутренний диаметр обсадной колонны, через которую это долото должно свободно пройти:

, (2.5)

где dвн — внутренний диаметр обсадной колонны, мм;

Дд.н. — нормализованный диаметр долота, мм;

2Д — радиальный зазор между долотом и стенкой обсадной трубы (обычно принимается равным 5−10 мм, причем нижний предел для труб малого диаметра), мм.

По известному внутреннему диаметру d_вн обсадной трубы с использованием ГОСТ 632–80 подыскивается нормализированный диаметр обсадной колонны и выявляется наибольшая допустимая толщина стенки трубы.

Так как в ГОСТ 632–80 нормализован наружный диаметр обсадных труб и для каждого размера установлено по несколько толщин стенки трубы, внутренний диаметр может варьироваться в широких пределах:

, (2.6)

Где d_н — наружный диаметр обсадной колонны, мм;

д_тр — толщина стенки трубы, мм.

Основные размеры обсадных труб и муфт к ним в соответствии с ГОСТ 632–80 приведены в таблице 2.4, основные нормализированные диаметры долот по ГОСТ 20 692–80 приведены в таблице 2.5

Таблица 2.4 — Основные размеры обсадных труб и соединительных муфт к ним по ГОСТ 632–80

Таблица 2.5 — Основные нормализованные диаметры трехшарошечных долот по ГОСТ 20 692–80

Рассчитаем диаметры обсадных колонн для проектной скважины Западно-Серафимовского месторождения.

Наружный диаметр соединительной муфты для эксплуатационной колонны диаметром 114,3 мм согласно таблице 2.4 будет равен 127,0 мм.

Расчетный диаметр долота для бурения под эксплуатационную колонну тогда будет равен (согласно данным таблицы 2.3):

.

Диаметр ближайшего нормализированного долота согласно таблице 2.5 будет равен 146 мм.

Внутренний расчетный диаметр кондуктора будет равен:

.

Нормализованный диаметр кондуктора согласно таблице 2.4 будет 168,3 мм с максимально допустимой толщиной стенки 8,0 мм и наружным диаметром соединительной муфты 187,7 мм.

Расчетный диаметр долота для бурения под кондуктор равен:

.

Ближайший диаметр долота для бурения под кондуктор согласно таблице 2.5 равен 215,9 мм.

Внутренний расчетный диаметр направления:

.

Нормализованный диаметр направления согласно таблице 2.4 будет 244,5 мм с максимально допустимой толщиной стенки 8,9 мм и наружным диаметром соединительной муфты 269,9 мм.

2.3 Предлагаемая конструкция скважины Западно-Серафимовского месторождения по результатам выполненных расчетов Сведения о полученной по результатам выполненных расчетов конструкции скважины приведены в таблице 2.6 и на рисунке 2.2.

Как видно из таблицы 2.6 и рисунка 2.2, предлагаемая конструкция отличается своей простотой и, в то же время повышенной надежностью цементирования, что имеет важное значение для разобщения газонасыщенных пластов, характеризующихся возникновением заколонных перетоков при недостаточном качестве цементирования. Интервал глубин 0−1815 м, представленный глинистыми породами склонными к интенсивному размыву и кавернообразованию, перекрывается удлиненным кондуктором малого диаметра. Как известно, с увеличением диаметра долота, используемого при бурении, увеличивается степень размыва стенок скважины в глинистом разрезе, что в свою очередь приводит к увеличению расхода тампонажного материала и общему снижению качества тампонажных работ.

Дополнительное повышение качества тампонажных работ обеспечивается цементированием эксплуатационной колонны на ее полную длину, что позволит создать цементное кольцо внутри кондуктора и тем самым повысить эффективность крепления наиболее неустойчивой части разреза скважины в интервале глубин 0−1815 м.

Упрощение же конструкции скважины достигается путем сокращения числа используемых обсадных колонн и их диаметра, что обосновано по результатам изучения совмещенного графика эквивалентов давлений — раздел 2.1. Упрощение конструкции скважины приводит к снижению ее металлоемкости и общей стоимости.

Таблица 2.6 — Полученная по результатам расчетов конструкция скважины

Рисунок 2.2 — Расчетная конструкция скважины Западно-Серафимовского месторождения

2.4 Расчет эксплуатационной колонны на прочность Обсадные колонны рассчитывают 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 скважины жидкостей для интенсификации добычи (гидроразрыв). Значения внутренних давлений обычно минимальны при окончании эксплуатации скважин.

Для газовых скважин расчет эксплуатационной колонны на прочность осуществляется согласно следующей схеме — рисунок 2.3.

Перед выполнением непосредственно расчетов необходимо подготовить соответствующие исходные данные. К числу таких данных относятся диаметр эксплуатационной колонны, расстояние от устья скважины до башмака эксплуатационной колонны, пластовое давление на отметке газопроявляющего горизонта, наименьшее внутреннее давление в скважине при окончании эксплуатации, давление опрессовки, плотность бурового раствора, плотность цементного раствора, плотность опрессовочной жидкости, относительная плотность газа по воздуху, коэффициент сверхсжимаемости газа, температуры на устье и забое скважины.

Ранее было установлено, что оптимальный диаметр эксплуатационной колонны составляет 114 мм — раздел 2.1.

Согласно таблице 1.3 пластовое давление на отметке газопроявляющего горизонта составляет 30,85 МПа.

Давление опрессовки определяется согласно документу — таблица 2.7.

а, б — в исходном состоянии и на завершающем этапе соответственно;

L — расстояние от устья скважины до башмака колонны;

А, B — характерные точки, в которых определяют внутренние избыточные давления при испытании колонны на герметичность;

C, D — характерные точки, в которых определяют избыточные наружные давления на стадии окончания эксплуатации;

1 — буровой раствор за колонной;

2 — цементный раствор (камень);

3 — жидкость в колонне;

4 — газ в колонне Рисунок 2.3 — Расчетная схема при проектировании эксплуатационной колонны для газовой скважины Таблица 2.7 — Минимальные давления опрессовки при испытании колонны на герметичность

Для эксплуатационной колонны диаметром 114 мм давление опрессовки составляет 12,0 МПа. В качестве опрессовочной жидкости в основном используется техническая вода плотностью 1000 кг/м³.

По результатам определения совместимых условий бурения (раздел 2.1) установлено, что плотность бурового раствора должна быть равной 1250 кг/м³.

Плотность тампонажного раствора должна быть на 200−300 кг/м³ выше плотности бурового раствора. При этом необходимо учитывать, что давление столба тампонажного раствора должно быть на 10−15% ниже величины давления гидроразрыва. С учетом того, что предлагаемая конструкция скважины предполагает подъем цементного раствора до устья, этим двум условиям будет удовлетворять цементный раствор с плотностью 1500 кг/м³.

Остальные параметры определены в документе.

Все исходные параметры для расчета эксплуатационной колонны на прочность сведены в таблице 2.8.

Таблица 2.8 — Исходные данные для расчета эксплуатационной колонны

Наружные избыточные давления в точках C и D определяются по формулам:

в точке C при z = 0, (2.7)

где p_н.и. — наружное избыточное давление, МПа;

_ц.р. — плотность цементного раствора за колонной, кг/м³;

z — глубина определения, м;

в точке D при z = L, (2.8)

где L — расстояние от устья скважины до башмака эксплуатационной колонны, м;

p_min — наименьшее давление в скважине при окончании эксплуатации, МПа;

k — коэффициент разгрузки цементного кольца.

Коэффициент разгрузки цементного кольца выбирается согласно данным таблицы 2.9.

Таблица 2.9 — Значения коэффициентов разгрузки цементного кольца

Произведем расчет избыточных наружных давлений в точках C и D для проектируемой скважины Западно-Серафимовского месторождения.

Наружное давление в точке C будет равно:

.

Наружное давление в точке D будет равно:

.

Далее строим эпюру избыточных наружных давлений (эпюра CD) — рисунок 2.4.

Рисунок 2.4 — Эпюра избыточных наружных давлений при окончании эксплуатации скважины

Внутренние избыточные давления в точках A и B определяются по формулам [5]: в точке A при z = 0 или (принимается большая величина), (2.9)

где p_в.и. — внутреннее избыточное давление, МПа;

p_у — давление на устье в период ввода скважины в эксплуатацию, МПа;

р_оп — давление опрессовки, МПа;

в точке B при z = L, если, (2.10)

или, если, (2.11)

где _о.ж. — плотность опрессовочной жидкости, кг/м³.

Для газовых скважин давление на устье определяется по формуле:

, (2.12)

, (2.13)

, (2.14)

, (2.15)

Где p_пл — пластовое давление на отметке башмака колонны, МПа;

_г. отн. — относительная плотность газа по воздуху;

m — коэффициент сверхсжимаемости газа;

Т_у — температура на устье скважины, К;

Т_з — температура на забое скважины, К.

Произведем расчет внутренних избыточных давлений в точках A и B для скважины Западно-Серафимовского месторождения.

Первоначально определим устьевое давление:

,

,

,

.

В этом случае, что больше принятого давления опрессовки равного 12,0 МПа, то внутреннее избыточное давление в точке A будет равно 27,12 МПа, а расчет внутреннего избыточного давления в точке B будет вестись по формуле (2.10):

.

Далее строим эпюру внутренних избыточных давлений (эпюра АВ) — рисунок 2.5.

Рисунок 2.5 — Эпюра внутренних избыточных давлений при испытании колонны на герметичность

Далее определяем величину в зоне эксплуатационного объекта. Здесь n_кр коэффициент запаса прочности при расчете на наружное избыточное давление. Принимается равным 1,0−1,3 для секций находящихся в пределах эксплуатационного объекта, и равным 1,0 для остальных секций.

Для скважины Западно-Серафимовского месторождения эта величина составит 43,82 МПа. Такому давлению соответствую трубы группы прочности К с толщиной стенки 8,0 мм для которых критическое давление равно 48,8 МПа — таблица 2.10. Учитывая, что согласно данным таблицы 1.1 эксплуатационный объект залегает в интервале нижнемеловых отложений (2621−3130 м), длину первой секции труб принимаем равной 509 м.

Вес первой секции по данным таблицы 2.11 составит 108 926 Н или 0,1089 МН.

Таблица 2.10 — Критические давления обсадных труб по ГОСТ 632–80

Находим внутреннее избыточное давление на глубине 2621 м по эпюре на рисунке 2.5. Оно составляет 11,61 МПа. В соответствии с данными таблицы 2.7 эта величина должна быть не менее 12,0 МПа. Далее определяем коэффициент запаса прочности на внутреннее давление для первой секции труб по формуле:

, (2.16)

Где n_в — коэффициент запаса прочности на внутреннее давление;

p_вд — внутреннее давление, при котором напряжение в теле трубы достигает предела текучести, МПа.

Значение p_вд для труб первой секции согласно данным таблицы 2.12 составляет 61,2 МПа. Отсюда коэффициент запаса прочности будет:

.

Минимальное же установленное значение коэффициента запаса прочности на внутреннее избыточное давление составляет 1,15 для труб диаметром 114−219 мм.

Таким образом, первая секция труб пригодна для проектируемой скважины.

Таблица 2.11 — Вес секций обсадных труб различной длины

Таблица 2.12 — Внутренние давления, при которых напряжение в теле трубы достигает предела текучести

Для труб второй секции наружное избыточное давление на глубине 2621 м по эпюре (рисунок 2.4) составляет 28,23 МПа. Этому давлению соответствуют трубы группы прочности Д с толщиной стенки 7 мм, критическим давлением 31,5 МПа (таблица 2.10) и предельным внутренним давлением 40,7 МПа (таблица 2.12).

Для третьей секции берем трубы группы прочности Д с толщиной стенки 6 мм, критическим давлением 24,3 МПа и предельным внутренним давлением 39,9 МПа. По эпюре наружных избыточных давлений (рисунок 2.4) находим, что допустимая глубина спуска труб с толщиной стенки 6 мм составляет 2256 м.

Тогда длина второй секции с толщиной стенки 7 мм будет равна:

, (2.17)

Где l₂ — длина второй секции обсадных труб, м;

l_доп.7 — допустимая глубина спуска труб с толщиной стенки 7 мм, м;

l_доп.6 — допустимая глубина спуска труб с толщиной стенки 6 мм, м.

В этом случае:

.

Вес второй секции согласно таблице 2.11 составит 68 985 Н или 0,0689 МН.

Внутреннее избыточное давление для труб второй секции на глубине 2256 м по эпюре на рисунке 2.5 будет равно 13,77 МПа. Следовательно, коэффициент запаса прочности на внутреннее избыточное давление будет равен:

.

Минимальное же установленное значение коэффициента запаса прочности на внутреннее избыточное давление составляет 1,15 для труб диаметром 114−219 мм. Таким образом, вторая секция труб также пригодна для крепления скважины.

Вес двух секций составит: .

Длину третьей секции определяем с учетом растяжения по формуле:

, (2.18)

Где l₃ — длина третьей секции обсадных труб, м;

p_стр — страгивающая нагрузка (таблица 2.13), МН;

-суммарный вес предыдущих секций труб, МН;

q₃ — вес одного метра труб третьей секции, МН.

В нашем случае:

Вес третьей секции составит 213 364 Н = 0,2134 МН.

Избыточное внутреннее давление на уровне верхней трубы третьей секции на глубине по эпюре на рисунке 2.5 равно 21,47 МПа. Тогда коэффициент запаса прочности на внутреннее давление:

.

Минимальное же установленное значение коэффициента запаса прочности на внутреннее избыточное давление составляет 1,15 для труб диаметром 114−219 мм. Таким образом, третья секция труб пригодна для крепления скважины.

Вес трех секций составляет: .

Для четвертой секции принимаем трубы группы прочности Д с толщиной стенки 8 мм, критическим давлением 38,5 МПа (таблица 2.10), предельным внутренним давлением 46,5 МПа (таблица 2.12), страгивающей нагрузкой 0,65 МН и весом одного метра труб 214 Н (таблица 2.13).

Таблица 2.13 — Страгивающие нагрузки соединений обсадных труб по ГОСТ 632–80 для труб с нормальной резьбой

Длина четвертой секции равна:

Вес четвертой секции согласно таблице 2.11 составит 173 982 Н = 0,1740 МН.

Избыточное внутреннее давление на глубине составляет 26,28 МПа (рисунок 2.5). Соответственно коэффициент запаса прочности:

.

Минимальное же установленное значение коэффициента запаса прочности на внутреннее избыточное давление составляет 1,15 для труб диаметром 114−219 мм. Таким образом, четвертая секция труб пригодна для крепления скважины.

Суммарный вес четырех секций равен .

Для пятой секции выбираем трубы группы прочности Д с толщиной стенки 9 мм, критическим давлением 45,5 МПа, предельным внутренним давлением 52,5 МПа, страгивающей нагрузкой 0,75 МН и весом одного метра труб 237 Н.

Длина пятой секции:

Поскольку оставшаяся длина необходимая для полного крепления ствола скважины до устья составляет 142 м, принимаем длину пятой секции равной 142 м. Ее вес составит 34 080 Н = 0,0341 МН.

Избыточное внутреннее давление на отметке устья скважины составляет 27,12 МПа. Коэффициент запаса прочности:

.

Минимальное же установленное значение коэффициента запаса прочности на внутреннее избыточное давление составляет 1,15 для труб диаметром 114−219 мм. Таким образом, пятая секция труб также пригодна для крепления скважины.

Результаты расчета эксплуатационной колонны сведены в таблице 2.14.

Таблица 2.14 — Компоновка эксплуатационной колонны по результатам расчетов

2.5 Выбор состава технологической оснастки обсадных труб

По терминологическому признаку к элементам технологической оснастки обсадных колонн относятся все устройства, включаемые в состав обсадной колонны или монтируемые на ее внутренней или наружной поверхности, являющиеся неотъемлемой частью сформированной крепи скважины или выполняющие технологические функции для успешного спуска и цементирования обсадной колонны.

Низ кондуктора, а также эксплуатационной колонны оборудуется направляющим башмаком и обратным клапаном, устанавливаемым, как правило, на расстоянии 10−12 м от башмака.

Тип обратного клапана должен предусматривать самозаполнение обсадной колонны в процессе спуска не менее чем на 90−92%, а также выполнять, как правило, роль кольца «стоп».

Для обеспечения полноты вытеснения бурового раствора тампонажным заколонная оснастка должна включать центраторы, скребки и турбулизаторы или устройства, сочетающие их функции.

Каждая обсадная колонна подлежит обязательному центрированию на следующих участках:

— на нецементируемом фильтре;

— над башмаком спускаемой потайной, нижней и промежуточной секции колонны, кондуктора и выше башмака на 8−10 м;

— у башмака ранее спущенной колонны (кондуктора) и выше на расстоянии 30−50 м через каждые 8−10 м;

— под и над устройством ступенчатого цементирования и ниже стыка секций по два центратора через 8−10 м;

— у «головы» потайной колонны и ниже на расстоянии 8−10 м;

— под и над заколонной манжетой или пакером по два центратора с расстоянием 8−10 м;

— в приустьевой части, в случае подъема тампонажного раствора до устья скважины, два центратора с расстоянием 8−10 м.

Для вертикальных участков ствола скважины и участков с углом наклона до 30−35^о применять центраторы типа ЦЦ-1 (упругие).

В газовых, газоконденсатных, рапосодержащих, техногенных пластах независимо от наличия АВПД, в интервалах близкорасположенных пластов с большими перепадами давлений, в нефтяных пластах с АВПД, а также над кровлей и под подошвой перечисленных пластов обсадная колонна должна оснащаться центраторами в сочетании с турбулизаторами и скребками.

Независимо от расчетной частоты расстановки центраторов, центраторы в флюидонасыщенном пласте устанавливаются через каждые 4−6 м; над каждым центратором и под ним устанавливается по одному турбулизатору и одному скребку.

Выше кровли и ниже подошвы изолируемых пластов на расстоянии не менее 15−25 м, уточняемом в зависимости от возможных градиентов перепада давления, центраторы устанавливаются через каждые 3−5 м в сочетании с турбулизаторами и скребками.

Оснастка для предложенной конструкции обсадных колонн скважины Западно-Серафимовского месторождения будет выглядеть следующим образом.

В интервале установки направления диаметром 245 мм будет установлен башмак БКМ-245 (таблица 2.15), для цементажа будет использована головка цементировочная ГЦУ-245 (таблица 2.16) и один комплект разделительных пробок ПП 219Ч245 (таблица 2.17).

В интервале установки кондуктора диаметром 168 мм будет установлен башмак БКМ-168, обратный клапан ЦКОД-168−1 (таблица 2.18), для цементажа будет использована головка цементировочная ГЦУ-168 и один комплект разделительных пробок ПП 146Ч168. Для центрирования будут использоваться центраторы ЦЦ-168/216−1 (таблица 2.19). Потребное количество центраторов рассчитывается следующим образом.

Допустимая стрела прогиба обсадной колонны:

, (2.19)

Где [f] - допустимая стрела прогиба обсадной колонны, мм;

D — Диаметр ствола скважины на рассматриваемом участке, мм;

d_н — наружный диаметр обсадной колонны, мм.

Жесткость труб обсадной колонны:

, (2.20)

где EI — жесткость труб обсадной колонны, кгс· м²;

d_н — наружный диаметр обсадной колонны, м;

d_в — внутренний диаметр обсадной колонны, м.

Таблица 2.15 — Башмаки колонные типа БКМ

Таблица 2.16 — Головки цементировочные универсальные типа ГЦУ

Таблица 2.17 — Пробки продавочные

Таблица 2.18 — Дроссельные обратные клапаны типа ЦКОД

Таблица 2.19 — Упругие центраторы типа ЦЦ-1

Объем вытесненного тампонажного раствора, м³/м:

.(2.21)

Вес вытесненного тампонажного раствора:

, (2.22)

где q_ц — вес вытесненного тампонажного раствора, кгс/м;

_Т — плотность тампонажного раствора, кг/м³.

Внутренний объем обсадной колонны, м³/м:

. (2.23)

Вес продавочной жидкости:

, (2.24)

где q_п — вес продавочной жидкости, кгс/м;

_пр — плотность продавочной жидкости, кг/м³.

Вес обсадной колонны с продавочной жидкостью:

, (2.25)

где q_к — вес обсадной колонны, кгс/м;

q — вес единицы длины обсадной колонны в воздухе, кгс/м.

Вес обсадной колонны с продавочной жидкостью в цементном растворе, кгс/м:

. (2.26)

Прижимающее усилие, действующее на центратор при расстоянии между центраторами 10 м:

, (2.27)

где P₁ — прижимающее усилие, кгс;

б₁ — зенитный угол наклона ствола скважины на участке расположения рассматриваемой трубы.

Расстояние между центраторами по допустимой нагрузке на один центратор:

, (2.28)

где l₁ — расстояние между центраторами, м;

[Q] - допустимая нагрузка на центратор согласно таблице 2.19, кгс.

Расчет расстояний между центраторами и количество центраторов: сопоставляются значения l₁ и

,

где h_ц — высота подъема цемента, м;

h_н — интервал центрирования колоны — низ, м;

h_в — интервал центрирования колоны — верх, м.

При l₁ h_ц расчет ведут в следующем порядке.

Определяют расстояние между центраторами по условию допустимой стрелы прогиба обсадной колонны:

, (2.29)

где l — расстояние между центраторами, м;

б₂ — средневзвешенный зенитный угол ствола скважины в интервале от h_в до L;

L — глубина спуска обсадной колонны, м.

Необходимое число центраторов в рассматриваемом интервале, шт:

. (2.30)

В случае, когда l₁ < h_ц расчет продолжают по нижеописанной схеме.

Стрела прогиба обсадной колонны от собственного веса, мм:

. (2.31)

Растягивающее усилие от нижележащего участка обсадной колонны, кгс:

. (2.32)

Критическая сила, кгс

. (2.33)

Стрела прогиба труб между центраторами с учетом растягивающего усилия, мм:

. (2.34)

Выбирается расстояние между центраторами l по сопоставлению значений f и [f].

Если f [f] принимают l = l₁ и расчет ведут по формуле (2.30). Если f > [f] расчет последовательно осуществляют по формулам (2.29)-(2.30).

Рассчитаем потребное количество центраторов для кондуктора диаметром 168 мм.

В разделе 2.2 было установлено, что диаметр долота для бурения под кондуктор должен составлять 215,9 мм. Отсюда допустимая стрела прогиба обсадной колонны будет:

.

Согласно результатам расчетов в разделе 2.2 установлено, что внутренний диаметр кондуктора будет равен 152,3 мм. Отсюда жесткость труб обсадной колонны:

.

Объем вытесненного тампонажного раствора:

Вес вытесненного тампонажного раствора:

.

Внутренний объем обсадной колонны:

.

Вес продавочной жидкости:

.

Согласно ГОСТ 632–80 вес одного метра труб с наружным диаметром 168,3 мм и толщиной стенки 8,0 мм составляет 325 Н или 32,5 кгс/м. Таким образом, вес обсадной колонны с продавочной жидкостью будет:

.

Вес обсадной колонны с продавочной жидкостью в цементном растворе:

.

Поскольку скважина является вертикальной, будем считать, что на отклонение скважины от вертикали будет влиять лишь зенитный угол падения пластов. Согласно таблице 1.1 средний угол падения пластов (и следовательно отклонение ствола скважины от вертикали) в интервале установки кондуктора (0−1815 м) составляет 1,2^о. Тогда прижимающее усилие, действующее на центратор при расстоянии между центраторами 10 м, будет:

.

Допустимая нагрузка на центратор ЦЦ-168/216−1 согласно данным таблицы 2.19 составляет 7,8 кН или 780 кгс/м. Отсюда расстояние между центраторами по допустимой нагрузке на один центратор составит:

.

Поскольку цементирование кондуктора осуществляется до устья, то h_ц = 1815 м. В этом случае 118 < 1815, т. е. l₁ < h_ц, следовательно далее рассчитываем стрелу прогиба обсадной колонны от собственного веса:

.

Цементирование кондуктора будет осуществляться до устья, поэтому h_в = 0 м, L = 1815 м, а б₂ будет равен б₁. Растягивающее усилие от нижележащего участка обсадной колонны будет:

.

Критическая сила:

.

Стрела прогиба труб между центраторами с учетом растягивающего усилия:

.

0,54 < 7,85, т. е. f < [f], поэтому принимаем l = l₁ = 118 м и расчет ведем по формуле (2.30):

.

По длине кондуктора через каждые 118 м будут установлены 16 центраторов ЦЦ-168/216−1. Помимо этого согласно требованиям для кондуктора должен быть установлен один центратор на расстоянии 10 м над башмаком, а поскольку цементаж кондуктора осуществляется до устья, то дополнительно должны быть установлены у устья два центратора с расстоянием 10 м. Таким образом, общее потребное количество центраторов при креплении кондуктора составит 19 шт.

В интервале установки эксплуатационной колонны диаметром 114 мм будет установлен башмак БКМ-114, обратный клапан ЦКОД-114−1, для цементажа будет использована головка цементировочная ГЦУ-114 и один комплект разделительных пробок ПП 114Ч146. Для центрирования будут использоваться центраторы ЦЦ-114/151−1 (таблица 2.19). Потребное количество центраторов будет рассчитываться по формулам (2.19)-(2.34).

Рассчитаем потребное количество центраторов для кондуктора диаметром 114 мм.

По результатам расчетов в разделе 2.4 установлено, что эксплуатационная колонна будет состоять из нескольких секций с разным внутренним диаметром, поэтому перед проведением дальнейших расчетов определим средневзвешенный внутренний диаметр эксплуатационной колонны:

, (2.35)

где d_в.ср. — средневзвешенный внутренний диаметр эксплуатационной колонны, мм;

l_1,2,3,4,5 — длина 1, 2, 3, 4 и 5 секций соответственно, м;

d_1,2,3,4,5 — внутренний диаметр 1, 2, 3, 4 и 5 секций соответственно, мм.

Согласно данным таблицы 2.14 в нашем случае имеем:

.

В разделе 2.2 было установлено, что диаметр долота для бурения под эксплуатационную колонну должен составлять 146 мм. Отсюда допустимая стрела прогиба обсадной колонны будет:

.

Жесткость труб обсадной колонны:

.

Объем вытесненного тампонажного раствора:

Вес вытесненного тампонажного раствора:

.

Внутренний объем обсадной колонны:

.

Вес продавочной жидкости:

.

Согласно таблице 2.14 вес всей эксплуатационной колонны составляет 0,5993 МН, вес 1 м труб тогда составит 191,47 Н или 19,15 кгс/м. Таким образом, вес обсадной колонны с продавочной жидкостью будет: