Анализ осложнений при закачивании скважин, их предупреждение и устранение на предприятие "Тюменбургаз"

1.6. Нефтегазоносность

Таблица 6

Нефтегазоносность

37

2. Обоснование способа вхождения в продуктивную залежь

Под способом вхождения в пласт понимается последовательность операций разбуривания и крепления непосредственно продуктивной залежи.

На Северо-Уренгойском месторождении продуктивный пласт вскрывают по всей толщине, перекрывают эксплуатационной колонной с последующим цементированием и перфорацией.

Рис.1. Схема конструкции забоя скважины

1- обсадная колонна;

2- цементный камень;

3- перфорационные отверстия;

4- продуктивный пласт.

Приведенная конструкция забоя скважины обеспечивает более надежное крепление забоя и сохранение диметра скважины. В этом варианте обсадная колонна с заранее приготовленными отверстиями в нижней части устанавливается в нижней части продуктивного пласта. После этого эксплуатационная колонна полностью цементируется. Цементируется так же интервал продуктивного пласта. После затвердевания цементного раствора производят перфорацию в продуктивном интервале.

Преимущества данной конструкции:

-наиболее простая технология заканчивания скважин;

-более надежная изоляция продуктивного горизонта, чем при конструкции с открытым забоем;

-возможность довскрытия продуктивных интервалов;

-сохранение устойчивости забоя скважины и проходного сечения при длительной эксплуатации.

Однако при такой конструкции забоя эксплуатационных скважин призабойная зона продуктивных пластов подвергается максимальному воздействию факторов, приводящих к кальматации и закупорке флюидонасыщенных пород и снижению потенциальной продуктивности скважин. Наибольший ущерб фильтрационным свойствам пород в призабойной зоне наносится при первичном вскрытии пласта и цементировании обсадной колонны.

Скважина является долговременным капитальным сооружением. Конструкция ее должна быть прочной, обеспечивать герметичность разобщения всех проницаемых пластов, вскрытие при бурении. Вместе с тем, конструкция должна быть экономной, включать в себя минимальное количество обсадных колонн.

В связи с тем, что продуктивный пласт сложен из слабоцементированного песчаника, происходит вынос песка из пласта в скважину. При этом происходит разрушение призабойной зоны, а также образование в интервале перфорации песчаных пробок, что приводит к уменьшению дебита.

Для предотвращения выноса песка из пласта на забой спускают песчаные фильтры различной конструкции. Предпочтение отдается гравийным фильтрам, которые устанавливаются внутри перфорационной колонны и в интервале открытого продуктивного пласта.

Они обеспечивают техническую политику и удовлетворяют требованиям безопасности.

В последнее время, в новых скважинах, буровые бригады сразу после крепления скважины эксплуатационной колонной и перфорации устанавливают фильтр, а в старых скважинах фильтры устанавливаются бригадами капитального ремонта скважин.

3. Расчет обсадных колонн

3.1 Выбор конструкции скважины

Определяем конструкцию скважины исходя из значений пластового давления и давления гидроразрыва пород.

Определим плотность промывочной жидкости.

Как видно из графика (рис. 2), весь интервал 0-3245 м, можно пробурить на буровом растворе одной плотности.

Выбираем промывочную жидкость из условия:

,

где с бр отн - относительная плотность бурового раствора (по воде);

коэффициент запаса;

коэффициент пластового давления;

коэффициент гидроразрыва пород, принимаем минимальное значение.

Принимаем плотность бурового раствора равной 1050 кг/м3.

Из вышеуказанного следует, что крепление скважины можно провести только одной колонной. Однако на Северо-Уренгойской площади применяется следующая конструкция скважин:

1. Кондуктор. Спускается до отметки 500м для перекрытия зоны мерзлых пород с целью предотвращения их оттаивания, образования грифонов в случае аварийного выброса и обваливания скважины.

2. Промежуточная колонна. Спускается до отметки 1350м с целью предотвращения перетоков газа, образования грифонов в случае аварийного выброса и обваливания скважины.

3. Эксплуатационная колонна. Спускается с целью изоляции продуктивных пластов и добычи нефти, газа и газоконденсата.

3.2 Определим размеры обсадных колонн и долот

1. Эксплуатационная колонна.

Диаметр эксплуатационной колонны дает заказчик.

В нашем случае диаметр эксплуатационной колонны равен 168.3 мм.

=168.3+2*20=208.3 мм,

где Днк -наружный диаметр эксплуатационной колонны;

зазор между стенкой скважины и колонной;

Выбираем долото диаметром Дд=215.9 мм.

2. Промежуточная колонна.

,

где внутренний диаметр обсадной колонны;

зазор между долотом и обсадной колонной;

Принимаем колонну .

; .

3. Кондуктор.

.

Принимаем , .

; .

Результаты расчетов заносим в табл.7.

Таблица 7

Размеры обсадных колонн и долот

3.3 Выбор ПВО

Для выбора противовыбросового оборудования определяем устьевое давление после полного заполнения скважины газом:

где пластовое давление, Па;

Z- коэффициент сжимаемости газа, Z= 1.05;

Т- ср. температура газа по стволу скважины, К;

Н1- глубина залегания продуктивного пласта;

- относительная плотность газа (по воздуху).

Для герметизации устья используем колонную головку типа ОКК2-35-168*245*324.

Для герметизации устья требуется ПВО с рабочим давлением более 25,2 МПа и диаметром проходных отверстий в превенторах 216 мм и более.

Комплектность противовыбросового оборудования: ОП2-230*35.

Тип универсального превентора: ПУ1-230*35.

Тип плашечного превентора: ППГ-230*35.

Тип манифольда: МПБ2-80*35.

Масса комплекта 16 000 кг.

Рис.3. Схема монтажа ПВО

1,2-универсальный и плашечный превенторы;

3-устьевая крестовина;

4,6-задвижки с ручным и гидравлическим управлением;

5-манометр с запорным и разрядным устройствами;

7-регулируемый дроссель с гидравлическим управлением;

8-отбойная камера с разрядным устройством.

3.4 Расчет эксплуатационной колонны на прочность

Эксплуатационная колонна цементируется на всю длину, до устья. В интервале 3245-2600м (по высоте) применяется раствор плотностью 1800 кг/м3. От отметки 2600м и до устья колонна цементируется цементным раствором плотностью 1500 кг/м3. В интервале 2962-3240м находятся четыре продуктивных пропластка. Расчет колонны производим по нижнему пропластку, который залегает в интервале 3225-3240м (h=15м). Давление в пласте на момент начала разработки Скважина заканчивается глинистым раствором плотностью .

Герметичность колонны будет определяться опрессовкой, проводимой продавочной жидкостью с плотностью сразу после получения «стоп».

Эксплуатация заканчивается при Глубина скважины по длине составляет 3784м.

Основными расчётами обсадных колонн являются расчёты на наружное и внутреннее избыточное давление, расчёт на растяжение.

Расчёт на внутреннее давление, действующее на колонну.

Определим давление на устье при условии, что скважина заполнена пластовой жидкостью:

.

Определим давление опрессовки на забое:

,

где - опрессовочное давление на устье скважины.

Построим график внутренних давлений (рис.4).

Рис.4. График внутренних давлений

Расчёт на наружное давление, действующее на обсадную колонну.

В не зацементированном интервале, заполненном промывочной жидкостью, наружное давление определяется, как гидростатическое от столба промывочной жидкости.

.

В зацементированном интервале, до затвердевания цемента, давление определяется по давлению столба промывочной жидкости и цементного раствора.

.

В случае, когда обсадная колонна зацементирована цементом разной плотности, то допускается использовать среднюю плотность раствора с учётом длины каждого интервала:

.

Отсюда получим наружное давление до затвердевания цемента:

.

Определим наружное давление после затвердевания цемента:

,

где-гидростатическое давление жидкости содержащейся в порах затвердевшего цемента.

Построим график наружных давлений (рис.5).

Рис.5. График наружных давлений

Определим внутренние избыточные давления, действующие на обсадную колонну.

В общем случае, внутренние избыточные давления определяются как разность внутренних и наружных давлений на один и тот же момент времени, когда внутреннее давление в колонне достигает максимальных значений. Как правило, это бывает при опрессовке обсадной колонны. Избыточное давление определяется для характерных точек, а распределение давления между ними принимается линейно.

По графику внутренних (рис.4) и наружных (рис.5) давлений определим характерные точки:

При определении внутреннего избыточного давления в продуктивной зоне пласта, вне осложнённых условий, вводится коэффициент разгрузки цементного кольца - К. Это обусловлено допущениями которые приняты при составлении методики расчёта. Для обсадных колонн диаметром 168 мм, К=0,25. Тогда,

Определим наружные избыточные давления.

Наружные избыточные давления определяются как разность наружных и внутренних давлений на момент, когда они достигают максимальных значений. Как правило, это относится к концу эксплуатации скважины. Избыточные давления определяются для характерных точек, а распределение давления между ними принимается линейно.

При определении наружного избыточного давления в продуктивной зоне пласта вне осложнённых условий, вводится коэффициент разгрузки цементного кольца - К. Для обсадных колонн диаметром 168 мм, К=0,25.

Построим график внутренних и наружных избыточных давлений.

Рис.6. График внутренних и наружных избыточных давлений

Рассчитаем обсадную колонну.

Расчёт начинаем снизу вверх подбирая колонну исходя из расчёта на наружное давление и проверяем полученные данные расчётами на внутреннее давление и растяжение.

Выбираем трубы из [2], для 1 секции d=168мм, =12,1мм, []=39,2 МПа, []=47,7МПа, []=1500кН, q=0,466кН, группы прочности Д,

Где d- диаметр обсадной колонны;

- толщина стенки обсадной трубы;

[] - допустимое сминающее давление;

[] - допустимое внутреннее давление, при котором возникает предел текучести материала трубы;

[] - допустимая страгивающая нагрузка, определённая по формуле Яковлева из [3];

q - вес одного погонного метра трубы.

Рассчитаем на смятие нижнюю трубу первой секции.

Основой расчёта является следующее уравнение:

,

где - коэффициенты запаса прочности на смятие, соответственно рассчитанной и допускаемой;

- расчётное сминающее давление в сечении z по длине обсадной колонны.

Из [3] получим, что в интервалах продуктивных пластов , в зависимости от устойчивости коллектора, примем . В остальных интервалах .

.

Определим длину первой секции: .

Определим вес первой секции: .

Рассчитаем на разрыв от внутреннего давления верхнюю трубу первой секции.

Определим по графику внутреннее избыточное давление на глубине:

Основой расчёта является следующее уравнение:

где-коэффициенты запаса прочности, соответственно, рассчитанный и допускаемый, [3], .

внутреннее избыточное давление в сечении колонны z.

В интервале, где на колонну действуют совместные (сжимающие и растягивающие) нагрузки должно выполнятся следующее условие:

.

Проверим нижнюю трубу второй секции на действие совместных нагрузок.

условие выполняется.

Выбираем трубы для второй секции:d=168мм,=10,6мм, []=32,3МПа, []=41,9МПа, []=1294кН, q=0,414кН, группа прочности Д.

Проверим нижнюю трубу второй секции на растяжение от веса первой секции.

В основе расчёта используется уравнение:

,

где [np] и np допустимый и расчётный коэффициенты запаса прочности на растяжение, из [3] [np]=1,3.

, условие выполняется.

Рассчитаем на смятие нижнюю трубу второй секции.

Для определения длины второй секции подбираем трубы для третьей секции: d=168мм, =12,1мм, []=55МПа, []=69,3МПа, []=2226кН, q=0,466кН, группа прочности Е.

Рассчитаем на смятие нижнюю трубу третьей секции.

Глубину спуска третьей секции определим из графика.

Определим длину второй секции:

Определим вес второй секции:

Расчёт на разрыв от внутреннего давления верхней трубы второй секции.

Определим по графику внутреннее избыточное давление на глубине L=1430м.

Страницы: 1, 2, 3, 4, 5, 6