Практическая работа по дисциплине крепление скважин Вариант 26 Студент гр. Бсб(до)з 181 Сорокин В. В. Проверила Попова Жанна Сергеевна
 Скачать 464.05 Kb.
|
|
МИНИСТЕРСТВО НАУКИ И ВЫСШЕГООБРАЗОВАНИЯ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ ФЕДЕРАЛЬНОЕ ГОСУДАРСТВЕННОЕ БЮДЖЕТНОЕ ОБРАЗОВАТЕЛЬНОЕ УЧРЕЖДЕНИЕ ВЫСШЕГО ОБРАЗОВАНИЯ «ТЮМЕНСКИЙ ИНДУСТРИАЛЬНЫЙ УНИВЕРСИТЕТ» Центр дистанционного образования ПРАКТИЧЕСКАЯ РАБОТА По дисциплине: «КРЕПЛЕНИЕ СКВАЖИН» Вариант 26 Выполнил: Студент гр. БСб(до)з -18-1 Сорокин В.В. Проверила: Попова Жанна Сергеевна Тюмень 2022 Содержание 1.Теоретическая часть………………………………………………………3 2.Расчетная часть……………………………………………………………15 Список литературы…………………………………………………………25 Теоретические основы проектирования конструкции скважиныСпроектировать конструкцию скважины – значит выбрать метод вскрытия продуктивных пластов, определить необходимое для данных геологических условий количество обсадных колонн, диаметры и глубину спуска этих колонн, диаметры долот для бурения ствола под каждую колонну, обосновать интервалы. Разработка конструкции скважины базируется на следующих основных геологических и технико–экономических факторах: -геологические особенности залегания горных пород; - назначение и цель бурения скважины; - состояние техники и технологии бурения; - уровень квалификации буровой бригады; - предполагаемый метод заканчивания скважины; - способы освоения, эксплуатации и ремонта скважины. Конструкция скважин скважины должна обеспечивать [1,2]: - максимальное использование пластовой энергии продуктивных горизонтов в процессе эксплуатации эа счет выбора оптимального диаметра эксплуатационной колонны и возможности достижения проектного уровня гидродинамической связи продуктивных отложений со стволом скважины; - применение эффективного оборудования, оптимальных способов и режимов эксплуатации, поддержания пластового давления и других методов повышения нефтеотдачи пластов; - условия безопасного ведения работ без аварий и осложнений на всех этапах строительства и эксплуатации скважины; - условия охраны недр и окружающей среды: в первую очередь за счет прочности крепи скважины, герметичности обсадных колонн и кольцевых пространств, а также изоляции флюидосодержащих горизонтов друг от друга, от проницаемых пород и дневной поверхности; - минимальную унификацию по типоразмерам обсадных труб и ствола скважины. В скважину спускают обсадные колонны определенного назначения: направление, кондуктор, промежуточные колонны, эксплуатационная колонна. Направление – первая колонна обсадных труб с наибольшим диаметром, служащая для предотвращения размыва и обрушения горных пород вокруг устья скважины, изоляции верхних водоносных пластов, перекрытия избыточно льдистых мерзлых горных пород, а также для соединения скважины с желобной системой. В скважинах сооружаемых в акваториях, направление необходимо для укрепления ствола в толще донных осадков. Глубина его спуска от 20 до 60 м (реже до 100-150 м), определяется конкретными геолого-техническими условиями региона (месторождения). Наличие направления – обязательно (исключение его из конструкции скважины должно быть технологически обосновано). Кондуктор – колонна обсадных труб, спускаемая в скважину после направления, и служащая для установки противовыбросового оборудования, подвески последующих обсадных колонн. Глубина спуска кондуктора определяется из условия перекрытия верхних неустойчивых отложений, изоляции водоносных горизонтов, зон ММП с обязательным размещением башмака в плотных глинистых породах. Рекомендуется также перекрывать кондуктором неустойчивые отложения люлинворских глин (для месторождений Западной Сибири). Промежуточные обсадныеколонныпредназначены для разобщения сравнительно глубоко залегающих интервалов несовместимых по условиям бурения.Они могут быт следующих видов: сплошные – перекрывающие весь ствол скважины от забоя до ее устья, независимо от крепления предыдущего интервала; хвостовики – для крепления только необсаженного участка скважины с перекрытием предыдущей обсадной колонны на некоторую величину; летучки – служащие только для перекрытия интервала осложнений и не имеющей связи с предыдущими или последующими обсадными колоннами;«потайными»-перекрывающие лишь нижний участок скважины. Эксплуатационная колонна – самая последняя колонна обсадных труб, предназначенная в основном для транспортировки добываемых пластовых флюидов на устье и нагнетания жидкостей в пласт в случае строительства нагнетательных скважин. В технической литературе конструкцию скважин изображают следующим образом (рис.1): сплошными жирными линиями показывают обсадные колонны; число у верхнего конца- означает наружный диаметр колонны, у нижнего – глубину спуска. Если колонна перекрывает лишь нижний интервал скважины и не доходит до устья, то число у верхнего конца жирной линии означает глубину нахождения верхнего сечения колонны, диаметр же колонны показывают числом на уровне верхних концов остальных колонн (рис. 1б). а) б) в)  Рисунок 1. – Графическое изображение конструкции скважины: а) – со сплошными колоннами; б) – с хвостовиком; в) – с комбинированной колонной и хвостовиком. Если верхний участок обсадной колонны составлен из труб большего диаметра, чем нижний, ее изображают ломаной жирной линией (рис. 1 в). У верхнего конца указывают оба диаметра, а у места излома линии – глубину стыковку участков. Такую колонну называют «комбинированной». Интервалы цементирования показывают штриховкой; числа у верхней и нижней границ заштрихованного участка означают глубины интервала цементирования. Порядок проектирования конструкции скважины Проектирование конструкции скважин производится в два этапа. На первом этапе обосновывается метод вхождения в пласт и количество обсадных колонн, глубины их спуска. На втором – размеры колонн, диаметры долот, интервалы цементирования. При этом следует учитывать накопленный опыт строительства скважин как в целом по региону,так и по рассматриваемому месторождению. Необходимо принимать вовнимание действующие на предприятии инструкции, регламенты и т.д. Первый этап проектирования Метод вскрытия определяется главным образом геологическими особенностями продуктивных пластов, к которым относятся прочность горных пород, слагаюших продуктивный пласт, тип коллекторов (трещиноватый поровый), пластовое давление. На рисунке 2 показаны различные конструкции эксплуатационных колонн в зависимости от метода вскрытия и способа крепления продуктивного пласта.  Рисунок 2. Типы конструкций эксплуатационных колонн: 1, 2 – сплошные колонны, зацементированные соответственно через башмак и специальные отверстия над пластом; 3, 4 – зацементированные колонны с хвостовиком; 5 – колонна спущенная до пласта (эксплуатация с открытым забоем); 6, 7 – комбинированные колонны спущенные секциями. Необходимоеколичество промежуточных обсадных колонн и глубины установки их башмаков определяются графически, по числу зон с несовместимыми условиями бурения, которые строятся сопоставлением градиентов пластовых (поровых) давлений (gradРпл), давлений гидроразрыва (поглощения) пластов (gradРгр), прочности и устойчивости пород (grad Руст) (рис. 3). gradРплz=  МПа/м, (1)gradРгрz =  МПа/м, (2)grad Рустz =  МПа/м. (3)где Z – глубина замера давления; Руст = РплКр– давление относительной устойчивости породы; Кр – коэффициент резерва в таблице 1, регламентированный [1]. Таблица 1 – Коэффициенты резерва
В газосодержащем пласте gradРпл и gradРгррассчитываются для кровли и для подошвы. Условия бурения в двух смежных зонах несовместимы, если технологические параметры бурения нижнего интервала приводят к возникновению осложнений в верхнем. Для того чтобы осложнения не возникали, до начала разбуривания нижней зоны, верхнюю необходимо надежно изолировать. В предварительном варианте конструкции скважин количество обсадных колонн равно количеству зон с несовместимыми условиями бурения, а глубины спуска колонн соответствуют границам этих зон.  Рисунок 3- График изменения градиентов пластового давления и давления гидроразрыва горных пород с глубиной скважины Затем конструкциюконструкцию скважины корректируют: 1. Если ту или иную зону можно изолировать другим способом, кроме спуска обсадной колонны, и стоимость скважины при этом не возрастет, то соответствующую колонну из конструкции исключают; 2. Учитывая особенности геологического разреза, предусматривают направление и кондуктор, выбирают тип промежуточных колонн. 3. Уточняют глубины спуска тех колонн, на которых должно быть установлено противовыбросовое оборудование. Минимальная глубина спуска кондуктора или промежуточной колонны уточняется из условия недопущения прорыва пластового флюида под башмаком колонны при закрытом устье во время ликвидации газопроявления. В общем случае допускается определять по формуле  , м (4)где Рвz – максимальное возможное давление газа на глубине z при полном опорожнении скважины; Рвz=  , МПа (5)Si = 10-4  (L - z). (6)где - относительный удельный вес газа по воздуху (0,6-0,7)Глубина спуска эксплуатационной колонны в общем случае определяется глубиной залегания подошвы продуктивного горизонта (проектный интервал перфорации) с учетом технологического зумпфа (до 50 м) и цементного стакана (в среднем 20 м) в зависимости от способа вхождения в пласт, вторичного вскрытия пласта. В результате, может быть получено несколько вариантов конструкции. За окончательный следует принимать наиболее экономичный. Второй этап проектирования Выбирают диаметры обсадных колонн и долот. Расчет всегда начинают с выбора диаметра эксплуатационной колонны. Для эксплуатационных и нагнетательных скважин диаметр эксплуатационной колонны задается заказчиком – нефтегазодобывающим предприятием исходя из ожидаемых суммарных дебитов (нефть + газ + вода), габаритов оборудования, которое должно быть спущено в данную колонну для обеспечения заданных дебитов. В таблицах 2 и 3 приведены примерные соотношения диаметров обсадных колонн и дебитов, применяемые на практике. Таблица 2 - Нефтяные скважины
Таблица 3 - Газовые скважины
Диаметр эксплуатационной колонны для поисково-разведочных скважин выбирают так, чтобы в них можно было выполнить необходимый комплекс геолого-геофизических исследований, опробовать перспективные горизонты. Диаметры промежуточных колонн и кондукторов, а также диаметры долот для бурения под каждую колонну (dд) находят из следующих соотношений [1]: - диаметр ствола скважины под обсадную колонну с наружным диаметром по муфте (dм) dд= dм + н, мм (7) - наружный диаметр предыдущей обсадной колонны [( dн)пред] (dн)пред = dд + 2(в +), мм (8) где н - разность диаметров между муфтой обсадной колонны и стенкой ствола скважины; в - радиальный зазор между долотом и внутренней поверхностью той колонны, через которую оно должно проходить при бурении скважины (от 5 до 10 мм); - наибольшая возможная толщина стенки труб данной колонны. Расчетные значения диаметров долот уточняют по ГОСТ 20692-2003, а обсадных труб по ГОСТ 632-80. В табл. 4 приведены требуемые [1] значения н для ряда обсадных труб. Таблица 4- Минимально допустимая разность диаметров муфт обсадных труб и скважин
Основные сочетание размеров обсадных колонн и долот представлены в табл. 5. Таблица 5-Сочетание размеров обсадных колонн и долот
Интервалыцементирования определяются в соответствии с Правилами [1], согласно которым направления и кондуктора цементируются до устья. Высота подъема тампонажного раствора над кровлей продуктивных горизонтов, а так же устройством ступенчатого цементирования или узлом соединения верхних секций обсадных колонн в нефтяных и газовых скважинах, а также башмаком предыдущей обсадной колонной должна составлять соответственно не менее 150и 500 м. Продуктивные горизонты, в т.ч. не подлежащие эксплуатации, истощенные горизонты, водоносные проницаемые горизонты, интервалы сложенные пластичными породами и породы насыщенныеагрессивными по отношению к обсадным трубам объединяются в один общий, который должен быть зацементирован. Кроме того, проектная высота подъема тампонажного раствора за обсадными колоннами должна обеспечивать: - превышение гидростатических давлений составного столба бурового раствора и жидкости затворения цемента над пластовыми давлениями перекрываемых флюидосодержащих горизонтов; - исключение гидроразрыва пород или интенсивного поглощения раствора; - возможность разгрузки обсадной колонны на цементное кольцо для установки колонной головки. При ступенчатом цементировании, спуске колонн секциями нижняя и промежуточные ступени обсадных колонн, а также потайные колонны должны быть зацементированы по всей длине. Разрывсплошности цементного кольца за обсадными колоннами не допускается. Результаты расчетов сводятся в таблицу 6. Таблица 6 - Конструкция скважины
Расчетная часть
Используя формулы   Рассчитаем значения градиентов пластового давления и гидроразрыва для каждого интервала и построим совмещенный график градиентов давлений Интервал 0-450 м   Интервал 450-800 м   Интервал 800-1500 м   Интервал 1500-1800 м   Интервал 1800-2300 м   Интервал 2300-2810 м     Совмещенный график градиентов давления представлен в приложении Величины пластовых давлений для проницаемых пластов берутся из геологической характеристики района работ (водоносность, нефтегазоносность), для непроницаемых пород в расчет принимают поровое давление, которое чаще всего принимают равным гидростатическому. Величины давлений ГРП по разрезу скважины берут также из геологической характеристики.  Величины пластовых давлений для проницаемых пластов берутся из геологической характеристики района работ (водоносность, нефтегазоносность), для непроницаемых пород в расчет принимают поровое давление, которое чаще всего принимают равным гидростатическому. Величины давлений ГРП по разрезу скважины берут также из геологической характеристики. На построенном графике давления выделим зоны с совместимыми условиями (заштрихованная область). Под совместимостью условий бурения понимается такое их сочетание, когда созданные параметры технологических процессов бурения нижележащего интервала скважины не вызовут осложнения в пробуренном вышележащем интервале, если последний не закреплен обсадной колонной. Допускается бурение скважины без направления при обеспечении подъёма тампонажного раствора за кондуктором до устья. При этом до бурения под кондуктор на месте устья скважины роется яма, куда спускаются два вертикальных шламовых насоса (ВЩН). Эти насосы участвуют в циркуляции бурового раствора при бурении под кондуктор. Кондуктор спускается для крепления неустойчивых стенок верхней части разреза скважины, предотвращает поглощение бурового раствора, перекрывает пресные водоносные горизонты от загрязнения. Кондуктор крепится в участке набора зенитного угла. На кондукторе устанавливается противовыбросовое оборудование и подвешивается эксплуатационная колонна. Башмак кондуктора устанавливается в плотных непроницаемых породах для предотвращения разрыва горных пород при герметизации устья скважины в случае нефтегазопроявлений. Конструкция скважины – это совокупность числа колонн; глубин спуска колонн; интервалов затрубного цементирования; диаметров обсадных колонн; диаметров скважин под каждую колонну. При проектировании конструкции скважины необходимо стремиться к упрощению конструкции скважины, например, за счет уменьшения числа колонн, уменьшения диаметров колонн, уменьшения рекомендуемых зазоров или применения труб с безмуфтовыми соединениями. Обоснование конструкции эксплуатационного забоя и выбор способа заканчивания скважин Под конструкцией забоя подразумевают соотношение элементов системы скважина-крепь в интервале продуктивного объекта, которые обеспечивают устойчивость ствола, разобщение напорных пластов, проведение технико-технологических воздействий на пласт, ремонтно-изоляционные работы, а также продолжительную эксплуатацию скважин с оптимальным дебитом. По геологическим условиям размещения нефтяных залежей, типу коллектора и свойствам пород продуктивного горизонта выделяют следующие четыре основных вида объектов эксплуатации: Коллектор однородный, прочный, гранулярного или трещинного типа. Близко расположенных водонапорных и газоносных горизонтов нет. Подошвенные воды отсутствуют. Коллектор однородный, прочный, гранулярного или трещинного типа. В кровле пласта – газовая шапка или близко расположенные напорные объекты. Коллектор однородный и неоднородный по литологическому составу пород, по фильтрационной характеристике относится к коллекторам пористого или трещинного типа, характеризуется чередованием устойчивых и неустойчивых пород, водо- и газовмещающих пропластков с разными пластовыми давлениями. Коллектор слабосцементированный, гранулярный, большой пористости и проницаемости, с нормальным или низким пластовым давлением. При его эксплуатации имеет место разрушение пласта и вынос песка из скважины. Для первого типа коллектора характерны конструкции открытого типа, для второго – конструкции смешанного типа, для третьего – конструкции закрытого забоя, для четвертого – конструкции забоев для предупреждения выноса песка. Схема выбора конструкции эксплуатационного забоя скважины с учетом влияния основных факторов представлена на рис. 4.  Рисунок 4. Схема выбора эксплуатационного забоя Конструкция открытого забоя (рис. 4, а – в) предназначена для заканчивания скважин в условиях, когда применение тампонажного материала недопустимо из-за ухудшения коллекторских свойств пласта. Продуктивный объект остается открытым или перекрывается незацементированным фильтром. Такая конструкция возможна, если коллектор устойчивый. Конструкция закрытого забоя (рис. 4, е, ж) необходима для изоляции продуктивных горизонтов друг от друга с целью обеспечения их разработки по системе снизу вверх или для совместно-раздельной эксплуатации. Продуктивный объект перекрывается сплошной или потайной колонной с обязательным его цементированием. Конструкция забоя смешанного типа (рис. 4, г, д) сочетает элементы конструкций открытого и закрытого забоев. Такие конструкции рациональны в однородной залежи для изоляции близко расположенных от кровли объектов напорных горизонтов. С этой целью в верхнюю часть продуктивного объекта спускают и цементируют эксплуатационную колонну. Нижняя часть пласта остается открытой или перекрывается незацементированным фильтром. Конструкция забоев для предупреждения выноса песка предусматривает создание в призабойной зоне искусственных барьеров, которые снижают поступление песка в скважину. С этой целью используют механические фильтры или фильтры из проницаемых материалов (рис. 4, з – м). В связи с недостаточной геологической изученностью разреза скважин и для последующего испытания пласта в закрытом стволе скважины для всех разведочных скважин принимается забой закрытого типа. Так как по исходным данным имеется поровый коллектор с однородным градиентом давления и пористостью, а также наличием одного флюида и одной горной породой в пределах продуктивного пласта, то можно сделать вывод о том, что: Пласт является однородным по пористости; Пласт является высокопроницаемым; Пласт является литологически однородным; В пласте наблюдается высокое пластовое давление с постоянным градиентом давления. Направление спускается в скважину для предупреждения размыва и обрушения горных пород вокруг устья при бурении под кондуктор, а также для соединения скважины с системой очистки бурового раствора. Направление спускают на глубину от нескольких метров в устойчивых породах, до десятков и даже сотен метров в болотах и илистых грунтах. Рекомендуется спускать направление с учетом перекрытия четвертичных отложнений на 10 м. Кондуктором обычно перекрывают верхнюю часть геологического разреза, где имеются неустойчивые породы (например, глинистые отложения), пласты, поглощающие буровой раствор или проявляющие, подающие на поверхность пластовые флюиды, т.е. все те интервалы, которые будут осложнять процесс дальнейшего бурения и вызывать загрязнение окружающей природной среды. Кондуктор служит также для установки противовыбросового устьевого оборудования и подвески последующих обсадных колонн. Кондуктор спускают на глубину до 1100 м. Причем величина перекрытия осложненных интервалов должна составлять не менее 30-50 метров. Длина спуска кондуктора равна 500 м. Промежуточная колонна спускается до глубины 1900м Эксплуатационная колонна спускается в скважину для извлечения нефти, газа или нагнетания в продуктивный горизонт воды или газа с целью поддержания пластового давления. Эксплуатационная колонна в вертикальной и наклонно-направленной скважине должна перекрывать подошву продуктивного пласта на высоту, рассчитываемую из условия, что на каждые 1000 м скважины величина перекрытия составляет 10 м. Интервал ствола скважины, расположенный от подошвы продуктивного пласта до забоя скважины называется «зумппф» (зона успокоения механических примесей пластовых флюидов). Он является своеобразным «отстойником». С течением времени механические примеси (частицы горных пород, которыми сложен коллектор) аккумулируют в зумппфе и приводят к ограничению притока флюида, тогда приступают к процессу очистки зумпфа с использованием специального оборудования. Эксплуатационная колонна спускается на глубину 2810 м. В соответствии с требованиями правил безопасности в нефтяной и газовой промышленности предусматриваются следующие интервалы цементирования: Направление, кондуктор цементируются на всю длину. Промежуточные и эксплуатационные колонны цементируются с учетом перекрытия башмака предыдущей колонны на высоту не менее 150 м для нефтяных скважин и не менее 500 м – для газовых. Расчет диаметров для проектируемой скважины  – наружный диаметр эксплуатационной колонны, 146 мм. – наружный диаметр муфты эксплуатационной колонны, 166 мм.Выбираем диаметр долота под эксплуатационную колонну:   ммВыбираем долото  – 190,5 мм.Рассчитываем внутренний диаметр предыдущей обсадной колонны, т. е. промежуточной колонны:   ммРассчитываем наружный диаметр промежуточной колонны, при толщине стенки (t) 10 мм:   ммПо ГОСТу выбираем диаметр промежуточной колонны 245мм. Диаметр долота при бурении под промежуточную колонну:   ммВыбираем долото  – 295,3 мм.Рассчитываем внутренний диаметр предыдущей обсадной колонны, т. е. кондуктора:   ммРассчитываем наружный диаметр кондуктора, при толщине стенки (t) 9 мм:   ммПо ГОСТу выбираем диаметр кондуктора 324мм. Диаметр долота при бурении под кондуктор:   ммПо монограмме выбираем (по ГОСТу) долото  – 393,7 мм.
Списоклитературы 1. Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности (ПБ 08-624-03). Серия 08. Выпуск 4/ Колл. авт. – М.: Государственное унитарное предприятие «Научно-технический центр по безопасности в промышленности Госгортехнадзора России», 2003.-312 с. 2. Инструкция по креплению нефтяных и газовых скважин (РД 39-00147001-767-2000). – М.: ОАО «Газпром», ОАО НПО «Бурение», 2000.-277 с. | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||