Учебнометодическое пособие к выполнению практических работ по дисциплине Крепление скважин Октябрьский 2 014
 Скачать 304.46 Kb.
|
|
Министерство образования и науки Российской Федерации Филиал федерального государственного бюджетного образовательного учреждения высшего профессионального образования «Уфимский государственный нефтяной технический университет» в г. Октябрьском Кафедра разведки и разработки нефтяных и газовых месторождений УЧЕБНО-МЕТОДИЧЕСКОЕ ПОСОБИЕ к выполнению практических работ по дисциплине «Крепление скважин» Октябрьский 2 014 В учебно-методическом пособии изложена методика расчёта на прочность цементной оболочки.Учебно-методическое пособие предназначено для выполнения практических работ студентами, обучающихся по направлению Нефтегазовое дело профиля 131000 – «Бурение нефтяных и газовых скважин».
Рекомендовано к использованию решением методического совета филиала ФГБОУ ВПО УГНТУ в г. Октябрьском (протокол №1 от 11.09.2014г.) Филиал ФГБОУ ВПО УГНТУ в г. Октябрьском, 2014 СОДЕРЖАНИЕ
Цели и задачи Квалификация бакалавр по профилю «Бурение нефтяных и газовых скважин» предполагает в процессе обучения выработку у студентов необходимых компетенций, которые предусмотрены при изучении дисциплины «Крепление скважин скважин», а именно должен: знать: принципы выбора и расчета обсадных колонн - ОК-1, ОК-7, ПК-2; технологию спуска обсадных колонн-ОК-7, ПК-4, ПК-7; способы их цементирования - ПК-7, ПК-10, ПК-17; ПК-10принципы выбора тампонажных материалов - ПК-18, ПК-19, ПК-21; принципы и методы регулирования свойств цементов, растворов и получаемых на их основе цементного камня - ПК-18, ПК-19, ПК-21; методы расчета первичного цементирования обсадных колонн-ОК-21, ПК-19, ПК-23; принципы оценки качества крепления скважин-ОК-7, ОК-21, ПК-10; методы расчета и установки цементных мостов - ОК-7, ПК-4, ПК-18; уметь: сделать расчет любой обсадной колонны - ОК-4, ПК-1, ПК-7; определить допустимую скорость спуска обсадных колонн - ОК-4, ПК-1, ПК-7; подобрать рецептуру тампонажного раствора для любых геолого-технических условий - ПК-2, ПК-18; сделать расчет цементирования любой обсадной колонны по любой технологии-ПК-4, ПК-19, ПК-23; анализировать и оценивать качество их крепления - ОК-7, ОК-21, ПК-10; рассчитать цементный мост и обосновать технологию его установки -ПК-4, ПК-19, ПК-23; читать и профессионально пользоваться патентной и технической литературой - ОК-21, ПК-1, ПК-4; владеть: современными методами анализа результатов промысловых и экспериментальных исследований - ОК-7, ОК-21; методами ручного и компьютерного расчета основных процессов крепления скважин - ОК-7, ОК-21, ПК-19. В связи с чем в задачи выполнение практических работ направлено на : закрепление и углубление теоретических знаний, полученных студентами во время лекционных занятий; приобретение навыков самостоятельной работы по приложению теоретических знаний к решению конкретных задач; овладение методикой исследования, обобщения и логического изложения материала; использование стандартных прикладных программ. Расчет на прочность цементной оболочки. Крепление скважины состоит из обсадной колонны и цементной оболочки, которая так же, как и колонна, должна рассчитываться на прочность. Для расчета необходимо знать напряженное состояние оболочки в различные периоды времени и иметь данные о механических свойствах цементного камня в эти периоды. Цементный камень в различные промежутки времени изменяет свои механические свойства, как правило, в сторону увеличения прочности. Условия напряжённого состояния обсадной колонны и цементной оболочки изменяются в различные периоды службы скважины. Так, в период ОЗЦ (ожидание затвердевания цемента) колонна испытывает избыточное внутреннее давление, а период освоения скважины – избыточное наружное давление.
На рис. 1 приведена схема определения напряжений. Давление за колонной обсадных труб на глубине определяется гидростатическим законом (весом столбов жидкости в затрубном пространстве скважины):
где L– глубина спуска колонны, м; h– уровень подъёма цементного раствора в затрубном пространстве от устья, м; ц, р – плотности цементного и глинистого растворов, кг/м³. После затвердевания цементного раствора (после ОЗЦ) давление сохраняется, и цементный камень находится в условиях всестороннего равномерного сжатия. Когда снимают давление на устье скважины, в системе труба – цементный камень возникают радиальные перемещения и характер нагружения цементного камня изменяется, равномерное сжатие переходит во всесторонне неравномерное, а условия работы цементного камня ухудшаются. В дальнейшем эта неравномерность увеличивается за счёт замещения глинистого раствора жидкостью с меньшей плотностью (водой или нефтью). С течением времени прочность и упругие характеристики у цементного камня не остаются постоянными. Для определения напряжений рассматривается составной цилиндр, состоящий из обсадной колонны и оболочки. В оболочку включают цементное кольцо и породы, поэтому наружный радиус оболочки велик. Для проведения расчета примем случай плоскодеформированного состояния, т.е.  . Введем следующие обозначения:  – отношение наружного радиуса к внутреннему радиусу обсадной колонны; W=  – отношение модулей упругости материалов колонны и оболочки (цементного камня);µ1, µ2 – коэффициенты Пуассона материалов колонны и оболочки, µ1=0,3 - для стали. Снижение давления Рс определяется как разность давлений при цементировании обсадной колонны в период определения напряжений, т.е. в период освоения скважины или в период ее эксплуатации:
где Нс – снижение уровня жидкости в колонне во время освоения или эксплуатации скважины, м; ж – плотность жидкости, находящейся в эксплуатационной колонне (воды или нефти), кг/м³. При снижении внутреннего давления напряжения в радиальном и тангенциальном направлениях меняются:
Коэффициент kопределяется по следующей формуле:
При расчете на прочность необходимо знать механические свойства материала при реальных условиях. Прочность цементного камня при всестороннем сжатии можно характеризовать абсолютной величиной разности наибольшего и наименьшего главных напряжений, соответствующих моменту разрушения. У стандартного цементного камня для «холодных» скважин разность напряжений при двухосном сжатии примерно на 20% выше предела прочности, чем при одноосном сжатии, т.е.
Для оценки прочности цементного камня в условиях скважины и составления с нормами действующего стандарта были получены показатели прочности на всестороннее сжатие и на изгиб различных цементов (стандартных и нестандартных). При этом имела место следующая зависимость:
где n – коэффициент, зависящий от возраста цементного камня (определяется по рис. 2).  Рис.2 Следует иметь в виду, что, согласно действующему стандарту на тампонажные цементы, необходимы определения двухсуточной прочности и расчёт крепления скважины с учётом фактора времени. Поэтому, определив прочность для стандартного времени, следует по полученным значениям  вычислить  для расчётного времени:
 Рис. 3 Значение η определяется по кривой на рис. 3. Модуль Е2 вычисляется по формуле:
Значения коэффициента Пуассона µ2 в зависимости от возраста цементного камня приведены в таблице 1 Таблица 1 Значение коэффициента Пуассона в зависимости от возраста цементного камня
Прочность цементной оболочки определяется разностью главных напряжений σr– σt. Примем запас прочности равным m, тогда условие прочности запишется следующим образом:
Подставив формулу (6) в условие прочности (9), получим расчетное уравнение:
Из расчетного уравнения (10) находим коэффициент запаса прочности:
где m – коэффициент запаса прочности цементной оболочки; n– коэффициент, определяемый по рис. 2; k – коэффициент, вычисляемый по выражению (4); σизг – предел прочности на изгиб цементного камня (определяется опытным путем). По условию прочности коэффициент запаса прочности цементной оболочки должен быть равен 1,2 – 1,3, т.е.
2. Пример расчёта на прочность цементной оболочки Пример 1. По геолого-техническому наряду известно, что скважина глубиной L = 3000 м обсажена эксплуатационной колонной диаметром 146 мм с толщиной стенки 8 мм. Ожидание затвердевания цементного раствора будет проведено в течение 48 ч с давлением на устье Pу = 10 МПа. Высота подъема цементного раствора от устья h = 1300 м, плотность цементного раствора ρц = 1850 кг/м3, плотность продавочной жидкости ρр = 1250 кг/м3. На пятый день в колонне производится замена глинистого раствора на воду (ρв = 1000 кг/м3). На восьмой день воду заменяют на нефть (ρн = 850 кг/м3), на десятый день уровень нефти в скважине понижается на Нс = 1000 м. После этого вызывается приток нефти из продуктивного пласта и скважина переводится на эксплуатационный режим. Результаты испытаний цементного камня на изгиб, определенные с помощью прибора МИИ-100, через двое суток следующие: первый образец имеет предел прочности на изгиб 2,53, второй – 2,82 и третий – 2,75 МПа, среднее значение прочности – 2,7 МПа = σ2 Порядок расчета цементной оболочки 1. По формуле (1) находим начальное давление у забоя скважины  2. По условию задачи устанавливаем виды работ, которые будут проводиться в скважине (определяем время, при котором будет происходить измерение давления в скважине и подсчитываем это давление): а) при цементировании давление в эксплуатационной колонне  б) через 2 суток убирается цементировочная головка, следовательно, отсутствует устьевое давление в колонне, тогда  в) через 5 суток с целью вызова притока нефти из пласта глинистый раствор заменяем на воду, при этом  г) через 8 суток с той же целью воду в эксплуатационной колонне заменяем на нефть:  д) через 10 суток снижаем уровень нефти в колонне (с целью освоения скважины):  3. По формуле (2) определяем снимаемые давления в колонне (Pнс) на рассматриваемые моменты времени:   где n – число суток; на 2-е сутки  на 5-е сутки  на 8-е сутки  на 10-е сутки  4. По формуле (7) по результатам испытаний цементного камня через 2 суток находим пределы прочности на изгиб. Коэффициент η определяется по графику (см. рис. 3):  через 5 суток  через 8 суток  через 10 суток  5. По формуле (8) рассчитываем модули упругости оболочки:  через 2 суток  через 5 суток  через 8 суток  через 10 суток  6. По таблице 1 находим коэффициенты Пуассона µ2 через 2, 5, 8, 10 суток:  7. Определяем отношение радиусов эксплуатационной колонны:  8. Рассчитываем отношение модулей материала труб и оболочки: через 2-е суток  через 5 суток  через 8 суток  через 10 суток  9. По формуле (4) определяем коэффициенты k:  через 2 суток  через 5 суток  через 8 суток  через 10 суток  10 По графику (см. рис. 2) находим коэффициент n через 2, 5, 8, 10 суток:  11. По формуле (11) рассчитываем запас прочности оболочки:  через 2 суток  через 5 суток  через 8 суток  через 10 суток  Результаты определений заносим в таблицу 2. Таблица 2 Таблица расчета цементной оболочки
Как видно из расчета, запас прочности цементной оболочки на десятые сутки ниже допустимого, следовательно, снижать уровень нефти в колонне на 1000 м нельзя. Необходимо или удлинить срок испытания объекта, что нерационально, или определить граничные условия проведения запланированных работ, т.е. определить максимальную глубину снижения уровня нефти в колонне. Пример 2. Исходя из условий расчета, приведенного в примере 1, определить максимальную глубину снижения уровня нефти в колонне на 10-е сутки, обеспечив запас прочности цементной оболочки  1. Из формулы (10) определяем максимальное снимаемое давление на 10-е сутки:  2. Из формулы (2) находим давление в эксплуатационной колонне, соответствующее снимаемому давлению  и максимальную глубину снижения уровня нефти на 10-е сутки:  Варианты заданий Таблица 3
Список используемой литературы Басарыгин Ю.М., Булатов А.И., Проселков Ю.М. Заканчивание скважин, 2000г. Подгорнов В.М. Практикум по заканчиванию скважин. М.: Недра, 1984. Соловьев Е.М. Заканчивание скважин. М.: Недра, 1979. Соловьев Е.М. Задачник по заканчиванию скважин. М.: Недра, 1979. В.В. Живаева, В.В. Саляев. Типовые расчёты в курсе «Заканчивание скважин»: Учеб.пособ., / Самар. гос. техн. ун-т; Самара, 2009, 163с. |
изг, МПа
