Бурение эксплуатационной наклонно-направленной скважины на Озерной площади
Бурение под эксплуатационную колонну в интервале от 579 до
972 м. ведется на технической воде ρ = 1000 кг/м3, остальные
параметры не регулируются;
в интервале от 972 до 1497 м – ХНР (хлорнатриевый раствор),
ρ = 1120-1140 кг/м3, остальные параметры не регулируются;
в интервале от 1497 до 1852 м – на безглинистом растворе на
основе полисахаридов с ρ = 1120-1140 кг/м3, УВ=20-25 с,
фильтроотдача 6-8 × 10–6 м3 × 30 мин, рН =
7,5-8,5, корка – пленка.
Определяется плотность бурового раствора из условия
предупреждения проявления.
Ρб.р = Рпл × К / 0,01L =
14,08×1,05 / 0,01×1838 = 804 кг/м3.
С целью предупреждения проявления продуктивного пласта и
осложнений вышележащих пластов принимается ρб.р = 1140 кг/м3,
со следующими параметрами: УВ=25-30 с, фильтроотдача 6-8 × 10–6
м3 × 30 мин, рН=7,5-8,5, корка – пленка, СНС = 0.
Определяется количество материалов для приготовления и
обработки бурового раствора по интервалам:
Vм – объем мерников, м3;
К1 – коэффициент кавернозности 1,1;
К2 – коэффициент, учитывающий потери бурового
раствора от фильтрации 1,1;
К3 – коэффициент, учитывающий потери бурового
раствора при его очистке 1,1;
Интервал бурения 0 – 12 м:
Vбр = Vм + 0,785 × × Lн ×
К1 × К2 × К3 = 50 + 0,785 ×
0,4902 × 40 × 1,1 × 1,1 × 1,1 = 55,6м3.
Интервал бурения 0 – 40 м:
Vбр = Vм + 0,785 × Dд2
× Lн × К1 × К2 × К3
= 50 + 0,785 0,4902 × 40 × 1,1 × 1,1 × 1,1 =
60,5м3.
Интервал бурения 0 – 160 м:
Vбр = Vм + 0,785 × Dд2
× Lн × К1 × К2 × К3
=50 + 0,785 × 0,39372 × 160 × 1,1 ×
1,1 × 1,1 = 76 м3;
Интервал бурения 0 – 579м.:
Vбр = Vм + 0,785 × Dд2
× Lн × К1 × К2 × К3
= 50 + 0,785 × 0,29532 × 579 × 1,1 ×
1,1 × 1,1 = 101 м3;
Интервал бурения 0 – 972 м:
Vбр = Vм + 0,785 × Dд2
× Lн × К1 × К2 × К3
= 50 + 0,785 × 0,21592 × 972 × 1,1 ×
1,1 × 1,1 = 102 м3;
Интервал бурения 0 – 1497 м:
Vбр = Vм + 0,785 × Dд2
× Lн × К1 × К2 × К3
= 50 + 0,785 × 0,21592 × 1497 × 1,1 ×
1,1 × 1,1 = 118 м3;
Интервал бурения 0 – 1852 м:
Vбр = Vм + 0,785 × Dд2
× Lн × К1 × К2 × К3
= 50 + 0,785 × 0,21592 × 1852 × 1,1 ×
1,1 × 1,1 = 141 м3.
Для приготовления бурового раствора применяется
гидросмеситель УС – 6 – 30. Для обработки бурового раствора химическими
реагентами применяют глиномешалку МГ-2-4.
Для очистки бурового раствора применяется циркуляционная
система: 2 вибросита (DЕRRІСК), гидроциклоны, илоотделитель, центрифуга,
емкость-отстойник.
6
|
322 кг
|
368 кг
|
460 кг
|
16744 кг
|
46 кг
|
46кг
|
80,78 м3
|
5
|
493,5
|
564
|
705
|
25662
|
70,5
|
70,5
|
123,7
|
4
|
3,5
|
4
|
5
|
182
|
0,5
|
0,5
|
0,878
|
3
|
Реоцел марки «В»
|
Р-Сил марки «А»
|
Синтал
|
Хлорид натрия
|
Хлорид кальция
|
ПАВ
|
Техническая вода
|
2
|
|
|
|
|
|
|
|
1
|
|
|
|
|
|
|
|
3.4 РАСЧЕТ ОБСАДНЫХ КОЛОНН
3.4.1 РАСЧЕТ ЭКСПЛУАТАЦИОННОЙ КОЛОННЫ
Исходные данные:
Глубина скважины по стволу Lн = 1852 м;
Глубина скважины по вертикали Lв =1838 м;
Интервал цементирования чистым цементом L2 = 286
м, (от башмака
эксплуатационной колонны до глубины на 200 м выше кровли
верхнего продуктивного пласта);
L1 = 1566 м, интервал, цементируемый облегченным
цементным раствором.
Пластовое давление 14,08 МПа;
Давление опрессовки 15 МПа;
Плотность цементного раствора ρ = 1830 кг/м3;
Плотность облегченного цементного раствора ρ = 1640 кг/м3;
Плотность бурового раствора ρ = 1130 кг/м3;
Плотность жидкости затворения ρ = 1000 кг/м3;
Снижение уровня жидкости в скважине Н = 1160 м;
Жидкость при снижении уровня в колонне ρгс =
1100 кг/м3;
Плотность нефти ρн = 743 кг/м3;
Зона эксплуатационного объекта 11 = 200 м;
Запас прочности на смятие n1 = 1,15;
Запас прочности на внутреннее давление n2 = 1,15;
Запас прочности на растяжение n3 = 1,3;
Расчет на избыточные давления, наружные, ведется:
а) Для окончания цементирования колонны:
при Z = 0 рниz = 0
при Z = Lв
рНИL = 10–6 × 10 × (ρоцр
× L1 + ρцр × L2 – ρбр
× Lв) = 10–6 × 10 × (1640 × 1566
+ 1830 × 286 – 1130 × 1383) = 10,07 МПа.
б) При окончании эксплуатации:
при Z = 0 рвио = 0
при Z = Lв
р'НИL = 10–6 ×
10 × [ρгс × Lв – ρн
× (Lв – Н)] = 10–6 × 10 × [1100 ×
1838 – 743 × (1838 – 1160)] = 15,2 МПа.
Определяются наружные, избыточные давления в зоне продуктивного
пласта с учетом коэффициента запаса смятия:
n1 × рНИL = 1,15 × 10,07 = 12,3 МПа;
n1 × р'НИL = 1,15 ×
15,2 = 17,5 МПа.
Этому значению соответствует обсадные трубы по ГОСТу 632-80,
группы прочности «Д», толщина стенки δ = 8 мм, ркр = 20,1 МПа,
рст = 0,97 МН, рт = 32,2 МПа. q1 = масса
1-го погонного метра – 0,000327 МН.
Определяется р'НИL, в зоне эксплуатационного объекта на глубине
L1 = Lв – 11 = 1838 – 200 =
1638м; р НИL'1 =16,2 МПа.
Этому значению соответствуют обсадные трубы группы прочности
«Д» с толщиной стенки 7,3 мм, ркр = 16,7 МПа, рст = 0,86
МН, рт = 29,4 МПа, q1 = масса 1-го погонного метра –
0,000301 МН.
Определяется длина второй секции с δ = 7,3 мм. Из
условия растяжения:
Lдоп = = = 2031 м; Q1
= q1 × l1 = 0,000327 × 200 = 0,0654 МН.
Принимается длина второй секции:
L2 = Lн – l1 = 1852 – 200 =
1652м;
Определяется масса второй секции:
Q2 = q2× 12 =
0,000301× 1652 = 0,497 МН;
Определяются внутренние, избыточные давления при Z = 0
ру = рпл – 10–6 × g
× рн × Lв = 14,08 – 10–6 ×
10 × 743 × 1838 = 0,48 МПа, т.к. роп > 1,1 ру,
то рвио = роп = 15 МПа;
при Z = Lв;
рВИL = роп + 10–6 × 10 × (ρв
– ρгс) × Lв= 15 + 10 × 10–6
× 1838 × (1000 – 1100) = 13,16 МПа.
Строятся эпюры наружных и внутренних избыточных давлений:
Схема 4
Определяется коэффициент запаса прочности на внутреннее
давление:
n2 = рт / роп = 29,4 / 15 =
1,96 > 1,15.
Конструкция эксплуатационной колонны диаметром 0,168 мм
группы прочности «Д»:
Таблица 13
№ секции
|
δ, мм
|
L, м
|
Q, МН
|
1
|
8,0
|
200
|
0,0654
|
2
|
7,3
|
1652
|
0,497
|
3.4.2 РАСЧЕТ ТЕХНИЧЕСКОЙ КОЛОННЫ
Исходные данные:
Длина колонны Lтк = 579 м;
Диаметр Dтк = 0,245 м по ГОСТу 632-80.
Группа прочности «Д», толщина стенки 7,9 мм;
рст = 1,32 МН; ркр = 8,5 МПа; рт
= 21,9 МПа;
q = 0,00048 МН – масса одного погонного метра;
Определяется внутреннее избыточное давление, возникающее при
проявлении:
ри = рпл – 10–6 ×q
× ρн × L = 14,08 – 10–6 × 10
× 743 × 1838=0,48 МПа,
где L – расстояние от устья до кровли продуктивного пласта по
вертикали,
т.к. роп= 15 МПа, то принимается рво =
ри = роп = 15МПа.
Определяется коэффициент запаса прочности на внутреннее
давление:
n2 = рт / роп = 21,9 / 15 =
1,46 > 1,3.
Определяется коэффициент запаса прочности на страгивание или
на растяжение:
n2 = рст / Lк × q =
1,32 / (579 × 0,00048) = 4,75 > 1,3.
Определяется масса технической колонны:
Qтк = q × Lтк = 0,00048 ×
579 = 0,278 МН.
3.4.3 РАСЧЕТ КОНДУКТОРА
Исходные данные:
Длина колонны Lк = 160 м;
Диаметр Dк = 0,324 м по ГОСТу 632-80, группа
прочности «Д», толщина стенки 8,5 мм, q = 0,000684 МН – масса одного
погонного метра.
Определяется масса кондуктора:
Q = q × Lк = 0,000684 × 160 = 0,109
МН.
3.4.4 РАСЧЕТ НАПРАВЛЕНИЯ
Исходные
данные:
а)
Глубина шахты Lн1 = 12 м;
Диаметр
шахты Dн1 = 0,53 м,
q
= 0,002 МН – масса одного погонного метра;
Определяется
масса шахты:
Qн1
= q × Lн1 =0,002 × 12 = 0,024 МН;
б)
Глубина направления Dн2 = 40 м.;
Диаметр направления Dн2 = 0,426 м, по ГОСТу
632-80, Группа прочности «Д», толщина стенки δ = 10 мм, q = 0,001065 МН –
масса одного погонного метра.
Определяется
масса направления.
Qн2
= q × Lн2 = 0,001065 × 40 = 0,0426 МН.
3.5 РАСЧЕТ ЦЕМЕНТИРОВАНИЯ ОБСАДНЫХ КОЛОНН
3.5.1 РАСЧЕТ ЦЕМЕНТИРОВАНИЯ ЭКСПЛУАТАЦИОННОЙ КОЛОННЫ
Исходные данные:
Длина колонны по стволу Lн = 1852 м;
Интервал цементирования облегченным цементным раствором Lо
= 1566м;
Интервал цементирования чистым цементным раствором Lцр
=286 м;
Длина цементного стакана hст = 10 м;
Интервал буферной жидкости по затрубному пространству Нбуф
=300 м;
Диаметр долота Dд.= 0,2159 м;
Диаметр эксплуатационной колонны dэк = 0,168 м;
Плотность цементного раствора ρц.р = 1830
кг/м3;
Плотность облегченного цементного раствора ρо
= 1640 кг/м3;
Плотность бурового раствора ρб.р = 1130 кг/м3;
Водоцементное отношение облегченного цементного раствора mо
= 0,75;
Водоцементное отношение цементного раствора m = 0,5;
Определяется объем буферной жидкости:
Vбуф = 0,785 × (к × Dд2
– dэк2) × Нбуф = 0,785 × (1,1
× 0,21592 – 0,1682) – 300 = 5,4 м3;
Определяется объем чистого цементного раствора:
Vцр = 0,785 × [(к × Dд2 × dэк2)
× L2 + dвэк2 × hст]=
0,785 × [(1,1 × 0,21592 – 0,1682) × 286
+ 0,1522 × 10] = 5,36 м3, где к – коэффициент
кавернозности.
Определяется объем облегченного цементного раствора:
Vо=0,785 ×(к× Dд2–dэк2)×
L1=0,785×(1,1×0,21592 – 0,1682)
×1566=28,3 м3.
Определяется плотность цементного раствора:
ρцр = = = 1830 кг / м3.
Определяется плотность облегченного цементного раствора:
ρо = = = 1640 кг / м3.
Определяется количество сухого цемента в цементном растворе:
Gц = (ρцр × Vцр
× к) / (1 + m) = (1830 × 5,36 × 1,03) / (1 + 0,5) = 6,7 т.
Определяется количество сухого цемента в облегченном
цементном растворе:
Gо = (ρо × Vо
× к) / (1 + mо) = (1640 × 28,3 × 1,03) / (1 +
0,75) = 31,8 т,
где к – коэффициент, учитывающий потери цемента при
затворении.
Определяется количество воды для цементирования:
Vв = m × Gц + mо
× Gо = 0,5 × 6,7 + 0,75 × 31,8 = 27,2 м3.
Определяется количество СаСl2 в цементном
растворе:
GСаСl =(m × Vцр) / 100 = (0,5
× 5,36) / 100 = 0,08 т.
Определяется количество СаС12 в облегченном
цементном растворе:
Gо СаСl =(mо × Vо) /
100 = (0,75 × 28,3) / 100 = 0,42 т.
Определяется количество ОЭЦ для обработки цементного
раствора:
Gоэц = (m × Vцр) / 100 = (0,5
× 5,36) / 100 = 0,0268 т.
Определяется количество продавочной жидкости:
Vпрж = 0,785 × dвнок2
× (Lн – hст) × к = 0,785 × 0,15342
× (1852 – 10) × 1,03 = 35 м3.
Определяется давление на цементировочной головке в конце
цементирования обсадной колонны:
рк = рг + рц = 5,3 + 9,7 =
15 МПа;
рг= Lв +1,6 = 0,002 × 1838 + 1,6
= 5,28 МПа;
рц = 0,00110 × 10 × (ρцрср
– ρр) × (Lв – hст) × 10–3
= 0,001 × 10 × (1669 – 1130) × (1838 – 10) × 10–3 =
9,7 МПа;
ρцрср = (ρо × Lо
+ ρцр × Lцр) / (Lо + Lцр)
= (1640 × 1566 + 1830 × 286) / (1566 + 286) = 1669 кг / м3.
Определяется температура забоя:
Т = tср + Г × Lв = 1 + 0,025
× 1838 = 46,95 °С,
где Г = 0,025 – геотермический градиент.
По температуре забоя рекомендуется цемент для холодных
скважин ІG-СС-1.
По величине р и рг принимаются втулки на насосе
ЦА-320М Æ 115 мм.
Определяется количество продавочного раствора, закачиваемого
на различных скоростях ЦА-320М:
hо = (Vцр + Vоцр) / (Fвн
+ Fзп) = (5,36 + 28,3) / (0,0184 + 0,018) = 924 м;
Fвн = 0,785 × = 0,785 × 0,15342
= 0,0184 м2;
Fкп = 0,785(кD2д – d2нок)
= 0,785 × (1,1 × 0,21592 – 0,1682) = 0,018 м2;
lо =
Lн – hо = 1852 – 924 = 928 м;
а = (hо – hст) / рц = (928 –
10) / 9,7 = 94,2 м / МПа;
hV = 1о + а × (рV + рг)
= 903 + 94,2 × (5,8 – 5,3) = 950,1 м;
hІV = а × (рІV + рV) = 94,2 × (8,7 – 5,8) = 273,2 м;
hІІІ = а × (рІІІ + рІV) = 94,2 × (13,4 – 8,7) = 442,7 м;
hІІ = а × (рІІ + рІІІ) = 94,2 × (23 – 13,4) = 904,3 м;
VV
= Fвнэкср × hV = 0,0184 × 950,1 = 17,5 м3;
VІV
= Fвнэкср × hІV = 0,0184 × 273,2 = 5 м3;
VІІІ
= Fвнэкср × hІІІ = 0,0184 × 442,7 = 8,1 м3;
VІІ
= Vпрж – (VV + VIV + VIII) = 35 –
(17,5 + 5 + 8,1) = 4,4 м3.
Определяется время цементирования эксплуатационной колонны из
условия работы одного ЦА-320М:
Тц = Тзак + Тпрод + t =
2090,6 + 3291,9 + 700 = 6082,5 с;
Тзак = (Vцр + Vо) × 103
/ qцаv = (5,36+28,3) × 103 / 16,1 = 2090,6 с;
Тпрод = tv + tІV + tІІІ + tІІ = Vv ×
103 / qца v + VІV × 103 / qца ІV + VІІІ × 103 /
qца ІІІ + VІІ ×
103 / qца
ІІ = 17,5 × 103 /
16,1 + 5 × 103 / 13,3 + 8,1 × 103 / 8,7 + 4,4
× 103 / 4,9 = 3291,9 с,
где t – время , затраченное для промывки нагнетательной линии
ЦА-320М и отвинчивания стопоров на цементировочной головке.
Определяется количество ЦА-320М по времени схватывания
цементного раствора nца = [Тц / (0,75 × Тсхв)]
+ 1 = [6082,5 / (60 × 0,75 × 120)] + 1 = 2 агрегата.
Определяется количество цементировочных агрегатов по скорости
восходящего потока:
nца = 0,785 × (к × Dд2
– dнок2) × с / qцаср = 0,785 ×
(1,1 × 0,21592 – 0,1682) × 1,5 / 0,0106 =
2,56 = 3 агрегата,
где qцаср
= Vпрж / Тпрод = 35 / 3291,9 = 0,0106 м3 /
с,
С – скорость восходящего потока 1,5 – 2 м/с. Принимается
количество ЦА-320М – 3 агрегата.
Определяется количество цементосмесительных машин по
грузоподъемности:
nас = (Gц + Gоц) / 20+1 =
(6,7+31,8) / 20 + 1 = 3 смесителя.
Определяется время цементирования эксплуатационной колонны:
Тф = (Тц – t) / nца + t =
(6082,5 – 700) / 3 + 700 = 2494,17 с = 41,6 мин.
3.5.2 РАСЧЕТ ЦЕМЕНТИРОВАНИЯ ТЕХНИЧЕСКОЙ КОЛОННЫ
Исходные
данные:
Глубина
Lтк = 579 м.
Диаметр
технической колонны Dтк = 0,245 м, по ГОСТу 632-80;
Диаметр
долота Dд = 0,2953 м.
Высота
цементного стакана hст = 10 м.
Плотность
цементного раствора ρц.р = 1830 кг / м3.
Определяется
объем цементного раствора:
Vц = 0,785[(к × Dд2 –
dэк2) L1 + d2внэк
× hст] = 0,785 × [(1,1 × 0,29532 –
0,2452) × 579+0,22922 × 10] = 8,5
м3.
Определяется
количество сухого цемента:
Gц
= (ρцр × Vцр × 103) / (1 + m)
= (1830 × 8,5 × 103) / (1 + 0,5) =10,3 т.
Определяется
количество воды:
Vв
= m × Gц = 0,5 × 10,3 = 5,16 м3.
Определяется
количество ускорителя СаСl2:
GСаСl
= (m × Vцр) / 100 = (2,5 × 8,5) / 100 = 0,21 т.
Определяется
количество продавочной жидкости:
Vпрж = 0,785 × dвнткср2
× (L1 – hст) × к = 0,785 × 0,22922
× (579 – 10) × 1,05 = 24,6 м3.
Для цементирования применяется ЦА-320М – 1 комплект и УС-6-30
– 1 комплект.
3.5.3 РАСЧЕТ ЦЕМЕНТИРОВАНИЯ КОНДУКТОРА
Страницы: 1, 2, 3, 4, 5
|