close

Вход

Забыли?

вход по аккаунту

?

Курсовой проект(1)

код для вставкиСкачать
 МИНОБРНАУКИ РОССИИ
Государственное образовательное учреждение высшего профессионального образования
"САМАРСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙТЕХНИЧЕСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ"
Факультет "Нефтетехнологический"
Кафедра "БУРЕНИЕ НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ СКВАЖИН"
КУРСОВАЯ РАБОТА
по дисциплине "Заканчивание скважин "
Выполнил: студент: 4-НТФ-2. Мельниченко А.М. Проверил: преподаватель Калиновский С.С.
Самара 2013
Содержание
1.Геологическая часть
2. Выбор конструкции скважины
3.Расчёт эксплуатационной колоны для горизонтальной скважины.
4. Выбор тампонажного материала и способа цементирования
5. Расчет цементирования эксплуатационной колонны
Список используемой литературы
1.Геологическая часть
Северо-Покачевское - нефтяное месторождение в России. Расположено в Ханты-Мансийском автономном округе, в 110 км к северо-западу от г. Нижневартовск. Климат округа умеренный континентальный, характеризующийся быстрой сменой погодных условий, особенно осенью и весной, а также в течение суток. На формирование климата существенное влияние оказывает защищённость территории с запада Уральским хребтом, а также открытость с севера, способствующая беспрепятственному проникновению холодных арктических масс. Немаловажную роль играет равнинный характер местности с большим количеством рек, озёр и болот. Зима суровая и продолжительная с устойчивым снежным покровом, лето короткое и сравнительно тёплое. Для переходных сезонов (весна, осень) характерны поздние весенние и ранние осенние заморозки. Средняя температура января по округу колеблется в пределах - 18-24
Лето короткое и прохладное, зима длительная и морозная. Весна и осень короткие.
Среднегодовая температура воздуха - −0,9 °C
Относительная влажность воздуха - 73,7 %
Средняя скорость ветра - 3,1 м/с
Территория округа представляет собой обширную, слабо расчленённую равнину с абсолютными отметками высок, редко достигающими 200 м над уровнем моря. Стратиграфический разрез скважины литологическое описание пород
СтратиграфияГлубина залегания мМощность, мКраткое название породыназваниеотдоЧетвертичные отложения08080Глина, суглинки, пескиЧетвертичные отложения80366286Глина, пескиТавлинская свита366490124Глины, пески, песчаникиЛюлинворская свита490706270Пески, глины, алевролиты, песчаникиТалицкая свита70679993Глины, песчаники, алевролиты, пескиГанькинская свита799922123Песчаники, глиныБерезовская свита9221046124ГлиныКузнецкая свита1046107731Глины, песчаникиПокурская свита1077188013Глины, пескиАлымская свита1880195272Песчаники, глиныВанденская свита19522529577Глины, песчаникиМегнонская свита25292831302ИзвестнякиБаженовская свита2831284312Известняки, глиныГеоргиевская свита284328474Доломиты, известнякиВасюганская свита2847291265Известняки, доломитыТаблица 1.
Зоны осложнений:
Вид осложненияИнтервалСвитаМетоды предотвращенияПоглощение бурового
р-ра0-366 м
1077-1480 м
1952-2529 мЧетвертичные отложения
Покурская ВанденскаяКонтроль за параметрами бурового раствора.
Ввод добавок кольмататоров.
Использование пен.
Обвалы, осыпи366-490 мТавдинская Быстрое и качественное бурение интервала.
Избегать значительных колебаний бурового р-ра.
Небольшие скорости СПО.Водопроявления1077-1480 м
1952-2529 мПокурская
ВанденскаяКонтроль за параметрами бурового раствора.
Нефтепроявления2831-2912 мБаженовская
Георгиевская
ВасюганскаяКонтроль за параметрами бурового раствора.
Таблица 2.
2. Конструкция скважины
3.Расчёт эксплуатационной колоны для горизонтальной скважины.
Исходные данные к расчету:
Глубина скважины по стволу L=2912
Длина вертикального участка L=450
Длина искривленного участка L=180
Длина горизонтального участка L=2282
Угол искривления скважины a=12
Уровень цементного стакана L=500
Уровень жидкости в колонне при испытании
на герметичность H=1000
Уровень жидкости при освоений H=1150
Глубина залегания проницаемого пласта L=2776-2786
Пластовое давление на глубине 1600м. P=6МПа
Давление у кровли пласта P=32,5МПа
Давление у подошвы пласта P=33,5
Давление на забое P=32
Удельный вес цементного раствора у=1,85*10 в 4
Удельный вес испытательной жидкости у=1*10в4
Удельный вес жидкости при освоений у=0,85
Удельный вес при окончаний эксплуатации у=0,95
Удельный вес раствора за колонной у=1,1
Удельный вес жидкости гидростатического столба у=1,1
Диаметр обсадной колонны D=146
Запас прочности в зоне эксплуатационного объекта n=1,3
Расчет внутреннего давления
на момент окончания цементирования. В интервале 0<z<h по формуле:
При z=400
В интервале по формуле:
При Z=2912
=22МПа
При испытаний на герметичность снижением уровня.
В не зацементированной зоне при h<H
по формуле:
При Z=450
При Z= 1000
В зацементированной зоне по формуле:
При Z=500
В интервале по формуле (9)
При При При освоение скважины. В не зацементированной зоне в интервале 0<Z<h;
При Z=2732
При Z= 2912
В зацементированной зоне по формуле:
При Z=1150
При z=L0=500 расчет ведется по формуле:
Промежуточные значения
По окончанию эксплуатации. По условию при окончаний эксплуатации уровень жидкости в скважине сохраняется и составит Hос.
В интервале 0<z<h при z=h давление будет то же, что и при освоений На глубине Hос. Давление равно
P Hос=4,9МПа
Ниже уровня жидкости в колоне т.е. ниже Hос. Давление изменяется, так как скважина заполняется более тяжелой жидкостью =0,95* H/м
Давление определяется по тем же формулам, что и при освоений скважины, но с жидкостью внутри колоны другого удельного веса.
Полученные данные сведем в таблицу и постоим эпюру избыточных наружных давлений (рис. 1).
Глубина, мОкончание цементированияИспытание на герметичностьосвоениеОкончание эксплуатации максимум123456400-3,93,93,93,9500-5.53,955.51000-1111.311,5122732-29.83030.3312912303232.633
Эпюра избыточных наружных давлений, МПа
Расчет внутренних избыточных давлений.
Внутренние избыточные давления вычисляются по формуле:
-внутренне давление при опрессовке
-натужнее давление Расчет колоны по внутренним избыточным давлениям производится для случаев испытания колонн на герметичность в один прием без пакера.
Опрессовка колонны проводится с целью установления её герметичности при работе скважины. Для этого ее испытывают давлением после операции ОЗЦ. Давления опрессовки зависит от давления, которое будет во время работы. Поэтому вначале определим давление на устье в период ввода скважины в эксплуатацию по формуле:
Для построение эпюры избыточных внутренних давлений определим давление для разных глубин.
В зацементированной зоне:
При Z=500
При Z=1150 При Z=2732
ПриZ=2912 Результаты расчетов представим в виде эпюры избыточных давлений.
Эпюра внутренних избыточных давлений, МПа
Расчет эксплуатационной колонны Выбираем трубы первой секции. Её длина равна длины мощности эксплуатационного объекта, плюс длинна забойного оборудования и плюс 50 метров выше кровли продуктивного пласта
L1=250м
Расчетное давление на 250м. По этому параметру выбираем трубы 146х6,5-Д ГОСТ 632-80
Определим ориентированный вес первой секции
Длину первой секции уточняем из условий обеспечения прочности нижнего сечения второй секции на глубине
Согласно эпюре наружных давлений в верней части секции . Оставляем эти трубы, поскольку для второй секции запас прочности n2=1.3, Проверим прочность нижнего сечения второй секции в условиях двухосного напряженного состояния по формуле:
Прочность труб второй секции на этой глубине достаточна, поэтому окончательно
L1=250м
Длину второй секции определяем из условия обеспечения прочности нижнего сечения.
Глубина спуска второй секции:
Определим ориентированный вес второй секции
Суммарная длина двух секции Проверим прочность при удержаний колонны в клиновом захвате ПКР-560 по формуле (29).
Размер трубы 146х6,5-Д ГОСТ 632-80
D=146 мм d=132 мм
Запас прочности в клиновом захвате:
Допустимые растягивающие усилия для труб второй секции kH>436kH
Фактический запас прочности тела трубы на растяжений Таким образом, все условия соблюдены. Конструкция колоны представлена в таблице.
Номер секцииммГруппа прочностиДлинна секции мВес секции кН16,5D2505726,5D2662606
Общий вес колонны 663кН.
3.3. Выбор кондуктора
Исходные данные к расчету:
Глубина скважины по стволу L=736
Длина вертикального участка L=736
Уровень цементного стакана L=20
Уровень жидкости в колонне при испытании
на герметичность H=400
Давление на забое P=11
Удельный вес цементного раствора у=1,85*10 в 4
Удельный вес испытательной жидкости у=1,2*10в4
Диаметр обсадной колонны D=245
Группа прочности Е
Запас прочности в зоне эксплуатационного объекта n=1,3
Расчет давления опрессовки Кондуктор 245 мм спускается на глубину 736 м
Определим давление опрессовки цементного кольца за башмаком кондуктора из условия заполнения скважин буровым раствором плотностью 1220 кг/м3.
Ожидаемое давление гидроразрыва горных пород у башмака кондуктора:
Ргр.б=0,87.(10-5.2010.736)=10,5 МПа.
Определим давление опрессовки цементного кольца после разбуривания цементного стакана по формуле:
Pоп.цк=0,95.Рб-10-5.б.р.Н
Pоп. цк=0,95.10,5-10-5.1220.736=2,6 МПа.
Определим коэффициент запаса прочности по гидроразрыву у башмака кондуктора: nгр= 10,5:(0,95.10,5)=1,051.
Принимаем давление опрессовки цементного кольца 2,6 МПа, опрессовочная жидкость - буровой раствор плотностью 1220 кг/м3.
Расчет избыточных давлений наружных и внутренних, действующих на обсадные колонны
Определим избыточное наружное давление на момент окончания цементирования, МПа:
z=0; Рни0=0;
z=L=736 м; Рни600=10-5(1850-1220)736=3,78.
Построение эпюры избыточных внутренних давлений
Определим избыточное внутреннее давление при испытании кондуктора на герметичность в один прием без пакера, МПа:
z=0; Рви0 = 7,5;
z=L=736 м; Рви600=7,5+10-51220736-10-51100736=8,22.
Эпюра избыточных наружных и внутренних давлений, МПа
Распределение давлений по длине колонны
Глубина спуска кондуктора от 0-736 м Распределение избыточных давлений по длине раздельно спускаемой части колонны
Наружное, МПа от 0 - 3,78(низ)
Внутреннее, МПа от 7,5 - 8,22(низ)
Расчет кондуктора 245 мм
I секция
Интервал установки I секции, м - 600-20.
Длина I секции, м - 580.
Обсадные трубы - ОТТМ-324.9,5-Д ГОСТ 632-80 А.
II секция
Интервал установки II секции, м - 20-0.
Длина II секции, м - 20.
Обсадные трубы - ОТТМ-324.12,4-Д ГОСТ 632-80 А.
Коэффициенты запаса прочности
1. На смятие обсадной трубы
I секции n1 =
3,78
7,2
= 1,9 n1нор=1;
II секции n1 = 13,9(1-0,3
4608
432,68
)/0,13=103,9n1нор=1,0.
2. На внутреннее давление
I секции n2=
8,22
19,5
=2,37n2нор =1,15;
II секции n2=
7,5
25,4
=3,38n2нор =1,15.
3. На растягивающие нагрузки в теле обсадной трубы (в опасном сечении)
I секции n1
3 =
432,68
3550
=8,2 n1
3норм=1,3;
II секции n1
3 =
451,82
4608
=10,19n1
3норм=1,3.
4. На допустимую растягивающую нагрузку для обсадных труб с резьбой ОТТМ (выход
резьбы из сопряжения)
I секции n2
3=
432,68
2795
=6,45 n2
3 нор =1,3;
II секции n2
3=
451,82
3687
=8,16 n2
3 нор =1,3.
4. Выбор тампонажного материала и способа цементирования
Успех цементировочных работ определяется техникой и технологией проведения процессов цементирования, качеством подготовительных работ, тампонажного материала и полнотой замещения бурового раствора тампонажным.
Для выбора рецептуры тампонажного раствора при цементировании скважин не всегда можно по установленному геотермическому градиенту точно вычислить температуру забоя скважины.
При цементировании скважин необходимо знать статическую и динамическую температуры.
Статическая температура - это температура пород нетронутого массива. В скважинах температура забоя принимается близкой к статической, если буровой раствор в ней не циркулирует в течение 2 - 4 сут.
Под динамической температурой понимается установившаяся температура в скважине на некоторой глубине в процессе циркуляции в ней бурового раствора. Практически считается, что постоянная динамическая температура устанавливается в скважине после одного-двух циклов циркуляции бурового раствора. Динамическая температура на забое всегда ниже статической. Разность температур зависит от ряда геолого-технических и технологических условий и составляет для скважин глубиной до 6000 м десятки градусов. Однако в каждом конкретном случае ее следует проверять.
Для первичного цементирования скважин рецептуру тампонажного раствора подбирают с учетом динамической температуры, для проведения повторных цементирований - исходя из статической температуры.
Требования к тампонажным материалам для цементирования нефтяных и газовых скважин в основном определяются геолого-техническими условиями в скважинах. Проблема выбора материалов сложна. Тампонажный раствор должен оставаться подвижным во время транспортирования в заколонное пространство и сразу же после прекращения процесса затвердеть в безусадочный камень с определенными физико-механическими свойствами. Указанные процессы происходят в стволе скважины сложной конфигурации, где температуры и давления изменяются с глубиной, имеются поглощающие и высоконапорные пласты, а также пласты с наличием минерализованных вод, нефти и газа. При таких изменяющихся условиях один тип цемента или одна и та же рецептура тампонажного раствора не могут быть одинаково приемлемы. Один тип цемента не может отвечать всем требованиям, связанным с разнообразием условий даже в одной скважине.
Для осуществления процесса цементирования с наибольшим вытеснением бурового раствора тампонажным следует выполнить ряд специальных мероприятий. Такие мероприятия могут и не обеспечить полного вытеснения бурового раствора тампонажным, однако в интервалах обязательного заполнения тампонажным раствором этого добиться можно. Необходимо обеспечить контактирование тампонажного раствора со стенкой скважины и обсадной колонной. Применение комплекса технологических мероприятий с расхаживанием обсадных колонн при использовании скребков и других приспособлений изменит условия формирования тампонажного раствора.
Качественное цементирование скважин следует планировать на стадии бурения, обеспечивая форму ствола, приближающуюся по конфигурации к цилиндру.
Подвижность тампонажного раствора. Наиболее важное свойство тампонажного раствора - его подвижность, т.е. способность легко прокачиваться по трубам в течение необходимого для проведения процесса цементирования времени. Подвижность (растекаемость) раствора устанавливается при помощи конуса АзНИИ. Это свойство тампонажных материалов определяется природой вяжущего, тонкостью помола, водоцементным отношением, количеством, степенью загрязненности и удельной поверхностью наполнителя, добавок, а также условиями, в которых раствор пребывает в течение процесса цементирования, временем и способом перемешивания раствора. Требуемая подвижность раствора обусловлена техникой и технологией проведения тампонажных работ и может быть изменена в желаемую сторону.
Метод определения подвижности позволяет быстро подбирать количество воды при соответствующем составе смеси. Полученные при этом результаты могут рассматриваться как ориентировочные. Для глубоких скважин с малыми зазорами растекаемость тампонажных растворов рекомендуется повышать до 22 см. Раствор считается соответствующим ГОСТ 1581-91, если диаметр круга расплывшегося раствора не менее 180 мм при водоцементном отношении 0,5.
Плотность тампонажного раствора - одна из важнейших его характеристик. В процессе цементирования скважины плотность - практически пока единственный критерий для оценки качества тампонажного раствора.
Колебания плотности тампонажного раствора при цементировании указывает на изменения его водоцементного отношения. Такие колебания считаются нарушением технологического режима процесса и могут привести к осложнениям, в частности, к повышению давления при цементировании. Особенно трудно на практике придерживаться заданной рецептуры при затворении цементных смесей, дающих облегченные тампонажные растворы. Уменьшение плотности - это увеличение водоцементного отношения, что приводит к ухудшению свойств камня.
Учитывая, что водоцементное отношение определяет и другие физико-механические свойства, необходимо строго контролировать изменение плотности тампонажного раствора при цементировании и не допускать отклонений от заданной величины. Процесс цементирования проходит обычно нормально, если колебания плотности не превышают 0,02 г/см3.
Сроки схватывания тампонажных растворов. Пригодность тампонажного раствора для транспортирования в заколонное пространство скважины оценивается сроками схватывания. Для определения этих сроков при температурах 22 и 75 °С применяют прибор, называемый иглой Вика.
Началом схватывания считается время от момента затворения цемента водой до момента, когда игла, погружаясь в раствор, не доходит до нижней пластины на 0,5-1,0 мм, а концом схватывания - время от момента затворения цемента водой до момента, когда игла, погружаясь в раствор, проникает в него не более, чем на 1 мм.
Для определения сроков схватывания тампонажных растворов при высоких температурах и давлениях применяют специальный прибор - автоклав, рассчитанный на рабочее давление до 100 МПа и высокую температуру.
Сроки схватывания тампонажных растворов подбирают исходя из конкретных условий.
Консистенция тампонажного раствора. Для цементирования глубоких высокотемпературных скважин кроме сроков схватывания в статических условиях необходимо устанавливать изменение загустевания (консистенции) тампонажных растворов во времени в процессе их перемешивания.
Для крепления скважины применим цементный раствор состоящий из смеси цемента водой. Для скважины с температурой на забое 90 C можно применить портландцемент.
Портландцементы. Это порошкообразное вяжущее вещество, получаемое путем обжига до спекания и последующего тонкого измельчения смеси карбонатных и глинистых пород, подобранных с таким расчетом, чтобы в исходном сырье содержалось СаО от 60 до 75%, Al2O3 от 3 до 8%, SiO2 од 15 до 25% и Fe2O3 от 2 до 6%. В чистом виде портландцементы можно использовать в скважинах с температурой не выше 100 С; дальнейшее увеличение температуры весьма неблагоприятно сказывается на изоляционных свойствах камня.
5. Расчет цементирования эксплуатационной колонны
Применяется одноступенчатое цементирование 252-2907м
Диаметр колонны Dн=146 мм, Спущенной на глубину L=2907 м, Диаметр скважины равен Dскв=216 мм,
Высота подъема цементного раствора от забоя Н = 2655м, Высота цементного стакана h=20 м, Плотность цементного порошка с.ц=2823 кг/м3, Плотность промывочной жидкости р=1120 кг/м3, Коэффициент увеличения ствола скважины Kv=1,5, Водоцементное отношение m=0,5.
1. Определяется средний внутренний диаметр обсадной колонны:
2. Определяется объем цементного раствора:
=
3. Определяется количество сухого цемента для приготовления 1 м3 цементного раствора:
4. Определяется плотность цементного раствора:
P = (1 + m) ∙ q = (1 + 0,5) ∙ 1215,68 = 1823,52 кг/м3
5. Определяется количество цемента и воды для приготовления цементного раствора:
6. Определяется количество сухого цемента с учетом потерь при затаривании:
7. Определяется количество цементно-смесительных машин:
8. Определяется количество продавочной жидкости:
9. Определяется гидростатическое давление за счет разности плотностей цементного и глинистого растворов:
Определяется скорость движения продавочной жидкости в трубах:
Определяется критерий Рейнольдса и коэффициент, характеризующий характер движения продавочной жидкости в трубах:
так как 2642  2300, то
Определяется давление от гидравлических сопротивлений при движении продавочной жидкости в трубах:
Определяется критерий Рейнольдса и коэффициент, характеризующий движение промывочной жидкости в затрубном пространстве:
так как 6166.7  1600, то
Определяется гидравлическое сопротивление при движении промывочной жидкости в затрубном пространстве:
Определяется критерий Рейнольдса и коэффициент, характеризующий движение цементного раствора в затрубном пространстве: так как 2523,6 больше1600, то Определяется гидравлическое сопротивление при движении цементного раствора в затрубном пространстве:
Определяется наибольшее рабочее давление в конце цементирования:
10. Определяется максимальное давление при цементировании:
Из полученного Рmax видно, что для проведения цементирования можно использовать ЦА-320М, техническая характеристика которого приведена в табл. 1.
СкоростьРасход, л/cДавление, МПаII3,030,5III5,815,9IV9,010,3V13,56,3 Таблица 1
11. Определяется допустимое время цементирования:
12. Определяются гидравлические сопротивления в затрубном пространстве при движении промывочной жидкости:
Определяется гидравлическое сопротивление в скважине в начальный период цементирования:
так как Ргидр = 3,38 МПа меньше Р2v 4,0 (в таблице), то закачивание цементного раствора можно сразу начать на 5 скорости.
Время закачивания цементного раствора одним агрегатом:
13. Определяется время продавки цементного раствора.
Для определения времени продавки цементного раствора вначале определяются гидравлические сопротивления в конце цементирования:
Определяются длины столбов продавочного раствора в трубах, закачиваемые цементировочным агрегатом на различных скоростях:
для чего определяются коэффициенты а, b и c:
где Fз.п. и Fтр. - площадь поперечного сечения затрубного и трубного пространства, м2;
Fз.п. = 0,785 ( D2скв - D2н) = 0,785 (0,2162 - 0,1462) = 0,019 м2;
Fтр. = 0,785 dвн2 = 0,785  0,1322 = 0,0137 м2;
Длина столба продавочной жидкости на 5 скорости:
на четвертой:
на третьей:
на второй:
Длину столба продавочной жидкости на второй скорости принимаем равной Определяются объемы продавочной жидкости, закачиваемые цементировочным агрегатом на различных скоростях:
Определяется время продавки цементного раствора:
14. Определяется общее время цементирования:
Т=111,4+70=181,4мин
15. Определяется количество цементировочных агрегатов:
n=181/79=2 ЦА
Так как при цементировании работают 5 цементно-смесительных машин, то необходимо минимально принять пять цементировочных агрегатов. Еще необходимо предусмотреть один ЦА для подачи воды и один ЦА как запасной. Итого, необходимо принять 7 ЦА, их них 5 - рабочих.
16. Определение фактической скорости восходящего потока цементного раствора при пяти рабочих ЦА:
Таким образом, для организации процесса цементирования эксплуатационной колонны диаметром 146 мм, спущенной на глубину 2907 м, при подъеме цементного раствора до глубины 252м необходимо 77,5 т цемента, пять цементно-смесительных машин типа СМН-20, 41,46 м3 промывочной жидкости плотностью 1120 кг/м3 и семь цементировочных агрегатов типа ЦА - 320 М.
Список используемой литературы:
1. Басарыгин Ю.М., Булатов А.И., Проселков Ю.М. Заканчивание скважин, 2000г.
2. Булатов А.И. Тампонажные материалы и технология цементирования скважин. М.: Недра, 1991.
3. Мильштейн В.М. Крепление скважин в различных условиях бурения. - Краснодар: ООО "Просвещение-Юг", 2007. - 375 с.
4. Мильштейн В.М. Цементирование буровых скважин. - Краснодар: ООО "Просвещение-Юг", 2003. - 375 с.
5.ТИПОВЫЕ РАСЧЁТЫ В КУРСЕ "ЗАКАНЧИВАНИЕ СКВАЖИН"
В.В. Живаева, В.В. Саляев. Самара, 2009
6,Расчёт обсадных колонн: Учеб. пособ. Э.А. Аузуппе; Самар. гос. техн. ун-т. - Самара, 2000.
Документ
Категория
Рефераты
Просмотров
370
Размер файла
502 Кб
Теги
проект, курсовой
1/--страниц
Пожаловаться на содержимое документа