Файл: 2 техническая часть 1 Обоснование точки заложения скважины.doc
ВУЗ: Не указан
Категория: Не указан
Дисциплина: Не указана
Добавлен: 27.04.2024
Просмотров: 59
Скачиваний: 0
ВНИМАНИЕ! Если данный файл нарушает Ваши авторские права, то обязательно сообщите нам.
0С) выбирается марка цемента ПЦТ–I-100 ГОСТ 1581–96 [16]. Вышележащие интервалы цементируются облегченным тампонажным раствором. Уровень тампонажного раствора от устья скважины определяется из условия подъема цемента выше башмака предыдущей колонны на 150 м для нефтяных скважин по правилам [6], в нашем случае выше башмака кондуктора и составит h=660 м. Обоснование плотности тампонажного раствора для цементирования вышележащих интервалов производится из условия поглощения тампонажного раствора наиболее "слабым" пластом определяется по давлению гидроразрыва из совмещенного графика давлений и наиболее полного вытеснения промывочной жидкости из затрубного пространства, [4].
Плотность тампонажного раствора , кг/м3, определяется по формулам
, (64)
, (65)
где – верхняя и нижняя границы возможных вариаций плотности тампонажного раствора, кг/м3;
– плотность промывочной жидкости, кг/м3;
h – уровень тампонажного раствора от устья скважины, м;
Pпогл – давление гидроразрыва пласта, Па;
Lп – глубина залегания подошвы наиболее «слабого» пласта, м;
200 – превышение плотности тампонажного раствора над плотностью промывочной жидкости, при котором достигается полное вытеснение, кг/м3;
кг/м3;
кг/м3.
С целью повышения прочности цементного камня предварительно выберем плотность бездобавочного раствора наиболее близкую к верхней границе 1840 кг/м3, а плотность облегченного 1420 кг/м3 и проверим выполнение условия недопущения поглощения раствора на момент окончания цементирования
Pкп< Pпогл., (78)
где Pк.п - давление в кольцевом пространстве, МПа;
Pк.п = Pгскп+ ΔPкп +Pукп , (79)
где Pгскп – гидростатическое давление в кольцевом пространстве столбов
жидкостей, МПа;
ΔPкп – гидродинамическое давление в кольцевом пространстве, МПа;
Pукп – устьевое давление в кольцевом пространстве, МПа.
Значение Pгскп, МПа находим по формуле (80) для каждой жидкости в кольцевом пространстве и суммируем их
, (80)
где ρi – плотность одной из жидкостей в заколонном пространстве, кг/м3;
hi – высота столба i-ой жидкости, м.
Значение ΔPкп, МПа считаем для турбулентного режима течения вязкопластичной жидкости (промывочные и продавочные жидкости на глинистой основе, тампонажные растворы и другие жидкости, содержащие твердую фазу в кольцевом пространстве по формуле
, (81)
где λ – коэффициент гидравлических сопротивлений для
вязкопластичной жидкости;
li – длина кольцевого пространства на i-ом участке;
dс – диаметр скважины, м. Определяется dс = k∙Dд (коэффициент
кавернозности породы);
dн – наружный диаметр обсадной колонны, м;
Q – критическая производительность насосов цементировочных
агрегатов, м3/с.
, (82)
где Reкр – критическое число Рейнольдса;
dг – диаметр кольцевого пространства;
Кэ – шероховатость стальных труб, Кэ= 3∙10-4 м.
, (83)
где ηi – пластическая вязкость i-ой прокачиваемой жидкости, Па∙с;
Fкп – площадь сечения кольцевого пространства, м2.
, (84)
где k = 1,25 – коэффициент кавернозности;
– диаметр долота, м;
dн – наружный диаметр обсадных труб, м.
, (85)
где He – параметр Хедстрема.
, (86)
где – динамическое напряжение сдвига i-ой прокачиваемой
жидкости, Па.
, (87)
По вышеприведенным формулам находим гидростатическое давление в кольцевом пространстве для данной скважины
МПа;
м;
м2.
Рассчитываем гидродинамическое давление в кольцевом пространстве для бездобавочного тампонажного раствора
;
;
м3/с;
;
МПа.
Аналогично рассчитываем гидродинамическое давление в кольцевом пространстве для облегченного тампонажного раствора =1,5 МПа и для промывочной жидкости =0,4 МПа.
МПа.
Условие Pкп< Pг : 42,23 < 44,24 верно.
Итак для цементирования эксплуатационной колонны принимаем бездобавочный цементный раствор ПЦТ I-100 плотностью 1840 кг/м3, облегченный цементный раствор ПЦТ III-Об4-50 плотностью 1420 кг/м3. Плотность выбираем исходя из того, что нам необходимо зацементировать эксплуатационную колонну в одну ступень и не допустить гидроразрыва пласта. Для цементирования кондуктора проводим аналогичные расчеты и принимаем бездобавочный цементный раствор ПЦТ I-50 плотностью 1840 кг/м3, облегченный цементный раствор ПЦТ III-Об4-50 плотностью 1420 кг/м3.
2.19 Расчет обсадных колонн на прочность
Целью расчета обсадных колонн на прочность является проектирование равнопрочной колонны по всему интервалу крепления.
Наружные избыточные давления определяем по методике [4] когда они достигают максимальных значений, а именно при:
-окончании цементирования;
-освоении снижением уровня;
-испытании на герметичность снижением уровня;
-окончании эксплуатации.
Исходные данные для расчета эксплуатационной, обсадной колонны приведены в таблице 37.
Таблица 37 - Данные для расчета эксплуатационной колонны
Формулы для расчета наружных и внутренних избыточных давлений представлены в таблицах 38, 39.
Вычисляем внутренние избыточные давления Рви. Испытание на герметичность в один прием без пакера.
Таблица 38 – Формулы для расчета наружных избыточных давлений
Плотность тампонажного раствора , кг/м3, определяется по формулам
, (64)
, (65)
где – верхняя и нижняя границы возможных вариаций плотности тампонажного раствора, кг/м3;
– плотность промывочной жидкости, кг/м3;
h – уровень тампонажного раствора от устья скважины, м;
Pпогл – давление гидроразрыва пласта, Па;
Lп – глубина залегания подошвы наиболее «слабого» пласта, м;
200 – превышение плотности тампонажного раствора над плотностью промывочной жидкости, при котором достигается полное вытеснение, кг/м3;
кг/м3;
кг/м3.
С целью повышения прочности цементного камня предварительно выберем плотность бездобавочного раствора наиболее близкую к верхней границе 1840 кг/м3, а плотность облегченного 1420 кг/м3 и проверим выполнение условия недопущения поглощения раствора на момент окончания цементирования
Pкп< Pпогл., (78)
где Pк.п - давление в кольцевом пространстве, МПа;
Pк.п = Pгскп+ ΔPкп +Pукп , (79)
где Pгскп – гидростатическое давление в кольцевом пространстве столбов
жидкостей, МПа;
ΔPкп – гидродинамическое давление в кольцевом пространстве, МПа;
Pукп – устьевое давление в кольцевом пространстве, МПа.
Значение Pгскп, МПа находим по формуле (80) для каждой жидкости в кольцевом пространстве и суммируем их
, (80)
где ρi – плотность одной из жидкостей в заколонном пространстве, кг/м3;
hi – высота столба i-ой жидкости, м.
Значение ΔPкп, МПа считаем для турбулентного режима течения вязкопластичной жидкости (промывочные и продавочные жидкости на глинистой основе, тампонажные растворы и другие жидкости, содержащие твердую фазу в кольцевом пространстве по формуле
, (81)
где λ – коэффициент гидравлических сопротивлений для
вязкопластичной жидкости;
li – длина кольцевого пространства на i-ом участке;
dс – диаметр скважины, м. Определяется dс = k∙Dд (коэффициент
кавернозности породы);
dн – наружный диаметр обсадной колонны, м;
Q – критическая производительность насосов цементировочных
агрегатов, м3/с.
, (82)
где Reкр – критическое число Рейнольдса;
dг – диаметр кольцевого пространства;
Кэ – шероховатость стальных труб, Кэ= 3∙10-4 м.
, (83)
где ηi – пластическая вязкость i-ой прокачиваемой жидкости, Па∙с;
Fкп – площадь сечения кольцевого пространства, м2.
, (84)
где k = 1,25 – коэффициент кавернозности;
– диаметр долота, м;
dн – наружный диаметр обсадных труб, м.
, (85)
где He – параметр Хедстрема.
, (86)
где – динамическое напряжение сдвига i-ой прокачиваемой
жидкости, Па.
, (87)
По вышеприведенным формулам находим гидростатическое давление в кольцевом пространстве для данной скважины
МПа;
м;
м2.
Рассчитываем гидродинамическое давление в кольцевом пространстве для бездобавочного тампонажного раствора
;
;
м3/с;
;
МПа.
Аналогично рассчитываем гидродинамическое давление в кольцевом пространстве для облегченного тампонажного раствора =1,5 МПа и для промывочной жидкости =0,4 МПа.
МПа.
Условие Pкп< Pг : 42,23 < 44,24 верно.
Итак для цементирования эксплуатационной колонны принимаем бездобавочный цементный раствор ПЦТ I-100 плотностью 1840 кг/м3, облегченный цементный раствор ПЦТ III-Об4-50 плотностью 1420 кг/м3. Плотность выбираем исходя из того, что нам необходимо зацементировать эксплуатационную колонну в одну ступень и не допустить гидроразрыва пласта. Для цементирования кондуктора проводим аналогичные расчеты и принимаем бездобавочный цементный раствор ПЦТ I-50 плотностью 1840 кг/м3, облегченный цементный раствор ПЦТ III-Об4-50 плотностью 1420 кг/м3.
2.19 Расчет обсадных колонн на прочность
Целью расчета обсадных колонн на прочность является проектирование равнопрочной колонны по всему интервалу крепления.
Наружные избыточные давления определяем по методике [4] когда они достигают максимальных значений, а именно при:
-окончании цементирования;
-освоении снижением уровня;
-испытании на герметичность снижением уровня;
-окончании эксплуатации.
Исходные данные для расчета эксплуатационной, обсадной колонны приведены в таблице 37.
Таблица 37 - Данные для расчета эксплуатационной колонны
Наименование | Обозначение | Значение |
Расстояние от устья скважины, м до башмака колонны до башмака предыдущей колонны до уровня цементного раствора до уровня жидкости в колонне при окончании эксплуатации Удельный вес, кг/м3 бурового раствора за обсадной колонной цементного раствора за обсадной колонной облегченного цементного раствора за обсадной колонной гидростатического столба жидкости в обсадной колонне испытательной жидкости | L L0 h H | 2900 810 660 2000 1080 1800 1400 1100 1000 |
Формулы для расчета наружных и внутренних избыточных давлений представлены в таблицах 38, 39.
Вычисляем внутренние избыточные давления Рви. Испытание на герметичность в один прием без пакера.
Таблица 38 – Формулы для расчета наружных избыточных давлений
Z | Окончание цементирования | Испытание на герметичность снижением уровня | Освоение снижением уровня | Окончание эксплуатации |
скважина нефтяная | ||||
О (устье) | Рнио=0 | |||
H | Рниh=10-6 (р-в) h | если h < Hи Рниh=10-6р h если Ни Рниh=10-6[рh-в (h-Hи)] | если h < Hо Рниh=10-6р h если h>Ho Рниh=10-6[рh-в (h-Ho)] | если h < Hэ Рниh=10-6р h если h>Hэ Рниh=10-6[рh-в (h-Hэ)] |
H (Ни,Но,Нэ) | - | если h > Hи РниН=10-6р Hи если h< Hи РниНи=10-6[рh+гс (Hи- h)] | если h > Hо РниН=10-6р Hо если h< Hо РниНо=10-6[рh+гс (Hо- h)] | если h > Hэ РниН=10-6р Hэ если h< Hэ Рни Нэ=10-6[рh+гс (Hэ- h)] |
Lo | - | РниLo=PнLo -10-6в (Lo-Hи) | РниLo=PнLo -10-6в (Lo-Hо) | РниLo=PнLo -10-6в (Lo-Hэ) |
| ||||
L=Si | РниL= =10-6[( ц-в)L- -( ц-р)h] | РниL=PнL -10-6в (L-Hи) | РниL=PнL -10-6в (L-Ho) | РниL=PнL -10-6в (L-Hэ) |
|