книги / Практические расчеты крепления нефтяных и газовых скважин

Министерство образования и науки Российской Федерации

Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования

«Пермский национальный исследовательский политехнический университет»

Л.Н. Долгих

ПРАКТИЧЕСКИЕ РАСЧЕТЫ КРЕПЛЕНИЯ НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ СКВАЖИН

Утверждено Редакционно-издательским советом университета

в качестве учебного пособия

Издательство Пермского национального исследовательского

политехнического университета

2017

1

УДК 622.24(075) Д64

Рецензенты:

канд. техн. наук С.Е. Ильясов (Филиал «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг» «ПермНИПИнефть» в г. Перми); канд. техн. наук, доцент С.Е. Чернышов (Пермский национальный исследовательский политехнический университет)

Долгих, Л.Н.

Д64 Практические расчеты крепления нефтяных и газовых скважин : учеб. пособие / Л.Н. Долгих. – Пермь : Изд-во Перм. нац. исслед. политехн. ун-та, 2017. – 98 с.

ISBN 978-5-398-01893-6

Представлены методики проектирования конструкций нефтегазовых скважин, расчетов подготовки стволов скважин, спуска обсадных колонн, расчетов обсадных колонн на прочность, расчетов цементирования обсадных колонн. Приведены примеры расчетов эксплуатационной колонны и ее цементирования для нефтяной скважины. В приложениях дан необходимый справочный материал.

Предназначено для студентов, обучающихся по направлению «Нефтегазовое дело».

УДК 622.24(075)

2

3

4

ОСНОВНЫЕ ПРИНЯТЫЕ ОБОЗНАЧЕНИЯ

Ау – альтитуда устья скважины, м; Dс – диаметр скважины, мм;

Dд – диаметр долота, мм;

Dн – наружный диаметр обсадной колонны, мм;

Dв – внутренний диаметр обсадной колонны, мм;

D в – внутренний диаметр предыдущей обсадной колонны, мм; dвi – внутренний диаметр i-й секции обсадной колонны, мм; е – основание натурального логарифма (2,73);

Fт – площадь тела трубы, м2;

Fтр – площадь канала обсадной колонны, м2;

Fкп – площадь кольцевого пространства, м2; Н – глубина скважины по вертикали, м;

Нк – гипсометрическая отметка кровли продуктивного горизонта; Но – глубина спуска предыдущей обсадной колонны, м; Нпл – глубина залегания пласта, м; Ну – глубина уровня жидкости в обсадной колонне, м;

h – глубина уровня цементного раствора за колонной, м; hпл – толщина пласта, м;

hcт – высота цементного стакана, м; hз – глубина зумпфа, м;

g – ускорение свободного падения (9,81 м/с2);

Kп – остаточный коэффициент приемистости ствола скважины, м3/(ч МПа);

kб – коэффициент безопасности для предотвращения гидроразрыва горных пород;

kр – коэффициент превышения гидростатического давления в скважине над пластовым (коэффициент репрессии);

kсж – коэффициент сжимаемости продавочной жидкости; L – длина ствола скважины, длина обсадной колонны, м; Lпл – глубина залегания пласта (по стволу), м;

Lо – глубинаспускапредыдущейобсаднойколонны(по стволу), м;

5

li – длина труб i-й секции, м;

lбж – длина столба буферной жидкости, м; m – водоцементное отношение;

nвн – нормативный коэффициент запаса прочности при расчете на внутреннее давление;

nсм – нормативный коэффициент запаса прочности на смятие;nстр – нормативный коэффициент запаса прочности на растя-

жение (страгивание) для вертикального ствола скважины;

n стр – нормативный коэффициент запаса прочности на растяжение (страгивание) для изогнутого участка ствола скважины;

Q – производительность насосов, дебит, расход жидкости, м3/с; Qр – растягивающая нагрузка на обсадную колонну, кН;

Qт – растягивающая нагрузка, при которой напряжение в теле трубы становится равным пределу текучести, кН;

Qстр – страгивающая нагрузка для труб, соединяемых треугольной резьбой, кН;

QI – суммарный вес секций, кН;

Qп – приемистость пласта или ствола в целом в процессе его опрессовки, м3/ч;

qi – масса одного метра труб i-й секции, кг;

q – расход тампонажного материала для приготовления 1 м3 цементного раствора, кг/м3;

qЦА – производительность цементировочного агрегата, л/с; qсм – производительность цементосмесительной машины, л/с; Рг – горное давление, МПа; Рпл – пластовое давление, МПа;

РГРП – давление гидроразрыва горных пород, МПа;

Рпор – поровое давление, МПа; Ртр – потери давления по длине в обсадной колонне, МПа;

РКП – потеридавления подлине в кольцевомпространстве, МПа; Ру – давление на устье скважины, МПа;Ру – дополнительное давление на устье скважины при ликви-

дации проявлений, МПа; Ропр – давление опрессовки, МПа;

Рнас – давление насыщения газа, МПа;

6

Рн.и – наружное избыточное давление, МПа; Рн – наружное давление, МПа; Рв.и – внутреннее избыточное давление, МПа; Рв – внутреннее давление, МПа;

Ркр – критическое внутреннее давлениедля обсадных труб, МПа; Рсм – критическое сминающее давление для обсадных труб без

учета осевого растяжения, МПа; Рсм – критическое сминающее давление для обсадных труб с

учетом осевого растяжения, МПа;

Tср – средняя температура по стволу скважины, К; Ту – температура на устье скважины, К; Тпл – температура в продуктивном пласте, К;

Тн.з – время начала загустевания цементного (тампонажного) раствора, мин;

t – толщина стенки обсадных труб, мм;

WКП – скорость восходящего потока жидкости в кольцевом пространстве, м/с;

wтр – скорость движения жидкости в трубах, м/с; Zм – глубина установки цементировочной муфты, м;– коэффициент уширения ствола скважины;пл – эквивалент градиента пластового давления;

ГРП – эквивалент градиента давления гидроразрыва пород;10 – интенсивность искривления ствола скважины, град/10 м;– зенитный угол ствола скважины, град;сж – коэффициент сжимаемости газа;

– радиальный зазор между элементом обсадной колонны с максимальным диаметром и стенкой скважины, мм;

– радиальный зазор между долотом и внутренней стенкой обсадной колонны, м;

ρц.р – плотность цементного раствора, кг/м3; ρр – плотность бурового раствора, кг/м3;

ρо.р – относительная плотность бурового раствора (по отношению к плотности пресной воды);

ρж – плотность жидкости, заполняющей обсадную колонну, кг/м3;

7

ρо.ж – относительная плотность жидкости, заполняющей обсадную колонну (по отношению к плотности пресной воды);

ρпр – плотность продавочной жидкости, кг/м3; ρц – плотность цементного порошка, кг/м3; ρб.ж – плотность буферной жидкости, кг/м3; ρн – плотность нефти, кг/м3;

ρгс – плотность гидростатической жидкости, заполняющей поры цементного камня, кг/м3;

г – относительная плотность газа по воздуху;т – плотность сухого тампонажного материала (смеси), кг/м3;в – плотность жидкости затворения (воды), кг/м3;

тр – коэффициент гидравлических сопротивлений в трубах;КП – коэффициент гидравлических сопротивлений в кольцевом

пространстве;1 – коэффициент, учитывающий влияние размеров соединения

и его прочностные характеристики;2 – коэффициент, учитывающий влияние формы тела трубы и

еепрочностные характеристики;

– коэффициент Пуассона для горных пород;т – предел текучести материала труб, МПа.

8

1. ОБОСНОВАНИЕ И РАСЧЕТ КОНСТРУКЦИЙ НЕФЯНЫХ И ГАЗОВЫХ СКВАЖИН

1.1. Общие положения

Под конструкцией скважины понимают совокупность данных о количестве, длинах и диаметрах обсадных колонн, диаметрах долот при бурении под каждую колонну, интервалах цементирования колонн, интервалах перфорации эксплуатационной колонны. Конструкция скважины должна обеспечивать:

прочность и долговечность скважины как технического сооружения;

проходку скважины до проектной глубины;

возможность проведения геофизических исследований;

достижение проектных режимов эксплуатации;

максимально полное использование природной энергии для транспортирования нефти и газа на поверхность;

надежную изоляцию газонефтеводоносных горизонтов;

минимальный расход средств на разведку и разработку месторождения;

возможность проведения ремонтных работ в скважине.

На выбор конструкции скважины влияют различные факторы: назначение скважины, проектная глубина, геологические условия бурения, профиль скважины и др.

Для проектирования конструкции скважины необходимы данные о геологической характеристике вскрываемого пласта (тип флюида, физико-механическая характеристика пород-коллекторов, пластовые давления и давления гидроразрыва горных пород, виды и интервалы возможных осложнений при бурении скважин), технологические параметры (диаметр эксплуатационной колонны и схема конструкции призабойной зоны скважины), профиль скважины.

1.2. Выбор конструкции забоя и расчет глубины скважины

Выбор конструкции призабойной зоны скважины зависит от ее назначения, способа эксплуатации, типа коллектора, механических свойств пород продуктивного пласта и других факторов.

9

Призабойным называют участок от кровли продуктивного (горизонта эксплуатационного объекта) до конечной глубины скважины.

Под конструкцией призабойной зоны скважины понимают сочетание элементов крепи скважины в интервале продуктивного пласта, обеспечивающих устойчивость ствола, надежное разобщение флюидосодержащих горизонтов, возможность проведения техникотехнологических воздействий на пласт, ремонтно-изоляционных работ, а также длительную эксплуатацию скважины с рациональным дебитом.

Эффективная работа скважины (призабойной зоны) во многом зависит от того, насколько конструкция забоя соответствует геологическим условиям залегания продуктивных пластов. Выбор конструкций призабойной зоны вертикальных и наклонных скважин с зенитным углом искривления ствола в интервале продуктивного пласта до 45 можно сделать с учетом факторов, приведенных на рис. 1.1.

Схемы оборудования призабойной зоны скважины, изображенные на рис. 1.1, а, б, в, можно применять только в том случае, если продуктивная залежь однородна по насыщенности (т.е. содержит только один тип флюида), проницаемость ее по толщине мало меняется, а толщина непроницаемой породы между продуктивным пластом и нижележащими проницаемыми породами достаточно большая (более 10 м).

Схемы с перфорацией обсадной колонны или без нее (рис. 1.1, г, д) предназначены дляприменения в случаях, когда:

в верхней части залежи содержится флюид, отличный от флюида в нижней части;

проницаемость верхней части сильно отличается от проницаемости нижней и поэтому эксплуатация их должна осуществляться раздельно;

верхняя часть залежи сложена слабоустойчивыми, а нижняя – хорошо устойчивыми породами;

коэффициенты аномальности пластовых давлений у кровли и близ подошвы настолько разные, что разбурить продуктивный горизонт на всю толщину без изменения плотности бурового раствора нельзя.

10