Расчет эксплуатационной колонны нефтяной скважины с глубиной подошвы продуктивного горизонта

Таблица 1. Задание на курсовую работуЗадание выдал доцент кафедры ТНД __________/Леонтьев А.А.Задание принял к исполнению студент __________/Решетников А.А.Дата выдачи: 19.02.2021 г.РЕФЕРАТПояснительная записка содержит 26 страниц, 2 таблицы, 4 рисунка, 7 источников используемой литературы.ЭКСПЛУАТАЦИОННАЯ КОЛОННА, Плотность, ЭПЮР, ДАВЛЕНИЕ, МОЩНОСТЬ ПЛАСТА, Глубина подошвы, ОБСАДНЫЕ ТРУБЫ.Эксплуатационная колонна -последняя колонна обсадных труб, которой крепят. скважину для разобщения продуктивных горизонтов от остальных пород и извлечения. Расчет эксплуатационной колонны необходим для определения расчетных нагрузок и распределения их по длине колонны, также для подбора труб, соответствующих «данным значениям коэффициента запаса прочности».В проекте определены расчетные давления пласта и оборудования, воздействующие на эксплуатационную колонну, проведена проверка обсадной колонны на прочность.Целью проекта является: 1. Определение оптимальных параметров эксплуатационной колонны. К ним относятся нагрузки, действующие со стороны оборудования и пласта, прочность обсадных колонн, длина трубных секций НКТ, определение запаса прочности; 2. Построение эпюр избыточных давлений по характерным точкам; ОБЩИЕ СВЕДЕНИЯ О ЭКСПЛУАТАЦИОННОЙ КОЛОННЕЭксплуатационная колонна нефтяных и нагнетательных скважин в период своего функционирования подвергается следующим воздействиям: • горно-геологическому; • коррозии внутренней и внешней поверхности; • температурному; • высокому давлению при технологических операциях; • механическому; • тектоническому; • химическому (кислотные обработки); • комплексному. В зависимости от назначения скважин конструкция может существенно изменяться, но всегда должна удовлетворять некоторым общим требованиям, которые сводятся к следующему:надежное разобщение пройденных пород и их герметизация, что вытекает из требований охраны недр и окружающей среды и достигается за счет прочности и долговечности крепи, герметичности обсадных колонн, межколонных и заколонных пространств, а также за счет изоляции флюидонасыщенных горизонтов;получение максимального количества горно-геологической и физической информации по вскрываемому скважиной разрезу;возможность оперативного контроля за вероятным межколонным или заколонным перетоком флюидов;длительная безаварийная работа при условии безопасного ведения работ на всех этапах жизни скважины;конструкция должна иметь определенный диаметр обсадных труб, что особо относится к эксплуатационной колонне;быть стабильной (не изменять своих первоначальных характеристик в течение длительного времени или после проведения определенных технологических операций);эффективное фиксирование конструкции в стволе скважины;возможность аварийного глушения скважины;возможность трансформации одного вида скважины в другой за счет максимальной унификации по типоразмерам обсадных труб и ствола скважины.Конструкция скважиныКонструкция эксплуатационной скважины определяется числом радов труб, спускаемых в скважину, и оборудованием её забоя. Существуют следующие названия колонн труб, определяющих её конструкцию: направление, кондуктор, промежуточная (или техническая) и эксплуатационная колонны.Обоснованная рациональная конструкция скважины должна отвечать требованиям, предъявляемым к ней со стороны геологии, бурения и особенно со стороны последующей эксплуатации. К основным требованиям относятся: - правильно выбранный диаметр каждой колонны; - надлежащая  прочность и герметичность спущенных в скважину обсадных колонн; - минимальный расход металла на 1 м глубины скважины; - возможность применения любого из существующих способов эксплуатации скважины; - возможность возврата для эксплуатации перекрытых колоннами вышележащих продуктивных пластов; -  возможность проведения ремонтных работ при бурении и эксплуатации скважин; - герметичность зацементированного пространства; - долговременная работа в соответствующих геолого-физических условиях, в т. ч. в коррозионной среде и др. Практика проводки скважин в сложных геологических условиях, научные разработки в области бурения и крепления позволили резко увеличить глубину скважин (до 7000 м и более) и совершенствовать их конструкции в следующих направлениях: - увеличение выхода из-под башмака предыдущих колонн, использование долот уменьшенных и малых диаметров; - применение способа секционного спуска обсадных колонн и крепление стволов промежуточными колоннами-хвостовиками; - использование обсадных труб со сварными соединительными элементами и безмуфтовых обсадных труб со специальными резьбами при компоновке промежуточных и в некоторых случаях эксплуатационных колонн; - обязательный учет условий вскрытия и разбуривания продуктивного объекта.Эксплуатационная колонна и силы, действующие на неёЭксплуатационная колонна — последняя колонна обсадных труб, которой крепят скважину для разобщения продуктивных горизонтов от остальных пород и извлечения из скважины нефти или газа или, наоборот, для нагнетания в пласты жидкости или газа. Иногда в качестве эксплуатационной колонны может быть использована (частично или полностью) последняя промежуточная колонна.Диаметр труб эксплуатационной колонны выбирают в зависимости от типоразмера применяемого оборудования и согласно ГОСТ 632-80 имеет следующие условные значения (наружный диаметр): 114, 127, 140, 146, 168, 178, 194, 219 мм и т.д. Толщина стенки колеблется в пределах 5,2-16,5 мм.Эксплуатационную колонну оборудуют элементами колонной, призабойной и заколонной оснасткой (пакеры, башмак, обратный клапан, фильтры, центратор, упорное кольцо и т.д.).В процессе эксплуатации скважин обсадные колонны находятся под постоянным давлением горных парод, а эксплуатационная – под давлением пластов или закачиваемой жидкости или газа. Кроме внутреннего и наружного давлений эксплуатационные колонны несут нагрузку от собственного веса. Но нельзя забывать, что величины наружного и внутреннего давлений меняются. При эксплуатации скважины фонтанным способом пульсирующая работа подъемника приводит к появлению переменных нагрузок, то же самое наблюдается и при эксплуатации скважины штанговым скважинным насосом, приводимым в действие механическим приводом, на систему обсадных труб и цементное кольцо действуют переменные нагрузки, рассматривающие эту систему.При штанговой эксплуатации насосных трубы из за переменных нагрузок постоянно перемещаются в эксплуатационной колонне и истирают её. При форсированном отборе пластовой жидкости с механическими примесями возникает условия для гидроабразивного износа колонны.Типы обсадных колоннОбсадная колонна предназначена для крепления буровых скважин, а также изоляции продуктивных горизонтов при эксплуатации; составляется из обсадных труб путем последовательного их свинчивания (иногда сваривания). Обсадные трубы, применяемые при бурении нефтяных и газовых скважин, изготовляются в основном из стали с двумя нарезанными концами и навинченной муфтой на одном конце (иногда безмуфтовые с раструбным концом). Резьба труб выполняется конической, треугольной или специального трапецеидального профиля. Для создания герметичности при высоких давлениях нефти и газа (более 30 МПа) применяются соединения с уплотнительными элементами.В конструкции скважины используют следующие типы обсадных колонн.Направление - для крепления верхнего интервала, сложенного неустойчивыми насосами. Предназначено для предотвращения размыва устья скважины при бурении под кондуктор.Кондуктор - для крепления верхних неустойчивых интервалов разреза, изоляции водоносных горизонтов от загрязнения, установки на устье противовыбросового оборудования, а также для подвески последующих обсадных колонн.Промежуточная обсадная колонна - для крепления и изоляции вышележащих зон геологического разреза, несовместимых по условиям бурения с нижележащими. Эта колонна служит для предупреждения осложнений и аварий в скважине при бурении последующего интервала.Промежуточные обсадные колонны могут быть следующих видов:сплошные - перекрывающие весь ствол скважины от забоя до ее устья независимо от крепления предыдущего интервала;хвостовики - для крепления только не обсаженного интервала скважины с перекрытием предыдущей обсадной колонны не менее чем на 150 м. Хвостовик как промежуточная колонна может наращиваться до устья скважины или при благоприятных условиях может служить частью эксплуатационной колонны;Эксплуатационная колонна служит для разобщения продуктивных горизонтов и изоляции их от других горизонтов геологического разреза скважины. Она предназначена для извлечения нефти или газа на поверхность известными способами или для закачивания агентов в пласты.РАСЧЕТ ДАВЛЕНИЙВнутреннее давлениеа) в начале эксплуатации:PBHZ=PПЛL−10−5×ρН×L−ZZ=0→PBHZ=PПЛ−10−5×ρН×L−0=3,9МПаZ=1850м→PВНL=PПЛL=19,6МПаб) в конце эксплуатации:PBHZ=10−5×ρж×Z−HZот0доH=500м→PBHZ=0Z=L=1850м→PBHZ=10−5×ρж×Z−H=12,5МПав) в конце освоения:PBHZ=10−5×ρн×Z−HZот0доH=500м→PBHZ=0Z=h=600м→PBHh=10−5×ρн×h−Z=0,85МПаZ=L0=650м→PBHL0=10−5×ρн×L0−H=1,27МПаZ=S1=1400м→PBHS1=10−5×ρн×S1−H=7,65МПаZ=S2=1750м→PBHS2=10−5×ρн×S2−H=10,62МПаZ=L=1850м→PBHL=10−5×ρн×L−H=11,47МПаг) в конце цементирования: PBHZ=10−5×ρр×ZZ=0→PBHУ=0Z=L=1850м→PBHL=10−5×ρр×Z=25,9МПа90170-112395Наружное давлениеа) в не зацементированной части:PHZ=10−5×ρр×ZZ=0→PHУ=0Z=h=500м→PHh=10−5×ρр×h=7МПаб) в зацементированной части (по пластовому давлению): - в зоне перекрытой промежуточной колонной:PHZ=10−5×ρр×h+ρГВ×Z−hρГВ=1,1×ρВZ=L0=650м→PHL0=10−5×ρр×h+ρГВ×Z−h=8,95МПа- в не перекрытой зоне:Z=S1=1400м→PHS1=10−5×ρр×h+ρГВ×Z−h=14,72МПаZ=S2=1750м→PHS2=10−5×ρр×h+ρГВ×Z−h=18МПаZ=L=1850м→PHL=10−5×ρр×h+ρГВ×Z−h=18,95МПав) в конце цементирования:PHZ=10−5×ρр×h+ρЦ×Z−hZ=L0=650м→PHL0=10−5×ρр×h+ρЦ×Z−h=9,1МПаZ=S1=1400м→PHS1=10−5×ρр×h+ρЦ×Z−h=19,6МПаZ=S2=1750м→PHS2=10−5×ρр×h+ρЦ×Z−h=24,5МПаZ=L=1850м→PHL=10−5×ρр×h+ρЦ×Z−h=25,9МПаcenter6353. Наружное избыточное давлениеPHИZ=PHZ−PВHZа) при окончании цементирования:PHИZ=10−5×Z−h×ρЦ−ρРZ=0→PHИУ=0Z=h=600м→PHИh=0Z=L=1850м→PHИL=10−5×Z−h×ρЦ−ρР=5,63МПаб) при освоении:- в не зацементированной части скважиныесли h <Н, в интервале 0 Н, в интервале 0 21,6 МПа, то длина первой секции равная 200 м в интервале 1600-1800 м остаётся, Если бы P2КР' < P2ТР, то нужно увеличить L до полученного Р'гкр или для второй секции взять более прочные трубы.Для выбора длины второй секции выбираются трубы третьей секции менее прочные, чем второй, а именно, «Д» - 7,7 с P3КР = 24 МПа. По эпюру этому давлению с запасом прочности n=1 соответствует глубина 775 мZ=PНИZ−PНИL0×S1−L0PНИS1−PНИL0+L0=775мСледовательно, длина второй секции определится:l2=1800−1025=775мВес второй секции определится:Q2=q2×l2=193кHP3КР'=P3КР×1−0,3Q1−2Q3T=22,1МПаQ1−2=Q1+Q2=249кHПо полученному P3КР' по эпюру PНИZ находится глубина спуска третьей секции. l2=1850−1150=700мОпределяется вес второй секции:Q2=q2×l2=193кHQ1−2=Q1+Q2=249кHОпределяется запас прочности труб второй секции на внутренне давление у «головы» второй секции, т.е. на глубине 1150 м.n2=P2ТP2ВНИ=3,06МПаP2Т для труб «Д» - 7,7 по таблице 4 инструкции равно 34,3 МПа P2ВНИ на глубине 1150 м определяем по эпюру P2ВНИZ: P2ВНИ=11,2 МПа.Длина третьей секции определяется после выбора труб четвёртой секции (менее прочных).Например, «D» - 7, с P4КР=20,1 МПа. Глубина спуска труб определяется либо по эпюру PНИZ, либо по формуле:Z=PНИZ×HOCPНИHOC=334мСледовательно, длина второй секции определится:l2=1150−334=816мВес третьей секции:Q3=q3×l3=124кHС учётом двухосного нагружения от веса 3-х секций приведённое P4КР определится:P4КР'=P4КР×1−0,3Q1−3Q4T=17,1МПаQ1−3=Q1−2+Q3=373кHПо полученному P3КР' по эпюру PНИZ четвёртая секция может быть спущена на глубину 816 м.Z=PНИZ×HOCPНИHOC=816мДлина третьей секции определится:l3=1150−816=334мВес третьей секции:Q3=q3×l3=124кHВес трёх секций:Q1−3=Q1−2+Q3=373кHОпределяется запас прочности труб третьей секции на внутренне давление у «головы» третьей секции, т.е. на глубине 816 м.n2=P3ТP3ВНИ=2,26МПаP3Т для труб «Д» - 7,7 по таблице 4 инструкции равно 34,3 МПа. P3ВНИ на глубине 714 м определяем по эпюру PВНИZ или по формуле:PВНИZ=PВНИУ+PВНИh−PВНИУh×Z=12,3МПаПредположим, что колонна будет завершена 4-ой секцией. Вес 4-х секций, т.е. всей колонны:Q1−4=Q1−3+Q4=465кHПроверка подобранной колонны на страгивания:n3=P4СТРQ1−4=0,81МПаP4СТР по таблице 5 равно 696 кН.Т.к. запас прочности ниже допустимого, то длина четвёртой секции определяется из условия страгивания:l4=1q4×P4СТРn3−Q1−3=341мВес четвёртой секции:Q4=q4×l4=92кHВес четырёх секций:Q1−4=Q1−3+Q4=465кHДля завершения колонны не хватает: 816 - 341=475мОпределяется запас прочности труб четвёртой секции на внутренне давление у «головы» третьей секции, т.е. на глубине 475м.n2=P4TP4ВНИ=1,7МПаP4T для труб «Д» - 7 по таблице 4 инструкции равно 31,3 МПа. P4ВНИ на глубине 475 м определяем по эпюру P4ВНИZ или по формуле:PВНИZ=PВНИУ+PВНИh−PВНИУh×Z=14,4МПаПятую секцию подбирают из более прочных труб (на группу прочности или 1 мм больше по толщине стенки) на страгивание. Например, «Д» - 7 ,7 сP5CTP= 774 кН.Длина пятой секции определяется:l5=1q5×P5СТРnСТР−Q1−4=183мВес пятой секцииQ5=q5×l5=55кHВес пяти секций:Q1−5=Q1−5+Q5=520кHДля завершения колонны не хватает: 475 -183 = 292 м.Определяется запас прочности труб пятой секции на внутренне давление у «головы» пятой секции, т.е. на глубине 292 мn2=P5TP5ВНИ=1,93МПаP5T для труб «Д» - 7,7 по таблице 4 инструкции равно 34,3 МПа. P5ВНИ на глубине 292 м определяем по эпюру P5ВНИZ или по формуле:PВНИZ=PВНИУ+PВНИh−PВНИУh×Z=15,7МПаШестую секцию выбирают из более прочных труб. Например «Д» - 8,5 с P6CTP=872 кН. Длина шестой секции определяется: l6=1q6×P6СТРnСТР−Q1−5=197мВес шестой секции:Q6=q6×l6=77кHВес шести секций:Q1−6=Q1−5+Q6=597кHДля завершения колонны не хватает: 292 - 197 = 95 м.Определяется запас прочности труб шестой секции на внутренне давление у «головы» шестой секции, т.е. на глубине 95 м.n2=P6TP6ВНИ=1,23МПаP6T для труб «Д» - 8,5 по таблице 4 инструкции равно 37,9 МПа. P6ВНИ на глубине 74м определяем по эпюру PВНИZ или по формуле:PВНИZ=PВНИУ+PВНИh−PВНИУh×Z=16,3МПаДля седьмой секции выбирают трубы «Е» - 6,5 с P7CTP = 931 кН, q7=0,226 кН/м Длина шестой секции определяется:l6=1q7×P7СТРnСТР−Q1−6=197мДля завершения колонны не хватает 95 м, следовательно, седьмая секция будет длиной l7=95 м.Вес седьмой секции:Q7=q7×l7=54кHВес семи секций:Q1−7=Q1−6+Q7=651кHОпределяется запас прочности труб седьмой секции на внутренне давление у «головы» седьмой секции, т е. на устье.n2=P7TP7ВНИ=2,02МПаP7T для труб «Е» - 6,5 по таблице 4 инструкции равно 42,9 МПа. P7ВНИ на устье скважины определяем по эпюру PВНИZ:P7ВНИ=PВНУ=18,1МПаЗАКЛЮЧЕНИЕПри помощи полученных параметров данных в таблице мы вычислили нагрузки, воздействующие на эксплуатационную колонну, внутреннее и внешнее давление, а также внутреннее и внешнее избыточное давление при опрессовке. В данной курсовой работе мы также рассчитали длину трубных секций и вычислили вес всей колонны.Данные полученные в результате расчета курсовой работы представлены в таблице 2Таблица 2 – расчетные параметры№ секцииГруппа прочности и толщина стенкиДлина секции, мВес секции, кHЗапас прочностиНа смятие, n1На внутр. Давление, n2На страгивание, n3Треб.Факт.Треб.Факт.Треб.Факт.123456789101К-8200561,151,201,157,34--2К-7775193--1,153,06--3Д-7,7334124--1,152,62--4Д-734192--1,152,01,151,155Д-7,718355--1,152,11,151,156Д-8,519777--1,152,181,151,157Е-6,59554--1,152,361,151,15Вся колонна1900651СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ1. Соловьёв ЕМ. Заканчивание скважин. М.: недра, 1979 2. Подгорнов В.М. Практикум по заканчиванию скважин. М.: Недра, 1984. 3. Булатов А.И. Формирование и работа цементного камня в скважине. М.: Недра, 1990. 4. Соловьёв Е.М. Задачник по заканчиванию скважин. М.: Недра, 1979. 5. Данюшевский B.C. и др. Справочное руководство по тампонажным материалам. М.: Недра, 1987. 6. Инструкция по расчёту обсадных колонн для нефтяных и газовых скважин. Руководящий документ. М., 1997. 7. Методические указания по курсу «Заканчивание скважин», Волостнов С.А., Пчёлкин В.Н., СамГТУ, 1999.