Крепление испытание и освоение нефтяных и газовых скважин

щадь), предприятие – пользователь недр, дата ликвидации скважины.

При консервации и ликвидации скважин на месторождениях с высоким содержанием сероводорода должны выполняться следующие дополнительные требования:

1. При консервации скважина заполняется раствором, обработанным нейтрализатором. Над интервалом перфорации должен быть установлен цементный мост высотой не менее 100 м. Лифтовая колонна НКТ должна быть приподнята над

ограждено, на ограждении установлена металлическая табличка, на которой кроме общих сведений делается надпись «Опасно, сероводород!».

271

4.При ликвидации скважин (с эксплуатационной колонной или без нее) продуктивный пласт должен перекрываться цементным мостом по всей его мощности и на 100 м выше кровли. Если эксплуатационная колонна в ликвидированную скважину не спущена, то в башмаке последней промежуточной колонны дополнительно должен устанавливаться цементный мост высотой не менее 100 м.

5.При наличии стыковочных устройств в последней спущенной в скважину колонне (эксплуатационной или промежуточной) в интервале стыковки секций должен быть установлен цементный мост на 50 м ниже и выше места стыковки.

6.Перед каждой установкой цементного моста скважина должна быть заполнена буровым раствором, обработанным нейтрализатором. Плотность такого раствора должна соответствовать плотности раствора, используемого при вскрытии сероводородосодержащего пласта.

7.Тампонажный материал, используемый для установки мостов, должен быть коррозионностойким и соответствовать требованиям, предусмотренным рабочим проектом на строительство скважины для цементирования обсадных колонн

винтервалах пласта, содержащего сероводород.

8.По окончании ликвидационных работ устье скважины должно оборудоваться колонной головкой и задвижкой высокого давления в коррозионностойком исполнении, а также отводами для контроля давлений в трубном и межколонном пространствах. Вокруг устья скважины оборудуется площад-

ка размером 2 2 м с ограждением. На ограждении устанавливается металлическая табличка, на которой обозначается номер скважины, наименование месторождения, пользователь недр, дата окончания бурения, а также надпись «Опасно, сероводород!».

9. После проведения ликвидационных работ через месяц, 6 месяцев и далее (с периодичностью не реже одного раза в год) должен проводиться контроль давлений в трубном

272

и межколонном пространствах, а также контроль воздуха вокруг устья скважины и в близлежащих низинах на содержание сероводорода. Результаты замеров оформляются соответствующими актами.

11. ПРИМЕР РАСЧЕТА ЭКСПЛУАТАЦИОННОЙ КОЛОННЫ И ЕЕ ЦЕМЕНТИРОВАНИЯ

11.1.Исходные данные

1.Назначение скважины – эксплуатационная, для добычи нефти.

2.Профиль скважины – вертикальная.

3.Глубина скважины, длина эксплуатационной колон-

ны Н = 2800 м.

4.Диаметр долота при бурении под эксплуатационную колонну Dд = 219,9 мм.

5.Коэффициент уширения ствола скважины = 1,05.

Но = 1000 м.

8. Внутренний диаметр предыдущей колонны D в =

=225 мм.

9.Цементирование эксплуатационной колонны производится до устья, h = 0.

10.Высота цементного стакана в эксплуатационной колонне hcт = 10 м.

11.Верхняя часть колонны цементируется облегченным цементным раствором, нижняя – цементным раствором нормальной плотности. Глубина смены цементных растворов

Нц = 2500 м.

12. Время загустевания цементных растворов Тн.з =

=100 мин.

13.Глубина залегания продуктивного пласта (середина)

Нпл = 2750 м.

273

14.Толщина пласта hпл = 50 м.

15.Пластовое давление Рпл = 32 МПа.

16.Давление ГРП продуктивного пласта РГРП = 64 МПа.

17.Наиболее слабый пласт по ГРП находится на глуби-

не 1800 м, РГРП = 40 МПа.

18.Плотности:

–бурового раствора р – 1240 кг/м3;

–облегченного цементного раствора о.ц.р = 1640 кг/м3;

– цементного раствора нормальной плотности ц.р =

=1850 кг/м3;

–продавочной жидкости пр = 1240 кг/м3;

–буферной жидкости б.ж = 1020 кг/м3;

–нефти в начале эксплуатации н.н = 850 кг/м3;

–нефти (отбираемой жидкости) в конце эксплуатации

н = 930 кг/м3;

– жидкости, заполняющей поры цементного камня,

гс = 1100 кг/м3;

–опрессовочной жидкости о.ж = 1020 кг/м3;

–жидкости в колонне при испытании ее на герметич-

ность снижением уровня ж = 1020 кг/м3.

19.Глубина снижения уровня жидкости при испытании колонны на герметичность Ну.г = 1000 м.

20.Глубина снижения уровня жидкости в колонне

вконце эксплуатации Ну.к = 1900 м.

11.2.Расчет эксплуатационной колонны

11.2.1. Расчет колонны на избыточные наружные давления

Расчет эксплуатационной колонны на избыточные наружные (сминающие) давления проводят для следующих моментов времени:

– при окончании процесса цементирования;

274

–при снижении уровня жидкости в колонне в процессе освоения скважины или в ходе испытания ее на герметичность в один прием без пакера;

–при окончании эксплуатации скважины.

Рассчитаем избыточное наружное давление в момент окончания цементирования обсадной колонны для харатерных глубин:

– у устья скважины (Z = 0):

Рн.и.о = Рн.о Рв.о = 0;

– у башмака предыдущей колонны (Z = Но):

Рн.и = 10–6g( ц.р пр)Но = 10–6·10(1650 – 1240)750 = 3,1 (МПа);

– на глубине смены цементных растворов (Z = Нц):

Рн.и = 10–6g( о.ц.р пр)Нц =

=10–6 10(1650 – 1240)2500 = 10,3 (МПа);

–у башмака эксплуатационной колонны (Z = Н):

Рн.и z = 10–6g ( о.ц.р пр)Нц + ( ц.р пр)(Н Нц) =

=10–610 (1650 – 1240)2500 + (1850 1240)(2800 2500) =

=11,5 (МПа).

По данным расчета строим эпюру избыточных наружных давлений (рис. 11.1, линия I).

Рассчитаем избыточное наружное давление в момент испытания эксплуатационной колонны на герметичность снижением уровня:

– у устья скважины (Z = 0):

Рн.и.о = Рн.о Рв.о = 0;

– у башмака предыдущей колонны (Z = Но):

Рн.и = 10–6g гс Но = 10–6 10 1100 750 = 8,3 (МПа);

275

– на уровне продуктивного пласта. Для этого сначала рассчитаем эквивалент градиента пластового давления ( пл):

пл = Рпл/0,01Нпл = 32/0,01 2750 = 1,16.

Поскольку пл 1,1, то наружное давление на колонну в интервале пласта принимается равным пластовому. Следовательно:

Рн.и = Pпл 10–6g ж(Нпл Hу.г) =

=32 – 10–6 1020(2750 1000) = 14,2 (МПа);

–на глубине уровня жидкости в колонне (Z = Ну.г):

По данным расчета строим эпюру избыточных наружных давлений на момент испытания колонны на герметичность снижением давления (рис. 11.1, линия II).

Рассчитаем избыточное наружное давление для конца эксплуатации скважины:

– у устья скважины (Z = 0):

Рн.и.о = Рн.о Рв.о = 0;

– у башмака предыдущей колонны (Z = Но):

Рн.и = 10–6g гсНо = 10–6 10 1100 750 = 8,3 (МПа);

– на глубине уровня жидкости в колонне (Z = Ну.к):

Рн.и = 10–6g гсНу.к = 10–6 10 1100 1900 = 20,9 (МПа);

– на забое скважины (Z = Н):

Рн.и Н = 10–6g гсН ж(Н Hу.к) =

= 10–6 · 10 1100 · 2800 930(2800 1900) = 22,4 (МПа).

276

Из построенных эпюр видно, что максимальное избыточное наружное давление имеет место для конца эксплуатации скважины.

На границах зоны эксплуатационного объекта (интервал пласта ±50 м) избыточное наружное давление имеют следующие значения:

–на глубине 2675 м – 22,2 МПа;

–на глубине 2800 м – 22,4 МПа.

Для зоны эксплуатационного объекта примем коэффициент запаса прочности на смятие равным 1,15, для остальной части колонны – 1,0. Тогда для границ зоны эксплуатационного объекта давления, которые должна выдерживать обсадная колонна, будут следующими:

–на глубине 2675 м – 22,2 · 1,15 = 25,5 МПа;

–на глубине 2800 м – 22,4 · 1,15 = 25,8 МПа.

На эпюре избыточных наружных давлений на конец эксплуатации скважины (рис. 11.1, линия III) на границе зоны эксплуатационного объекта откладываем полученные значения давлений и соединяем их прямыми линиями. Таким образом, мы получили эпюру давлений, которые должна выдерживать колонна с учетом нормированных коэффициентов запаса прочности на смятие. По этой эпюре графическим способом можно подбирать длины секций обсадных труб. Начинаем подбор снизу вверх. Сминающее давление в 25,8 МПа выдерживают трубы 168Д 10,6. Выше могут быть установлены менее прочные трубы 168Д 8,9, для которых сминающее давление равно 24,4 МПа. Максимальную глубину, на которой могут быть установлены эти трубы (низ второй секции), можно найти по точке пересечения линии, соответствующей сминающему давлению этих труб (24,4 МПа), и эпюры давлений, которые должна выдерживать колонна с учетом нормированных коэффициентов запаса прочности на смятие (рис. 11.1, линия III c учетом выступа). Точка пересечения получена на глубине 2675 м (верхняя гра-

278

ница зоны эксплуатационного объекта). Тогда длина первой секции составит 125 м.

Поскольку к низу второй секции приложена растягивающая нагрузка, равная весу первой секции, то следует уточнить величину сминающего давления для труб второй секции:

где Qp = qi li = 0,412 125 = 52,8 (кН);

Qт = т Fт = 380 10–6 0,0055 = 2090 (кН).

Так как величина сминающего давления для труб второй секции уменьшилась незначительно, а точка пересечения линии этого давления с эпюрой осталась на этой же глубине (2675 м), то длина первой секции не изменится и останется равной 125 м.

Третья секция может быть составлена из труб 168Д 7,3, для которых сминающее давление составляет 16,6 МПа [26]. Пересечение линии этого давления с эпюрой отмечается на глубине 1500 м. Тогда первоначальная длина второй секции составит 1175 м (2675–1500 м).

Уточним величину сминающего давления для труб

Qт = т Fт = 380 10–6 0,0045 = 1340 (кН).

Величина сминающего давления для труб третьей секции уменьшилась, точка пересечения линии этого давления с эпюрой находится глубине 1375 м. Тогда уточненная длина второй секции составит 1300 м (2675–1375 м). Длина третьей секции составит 1375 м. Результаты компоновки эксплуатационной колонны на смятие сводим в табл. 11.1.

279

Таблица 11.1

Компоновка эксплуатационной колонны из расчета на избыточное наружное давление

11.2.2. Расчет колонны на растяжение (страгивание)

Выбранную из расчета на избыточное наружное давление компоновку эксплуатационной колонны (см. табл. 11.1) необходимо проверить на осевые растягивающие нагрузки. Для этого последовательно (снизу вверх) для верха каждой секции рассчитывают коэффициент запаса прочности на растяжение (страгивание):

– для первой секции:

Следовательно, длина третьей секции должна быть перерасчитана из условия на страгивание:

280