Разработка Астраханского газоконденсатного месторождения (стр. 4 из 8)

Колонна спускается одной секцией и цементируется на всю длину до устья.

Эксплуатационная колона спускается на глубину 4100 м с целью перекрытия сакмаро-артинских и каменноугольных отложений для опробования объектов продуктивной части разреза, определения оптимальных параметров работы скважины и в дальнейшем – для эксплуатации газоконденсатной залежи башкирского яруса. В соответствии с проектом опытно-промышленной эксплуатации месторождения (6) оптимальный диаметр эксплуатационной колонны является диаметр обсадных труб 177,8 мм.

Спуск колонны проектируется одной секцией с подъемом цемента до устья. Цементирование колонны осуществить в две стадии с установкой двухступенчатой муфты на глубине 3750 м.

Примечание: Глубины спуска промежуточных и эксплуатационных колонн уточняется после проведения геофизических исследований.

3. Осложнения в процессе бурения скважин

Таблица 3. Поглощение бурового раствора

Таблица 4. Нефтегазоводопроявления

Таблица 5. Обсыпи и обвалы стенок скважины

Таблица 6. Текучие породы

Таблица 7. Прихватоопасные зоны

Таблица 8. Прочие возможные осложнения

4. Расчет обсадных колонн

К обсадным трубам, используемых для строительства эксплуатационных скважин на Астраханском газоконденсатном месторождении, вследствие особо сложных геологических условий бурения в эксплуатации, предъявляются повышенные требования.

Определяющим фактором при выборе типа обсадных труб для 2 промежуточной колонны следует считать высокую коррозионную способность газообразных продуктов эксплуатационных объектов.

Для промежуточной колонны Ø244,5 мм, согласно «Протокола технического совещания по рассмотрению конструкции скважин на Астраханском ГКМ» от 8 июля 1982 года, утвержденном заместителем Министра газовой промышленности т. М.И. Агапчевым 19 июля 1982 года, используются импортные трубы марки SM-95ТS или NT-95HS и трубы марки SM-90SS-И, как наиболее устойчивые к сероводородной агрессии.

Так как эксплуатационная колонна будет подвергаться аномально высокому давлению газа с большим содержанием сероводорода, она компонуется импортными трубами марки SM-90SS.

Для 2 промежуточной колонны могут быть приняты трубы с резьбой Батресс и тефлоновыми уплотнительными кольцами в нижней части, в верхней части – обсадные трубы с высоко герметичными резьбовыми соединениями VMA. Для эксплуатационной колонны необходимо применять обсадные трубы с резьбовым Батресс и тефлоновыми кольцами. Такие трубы выпускаются под шифром ”super”.

С целью предупреждения истирания технических обсадных колонн и потеря из прочностных характеристик на бурильные трубы устанавливаются кольца Бетиса. После спуска обсадных колонн производится центрирование вышки.

Трубы по ГОСТ 632-64 подбираются согласно номенклатуре обсадных труб, выпускаемых отечественной промышленностью. Расчет обсадных колонн ведем согласно «Инструкции по расчету обсадных колонн для нефтяных и газовых скважин» технологического регламента к расчету обсадных колонн для эксплуатационных скважин на АГКМ (11).

Направление 630 м.

Глубина спуска 50м

ГОСТ10706-63

Принимаем трубы с толщиной стенки 9 мм.

Вес 1 п.м. трубы 0,138 т

Общий вес направления Q=0,138х50=6,9 т.

кондуктов Ø 426 мм

Глубина спуска400м

ГОСТ632-64

Кондуктор рассчитываемы на сминающее давление и страгивающие нагрузки. На внутреннее давление колонну не рассчитываем, так как при бурении нижнего интервала отсутствует высоконапорные горизонты.

а) определяем избыточное наружное давление

(1)

Этому давлению соответствует трубы группы прочности «Д» овальность 0,015 с толщиной стенки σ=12 мм., для которых P кр.см. = 54 кгс/см². Запас прочности на смятие будет равен:

Для 2 секции берем трубы группы прочности Д с толщиной стенки 10 мм., для которых Ркр.см. = 34 кгс/см². С учетом запаса прочности эти трубы могут быть спущены на глубину 375 м. тогда длина 1 секции l1=400-375 м=25 м.

Вес Q₁=126,3x25=3157 кг. Длину 2 секции определим из расчета на страгивание : L2=275 м. Q=106,5х275 = 29287 кгс.

Коэффициент запаса прочности на растяжение:

, что достаточно

В целях предупреждения протирания колонны у устья устанавливаются 100 м труб с толщиной стенки σ=12 мм.

Проверим на страгивание:

, что достаточно.

Таблица 9. Кондуктор 426 мм

№ секции	Интервал, м	Длина секции, м	Группа прочности	Толщина стенки, мм.	Коэффициент на		Вес секции
					Смятие	Страгиван
1	400-375	25	Д	12	1, 45	-	3157
2	375-100	275	Д	10	-	7, 7	29287
3	100-0	100	Д	12	-	7, 09	12630
							45074

Расчет промежуточной колонны

Ø324 мм – 2000 м

1 секция – 2000-1100 м

Для первой секции определим по формуле 2.

Рниz =0,1(γ_ц-γ_о)(1-к)(x₀-l₀) (2)

Pни2000 = 0,1(1, 81-1, 27)(1-0, 35)х2000=70, 2 кгс/см²

Pни1700 = 0,1(1, 81-1, 27)(1-0, 35)х1700=59, 7 кгс/см²

Pни1100 = 0,1(1, 81-1, 27)(1-0, 35)х1100=17, 8 кгс/см²

2 секция – 1100 – 0 м.

Для второй секции определим по формуле 3 с учетом разгрузки в зацементированных зонах:

Рниl =0,1(γ_ц-γ_о)xz (3)

Рни1100=0,1(1,81-1,27)(1-0,35)x1100=38,6 кгс/см²

Рни800=0,1(1,81-1,27)(1-0,35)x800=28,0 кгс/см²

Рни800=0,1(1,52-1,27)(1-0,35)x1100=13,0 кгс/см²

Рни0=0

Внутренние избыточные давления

Для первой секции (2000-1300 м.) определяем по формуле 4 с учетом пластового давления:

Рви=Рон+0, 1*γж*z-Рплz (4)

Рплz=1, 2х200=240 ккгс/см² – на глубине 2000 м.

Рплz=1,2х110=132 кгс/см² – на глубине 1100 м.

Рви2000=60+0, 1х1, 27х2000-240=74 кгс/см²

Рви1100=60+0, 1х1, 27х1100-240=67, 7 кгс/см²

Для второй секции (1100-0 м) определяем по формуле 5:

Рвцl={1.1Рн-0,1[γ_ц-γ_ж]-(γ_ц-γ_р)l₁}(1-k) (5)

Py1100=Pплц/l^s, где S=0,1х10^-3(l-z)=0,1х10^-3х1, 121х1100=0, 133

Ру = 132/l 0,133=132/1, 142=116 кгс/см²

Рви1100=1, 1х116-0.1(1, 81-1, 27)х1100х0, 65=44.3 кгс/см³

Ру800=96/l 0,0969=96/1,1=87,2 кгс/см²

S =0,1х10^-3х1,212х800=0,0969

Рви 800=[1.1х87.2-0.1(1.81-1.27)х800]0.65=34.3 кгс/см²

Рви 800=[1.1х87.2-0.1(1.52-1.27)х800]0.65=49.4 кгс/см²

При проявлении скважины давление на устье составит:

Рви=639-0.1х1.27х3850=150 кгс/см²

Расчет 324 мм колонны

1 секция (2000-1100 м)

=70,2 кгс/см². Этому давлению соответствуют трубы группы прочности Д с σ=12 мм, для которых Р_кр.см = 105 кгс/см² овальность 0, 015.

Для 2 секции принимаем трубы с σ=10 м м группы прочности Д, Р_кр.см =68 кгс/см². По эпюре этому давлению соответствует глубина L₁ = 1930 м.

Следовательно, длина 1-й секции:

L₁ = 2000-1930=70м.

Все 1 секции:

Q1=95,3х70=6671 кг.

Проверим запас прочности на внутреннее давление, по эпюре давление на этой глубине P_ви = 74кгс/см².

n₂ = 246/74 =3.32, что достаточно

n₁ = 105/70, 2 =1, 49>(п1)

Запас прочности по внутреннему избыточному давлению для труб с σ = 10 м на глубине 1100 м. составит:

n₂ = 205/67, 7 =3.03, что достаточно

n₂ = 68/17, 8 =3.82, что достаточно

следовательно, длину второй секции можно принять:

l₂ = 1930-1100=830 м.

Q₂=80, 3х830=666649 кг.

II секция (1100-0 м.)

Поскольку наружное давление выше глубины 1300 м. незначительно, то следующие секции подбираем из расчета на внутреннее давление.

Длину 1 секции принимаем

L=50 м., с σ=10 мм.

Вес секции: Q₁ = 80, 3*50=4015 кг.

n2=205/44, 3=4, 62>(n2)

для 2 секции принимаем трубы с σ=12 мм.

п₂ = 246/150=1, 64 >(п₂)

тогда длина 2 секции труб

l₂ = 1100-50=1050 м.

все 2 секции труб

Q₂= 95, 3*1050=100065 кг.

Таблица 10. Конструкция 324 мм колонны

№	Интервал, м	Длина секции, м	Группа прочности	Толщина стенки, мм	Запасы прочности		Вес секции
					На смятие	На внутреннее давление
1 секция 2000-1100 м.
1	2000-1930	70	Д	12	1, 49	3, 32	6671
2	1930-1100	830	Д	10	3, 82	3, 03	66649
2 секция 1100-0 м.
1	1100-1050	50	Д	10	-	4, 62	4015
2	1050-0	1050	Д	12	-	1, 64	100065
							1777400

Расчет 2 промежуточной колонны 244,5 м.

Исходные данные:

Глубина, м.: L=3850, h=0

Удельный вес, гс/см³: γ_ж=1,0, γ_к=1, 74

γ_ц=1, 9 в интервале 200-3850 м.

γ_ц=1, 87 в интервале 0-2000 м.

Относительная плотность газа по возрасту γ=1,212.

Пластовое давление на глубине 3850 м. Р_пл = 639 кгс/см²