Зозуля Г.П., Герасимов Г.Т. и др. Капитальный ремонт скважин. Часть 2

Подождите немного. Документ загружается.

МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ

государственное образовательное учреждение высшего профессионального образования

«ТЮМЕНСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ

НЕФТЕГАЗОВЫЙ УНИВЕРСИТЕТ»

МЕТОДИЧЕСКИЕ УКАЗАНИЯ

и контрольные задания к практическим занятиям

и самостоятельной работе по дисциплине

«Капитальный ремонт скважин»

для студентов специальности

090800 «Бурение нефтяных и газовых скважин» и

специализации 090803«Капитальный ремонт скважин»

очной и заочной форм обучения. Часть II.

Тюмень 2002

Утверждено редакционно-издательским советом

государственное образовательное учреждение высшего профессионального образования

«Тюменский государственный нефтегазовый университет»

Составители: Зозуля Г.П., д.т.н., профессор

Герасимов Г.Т., к.т.н., доцент

Шенбергер В.М., к.т.н., доцент

Листак М.В., ассистент

2002

2.3 Газлифт и его расчёт

Обычно газлифтный способ эксплуатации применяют, когда пла-

стовой энергии недостаточно для подъема жидкости из пласта на поверх-

ность и естественное фонтанирование скважины прекратилось. При газ-

лифтном способе эксплуатации, газ, поступающий с поверхности, вводится

в поток пластовой жидкости. При этом плотность газожидкостной смеси

уменьшается и давление

на кровле нефтяного пласта оказывается доста-

точным не только для обеспечения заранее выбранного отбора жидкости,

но и для создания на устье необходимого напора для транспортировки

продукции до сборного пункта.

Основными достоинствами газлифтного способа являются:

1. Простота конструкции оборудования; в скважину не спускаются

трущиеся, а, следовательно, и быстроизнашивающиеся механизмы;

2. Расположение всего

оборудования на поверхности и доступность

его для обслуживания;

3. Возможность отбора больших количеств жидкости;

4. Простота регулирования дебита скважин;

5. Возможность предупреждения пробкообразования в процессе

эксплуатации;

Для извлечения определенного количества жидкости необходимо

рассчитать:

• Длину подъемника;

• Наивыгоднейший диаметр труб;

• Наиболее выгодное количество нагнетаемого рабочего агента.

Для максимального

отбора жидкости необходимо создать, возмож-

но, меньшее давление на забой. Исходя, из этого глубина спуска компрес-

сорных труб должна быть максимальной. Однако спускать трубы до забоя,

т.е. до нижних отверстий фильтра и ниже в зумпф, нельзя, так как газ, на-

гнетаемый, в кольцевое пространство между обсадной колонной и НКТ

будет

препятствовать притоку жидкости из пласта в скважину. Поэтому

рекомендуется спускать НКТ до верхних отверстий фильтра и даже не-

сколько выше их. Длина подъемника определяется по формуле:

РP

1заб

⋅

−

−=

(50)

где Р

– давление у башмака, МПа.

1ж1

hgР

⋅

(51)

где

−

плотность жидкости в колонне, кг/м

;

−

h расстояние от статического уровня до башмака НКТ или

рабочего клапана, м.

Находим внутренний диаметр труб подъемника

у1жу1

РРLg

РР

400d

+−⋅⋅−

⋅

(52)

где

−

Р устьевое давление, МПа;

−Q проектный дебит скважины по жидкости, м

/с.

Удельный расход газа рассчитываем по формуле:

)

(lg)РР(d

)РРLg(L388,0

у1

5.0

у1ж

⋅⋅−⋅

−

⋅

(53)

Так как при запуске скважины уровень жидкости не доходит до

устья скважины, то пусковое давление для однорядного подъемника с по-

дачей газа по НКТ определяется по формуле:

ж1пуск

ghР

−

⋅⋅⋅=

(54)

где

−D

внутренний диаметр эксплуатационной колонны, м;

−d условный диаметр подъемных труб, м.

Произведем расчет газлифтного способа эксплуатации скважины ис-

пользуя формулы (50 - 54) и исходные данные таблица 7.

Длина подъемных труб:

1252

81,9900

10)2,130,27(

2815L

⋅

⋅−

−=

где давление у башмака определяется как

2,13150081,9900Р

⋅

= МПа

Таблица 7 - Исходные данные для расчета газлифта.

Параметр Величина Ед. измер.

Расстояние статического уровня до башмака НКТ

Плотность жидкости в колонне

Внутренний диаметр эксплуатационной колонны

Условный диаметр подъемных труб

Устьевое давление

Проектный дебит скважины по жидкости

Глубина скважины до верхних отверстий фильтра

Давление на забое скважины

1500

900

0,152

0,048

2,5

2815

27,0

кг/м

МПа

т/сут

МПа

Находим внутренний диаметр труб подъемника

0403,0

105,2102,13125281,9900

1296000

10)5,22,13(

1252900

400d

666

⋅+⋅−⋅⋅

⋅

⋅−

⋅

= м

Для полученного значения внутреннего диаметра труб подъемника

принимаем трубы НКТ диаметром 48 мм с толщиной стенки 4,0 мм.

Удельный расход газа рассчитываем по формуле:

107

)

105,2

102,13

lg()105,2102,13(0403,0

)105,2102,13125281,9900(1252388,0

665.0

⋅

⋅⋅−⋅⋅

⋅+⋅−⋅⋅⋅⋅

При этом значение пускового давления составит:

25,14

0403,0152,0

152,0

81,99001500Р

пуск

−

⋅⋅⋅= МПа

2.4 Выбор и расчёт НКТ, в том числе «гибких» НКТ

1 Предельные осевые растягивающие нагрузки, при которых в резь-

бовом соединении гладких труб по ГОСТ 633-80 напряжения достигают

текучести Q

стр

(Н), определяют по формуле, при этом за расчетное прини-

мают сечение по основной плоскости резьбы

()

ϕαη

+⋅+

⋅

ctg

ср

тср

стр

, (55)

где D

ср

– средний диаметр сечения про впадине первого полного витка

(в основной плоскости), м

ср

= D - 2h - b;

D – наружный диаметр трубы, м;

h – глубина резьбы, м;

b – толщина стенки по впадине того же витка резьбы, м;

– предел текучести материала труб, Па;

η – коэффициент разгрузки, η= b/(S+b);

S – толщина стенки трубы, м;

l – длина резьбы с полным профилем (до основной плоскости), м;

α – угол между опорной поверхностью резьбы и осью трубы,

равный 60˚;

β – угол трения, принимаемый в расчетах равным 7˚.

Предельное растягивающее усилие Q

(Н), при котором в теле труб с

высаженными наружу концами и безмуфтовых труб с высаженными нару-

жу концами (НКБ) по ГОСТ 633 – 80 возникает напряжение, равное преде-

лу текучести, определяют по формуле

= π D S σ

; (56)

где D – наружный диаметр трубы, м;

S – толщина стенки трубы, м;

–

предел текучести материала труб, Па.

Внутреннее избыточное давление Р

(Па), при котором наибольшее

напряжение в трубах достигает предела текучести, определяют по формуле

875,0Р

⋅

= , (57)

где 0,875 – коэффициент, учитывающий разность сечения трубы;

D – наружный диаметр трубы, м;

S – толщина стенки трубы, м;

– предел текучести материала, Па.

Наружное избыточное давление Р

кр

(Па), при котором наибольшее

напряжение в трубе достигают предела текучести, определяют по форму-

ле:

⎪

⎭

⎪

⎬

⎫

⎪

⎩

⎪

⎨

⎧

−

⎥

⎦

⎤

⎢

⎣

⎡

⎟

⎠

⎞

⎜

⎝

⎛

++−

−

⎟

⎠

⎞

⎜

⎝

⎛

⋅=

р0

0р

min

00р

minкр

ЕК4

minК2

е3

1ЕК

К2

е3

1ЕК

K1,1Р

σρ

ρσ

(58)

где К

min

/D; К

/D; Е=2,1

Па (для стали);

min

; е=2(a-b)/(a+b);

min

=0,875

⎥

⎦

⎤

⎢

⎣

⎡

⎟

⎠

⎞

⎜

⎝

⎛

⋅+

⋅−

⋅⋅= 67,0

01,01

5,0SS

(59)

где е – овальность;

a, b – большая и малая ось овала;

μ – отрицательный допуск на массу трубы, м

λ – положительный допуск на наружный диаметр, %.

Пример расчёта.

1 Предельные осевые растягивающие нагрузки (Q

стр

Рассчитаем диаметр средний:

СР

= 0,073 – 2

0,002 – 0,0035 = 0,0655 м

)760(ctg

05,02

0655,0

19,01

103870035,00655,014,3

стр

°+°⋅

⋅

⋅⋅⋅⋅

= кН

2 Предельные растягивающее усилие Q

= 3,14· 0,073· 0,005·387=0,44·10

Па.

3. Внутреннее избыточное давление Р

073,0

10387005,02

875,0Р

⋅⋅⋅

= МПа;

4. Наружное избыточное давление Р

кр

=322 МПа; S

min

= 0,875·0,005 = 0,0048; K

min

= 0,004/0,073 = 0,066;

= 0,0009/0,073 = 0,0759; ρ

= 0,0009/0,004 = 1,155; S

= 0,00554.

}

5,5110387155,10759,0101,24

066,0155,12

192,03

1155,10759,0101,210387

066,0155,12

192,03

1155,10759,0101,210387066,01,1Р

624

2116

КР

=⋅⋅⋅⋅⋅⋅−

−

⎟

⎠

⎞

⎜

⎝

⎛

⎟

⎠

⎞

⎜

⎝

⎛

⋅⋅

⋅

+⋅⋅⋅⋅+⋅−

−

⎩

⎨

⎧

⎟

⎠

⎞

⎜

⎝

⎛

⋅⋅

⋅

+⋅⋅⋅+⋅⋅=

Результаты расчета НКТ 73

5,5:

СТР

= 0,29

Па; Q

= 0,44

Па; P

= 46 МПа; P

КР

= 51,5 МПа.

3 ПРОЕКТИРОВАНИЕ КОНСТРУКЦИИ СКВАЖИН, ВОС-

ССТАНАВЛИВАЕМЫХ МЕТОДОМ ЗАРЕЗКИ И БУРЕНИЯ ВТОРО-

ГО СТВОЛА.

Конструкция скважины определяется, исходя из диаметра колонны,

в которой будет производится работа.

Проектирование начинают с выбора диаметра долота, выбор кото-

рого обуславливается следующим.

1. Диаметром колонны, в которой будут производиться работы по

зарезке и бурению второго

ствола.

2. Зазором между колонной и долотом.

Зазор выбирают с таким расчетом, чтобы долото могло свободно

проходить внутри колонны, в которой будут производиться работы. Диа-

метр долота, которым предстоит бурить второй ствол под эксплуатацион-

ную колонну или (хвостовик), определяют по формуле:

⋅

−

= 2DD

нд

(60)

где D

= наружный диаметр колонны, в которой будут производиться

работы;

- зазор между наружным диаметром колонны и долотом (взятый с

учетом возможной максимальной толщины стенки труб).

Зазор

принимают равным 14-15мм.

После выбора долота определяют диаметр колонны, спускаемой в

пробуренный ствол, по формуле:

1дк

2Dd

⋅

−= (61)

где

- зазор между стенкой скважины (диаметр которой условно

принят равным диаметру долота) и наружным диаметром

спускаемой колонны (таблица 8).

Таблица 8 - Рекомендуемые зазоры

Диаметр долота, мм 97 118 140 190 214 243 269

Зазор, мм 12 14,5 13 22 34 37,5 50,5

Проектирование конструкции скважины заканчивается сравнением

наружного диаметра спускаемой колонны и колонны, в которой произво-

дились работы. При этом необходимо соблюдение следующего условия:

2kн

≥− (62)

Рекомендованные зазоры

, полученные на основании исследования

фактического материала приведены в таблице 9.

Таблица 9 - Рекомендуемые зазоры

Наружный диаметр колонны, мм

102 114 146 168 219 273 299 325

Зазор, мм

12 41 57 54 73 105 131 157

После выбора и уточнения конструкции скважины необходимо по-

добрать режущий инструмент для вскрытия « окна » в колонне.

Размеры «окна» должны быть такими, чтобы спускаемые долота,

колонна, геофизическая аппаратура и т.д., свободно проходили через него

в процессе работы. Максимальный диаметр райбера определяют по фор-

муле:

32DD

др

мм (63)

Далее выбирают размер отклонителя. Перед спуском отклонителя

колонна, в которой производятся работы по зарезке и бурению второго

ствола обследуется специальным направлением (шаблоном), диаметр и

длину которого определяют по формулам:

43DD

0ш

= мм (64)

32LL

0ш

+= м (65)

где D

- наибольший диаметр от спускаемого отклонителя, мм;

- длина спускаемого отклонителя, м

ЗАДАЧА:

Необходимо обосновать конструкцию скважины, восстанавливае-

мой методом зарезки и бурения второго ствола, используя данные таблиц 8

и 9.

Скважина имеет следующую конструкцию:

610 –мм направление спущено на глубину 5 м.

416 - мм кондуктор - 450 метров (подъем цемента до устья);

273-мм техническая колонна-1800 м (подъем цемента до глубины 600 м);

168-мм эксплутационная колонна спущена на глубину 2680 метров ( подъ-

ем цемента до глубины 1700 м );

Зарезку и бурение второго ствола намечено произвести с глубины

1860 метров до 2680 метров.

Требуется определить:

1. Диаметр долота, которым производится бурение второго ствола по

формуле:

140142168D

⋅

−

= мм

Что соответствует диаметру долота 140 мм

2. Диаметр спускаемой колоны (хвостовика). Величину

берем из

таблицы 8.

114132140d

⋅

−

= мм

Что соответствует колонне диаметром 114,3 мм. Зазор

составит:

= 168 – 114 = 54 мм

что согласно данным таблице 9 , находиться в допустимых пределах

3. Диаметр райбера, определяется по формуле (4):

1422140D

= мм

который соответствует технической характеристике применяемых райбе-

ров для вскрытия окна в 168 мм колоннах. На основании расчетов выбира-

ем отклонитель типа ОЗС 1-186, максимальный диаметр которого равен

136 мм, а составляет 4,6м.

4. Диаметр шаблона определим по формуле:

1393136D

5. Длину шаблона определим по формуле

6,736,4L

= м

Длину шаблона (направления) принимаем равным 7,5 м, таким об-

разом, после зарезке и бурения 2 ствола конструкция скважин измениться

следующим образом 114 мм «хвостовик» будет спущен в пробуренный но-

вый ствол на глубину 2680 м с установкой воронки на глубине 1825 м и

подъемом цемента до воронки.

Если выбранный диаметр хвостовика114-мм не удовлетворят

усло-

виям эксплуатации то в этом случае там, где возможно, необходимо из-

влечь 168-мм эксплуатационную колонну с максимально возможной глу-