Файл: Строительство наклоннонаправленной эксплуатационной скважины 12 на площади СевероПрибрежная.rtf

Основные нагрузки рассчитываются для периода, когда они достигают максимального значения.

Осевые растягивающие нагрузки от сил собственного веса достигают максимального значения в конце спуска колонны. Наружные избыточные давления достигают максимального значения в конце эксплуатации скважины. Внутренние избыточные давления достигают максимального значения в период опрессовки обсадной колонны.
2.4.1.3 Расчёт наружных избыточных давлений

На обсадные колонны скважины действует давление со стороны кольцевого пространства, называемое Р_Н (наружное давление) и действует давление внутри колонны Р_В (внутреннее давление), разность этих давлений составляет Р_НИ. Наружные избыточные давления рассчитываются для характерных точек по глубине скважины (устье, уровень цементного раствора за колонной, уровень жидкости в колонне, забой скважины). По расчетным точкам строится эпюра наружных избыточных давлений. В разные периоды времени наружное избыточное давление достигает наибольших значений. Р_НИ = Р_Н - Р_В; Р_НИ Þ max. Имеются три таких случая:

1 случай: При цементировании в конце продавки нормального тампонажного раствора и снятом на устье давлении;

случай: При цементировании в конце продавки облегченного тампонажного раствора и снятом на устье давлении;

случай: При снижении уровня жидкости в колонне (при вызове притока флюида).

Рассмотрим первый случай, который встречается в период цементирования в конце продавки нормального тампонажного раствора.

Рисунок 2.5 Конец продавки нормального тампонажного раствора со снятым давлением на устье

Точка 1 ® устье скважины
Р_НИ

---

= Р_Н - Р_В;

Р_Н = 0 МПа; Р_В = 0 МПа;

Р_НИ = 0 МПа.
Точка 2 ® уровень НТР за колонной
Р_НИ = Р_Н - Р_В;

Р_Н = 10^-6 ·g·Н₁·ρ_БР; Р_Н = 10^-6·9,81·1850·1080 = 27,727 МПа;

Р_В = 10^-6 ·g·Н₁·ρ_ПЖ; Р_В =10^-6·9,81·1850·1080 = 27,727 МПа;

Р_НИ = 27,727 - 27,727 = 0 МПа.
Точка 3 ® забой скважины
Р_НИ = Р_Н - Р_В;

Р_Н =10^-6·g·(Н₁·ρ_БР

---

+ (Н-Н₁)·ρ_НТР);

Р_В = 10^-6·g·Н·ρ_ПЖ;

Р_Н =10^-6·9,81·(2617·1080+(3300-2617)·1910) = 40,524 МПа;

Р_В = 10^-6·9,81·3300·1080 = 34,963 МПа;

Р_НИ = 40,524 - 34,963 = 5,561 МПа.
Рассмотрим второй случай, который встречается в период цементирования в конце продавки облегченного тампонажного раствора.


Рисунок 2.6 - Конец продавки облегченного тампонажного раствора со снятым давлением на устье.
Точка 1 ® устье скважины
Р_НИ = Р_Н - Р_В;

Р_Н = 0 МПа; Р_В = 0 МПа;

Р_НИ = 0 МПа.
Точка 2 ® уровень ОТР за колонной
Р_НИ = Р_Н - Р_В;

Р_Н = 10^-6 ·g·Н₁·ρ_БР; Р_Н = 10^-6

---

·9,81·400·1080 = 4,238 МПа;

Р_В = 10^-6 ·g·Н₁·ρ_ПЖ; Р_В =10^-6·9,81·400·1080 = 4,238 МПа;

Р_НИ = 4,238 - 4,238 = 0 МПа.

Точка 3 ® граница двух ТР
Р_НИ = Р_Н - Р_В;

Р_Н = 10^-6·g·(Н₁·ρ_БР + (Н₂-Н₁)·ρ_ОТР);

Р_В = 10^-6·g·Н₂·ρ_ПЖ;

Р_Н =10^-6·9,81·(400·1080 + (2617-400)·1500) = 36,861 МПа;

Р_В = 10^-6·9,8·2617·1080 = 27,727 МПа;

Р_НИ =36,861 - 27,727 = 9,134 МПа.
Точка 4 ® забой скважины
Р_НИ = Р_Н - Р_В;

Р_Н

---

=10^-6·g·(Н₁·ρ_БР + (Н₂-Н₁)·ρ_ОТР + (Н-Н₂)·ρ_ЦКН·(1-К));

Р_В = 10^-6·g·Н·ρ_ПЖ;

Р_Н=10^-6·9,81·(400·1080+(2617-400)·1500+(3300-2617)·1910·(1-0,25))= 46,459МПа;

Р_В = 10^-6·9,81·3300·1080 = 34,963 МПа;

Р_НИ = 46,459 - 34,963 = 11,496 МПа.
Рассмотрим третий случай, характерный для снижения уровня жидкости в колонне (при вызове притока флюида).

Рисунок 2.7 - Снижение уровня жидкости в колонне

Точка 1 ® устье скважины
Р_НИ = Р_Н - Р_В;

Р_Н = 0; Р_В = 0;

Р_НИ = 0.
Точка 2 ® уровень ЦКО за колонной
Р_НИ = Р_Н - Р_В;

Р_Н = 10^-6 ·g·Н

---