Файл: Строительство наклоннонаправленной эксплуатационной скважины 12 на площади СевероПрибрежная.rtf
ВУЗ: Не указан
Категория: Не указан
Дисциплина: Не указана
Добавлен: 26.04.2024
Просмотров: 172
Скачиваний: 0
ВНИМАНИЕ! Если данный файл нарушает Ваши авторские права, то обязательно сообщите нам.
=10-6·9,81·(400·1080+(2617-400)·1500+(3300-2617)·1910·(1-0,25))=46,459 МПа.
РВИ = 57,927 - 46,459 = 11,468 МПа.
Рассмотрим третий случай высоких внутренних давлений, характерных для опрессовки скважины.
В соответствии с «Правилами безопасности в нефтяной и газовой промышленности» величина давления опрессовки РОП должна составлять:
РОП = 1,1·РУ, (2.61)
где: РУ - максимальное ожидаемое давление на устье.
Для поисковых скважин максимальное давление на устье возникает в момент испытания продуктивного горизонта при закрытом устье.
В любом случае, давление опрессовки РОП не должно быть ниже минимальных РОПМИН, то есть РОП ≥ РОПМИН, которые в инструкции по расчёту обсадных колонн даны в виде таблицы (для колонны диаметром 140 мм РОПМИН = 11,5 МПа)[19].
Максимальное ожидаемое давление на устье составляет 9,17 МПа.
РОП = 1,1´9,17 = 10,087 МПа.
РОП < РОПМИН следовательно принимаем РОП = 11,5 МПа.
Рисунок 2.10 - Опрессовка эксплуатационной колонны
Точка 1 ® устье скважины
РВИ = РВ - Р
Н;
РН = 0;
РВ = РОП;
РВИ = РОП; РВИ = 11,5 МПа.
Точка 2 ® уровень ОЦК за колонной
РВИ = РВ - РН;
РВ = РОП +10-6 ·g·Н1·ρПЖ;
РВ =11,5+10-6·9,81·400·1080 = 15,738 МПа;
РН = 10-6 ·g·Н1·ρБР;
РН = 10-6·9,81·400·1080 = 4,238 МПа;
РВИ = 15,738 - 4,238 = 11,5 МПа.
Точка 3 ® башмак кондуктора
РВИ = РВ - РН;
РВ = РОП +10-6·g·Н2·ρ
ПЖ;
РН = 10-6·g·(Н1·ρБР + (Н2-Н1)·ρПЛВ);
РВ = 11,5+10-6·9,81·700·1080 = 18,916 МПа;
РН =10-6·9,81·(400·1080 + 300·1010) = 7,21 МПа.
РВИ =18,916 - 7,21 = 11,706 МПа.
Точка 4 ® на границе двух ЦК
РВИ = РВ - РН;
РВ = РОП +10-6·g·Н3·ρПЖ;
РН = 10-6·g·(Н1·ρБР + (Н2-Н1)·ρПЛВ+(Н3-Н2)·ρЦКО·(1-К));
РВ = 11,5+10-6·9,81·2617·1080 = 39,227 МПа;
РН =10-6·9,81·(400·1080 + 300·1010+(2617-700)·1500·(1-0,25)) = 28,367 МПа.
РВИ = 39,227 - 28,367 = 10,86 МПа.
Точка 5 ® забой скважины
РВИ = РВ - РН;
РВ = РОП +10-6·g·Н·ρПЖ;
РН = 10-6·g·(Н1·ρБР + (Н2-Н1)·ρПЛВ+(Н3-Н2)·ρЦКО·(1-К)+(Н-Н3)· ρЦКН·(1-К));
РВ = 11,5+10-6·9,81·3300·1080 = 46,463 МПа;
РН=10-6·9,81·(400·1080+300·1010+(2617-700)·1500·(1-0,25)+(3300-2617)·1910·(1-0,25)) = 37,965 МПа.
РВИ = 46,463 - 37,965 = 8,498 МПа.
Из вышеприведённых расчётов можно сделать вывод, что наибольшие избыточные внутренние давления наблюдаются в конце продавки нормального и облегченного тампонажных растворов. Расчетные значения внутренних избыточных давлений сведены в таблице 2.13.
Таблица 2.13 - Внутренние избыточные давления
РВИ = 57,927 - 46,459 = 11,468 МПа.
Рассмотрим третий случай высоких внутренних давлений, характерных для опрессовки скважины.
В соответствии с «Правилами безопасности в нефтяной и газовой промышленности» величина давления опрессовки РОП должна составлять:
РОП = 1,1·РУ, (2.61)
где: РУ - максимальное ожидаемое давление на устье.
Для поисковых скважин максимальное давление на устье возникает в момент испытания продуктивного горизонта при закрытом устье.
В любом случае, давление опрессовки РОП не должно быть ниже минимальных РОПМИН, то есть РОП ≥ РОПМИН, которые в инструкции по расчёту обсадных колонн даны в виде таблицы (для колонны диаметром 140 мм РОПМИН = 11,5 МПа)[19].
Максимальное ожидаемое давление на устье составляет 9,17 МПа.
РОП = 1,1´9,17 = 10,087 МПа.
РОП < РОПМИН следовательно принимаем РОП = 11,5 МПа.
Рисунок 2.10 - Опрессовка эксплуатационной колонны
Точка 1 ® устье скважины
РВИ = РВ - Р
Н;
РН = 0;
РВ = РОП;
РВИ = РОП; РВИ = 11,5 МПа.
Точка 2 ® уровень ОЦК за колонной
РВИ = РВ - РН;
РВ = РОП +10-6 ·g·Н1·ρПЖ;
РВ =11,5+10-6·9,81·400·1080 = 15,738 МПа;
РН = 10-6 ·g·Н1·ρБР;
РН = 10-6·9,81·400·1080 = 4,238 МПа;
РВИ = 15,738 - 4,238 = 11,5 МПа.
Точка 3 ® башмак кондуктора
РВИ = РВ - РН;
РВ = РОП +10-6·g·Н2·ρ
ПЖ;
РН = 10-6·g·(Н1·ρБР + (Н2-Н1)·ρПЛВ);
РВ = 11,5+10-6·9,81·700·1080 = 18,916 МПа;
РН =10-6·9,81·(400·1080 + 300·1010) = 7,21 МПа.
РВИ =18,916 - 7,21 = 11,706 МПа.
Точка 4 ® на границе двух ЦК
РВИ = РВ - РН;
РВ = РОП +10-6·g·Н3·ρПЖ;
РН = 10-6·g·(Н1·ρБР + (Н2-Н1)·ρПЛВ+(Н3-Н2)·ρЦКО·(1-К));
РВ = 11,5+10-6·9,81·2617·1080 = 39,227 МПа;
РН =10-6·9,81·(400·1080 + 300·1010+(2617-700)·1500·(1-0,25)) = 28,367 МПа.
РВИ = 39,227 - 28,367 = 10,86 МПа.
Точка 5 ® забой скважины
РВИ = РВ - РН;
РВ = РОП +10-6·g·Н·ρПЖ;
РН = 10-6·g·(Н1·ρБР + (Н2-Н1)·ρПЛВ+(Н3-Н2)·ρЦКО·(1-К)+(Н-Н3)· ρЦКН·(1-К));
РВ = 11,5+10-6·9,81·3300·1080 = 46,463 МПа;
РН=10-6·9,81·(400·1080+300·1010+(2617-700)·1500·(1-0,25)+(3300-2617)·1910·(1-0,25)) = 37,965 МПа.
РВИ = 46,463 - 37,965 = 8,498 МПа.
Из вышеприведённых расчётов можно сделать вывод, что наибольшие избыточные внутренние давления наблюдаются в конце продавки нормального и облегченного тампонажных растворов. Расчетные значения внутренних избыточных давлений сведены в таблице 2.13.
Таблица 2.13 - Внутренние избыточные давления
| Случай | № точки | Глубина, м | Давление, мПа. |
| Конец продавки НТР | 1 2 3 | 0 2617 3147 | 16,761 16,761 11,2 |
| Конец продавки ОТР | 1 2 3 4 | 0 400 2617 3147 | 22,964 22,964 13,83 11,468 |
| Опрессовка | 1 2 3 4 5 | 0 400 700 2617 3147 | 11,5 11,5 11,706 10,86 8,498 |