Файл: 2 техническая часть 1 Обоснование точки заложения скважины.doc
ВУЗ: Не указан
Категория: Не указан
Дисциплина: Не указана
Добавлен: 27.04.2024
Просмотров: 60
Скачиваний: 0
ВНИМАНИЕ! Если данный файл нарушает Ваши авторские права, то обязательно сообщите нам.
Таблица 39 – Формулы для расчета внутренних избыточных
давлений
Z | Испытание на герметичность в один прием без пакера |
скважина нефтяная | |
О | если 1,1Ру > Роп , то Рвио = 1,1Ру , иначе Рвио = Роп , где Ру = Рпл – 10-6 в L |
h | Рвиh = Рвио - 10-6 (р-ж) h |
Lо | РвиLo = Рвио+ 10 –6 ж Lо- РнLo |
L=Si | РвиL = Рвио + 10 –6 ж L- Рпл |
Строим эпюры внутренних и наружных избыточных давлений на момент окончания цементирования, испытания колонны на герметичность, окончания эксплуатации и освоения скважин. По максимальным значениям строим обобщенные эпюры Рни и Рви.
Расчет колонны на растяжение производится с запасом прочности n3, полученный с учетом 0 = 1,5, град/10 м по формуле
, (88)
где – коэффициент запаса прочности на растяжение для обсадных
труб с треугольной резьбой на изогнутом участке ствола;
– коэффициент, учитывающий влияние размеров соединения и его
прочностные характеристики;
0 – интенсивность искривления труб.
По найденным значениям избыточных наружных и избыточных внутренних давлений строятся эпюры избыточных наружных и внутренних давлений, рисунки 3 – 8 и результаты расчетов заносятся в таблицы 40, 41.
Таблица 40 – Результаты расчетов Рни
Текущая глубина (Z) | Наружные избыточные давления, МПа | |||
окончание цементирования | испытание на герметичность снижением уровня | освоение | окончание эксплуатации | |
0 | 0 | 0 | 0 | 0 |
H | 0,95 | 3,6 | 3,5 | 3,3 |
(Hи,Hо,Hэ) | - | 11,9 | 11,2 | 22,0 |
L0 | - | 9,6 | 9,5 | 8,9 |
L | 8,1 | 19,4 | 18,9 | 24,6 |
Таблица 41 – Результаты расчета Рви
Pви , МПа | z = 0, м | z = h, м | z = L0 , м | z = L, м |
Испытание на герметичность | 11,5 | 10,8 | 9,8 | 92 |
Рисунок 3 – Эпюра избыточных наружных давлений при окончании цементирования
Рисунок 4 – Эпюра избыточных наружных давлений при испытании на герметичность снижением уровня
Рисунок 5 – Эпюра избыточных наружных давлений при освоении
Рисунок 6 – Эпюра избыточных наружных давлений при окончании эксплуатации
Рисунок 7 – Обобщенная эпюра максимальных избыточных наружных давлений
Рисунок 8 – Эпюра избыточных внутренних давлений
Определяется запас прочности [4] для первой секции n1=1,3 (интервал продуктивного пласта). Выбираются трубы для первой секции [17]: трубы исполнения А, ОТТМ, группы прочности Д, толщина стенки = 10,6 мм, =35,4 МПа, вес 1 метра трубы в воздухе =0,414 кН. Глубину спуска первой секции определяем из условия перехода на меньшую толщину стенки =8,9 мм, =26,9 МПа, вес 1 метра трубы в воздухе q2=0,354 кН выше интервала перфорации на 50 м – 2760 м (2860 м – по стволу), которая будет второй секцией. Тогда длина первой секции l
1=3002-2860=142 м. Вес первой секции Q1=58,7 кН.
Выбираются трубы для третьей секции группы прочности Д, с толщиной стенки =8,0 мм, =22,1 МПа, q3 =0,326 кН. По эпюре определяется глубина спуска перехода на третью секцию, находим глубину на которой давление =22,1 МПа – 2010 м (2120 м – по стволу). Тогда длина второй секции l2=2860-2120=740 м. Вес второй секции Q2=262 кН.
Уточняется длина второй секции из условия двухосного нагружения: l′2=2860-2043=817 м. Тогда уточненный вес второй секции Q′2=289,2 кН.
Выбираются трубы для четвертой секции группы прочности Д, с толщиной стенки 4=7,3 мм, =18,3 МПа, q4=0,294 кН. По эпюре определяется глубина спуска перехода на четвертую секцию, находим глубину на которой давление =18,3 МПа – 1663 м (1753 м – по стволу). Тогда длина третьей секции l3=2043-1753=290 м. Вес третьей секции Q3=94,54 кН.
Уточняется длина третьей секции из условия двухосного нагружения: l′3=2043-1676=367 м. Тогда уточненный вес третьей секции Q′3=119,6 кН.
Четвертая секция из условия прочности на наружное и внутреннее давление, может быть установлена до устья скважины. Тогда длина 4-ой секции будет равна: l4=1676 м. Q4=492,7 кН. Вес всей колонны будет равен
, (89)
где - вес 1-4 секции, кН.
кН.
Для кондуктора принимается по ГОСТ 632-80 трубы диаметром 245 мм, группы прочности Д с толщиной стенки
=7,9 мм.
Расчеты на растяжения для кондуктора производятся по формуле
, (90)
где - страгивающая нагрузка, МПа;
- вес кондуктора, кН.
;
1,93>1,3.
Условие выполняется.
Компоновки направления, кондуктора, эксплуатационной представлены в таблицах 42,43.
Таблица 42 - Компоновка эксплуатационной колонны
Диаметр колонны, м | № секции | Толщина стенки, , м | Группа прочности | Длина секции, l, м | Вес 1 погонного метра, м | Вес секции Q, кН | Интервал установки м |
0,168 | 1 2 3 4 | 0,0106 0,0089 0,0080 0,0073 | Д Д Д Д | 142 817 367 1676 | 0,414 0,354 0,326 0,294 | 58,7 289,2 119,6 492,7 | 3002-2860 2860-2043 2043-1676 1676-0 |
Всего | - | - | - | 3002 | - | 960,2 | 0-3002 |
Таблица 43 - Компоновка направления и кондуктора
Диаметр колонны, м | № секции | Толщина стенки, , м | Группа прочности | Длина секции, l, м | Вес 1 погонного метра, м | Вес секции Q, кН | Интервал установки м |
Направление | |||||||
0,324 | 1 | 0,0095 | Д | 50 | 0,744 | 37,2 | 0-50 |
Кондуктор | |||||||
0,245 | 1 | 0,0079 | Д | 848 | 0,471 | 399,4 | 0-848 |