1. Геологическая часть физикогеографическая харатеристика района

• Название: 1. Геологическая часть физикогеографическая харатеристика района
• Дата: 15.05.2023
• Размер: 122.37 Kb.
• Имя файла: Burenie.docx
• Тип: Документы; #1132689
• страница: 5 из 5

Определение количества воды, необходимого для затворения:

(40)

где В/Ц – водоцементное отношение (для цементных растворов нормальной плотности (1800-1900 кг/м³) – 0,4-0,55); k_в – коэффициент, учитывающий потери воды при разгрузочных работах(1,03 - 1,05); ρ_в – плотность воды (1,01 г/см³).

Для направления:

Для кондуктора:

Для эксплуатационной:

Для хвостовика:
Определение числа цементосмесительных машин:

(41)

где ρ_ц – насыпная плотность цементного порошка (1100-1400 кг/м³); V_б – объём бака цементосмесительной машины (СМН-20 – 14,5 м³).

Для направления:

Для кондуктора:

Для эксплуатационной:

Для хвостовика:

Расчет числа цементировочных агрегатов:

(42)

где d_c – диаметр скважины; d_н– наружный диаметр обсадной колонны; ω– скорость восходящего потока цементного раствора в затрубе (около 1,5 м/с); – подача цементировочного агрегата на 4 передаче. На 1 – 11,2 м³/мин, на 2 – 16,1 м³/мин, на 3 - 23,8 м³/мин , на 4 – 33 м³/мин.

Для направления:

Для кондуктора:

Для эксплуатационной:

Для хвостовика:
Расчёт времени цементирования:

(43)

где t_пр.ц. – время приготовления цемента; t_б.ж.– время прокачки буфера; t_ц.р. – время прокачки раствора; t_пр. – время прокачки продавки.

(44)

(45)

(46)

(47)

где V_б.ж – расчетный объём буфера; V_пр. – расчётный объём продавки; – подача цементировочного агрегата на 1 передаче; – производительность цементосмесительной машины.

Расчёт времени цементирования для колонны направления:













Таблица 18. Результаты расчета времени

Колонна
Направление	0,46	2,76	22,05	490,00	167,52	177,11	14,28	19,04
Кондуктор	0,87	1,79	89,49	790,00	405,13	760,75	34,09	45,45
Эксплуатационная	4,25	1,38	69,23	938,10	2405,38	1376,22	79,82	106,42
Хвостовик	0,25	1,14	25,64	223,50	114,62	1317,35	28,02	37,36

1. Расчет наружных давлений:

До затвердевания цемента наружное давление по всей длине колонны определяется на момент окончания процесса продавливания тампонажного раствора и рассчитывается с учетом давления составного столба промывочной жидкости и тампонажного раствора:

.

После затвердевания цемента в зацементированной зоне в интервале межколонного пространства наружное давление определяется по давлению составного столба бурового раствора и столба застывшего тампонажного раствора и гидростатического столба воды плотностью :

.



2. Расчет внутренних давлений:

Распределение давления для газовых скважин, полностью заполненных при закрытом устье определяется уравнением:



Где

При испытании колонны на герметичность внутреннее давление составит:

(49)

Давление опрессовки:

, (50)



Где максимальное ожидаемое давление на устье;

минимальное давление опрессовки для данной обсадной колонны ( );

– плотность жидкости опрессовки, .

Найдем максимальное внутреннее давление на устье:



Давление опрессовки:



Внутреннее давление при испытании эксплуатационной колонны на герметичность:



В газовой скважине за внутреннее давление принимают наименьшее устьевое и забойное давления в момент завершения эксплуатации, причем его распределение по колонне между забоем и устьем считают линейным.

Остаточное давление газа в газовой скважине при отсутствии промысловых данных принимаем 1 МПа. Наименьшее давление на забое 6 МПа

По результатам вычислений построен график внутренних давлений, действующих на колонну, приведенный на рисунке 4.



3. Определение избыточных давлений:

Внутренние избыточные давления равны разности давлений при опрессовке и наружных давлений после затвердевания цемента:



Наружные избыточные давления равны разности наружных давлений после ОЗЦ и внутреннего давления в конце эксплуатации:



, (52)

где – коэффициент разгрузки ( ).



По полученным данным построен график избыточных давлений, приведенный на рисунке 5.

4. Подбор компоновки эксплуатационной колонны:

Расчет компоновки обсадной колонны ведется от ее нижнего конца, так как в нижней части возникает наибольшее нагружение колонны от избыточного наружного давления, поэтому оно принимается, прежде всего, во внимание.

Первая секция колонны должна перекрывать продуктивные пласты и иметь дополнительные 150 м для газовой скважины ( = 0 т.к. башмак эксплуатационной колонны находится на кровле продуктивного пласта):



Трубы первой секции должны выдерживать давление:

, (53)

где - коэффициент запаса прочности при расчете на смятие для секций, находящихся в пределах эксплуатационного объекта, принимается равным 1,3.



По ГОСТ 632-80 определено, что такое давление выдерживают трубы исполнения А с удлиненной треугольной резьбой группы прочности Д с толщиной стенки 9,2 мм, , масса погонного метра трубы составляет 38,2 кг.

Определим вес первой секции:



Выбранные трубы проверяются на действие внутренних избыточных давлений:

, (54)

где - коэффициент запаса прочности на внутреннее давление ( ); - внутренние давления, при которых напряжение в теле трубы достигает предела текучести



Где номинальная толщина стенки трубы, мм

– предел текучести материала трубы, для труб исполнения А МПа;

С – коэффициент учета допускаемых отклонений толщины стенки трубы от номинальной, С = 0,875;

– наружный диаметр трубы, мм;




Условие прочности выполняется.

Исходя из графика избыточных давлений для второй секции выберем трубы с резьбой треугольного профиля категории прочности Д с толщиной стенки 6,5 мм, .

По эпюре величина внешнего давления на верхнем конце первой секции Критическое давление для труб с учётом растягивающих нагрузок определяется по формуле:

, (55)

где - растягивающие нагрузки, при которых напряжения в теле трубы достигают предела текучести ( ).



Так как величина сминающего напряжения для труб второй секции с учетом нагрузок от первой секции изменилась незначительно, то длина первой секции не изменится.

Определим допустимую длину второй секции, нагрузку и вес:

, (56)

где – допустимая нагрузка, определяемая как:

, (57)

где - коэффициент запаса прочности на страгивание (для труб диаметром 114,3 мм при длине колонны до 3000 м ).

Страгивающая нагрузка для второй секции труб по ГОСТу = 500 кН.



Допустимая длина секции труб:



Следовательно, длина и вес второй секции определяется таким образом:





Результаты расчетов представлены в таблице 19:

Таблица 19. Результаты подбора компоновки обсадной колонны

№ секции	Группа прочности	s, мм	l, м	Q, кH	Ркр, МПа	q, Н/м
1	Д ( исп. Б)	8,9	50	17,51	24,4	357,0
2	Е	7,3	2150	6285	19,9	298,0