2 Техническая часть. 2 техническая часть 1 Обоснование точки заложения скважины

• Название: 2 техническая часть 1 Обоснование точки заложения скважины
• Дата: 25.01.2023
• Размер: 1.94 Mb.
• Имя файла: 2 Техническая часть.doc
• Тип: Документы; #904985
• страница: 8 из 10

Формулы для расчета наружных и внутренних избыточных давлений представлены в таблицах 38, 39.

Вычисляем внутренние избыточные давления Р_ви. Испытание на герметичность в один прием без пакера.


Таблица 38 – Формулы для расчета наружных избыточных давлений

Z	Окончание цементирования	Испытание на герметичность снижением уровня	Освоение снижением уровня	Окончание эксплуатации
скважина нефтяная
О (устье)	Рнио=0
H	Рниh=10-6 (р-в) h	если h < Hи Рниh=10-6р h если Ни Рниh=10-6[рh-в (h-Hи)]	если h < Hо Рниh=10-6р h если h>Ho Рниh=10-6[рh-в (h-Ho)]	если h < Hэ Рниh=10-6р h если h>Hэ Рниh=10-6[рh-в (h-Hэ)]
H (Ни,Но,Нэ)	-	если h > Hи РниН=10-6р Hи если h< Hи РниНи=10-6[рh+гс (Hи- h)]	если h > Hо РниН=10-6р Hо если h< Hо РниНо=10-6[рh+гс (Hо- h)]	если h > Hэ РниН=10-6р Hэ если h< Hэ Рни Нэ=10-6[рh+гс (Hэ- h)]
Lo	-	РниLo=PнLo -10-6в (Lo-Hи)	РниLo=PнLo -10-6в (Lo-Hо)	РниLo=PнLo -10-6в (Lo-Hэ)
L=Si	РниL= =10-6[( ц-в)L- -( ц-р)h]	РниL=PнL -10-6в (L-Hи)	РниL=PнL -10-6в (L-Ho)	РниL=PнL -10-6в (L-Hэ)

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 Р_ни и Р_ви.

Расчет колонны на растяжение производится с запасом прочности n_3, 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 Р_ни

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 Р_ви

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 l₁=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