КР Заканчивание скв. Курсовой проект по дисциплине Заканчивание скважин
 Скачать 88.98 Kb.
|
|
Внутреннее давление по окончании эксплуатации определяется по формуле: Рвz = 0 при 0 ? z ?Н, (2.16.) Рвz = Рпл - 106гв (z - H) при Н ? z ? L, (2.16.) z = 0-1000 м; РBZ = 0. z = L = 3122 м; РBL = 10-6 · 0,95 · 104 ·(3122-1000) = 15,2 МПа. Строим эпюру СД (рис. 2.4.). Рисунок 2.2. Эпюра внутренних давлений 2.4.2 Построение эпюр наружных давлений Определяем наружное давление с учетом давления составного столба тампонажного раствора на момент окончания цементирования: РHZ = 10-6ггцz при 0 ? z ? h, (2.17.) РHZ = 10-6ггц h + 10-6 гц(z - h) при h ? z ? h, (2.18.) где: h - высота подъема бездобавочного раствора, h = 400 м. z = 0: Рну = 0; z = h: РHh = 10-6 · 1,48 · 104 · (3122-400) + 10-6 · 1,83 · 104 · 400 = 42,0 МПа. Строится эпюра АВ (рис. 2.5.). Рисунок 2.3. Эпюра наружных давлений 2.4.3 Расчет эксплуатационной колонны По методике /17/ для обсадных колонн наклонно-направленных скважин определяем запас прочности n1 = 1,2, тогда (2.19.) где: n1 = 1,2 - запас прочности на растяжение; л = 0,04 - коэффициент, учитывающий влияние размеров соединения и его прочностных характеристик; б0 - интенсивность искривления труб: б0 = 573/R где: R = 380 м - проектный радиус искривления. . Наружное избыточное давление = 17,8 МПа, с условием коэффициента запаса прочности n'1 = 1,25. = 17,8 · 1,25 = 22,5 МПа. По методике /17, прил. 2/ находим, что этому давлению соответствуют трубы группы прочности «Д» с толщиной стенки д = 7,7 мм, для которых Ркр = 26,7 МПа. Длина I секции обсадных труб составит l1 = 350 м. Вес секции: Q = 350 · 0,265 = 92,8 кН. По мере избыточных давлений (рис. 2.6.) определим расчетное давление на уровне верхнего конца I-й секции обсадных труб = 20,4 МПа при L = 1500 м. Этому давлению соответствуют трубы группы прочности «Д» и толщиной стенки д = 7,0 мм, для которых = 22,4 МПа.Определим значение для труб II-й секции для условий двуосного ок от веса I-й секции: , МПа, (2.20.) где: Q - осевая растягивающая нагрузка на трубы, кН; QТ - растягивающая нагрузка, при которой напряжение в теле трубы достигает предела текучести, кН. МПаТак как = 21,8 МПа > , то для II секции принимаем трубы для III-й секции колонны: МПа.Таким образом, трубы III-й секции могут быть установлены до устья. Вес II-й секции: Q2 = 1770 · 0,243 = 687,7 кН. Вес всей колонны: Q = 92,8 + 687,7 = 780,5 кН. При расчете усилия натяжения исходим из условия необходимости сохранить прямолинейные формы колонны при изменении температуры и давления. Натяжение обсадной колонны определяем по формуле: , (2.21.) где: Qн - усилие натяжения, кН; Q - вес незацементированной части колонны, кН. Минимальное значение усилия натяжения для скважин любого значения определяется по наибольшему значению, вычисленному по формулам: Qм = Q + бE · F · Дt · 10-3 + 0.31 · P · d2 · 103 - 0.655 · l · x, кН, (2.22.) x = (D2гp - d2гp) · 10-3, (2.23.) где: Р = 12,5 МПа - внутреннее устьевое давление; d = 0,132 м - внутренний диаметр колонны, м2; F = 5,59 · 10-3 - площадь поперечного сечения колонны, м2; Е = 2 · 1011 - модуль упругости материала труб, Па; б = 12 · 10-6 - коэффициент линейного расширения, 1/Со; Дt = 29,5 Со - средняя температура нагрева колонны: Qн = 12 · 10-6 · 2 · 1011 · 12,5 · 10-3 + 0,31 · 12,5 · 0,1322 · 10-3 = 425,7 кН. Определяем коэффициенты запаса прочности по формуле: , (2.24.) где: Рстр = 706 кН - нагрузка на страгивание для труб 146х7,0 группы прочности «Д»; n - коэффициент запаса прочности: - коэффициент запаса прочности является достаточным.В таблице 2.25. приведены результаты расчета и параметры обсадных труб. 2.5 Оборудование устья (способы подвески колонн, устья, противовыбросового оборудования, фонтанной арматуры) На кондуктор, при бурении ниже которого возможны нефтепроявления, а также на эксплуатационную колонну при проведении в ней работ со вскрытым продуктивным пластом, устанавливается противовыбросовое оборудование, а обсадные колонны обвязываются между собой колонной головкой. При вскрытии нефтяного пласта устье должно оборудоваться двумя превенторами, один из которых универсальный. Определим рабочее давление противовыбросового оборудования, которое может возникнуть на устье в случае закрытия превентора при нефтепроявлении: , (2.25.) где: сн = 863 кг/м3 - плотность нефти; вс = 0,95 - коэффициент оптимальности; Тс = 324 К - температура пласта. Ру = 33,2 МПа. На кондуктор устанавливаем универсальный превентор ПК 230х35 с рабочим давлением 35 МПа. В таблице 2.27. представим оборудование устья скважины. 2.6 Оборудование низа обсадных колонн Элементы оснастки низа обсадных колонн представляют собой комплект устройств, применяемых для успешного спуска колонн в скважину и качественного цементирования скважины, качественного разобщения пластов и последующей эксплуатации. С целью проходимости по стволу скважины и защиты от повреждений при спуске низ обсадных колонн оборудуется башмаком с направляющей насадкой. В промежуточных колоннах при последующем углублении скважины башмак разбуривается. Для получения сигнала об окончательном продавливании тампонажного раствора при цементировании в муфте обсадной колонны на расстоянии 10-30 м от башмака устанавливается упорное кольцо «СТОП». Для обеспечения концентричного размещения обсадной колонны в скважине с целью равномерного заполнения кольцевого пространства тампонажным раствором необходимо применять центраторы. Центраторы согласно /4/ на эксплуатационную колонну необходимо устанавливать в интервалах всех продуктивных пластов. В интервале одного продуктивного пласта необходимо устанавливать четыре центратора (два выше и два ниже). Расстояние между центраторами должно быть не более 10 метров. Если мощность пласта больше 10 метров, то в интервале его залегания через 10 метров устанавливают дополнительные центраторы. Для предотвращения перетока бурового раствора или тампонажного раствора из заколонного пространства в обсадную колонну применяют обратный клапан. В таблице 2.28. приведена технологическая оснастка обсадных колонн. Таблица 2.28. Технологическая оснастка обсадных колонн
2.7 Спуск обсадных колонн На данном месторождении считается целесообразным использовать спуск обсадной колонны в один прием. При спуске обсадной колонны с обратным клапаном необходимо следить за характером вытеснения промывочной жидкости из скважины и своевременно доливать через 300-500 метров, спущенных труб. Чтобы исключить необходимость долива уменьшить величину возникающего гидродинамического давления и ускорить спуск обсадной колонны рекомендуется применять обратный клапан дифференциального типа. Скорость спуска обсадной колонны должна быть не более 1 м/с, а также после прохождения Покурской свиты ниже 1700 метров - не более 0,4 м/с. При спуске обсадной колонны рекомендуется проводить промежуточные промывки через каждые 500-800 метров спускаемых труб, во избежание ряда осложнений. Таблица 2.9. Режим спуска обсадных труб
|