ооарбаб. Строительство наклоннонаправленной эксплуатационной скважины 12 на площади СевероПрибрежная
 Скачать 4.62 Mb.
|
|
2.4.1.4 Расчёт внутренних избыточных давлений Расчёт внутренних избыточных давлений производится, как и для внешних избыточных давлений для периода времени, когда они достигают максимальных давлений. РВИ = РВ - РН; РВИ Þ max. Имеются три таких случая: 1 случай: Конец продавки нормального тампонажного раствора при цементировании, когда давление на цементировочной головке достигает максимального значения; случай: Конец продавки облегченного тампонажного раствора при цементировании, когда давление на цементировочной головке достигает максимального значения; случай: Опрессовка колонны с целью проверки её герметичности. Рассмотрим первый случай, который встречается в период цементирования в конце продавки НТР. Известно, что при цементировании максимальные давления в цементировочной головке РЦГ возникают в конце процесса при посадке разделительной пробки на стоп-кольцо. Величина этого давления составит: РЦГ = ΔРГС + РГД + РСТ (2.59) где ΔРГС - разность гидростатических давлений, возникающих из-за разности плотностей жидкости в затрубном пространстве и внутри колонны; РГД - гидродинамическое давление, необходимое для преодоления гидравлических сопротивлений жидкости при движении её внутри колонны и в затрубном пространстве; РСТ - дополнительное давление, возникающее при получении сигнала “стоп”. Гидродинамическое давление ориентировочно может быть найдено по эмпирической формуле: РГД = 0,002 L + 1,6, МПа. (2.60) Дополнительное давление, возникающее при получении сигнала “стоп” РСТ принимается 2,5  3 МПа.Рисунок 2.8 -Конец продавки нормального тампонажного раствора. РГД = 0,002·3300+1,6 = 8,2 МПа; РСТ = 3 МПа;  РГС = 10-6 ·g·(Н1·ρБР + (Н-Н1)·ρНТР - Н·ρПЖ); РГС=10-6·9,81·(2617·1080+(3300-2617)·1910-3300·1080) = 5,561 МПа;РЦГ = 5,561 + 8,2+ 3 = 16,761 МПа. Точка 1 ® устье скважины РВИ = РВ - РН; РН = 0; РВ = РЦГ; РВИ = РЦГ; РВИ = 16,761 МПа. Точка 2 ® уровень НТР за колонной РВИ = РВ - РН; РВ = РЦГ +10-6 ·g·Н1·ρПЖ; РВ =16,761 +10-6·9,81·2617·1080 = 44,398 МПа; РН = 10-6 ·g·Н1·ρБР; РН = 10-6·9,81·2617·1080 = 27,727 МПа; РВИ = 44,398 - 27,727 = 16,761 МПа. Точка 3 ® забой скважины РВИ = РВ - РН; РВ = РЦГ +10-6·g·Н·ρПЖ; РН =10-6·g·(Н1·ρБР + (Н-Н1)·ρНТР); РВ = 16,761 +10-6·9,81·3300·1080 = 51,724 МПа; РН =10-6·9,81·(2617·1080+(3300-2617)·1910) = 40,524 МПа; РВИ = 51,724 - 40,524 = 11,2 МПа. Рассмотрим второй случай, который встречается в период цементирования в конце продавки ОТР. Рисунок 2.9 - Конец продавки облегченного тампонажного раствора. РГД = 0,002·2617+1,6 = 6,83 МПа; РСТ = 7 МПа; РГС = 10-6 ·g·(Н1·ρБР + (Н2-Н1)·ρОТР - Н2·ρПЖ); РГС=10-6·9,81·(400·1080+(2617 - 400)·1500-2617·1080) = 9,134 МПа;РЦГ = 9,134 + 6,83 + 7 = 22,964 МПа. Точка 1 ® устье скважины РВИ = РВ - РН; РН = 0; РВ = РЦГ; РВИ = РЦГ; РВИ = 22,964 МПа. Точка 2 ® уровень ОТР за колонной РВИ = РВ - РН; РВ = РЦГ +10-6 ·g·Н1·ρПЖ; РВ =22,964 +10-6·9,81·400·1080 = 27,202 МПа; РН = 10-6 ·g·Н1·ρБР; РН = 10-6·9,81·400·1080 = 4,238 МПа; РВИ = 27,202 - 4,238 = 22,964 МПа. Точка 3 ® граница НЦК и ОТР РВИ = РВ - РН; РВ = РЦГ +10-6·g·Н2·ρПЖ; РН = 10-6·g·(Н1·ρБР + (Н2-Н1)·ρОТР); РВ = 22,964 +10-6·9,81·2617·1080 = 50,691 МПа; РН =10-6·9,81·(400·1080 + (2617-400)·1500) = 36,861 МПа. РВИ = 50,691 - 36,861 = 13,83 МПа. Точка 4 ® забой скважины РВИ = РВ - РН; РВ = РЦГ +10-6·g·Н·ρПЖ; РН = 10-6·g·(Н1·ρБР + (Н2-Н1)·ρОТР + (Н-Н2)·ρНТР·(1-К)); РВ = 22,964 +10-6·9,81·3300·1080 = 57,927 МПа; РН=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 - РН; 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·ρПЖ; 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
|