Підбір труб для експлуатаційної колони

Експлуатаційну колону проектуємо спускати двома секціями з становкою на глибині 3300 м в зв’язку з великою глибиною свердловини і низької міцності вітчизняних труб на розтяг. При вазі, яка буде створюватися колоною, різьбові з’єднання в верхній частині колони можуть не витримати даного навантаження на розтяг. Ця причина не дозволяє спустити експлуатаційну колону однією секцією.

Підбір труб для експлуатаційної колони

(перша секція)

На вибої свердловини Рзн.=67,1 МПа, в зоні продуктивного горизонту коефіцієнт запасу міцності становить n1=1,3.

Рзн=1,367,1=87,23 МПа

Цьому тиску відповідають труби групи міцності “Т” з товщиною стінки д=10,7 мм, для яких .

Довжину першої секції приймаємо рівною товщині продуктивного горизонту плюс 50 м.

де h – відстань від вибою свердловини до покрівлі проуктивного горизонту, м

Вага цієї секції:

За епюром (рис. 2.5) визначаємо зовнішній надлишковий тиск на глибині 4400 м

Цьому тиску відповідають труби групи міцності “Л” з товщиною стінки д=10,7 мм, для яких .

Визначаємо з умови дії двоосьового навантаження:

за формулою:

Оскільки Р’кр більше за , то довжину першої секції залишаємо без змін.

Для того, щоб визначити довжину другої секції, підберемо для третьої секції труби групи міцності “Е” з товщиною стінки 10,7 мм, для яких

За епюром цьому тиску відповідає глибина

Тоді довжина другої секції буде

Вага цієї секції

Оскільки для комплектування першої із двох секцій експлуатаційної колони довжина завелика, то приймаємо довжину другої секції рівною:

Вага цієї секції

Сумарна вага двох секцій:

Перевіримо умову міцності на внутрішній надлишковий тиск:

Перевіряємо умову міцності на розтяг

465,4<1706

3,66>1,3

оскільки обидві умови виконуються, то перша секція експлуатаційної колони буде комплектуватися із труб (див. рис. 2.6).

Рис. 2.6 – Схема конструкції першої секції

експлуатаційної колони

Підбір труб для другої секції експлуатаційної колони

Другу секцію експлуатаційної колони будемо підбирати виходячи із умови міцності на внутрішній надлишковий тиск.

По епюру, глибині Н=3300 м відповідає внутрішній надлишковий тиск

Коефіцієнт міцності на внутрішній надлишковий тиск становить n2=1,15

Цьому тиску відповідають труби групи міцності “Л” з товщиною стінки 8,5, для яких

Визначимо допустимий внутрішній тиск для труб даної секції

За епюром внутрішнього надлишкового тиску встановлюємо верхню межу секції.

Даному тиску відповідає глибина Н=1800 м.

Довжину першої секції приймаємо рівною:

Вага цієї секції

Для другої секції підбираємо труби з вищою групою міцності на внутрішній надлишковий тиск:

Труби групи міцності “Л” з товщиною стінки д=9,5 мм для яких

Визначимо допустимий внутрішній тиск для труб даної секції

Дані труби можна застосувати до устя свердловини. Тоді довжина другої секції буде становити

Вага цієї секції

Сумарна вага двох секцій

Перевіримо умову міцності на розтяг для другої секції

1,49>1,3

Умова виконується.

Довжину другої секції залишаємо без змін.

Рис. 2.7 – Схема конструкції другої ступені

експлуатаційної колони

Таблиця 2.21 – Результати підбору обсадних труб для експлуатаційної колони

Номер секції | Інтервал встановлення, м | Група міцності сталі | Товщина стінки, мм | Довжина секції, м | Вага секції, кН | Наростаюча вага, кН

від

(низ) | до

(верх)

Перша секція

1

2 | 4600

4400 | 4400

3300 | Т

Л | 10,7

10,7 | 200

1100 | 71,6

393,8 | 71,6

465,4

Друга секція

1

2 | 3300

1800 | 1800

0 | Л

Л | 8,5

9,5 | 1500

1800 | 435

577,8 | 435

1012,8

Конструкція кондуктора і проміжних колон приведено в табл. 2.22

Таблиця 2.22 – Результати розрахунку на міцність

Номер окремо спускаючої частини колони в порядку спуска | Інтервал встановлення, м | Довжина секції, м | Вага секції, кН | Наростаюча вага, кН | Характеристика труби

від |

до |

Номінальний зовнішній діаметр | Код типу з’єднання | Група міцності матеріалу труб | Товщина стінки, мм

Кондуктор

1 |

300

20 | 20

0 | 280

20 | 325,9

25,3 | 325,9

351,2 | 426

426 | НОРМКБ

НОРМКБ | Д

Д | 11

12

Перша проміжна колона

1

2 |

2100

1950

1100

150 | 1950

1100

150

0 | 150

850

950

150 | 130,7

645,2

721,1

130,7 | 130,7

775,9

721,1

851,8 | 324

324

324

324 | НОРМКБ

НОРМКБ НОРМКБ

НОРМКБ | Д

Д

Д

Д | 11

9,5

9,5

11

Друга проміжна колона

1

2 | 3850

2000 | 2000

0 | 1850

2000 | 1200,3

1297,6 | 1200,3

1297,6 | 24,5

244,5 | АНІ

АНІ | Р-110

Р-110 | 11,05

11,05

2.9 Цементування обсадних колон

2.9.1 Спосіб цементування

Спосіб цементування вибираємо в залежності від глибини свердловини, висоти інтервалу цементування, температури і тисків (пластового і гідро розриву) на вибої свердловини, а також від характеристики гірських порід.

Спираючись на вище перераховані чинники приймаємо прямий секційний спосіб заливки, врахувавши також те, що експлуатаційна колона спускається двома секціями, при цементуванні нижньої секції використовувати заливку тампонажного розчину: ШПЦС-120 і РТМ

2.9.2 Вибір густини і складу тампонажного розчину

Густина цементного розчину визначається з двох умов:

(2.92)

де - мінімальна густина цементного розчину з умови забезпечення якісного заміщення бурового розчину на цементний, кг/м3

, кг/м3

, кг/м3

- максимально допустима густина цементного розчину з умови недопущення гідро розриву пласта найменш міцного в розрізі свердловини, кг/м3

(2.93)

Так, як , то формула прийме вид:

(2.94)

(2.95)

де В01, В02 – коефіцієнти гідравлічних втрат відповідно в необсаженій і обсаженій частині стовбура свердловини. Величини цих коефіцієнтів залежать від режиму руху рідин і визначається:

- при турбулентному режимі руху

, (2.96)

де л – коефіцієнт гідравлічних втрат;

лц.р.=0,035; лб.р..=0,025; лв.=0,02

V – швидкість руху рідини в не обсадженій частині свердловини, м/с;

dе.к. – зовнішній діаметр експлуатаційної колони, м.

Визначаємо швидкість руху цементного розчину в кільцевому просторі

(2.97)

де а – коефіцієнт безпеки, а=1,1-1,3;

f – відношення площ не обсадженої і обсадженої частини свердловини

(2.98)

Визначаємо мінімальну швидкість руху цементного розчину в кільцевому просторі, яка буде забезпечувати турбулентний рух

(2.99)

де - динамічне напруження зсуву, Пас

?1,5 (2.100)

?1,54=6 Пас

Для нашого випадку приймаємо =1,4 м/с

Визначаємо коефіцієнт гідравлічних втрат в необсадженому стовбурі свердловини

Визначаємо коефіцієнт гідравлічних втрат в обсадженому стовбурі свердловини

(2.101)

де Vк – швидкість руху рідини в обсадженій частині кільцевого простору, м/с

(2.102)

Для