187,3/80 ТКЗ |
роторний роторний |
80-100
80-100 |
6,28
6,28 |
0,023 0,023
1100-1800 |
НІ 190,5 СЗ- ГНУ відбір керна К 187,3/80 ТКЗ |
роторний роторний |
100-120
80-100 |
6,28-8,37 6,28-8,37 |
0,017 0,017
РОЗРАХУНОК ЕКСПЛУАТАЦІЙНОЇ КОЛОНИ
НА МІЦНІСТЬ.
Вихідні дані:
- діаметр експлуатаційної колони de к= 0,140м;
- глибина свердловини Н = 1800 м;
- глибина спуску експлуатаційної колони Н = 1800 м;
- глибина спуску кондуктора Нn = 260 м;
- цементування експлуатаційної колони: від вибою до устя;
- свердловина пошукова (розраховується як газова з Р = 0,6);
- глибина залягання продуктивних горизонтів: 860 - 1725 м;
- густина опресувальної рідини Ропр, - 1000 кг/м3;
- густина цементного розчину Рцр. - 1820кг/м3;
- густина промивальної рідини Рпр. = 1260 кг/м3;
- густина рідини в порах тампонажного каменя Рк. - 1100 кг/м3;
- пластовий тиск Рпл. - 20,7 МПа;
- густина протискувальної рідини Рпр.р. = Рпл = 1260 кг/м3;
3.5.1. Визначення величин зовнішніх надлишкових тисків.
Розрахунок зовнішніх надлишкових тисків проводиться для кінцевої стадії експлуатації свердловини, коли внутрішній тиск в колоні мінімальний:
Рзн.=Pз.max–Pз.min
Для газової (пошукової) свердловини приймаємо: Pв.min = 1,0 МПа
1. Рзн(0) = 0
2. Рзн(1) =сгс·g·Hn–Pв.min= 1100·9.81·850–1.0·106=8,17 МПа;
3. Рзн(2) = Рпл– Pв.min поскільки ka > 1,1
Рзн(2) = 20,7·106–1,0-106 =19,7·106
Визначення величин внутрішніх надлишкових тисків.
Внутрішні надлишкові тиски досягають максимальних значень в процесі опресування обсадної колони. Необхідно перевірити отримане значення тиску опресовки з регламентованим та максимальним внутрішнім надлишковим тиском в кінці цементування:
Pопр.= max{1.1·Pby;…;…1,1·Pк}
1,1·Pву=1,1·Рпл.·е–s
Рву – максимальний тиск на усті свердловини на початку експлуатаційної колони.
S = l·10–4· ·Н
S = 1·10–4 ·0.6·1800 = 0,108
1,1·Pву=1,1·20,7·106·е–0,108 =20,4·106 Па = 20,4МПа
=12,5МПа
Тиск в кінці цементування:
Рк=Рр+Рг ,
де Рр - тиск, який створюється за рахунок різниці густин стовпів тампонажного і бурового розчинів в колоні і за нею;
Рг - тиск, який затрачується на подолання гідравлічних опорів при цементуванні експлуатаційної колони;
Рр=(сцр.–спр.р.)(H–hcт)g
Рр = (1820 – 1260)(1800 – 20 )· 9,81 = 9,8 · 106 Па = 9,8 МПа
Рг =(0,002·1800+1,6)·106
Рг = (0,002-1800+1,6)-106 = 5,2-106 Па=5,2 МПа
Рк = 9,8+5,2=15 (МПа)
Отже, за тиск опресовки беремо 1,1 P = 20,4 МПа, поскільки це значення тиску більше за Ропргост (12,5 МПа) та Рк (12,9 МПа).
Рвв.н=Рв max–Рз min
1. Рвн(0)=Ропр. =20,4 МПа
2. Рвн(1)=Ропр.+(сопр.–сгс)·g·Hn
Pвн(1) =20,4-106 + (1000 –1100)· 9,81 · 850 = 19,6 ·106 Па = 19,6 МПа
3. Рвн(2) = Ропр+ сопр· g · Нn – Рпл.
Рвн(2) = 20,4·106 + 1000 · 9,81 · 1800 – 20,7 · 106 = 17,4 · 106 = 17,4 МПа
за одержаними величинами Рзн. і Рвн. будуємо епюру, на якій відображено характер зміни цих величин по глибині свердловини (рисунок 3.3)
Підбір обсадних труб для експлуатаційної колони.
Спочатку встановимо коефіцієнти запасу міцності.
n1 - коефіцієнт запасу міцності на зовнішній надлишковий тиск;
n1 = 1,2 - в межах продуктивних горизонтів;
n1 = 1,0 - вище продуктивних горизонтів;
n2- коефіцієнт запасу міцності на внутрішній надлишковий тиск;
n2=1,15
n3 - кофіцієнт запасу міцності на розтяг;
n3= 1,15
Підбір труб здійснюється знизу - вверх, використовуючи графоаналітичний метод.
Розрахунок починаємо за зовнішнім надлишковим тиском. Виходячи з умови Рзн n1 [Ркр] визначаємо, які труби можна встановити на глибині 1800м
19,7x1,2 = 23,64 МПа
Цьому тиску відповідають труби 140 х 7,7 Д, для яких [Рзкр]1 = 25,9МПа
Характеристики цих труб: [Рвкр]1= 36,0 МПа, [G3р]1 = 745 кН,
[GT]1= 1196 кН, q1 = 0,253 кН/м
Поскільки товщина продуктивних горизонтів є великою, передбачимо спуск декількох секцій в інтервалі продуктивних горизонтів.
Для другої секції беремо менш міцні труби 140х7,0 Д.
Міцнісні характеристики цих труб [Рзхр] = 21,9 МПа, [Рвкр]2=32,6 МПа, [Gзр]2 = 657 кН, [GT]2 = 1078 кН, q3 = 0,231 кН/м.
Встановимо до якої глибини можна спускати труби 2-ї секції:
МПа
Цьому тиску відповідає глибина L2 = 1690 м. Отже довжина 1-ої секції l1= 1800–1690 = 110 м. Вага 1-ої секції:
Q1=q1·l1 = 0,253·110 = 27 кН.
Уточнимо значення критичного тиску для труб 2-ої секції з урахуванням двоосьового навантаження:
(3.14)
Уточнимо глибину спуску труб 2-ої секції: L12 = 1670м.
Уточнена довжина 1-ої секції: l1 = 1800 –1670 = 130м
Уточнена вага 1-ої секції: Q1= 253х130 = 32,9 кН
Для третьої секції беремо труби 140 х 6,2 Д
Міцнісні характеристики цих труб:
[Рзкр]2 – 17,3 МПа, [Рвкр]3 28,9 МПа,
[Сзр]3 =558 кН, [GT]3 = 960 кН, q3 = 0,207 кН/м = 207 Н/м
Встановимо до якої глибини можна встановити труби 3-ї секції:
МПа
Цьому тиску відповідає глибина L3=1370 м.
Отже, 12=1670 –1310 = 300 м, Q2=231–300=69,3 кН.
Сумарна вага двох секцій Q1-2=32,9+69,3=102,2 кН.
Уточнимо значення [Рзкр]3 для 3-ї секції:
MПа
Уточнимо глибину спуску труб 3-ї секції:
МПа
L3ґ=1330м, l2ґ=1670-1330 = 340м, Q2ґ =231·340 = 78,5кH, Q1-2 = 111,4кH. Перевіримо коефіцієнти запасу міцності для 2-ї секції:
Оскільки труби з меншою ніж 6,2 мм товщиною стінки не виготовляють, то 3-к секцію стараються запроектувати якнайдовшою за внутрішнім надлишковим тиском : перевіркою на розтяг.
Виходимо з умови
МПа
Отже труби 3-ї секції з умови внутрішнього і зовнішнього надлишкових тискії можуть бути встановлені до устя.
Визначимо довжину 3-ї секції з умови розтягу:
(3,15)
Отже, з умови розтягу труби третьої секції також можна встановити до устя. Довжина 3-ї секції:
l3 = Н - (l1' + l2') = 1800 – (130 + 340) = 1330 м.
Інтервал встановлення труб 3-ї секції: 0 ч 1330 м
Q3 = 1330·207 = 275,3 кН
Загальна вага колони Q = 111,4 + 275,3 = 386,7 кH
Зведена таблиця розрахунків та графічне зображення конструкції експлуатаційної колони приведені відповідно в таблиці 3.4 та на рисунку 3.4.
Конструкція експлуатаційної колони
Таблиця 3.4
№ секції |
Діаметр обсадних труб,м |
Товщина стінки, |
Група міцності сталі