; (2.5)

де – діаметр долота, м; –

діаметр муфти ()

м,

()

Приймаємо стандартне значення м.

Проектуємо внутрішній діаметр кондуктора:

(2.6)

де – внутрішній діаметр кондуктора, м.

м

Зовнішній діаметр кондуктора:

(2.7)

де – зовнішній діаметр кондуктора, м.

м.

Згідно ГОСТ 632-80 приймаємо м.

Розраховуємо діаметр долота для буріння під кондуктор:

(2.8)

м.

Отже використаємо долото 0,4445 м.

Зовнішній діаметр направлення:

м.

Приймаємо м.

Для буріння під направлення використаємо комбінацію долота та розширювана

0,2953+РШ-550

Таблиця 2.4.1 – Дані про конструкцію свердловини

Назва колони | Діаметр колони, м | Діаметр долота, м | Глибина вста-новлення, м | Інтервал кріплення

Направлення | 0,508 | РШ-550 | 10 | 0-10

Кондуктор | 0,324 | 0,4445 | 200 | 0-200

Проміжна | 0,219 | 0,2953 | 2800 | 0-2800

Експлуатаційна | 0,127 | 0,1905 | 3890 | 0-3960

Перевірочний розрахунок діаметру експлуатаційної колони.

Діаметр експлуатаційної колони для газової свердловини перевіряється виходячи з умови: (2.9)

Де – мінімальний внутрішній діаметр експлуатаційної колони із умови забезпечення мінімальних гідравлічних втрат при русі газу чи газоконденсату. –

максимальна внутрішній діаметр експлуатаційної колони умови забезпечення виносу потоком газу частинок води та піску.

Вихідні умови:

; | ;

; | ;

; | ;

; | ;

(2.10)

де Q – дебіт свердловини, ;

Zв – коефіцієнт стисливості газу;

Рв – вибійний тиск, МПа;

Тв – вибійна температура, К;

Р0 – атмосферний тиск, МПа;

Т0 – температура в нормальних умовах, К;

Wкр – критична швидкість потоку, м/с

(2.11)

де –діаметр частинки , що виноситься, м; –

густина газу у вибійних умовах, ; –

густина частинки, ; –

аеродинамічний коефіцієнт ковзання.

; (2.12)

,

(2.13)

,

;

м;

;

(2.14)

де л – коефіцієнт тертя газу.

У відповідності з [2] за допомогою лінійної інтерполяції знаходимо л=0,018.

Тср – середня температура, К;

Ру – тиск на усті свердловини, МПа.

(2.15)

(2.16)

МПа;

Отже:

м

0,046<0,127<0,254

умова виконується, отже діаметр експлуатаційної колони залишаємо без змін.

2.9 Проектування обсадних колон

Суть цього питання полягає в розрахунку на міцність обсадних колон у відповідності з конструкцією свердловини і визначенні необхідної товщини стінки і групи міцності сталі клони на окремих інтервалах.

Вихідні дані до проектування експлуатаційної колони.

Глибина свердловини, Н– | 3960 м

Зовнішній діаметр експлуатаційної колони, d– | 0,146 м

Товщина продуктивного горизонту – | 400 м

Глибина спуску попередньої обсадної колони, Н1– | 2800 м

Віддаль від устя свердловини до рівня тампонажного розчину за експлуатаційною колоною, Нур.– | 0

Віддаль від устя свердловини до рівня рідини в колоні на кінцевий період експлуатацій, Нр– | повне спорожнення

Густина рідини, яка знаходиться у порах тампонажного каменю, fгс– | 1100

Тиск в експлуатаційній колоні на кінець експлуатації свердловини, Рв(min)– | 1Мпа

выдносна густина газу, – | 0,6

Густина опресовочної рідини fоп– | 1000

Для розрахунку експлуатаційної колони використаємо графоаналітичний метод.

Побудова опори зовнішніх і внутрішніх надлишкових тисків.

Для полегшення розрахунків використаємо схему (див. Рис. 2.4). Розрахунок проводимо ля кінця експлуатації.

Згідно приведеної схеми знаходимо зовнішній надлишковий тиск.

(2.67)

(2.68)

Визначаємо внутрішній надлишковий тиск для періоду опре совки в один прийом без номера.

(2.69)

де Роп – тиск опресовки колони, Па

Рвц – максимальний внутрішній тиск на усті, Па

S знаходимо по формулі (2.70)

(2.70)

де – відносна густина газу за повітрям;

е – основа натурального логарифма

(2.71)

;

(2.72)

;

На підставі отриманих розрахунків побудуємо епюри внутрішніх та зовнішніх надлишкових тисків.

Проектування обсадної колони починаємо виходячи з трьох умов:

надлишковий зовнішній тиск Рзн для труб розрахункової секції не повинен перевищувати допустимого:

де Рпр – критичний зовнішній тиск для даних труб, Па;

n1 – коефіцієнт запасу міцності в межах експлуатаційного об’єкту n1=1,0;

надлишковий внутрішній тиск, при якому не повинен перевищувати допустимого:

(2.73)

де Рт – надлишковий внутрішній тиск, при якому напруження в тілі труби досягають межі текучості;

n2 – коефіцієнт запасу, n2 = 1,15

вага колони G не повинна перевищувати допустимого навантаження

(2.74)

де Gрп – руйнуюче навантаження по тілу труби в небезпечному січенні

(2.75)

Підбір марки і товщини стінок обсадних труб будемо здійснювати знизу вгору по епюрам зовнішніх і внутрішніх надлишкових тисків.

Розраховуємо І секцію

По епюрі зовнішніх надлишкових тисків визначаємо Рзн = 41,3 МПа

Виходячи за умови (2.70)

Для даної секції приймаємо труби групи міцності “К” з товщиною стінки мм, для яких Рпр=54,4 МПа;

Так як в нас товщина продуктивних горизонтів складає h=3960-3560=400 м, то довжину першої секції приймаємо рівною l1=400+50=450 м

Вага першої секції , (2.77)

де g1 – вага 1 метра для вибраної колони;

l1 – довжина секції.

Визначаємо на епюрі надлишкових тисків зовнішній надлишковий тиск в верхній точці інтервалу

Вибираємо труби для другої секції згідно [4] , для яких Ркр = 42,6 МПа. Перевіримо, чи вибрані нами труби для другої секції можуть бути встановлені на глибині 3560 м в умовах двохосьового навантаження:

(2.78)

де Gт – розтягуюче навантаження при якому напруження в тілі труби досягає текучості.

, тобто 41,37 > 37 – отже труби можуть бути встановлені на цій глибині.

Щоб визначити верхній кінець другої секції візьмемо менш міцні труби для третьої секції. Візьмемо труби , для яких Ркр = 35,2 МПа згідно [4]. Такий тиск має місце на глибині 3380 м.

Довжина другої секції l2 = 3560 - 3380 =180 м. Вага другої секції ;

Сумарна вага секції .

Робимо коректування Рзн для третьої секції; виходячи з умови двохосьового навантаження

Умова не виконується. Отже, труби можуть бути встановлені з глибини, де Рзн складає 33,6 МПа. Це є глибина 3180 м. Виходячи з цього коректуємо довжину другої секції

м

кН

кН

Перевіряємо труби другої секції на міцність від дії надлишкового тиску та сили ваги колони

(2.79)

Умови виконуються. Для того щоб встановити верхній кінець труб третьої секції підберемо менш міцні труби для четвертої секції , для яких Ркр = ,4 МПа

На епюрі Рзн ,4 МПа відповідає глибина 2520 м. Отже,

l3 = 3180 - 2520 = 660 м.

;

.

Перевіряємо труби четвертої секції на двохосьове навантаження

Коректуємо довжину третьої секції

м

кН;

;

Перевіряємо труби третьої секції