межа текучості матеріалу труб;

с – коефіцієнт різностінності;

е – овальність труб, е = 0,0075

д0 = 9,8226мм; дMIN = 9,3625мм; К0 = 0,06723; К MIN = 0,06408

Знайдемо розтягуюче навантаження, при якому напруження в тілі труби досягають межі текучості.

Знаходимо внутрішній надлишковий тиск, при якому напруження в тілі труби досягає межі текучості

;

Враховуючи те, що експлуатаційна колона складається із колони труб із нарізкою трапецієвидного профілю, руйнуюче навантаження по тілу труби в небезпечному перерізі найдемо за формулою

;

де d і д – в метрах; у – в МПа; результат – в МН.

Вага обсадних колон не повинна бути більше допустимого значення:

Підбір труб для експлуатаційної колони

Підбір труб для експлуатаційної колони здійснюємо знизу вгору.

РЗ.Н. в інтервалі останнього продуктивного горизонту дорівнює 38,96 МПа. Коефіцієнт n1 в зоні продуктивного горизонту приймемо рівним 1,3, враховуючи що запроектована свердловина перша в даному районі робіт.

РЗ.Н. = 38,96Ч1,3 = 50,65 МПа.

Для цього тиску підходять труби групи міцності Е, із товщиною стінки 9,5 мм, для яких Ркр = 50,7 МПа.

Провіримо можливість вибору цих труб із розрахунку на внутрішній надлишковий тиск.

Рв.Н. Чn2 = 28,64Ч1,15 = 32,9 МПа;

Рт = 62,7 МПа.

Отже для труб першої секції витримуються всі умови.

Приймемо довжину першої секції рівною l1 рівною 150 м (50 м вище продуктивного горизонту).

Вага першої секції буде дорівнювати

G1 = l1 Ч q1;

де q1 – вага 1-го погонного метра обсадної труби першої секції, Н.

G1 = 150 Ч 322 = 48300 Н = 48,3 кН

На глибині 3400м Рзн дорівнює 36,9 МПа. Для цих тисків підходять труби міцності Е, із товщиною стінки 9,5 мм, для яких Ркр = 37,1 МПа. Перевіримо чи витримують дані труби внутрішній надлишковий тиск на цій глибині.

Рв.Н. Чn2 = 28,8Ч1,15 = 33,12 МПа;

Рт = 43,1 МПа.

Далі найдемо Р’кр для другої секції з врахування впливу розтягую чого навантаження від ваги першої секції (двоосьового навантаження) за формулою:

Цьому тиску відповідає глибина 3380 м. Уточнимо довжину першої секції

Приймемо l1 = 170 м.

G1 = 170 Ч 322 = 54740 Н = 54,74 кН.

Для третьої секції підберемо труби групи міцності Д, з товщиною стінки 8,5 мм. Для цих труб Ркр = 31,4 МПа. Цьому тиску відповідає глибина 2910 м. Тоді довжина труб другої секції складатиме

l2 = 3550 – 170 – 2910 = 470 м.

Вага труб другої секції складатиме

G2 = 470 Ч 322 = 151340 Н = 151,34 кН.

Сумарна маса труб першої і другої секції складатиме

G1-2 = 54,74 + 151,34 = 206,08 кН.

Знаходимо Р’кр для третьої секції

Відкоригуємо глибину установки труб третьої секції. Вона складатиме 2730 м. Тоді довжина другої секції складатиме

l2 = 3550 – 170 – 2730 = 650 м.

G2 = 650 Ч 322 = 209300 Н = 209,3 кН.

G1-2 = 54,74 + 209,3 = 264,04 кН.

Згідно листа Міннафтопрому на морських свердловинах забороняється використовувати обсадні труби з товщиною стінки менше 8,0 мм. Тому провіримо можливість використання труб 8,5-Д до гирла свердловини.

Приймаємо l3 = 2730 м. Тоді

G3 = 2730 Ч 292 = 797160 Н = 797,16 кН.

G1-3 = 264,04 + 797,16 = 1061,2 кН.

[G]3 = 1108 кН > 1061,2 кН

Провіримо труби третьої секції на внутрішній тиск на гирлі

Рв.Н. Чn2 = 32,73 Ч 1,15 = 37,64 МПа;

Рт = 38,6 МПа.

В інтервалі 2080-2120 м передбачається флюїдонасичений пласт з пластовим тиском рівним 23,05 МПа. Врахувавши коефіцієнт стійкості пласта 1,3 отримаємо

Рв.н. = 23,05 Ч 1,3 = 29,96 МПа

Ця величина менша за Ркр для труб 8,5-Д,

29,96 МПа < 31,4 МПа

Результати розрахунку експлуатаційної колони приведені в таблиці 4.2.

Таблиця . – Конструкція обсадної колони

№ | Група | Товщи- | Довжина | Вага | Наростаюча | Коефіцієнт запасу

секції | міцності | на стін- | секції, | секції, | вага | міцності

сталі труб | ки, мм | м | кН | колони, кН | n1 | n2 | n3

1 | Е | 9,5 | 170 | 54,74 | 72,16 | 1,30 | 2,19 | 25,79

2 | Д | 9,5 | 650 | 209,3 | 264,04 | 1,00 | 1,30 | 5,86

3 | Д | 8,5 | 2730 | 797,16 | 1061,2 | 1,00 | 1,18 | 1,76

Схема конструкції обсадної колони показана на рисунку 6.

Рисунок . – Схема конструкції експлуатаційної колони

Цементування обсадної колони

Вибір способу цементування

Враховуючи невелику вагу експлуатаційної обсадної колони, невеликий час знаходження обсадної колони в відкритому стовбурі, а також порівняно невелику глибину свердловини приймаємо рішення про спуск обсадної колони в один прийом, а також її цементування в один прийом.

Вибір тампонажних матеріалів

Температура в свердловині на глибині 3550 м складає 1400С.

Для ефективного заміщення бурового розчину цементним будемо витримувати наступні співвідношення:

де –відповідно найбільший і найменший зазори між стінками свердловини та обсадної колони;

– ексцентриситет обсадної колони відносно свердловини;

– зазор між стінками свердловини та обсадної колони при = 0

Тут , а – лінійний коефіцієнт кавернозності.

Знайдемо для проектного цементного розчину.

, тоді

;

Знаходимо необхідну густину цементного розчину.

Густина цементного розчину повинна задовольняти умову:

сmin ? сцр ? сmах,

де сmin – нижня границя, яка залежить від густини промивальної рідини, а саме

сmin = сбр + Дс,

де сбр – густина промивальної рідини;

Дс – мінімально необхідне перевищення густини цементного проти бурового розчину, яке приймають рівним 250 кг/м3.

.

Попередньо вибираємо густину цементного розчину рівною 1820кг/м3.

сmах – верхня границя густини цементного розчину, яка залежить від наймшого