Расчет центрирования обсадных колонн




Расчет центрирования обсадных колонн

Методические указания к выполнению лабораторной работы по дисциплине «Заканчивание скважин» для студентов специальности 130504 «Бурение нефтяных и газовых скважин» очного обучения

 

 

Томск 2010

Центрирование обсадных колонн

Каждая обсадная колонна подлежит обязательному центрированию на следующих участках:

 

1. В интервале подъема тампонажного раствора, сформированного по приложению 1, в том числе в обсаженном интервале ранее спущенной колонной, кроме участков, заполняемых тампонажным раствором с целью недопущения разрыва сплошности цементного камня по высоте (приложение 1).

 

2. Независимо от требований п. 1:

· на цементируемом фильтре;

· над башмаком спускаемой потайной, нижней и промежуточной секции колонны, кондуктора и выше башмака на 8-10 м;

· у башмака ранее спущенной колонны (кондуктора) и выше на расстоянии 30-50 м через каждые 8-10 м;

· под и над устройством ступенчатого цементирования и ниже стыка секций по два центратора через 8-10 м;

· у «головы» потайной колонны и ниже на расстоянии 8-10 м;

· под и над заколонной манжетой или пакером по два центратора с расстоянием 8-10 м;

· в приустьевой части, в случае подъема тампонажного раствора до устья скважины, два центратора с расстоянием 8-10 м;

· непосредственно над башмаком и на расстоянии 3-5 м от башмака эксплуатационной колонны в горизонтальном участке ствола.

 

Эксцентриситет центрируемой обсадной колонны в любой точке не должен превышать величину

f = 0,33 (D-d)/2,

где D, d – соответственно диаметр скважины и диаметр обсадных труб в рассматриваемой точке.

 

При выборе типоразмеров центраторов необходимо руководствоваться следующими указаниями:

· Для вертикальных участков ствола скважины и участков с углом наклона до 30-350 применять центраторы типа ЦЦ-1 (упругие);

· Для наклонных более 350 и горизонтальных участков ствола – центраторы типа ЦЦ-2,4 (жестко-упругие) или центраторы-турбулизаторы типа ЦТГ;

· Для участков ствола, осложненных желобными выработками, независимо от угла наклона, как правило, центраторы типа ЦТГ.

 

Расчет центрирования обсадных колонн

 

  1. Исходная информация:

 

· глубина спуска обсадной колонны L, м

· диаметр ствола скважины на рассматриваемом участке D, м

· высота подъема цемента HЦ, м

· наружный диаметр обсадной колонны dН, м

· внутренний диаметр обсадной колонны dВ, м

· зенитный угол наклона скважины на рассматриваемом участке α1

· плотность тампонажного раствора ρТ, кг/м3

· плотность бурового раствора ρБ, кг/м3

· плотность продавочной жидкости ρП, кг/м3

· вес единицы длины обсадной колонны в воздухе q, кгс/м – таблица

· интервал центрирования колонны (верх-низ) hВ – hН, м

· допустимая нагрузка на центратор [Q], кгс – таблица

· допустимая стрела прогиба [ f ]

[ f ] = 0,33 (D-dН)/2, м

1 кгс = 10 Н

 

  1. Предварительные расчеты

 

· Жесткость труб обсадной колонны, кгс·м2

EI = 2,1·1010· ·[1-()4]

· Объем вытесненного тампонажного раствора на 1 метре, м3

VТ = 0,785·

 

· Вес вытесненного тампонажного раствора на 1 метре, кгс

qт = VТ · ρт

 

· Внутренний объем 1 метра обсадной колонны, м3

VВ = 0,785 · d

 

· Вес продавочной жидкости на 1 метре, кгс

qп = VВ · ρп

 

· Вес 1 метра обсадной колонны с продавочной жидкостью, кгс

qк = q + qп

 

· Вес 1 метра обсадной колонны с продавочной жидкостью в цементном растворе, кгс

qж = qк - qт

 

· Прижимающее усилие, действующее на центратор при расстоянии между центраторами 10 метров, кгс

P1 = 14,3 · qж · sin α1,

 

α1 – зенитный угол наклона ствола скважины на участке расположения рассматриваемой трубы.

 

· Расстояние между центраторами по допустимой нагрузке на один центратор, м

l 1 =

 

  1. Расчет расстояний между центраторами и количество центраторов.

 

3.1. Сопоставить значения l 1 и hЦ = hН – hВ;

при l 1 < hЦ расчет продолжить с п. 3.2.

при l 1 ≥ hЦ расчет продолжить с п. 3.7.

 

3.2. Стрела прогиба части обсадной колонны длиной l 1 от собственного веса, мм

f0 =

3.3. Растягивающее усилие от нижележащего участка обсадной колонны, кгс

N = 0,3 · qж · (L-hн) · cos α2,

где α2 – средневзвешанный зенитный угол ствола скважины в интервале от hН до L

 

3.4. Критическая сила (по Эйлеру), кгс

PКР = ,

где μ = 1

 

3.5. Стрела прогиба труб между центраторами с учетом растягивающего усилия, мм

f =

3.6. Выбор расстояния между центраторами l по сопоставлению значений f и [f]:

при f [f] принять l = l 1, расчет продолжить по п. 3.8.

при f > [f] расчет продолжить с п. 3.7.

 

3.7. Определение расстояний между центраторами по значению допустимой стрелы прогиба обсадной колонны, м

l =

3.8 Необходимое количество центраторов в рассматриваемом интервале, шт

 

n = [(hН – hВ)/ l ] + 1

Приложение

1. В необсаженном стволе скважины цементированию подлежат:

· продуктивные стволы, кроме предусмотренных к опробованию и эксплуатации открытым стволом или с нецементируемым фильтром;

· продуктивные горизонты, не предусмотренные к опробованию или эксплуатации, и горизонты с непромышленными запасами нефти и газа;

· истощенные горизонты;

· проницаемые горизонты, насыщенные пресной водой, а также всеми типами минерализованных вод;

· горизонты вторичных (техногенных) залежей нефти и газа;

· интервалы, представленные породами, склонными к пластическому течению и вспучиванию;

· толща многолетнемерзлых пород;

· горизонты, породы которых или продукты их насыщения способны вызвать ускоренную коррозию обсадных труб.

В обсаженной предыдущей колонной части ствола скважины цементированию подлежат те же интервалы, кроме интервалов залегания истощенных горизонтов и горизонтов с непромышленными залежами нефти и газа, не подлежащих опробованию или разработке, а также горизонтов, насыщенных неагрессивными водами.

2. Независимо от требований п. 1 направления, кондукторы, потайные колонны, нижние и промежуточные ступени при ступенчатом цементировании, нижние и промежуточные секции секционных колонн цементируются на всю длину.

3. Минимально необходимая высота подъема тампонажного раствора над флюидосодержащими горизонтами, а также над кровлей подземных хранилищ газа и нефти, над устройством ступенчатого цементирования (стыком секций) верхней ступени (секции) обсадных колонн должна составлять не менее 150-300 м для нефтяных и 500 м для газовых скважин.

4. Все выбранные по п.п. 1-3 интервалы цементирования объединяются в один общий. Не допускается разрыв сплошности цементного кольца за обсадными колоннами на протяжении всего интервала цементирования. Однако расчёт числа центраторов производится только для интервалов по п.1,3

5. Расчёт центраторов производят также для интервалов набора и снижения зенитного угла, с целью обеспечения требования:

 

[ f ] ≤ 0,33 (D-dН)/2, м

 

Варианты

№ вар L, м D, м HЦ, м dН, м dВ, м α1 ρ Т, кг/м3 ρ Б, кг/м3 ρ П, кг/м3 hВ – hН, м
    0,2445   0,1937 0,1747         2501-2992
    0,2159   0,146 0,132         2876-3014
    0,2445   0,1937 0,1747         2710-2890
    0,259   0,168 0,150         3005-3300
    0,2159   0,146 0,133         2410-2700
    0,2159   0,168 0,153         1670-1865
    0,2159   0,146 0,133         2600-2830
    0,2159   0,146 0,133         2100-2348

 

Контрольные вопросы

1. Какой тип центраторов следует применять для вертикальных участков скважины и участков с углом наклона до 30-350?

2. Как зенитный угол наклона скважины влияет на количество центраторов?



Поделиться:




Поиск по сайту

©2015-2024 poisk-ru.ru
Все права принадлежать их авторам. Данный сайт не претендует на авторства, а предоставляет бесплатное использование.
Дата создания страницы: 2020-12-16 Нарушение авторских прав и Нарушение персональных данных


Поиск по сайту: