РАСЧЕТ ЭКСПЛУАТАЦИОННОЙ
КОЛОННЫИ РАСЧЕТ ЕЕ ЦЕМЕНТИРОВАНИЯ
Вариант №7
Исходные данные
1. Назначение скважины - эксплуатационная, для добычи нефти.
2. Профиль скважины - вертикальная.
3. Глубина скважины, длина эксплуатационной колонны Н = 2700 м.
4. Диаметр долота при бурении под эксплуатационную колонну D Д = 190,5 мм.
5. Коэффициент уширения ствола скважины a= 1,05.
6. Наружный диаметр эксплуатационной колонны D Н = 140 мм.
7. Глубина спуска предыдущей обсадной колонны Н О = 800 м.
8. Внутренний диаметр предыдущей колонны D¢ в = 219 мм.
9. Цементирование эксплуатационной колонны производится до глубины, h = 0м.
10. Высота цементного стакана в эксплуатационной колонне h cт = 10 м.
11. Верхняя часть колонны цементируется облегченным цементным раствором, нижняя - цементным раствором нормальной плотности. Глубина смены цементных растворов Н Ц = 2400 м.
12. Время загустевания цементных растворов Т НЗ = 140 мин.
13. Глубина залегания продуктивных пластов
2600-2650м., Рпл1 = 28,1 МПа, Ргрп=41,5 МПа
14. Плотности растворов:
- бурового ρр - 1240 кг/м3;
- облегченного цементного ρоцр = 1570 кг/м3;
- цементного раствора нормальной плотности ρцр = 1810 кг/м3;
- продавочной жидкостиρпр = 1240 кг/м3;
- буферной жидкости ρбж = 1020 кг/м3;
- нефти в начале эксплуатации ρнн = 850 кг/м3;
- нефти (отбираемой жидкости) в конце эксплуатации ρн = 880 кг/м3;
- жидкости, заполняющей поры цементного камня ρгс = 1100 кг/м3;
- опрессовочной жидкости ρож = 1020 кг/м3;
- жидкости в колонне при испытании ее на герметичность снижением уровня ρж = 1050 кг/м3;
19.Глубина снижения уровня жидкости при испытании колонны на герметичность Н УГ = 1300 м.
20. Глубина снижения уровня жидкости в колонне в конце эксплуатации Н УК = 1500 м.
Расчет эксплуатационной колонны
Расчет колонны на избыточное наружное давление
Расчет эксплуатационной колонны на избыточные наружные (сминающие) давления проводят для следующих моментов времени:
- при окончании процесса цементирования;
- при снижении уровня жидкости в колонне при при испытании её на герметичность в один прием без пакера;
- при окончании эксплуатации скважины.
Рассчитаем избыточное наружное давление в момент окончания цементирования обсадной колонны для характерных глубин.
- у устья скважины (Z = 0):
Р НИо = Р Но - Р Во = 0
- у башмака предыдущей колонны (Z = Н О):
Р НИ = 10-6 g [ρр h + ρоцр (Н О – h) - ρпр Н О] = 10-6 10 [(1240×0 + 1570(800 – 0) – 1240×800]= 2,64 МПа
- на глубине смены цементных растворов (Z = Н Ц):
Р НИ = 10-6 g [ρр h + ρоцр(Н Ц– h) - ρпр Н Ц] = 10-6 10 [(1240×0 + 1570(2400 – 0) – 1240×2400] = 7,92 МПа
- у башмака эксплуатационной колонны (Z = Н):
Р НИ z = 10-6 g [ρр h + ρоцр (Н Ц– h) + ρцр (Н - Н Ц) - ρпр Н ] =
= 10-610[ 1240×0 + 1570(2400 –0) +1810(2700 - 2400) - 1240×2700] = 9,63 МПа
По данным расчета строим эпюру избыточных наружных давлений (рис. 1, линия I).
Рассчитаем избыточное наружное давление в момент испытания эксплуатационной колонны на герметичность снижением уровня:
- у устья скважины (Z = 0):
Р НИо = Р Но - Р Во = 0
- на глубине уровня цемента (Z = h):
Р НИ=10-6 g ρр h= 10-6×10 ×1240×0= 0 МПа
- у башмака предыдущей колонны (Z = Н О):
Р НИ=10-6 g ρгс Н О = 10-6×10 ×1100 ×800 = 8,8 МПа
- на уровне продуктивного пласта. Для этого сначала рассчитаем эквивалент градиента пластового давления (aПЛ):
aПЛ1 = Р ПЛ1/0,01 Н ПЛ1 = 28,1/0,01×2625 = 1,07 < 1,1,
при aПЛ < 1,1 Р НИ не учитывается
- на глубине уровня жидкости в колонне (Z = Н УГ):
Р НИ=10-6 g [ρр h+ ρгс (Н УГ - h) ] = 10-6×10 ×[1240×0+1100×1300] = 14,3 МПа
- у башмака эксплуатационной колонны (Z = Н):
Р НИ=10-6 g [ρр h+ ρгс (Н- h)- ρж (H- Н УГ ) ] =
10-6×10 ×[1240×0+1100×(2700-0)-1050×(2700-1300)] = 15 МПа
По данным расчета строим эпюру избыточных наружных давлений на момент испытания колонны на герметичность снижением давления (рис. 1, линия II).
Рассчитаем избыточное наружное давление для конца эксплуатации
скважины:
- у устья скважины (Z = 0):
Р НИо = Р Но - Р Во = 0
- у башмака предыдущей колонны (Z = Н О):
Р НИ =10-6 g ρгс Н О = 10-6×10 ×1100 ×800 = 8,8 МПа
- на глубине уровня жидкости в колонне (Z = Н УК):
Р НИ =10-6 g ρгс Н УК = 10-6×10 ×1100 ×1500 = 16,5 МПа
- на забое скважины (Z = Н):
Р НИ = 10-6 g [ρгс Н - ρж(Н - H УК)] = 10-6•10[1100 × 2700 - 1050(2700 - 1500)] = 17,1 МПа
По данным расчета строим эпюру избыточных наружных давлений на конец эксплуатации скважины (рис. 1, линия III).
Из построенных эпюр видно, что максимальное избыточное наружное давление имеет место для конца эксплуатации скважины.
Для зоны эксплуатационного объекта (интервал пласта ±50 м) примем коэффициент запаса прочности на смятие равным 1,15, для остальной части колонны – 1,0. На границах зоны эксплуатационного объекта с эпюры (рис. 1, линия III) снимаем значения избыточного наружного давления:
- на глубине 2550 м – 17,05 МПа;
- на глубине 2700 м – 17,1 МПа.
Величина наружных избыточных давлений, которые должна выдерживать обсадная колонна будут следующими:
- на глубине 2550 м – 17,05 • 1,15 = 19,6 МПа;
- на глубине 2700 м – 17,1 • 1,15 = 19,67 МПа.
На эпюре избыточных наружных давлений на конец эксплуатации скважины (рис. 1, линия III) на границе зоны эксплуатационного объекта откладываем полученные значения давлений и соединяем их прямыми линиями. Таким образом, мы получили эпюру давлений, которые должна выдерживать колонна с учетом нормированных коэффициентов запаса прочности на смятие. По этой эпюре графическим способом можно подбирать длины секций обсадных труб. Для компоновки колонны примем муфтовые трубы с треугольной резьбой нормальной длины, исполнения «Б» – НОРМКБ. Сминающее давление в 19,67 МПа выдерживают трубы НОРМКБ 139,7Кх7,0 (26,1 МПа). Максимальную глубину, на которой могут быть установлены эти трубы возьмем 2700 м, до забоя скважины.
Компоновка эксплуатационной колонны
из расчета на избыточное наружное давление.
| № сек- ции | Типоразмер обсадных труб | Толщина стенки, мм | Группа прочности стали | Интервал установки, м | Длина секции, м | Вес секции, кН |
| НОРМКБ 139,7 | 7,0 | К | 0-2700 | 639,9 |
Расчет колонны на растяжение (страгивание)
Выбранную из расчета на избыточное наружное давление компоновку эксплуатационной колонны необходимо проверить на осевые растягивающие нагрузки. Для этого последовательно (снизу вверх) для верха каждой секции рассчитывают коэффициент запаса прочности на растяжение (страгивание).
Для первой секции:
n СТР = Q СТР/å qi × li = 863/ 639,9= 1,35 > [ n СТР] = 1,15
После расчета на страгивание компановка эксплуатационной колонны остаётся той же.
Расчет колонны на избыточное внутреннее давление
Расчет колонны на избыточное внутреннее давление (разрыв) проводят для момента ее испытания гидравлической опрессовкой в один прием без пакера.
Давление на устье при работе нефтяной скважины составит:
Р У = Р ПЛ -10-6 gρ Н Н ПЛ = 28,1 -10-6 ·10 · 880 ·2625 = 5 МПа
Давление опрессовки должно превышать ожидаемое рабочее давление (Р У), и должно быть не ниже установленного минимального опрессовочного давления для данного диаметра обсадной колонны (Р ОПР min) /8/:
Р ОПР ³ 1,1 Р У ³ 1,1· 5 = 5,5 МПа;
Р ОПР ³ Р ОПР min = 12,5 МПа
Исходя из этих условий, принимаем Р ОПР = 12,5 МПа
Рассчитаем внутренние избыточные давления для характерных точек ствола скважины
- на устье скважины:
Р ВИо= Р Во – Р Но = 12,5 – 0 = 12,5 МПа
- на глубине уровня цемента (Z = h):
Р ВИh = Р ОПР -10-6 · g(ρ р – ρ ж )h = 12,5 - 10-6·10·(1240 - 1050)· 0= 12,5 МПа
- у башмака предыдущей колонны (Z = Н О):
Р ВИ Н о= Р В Н о– Р Н Н о= (Р ОПР+10-6 gρ ож Н О) -10-6 gρ гс Н О=
= (12,5+10-6·10·1020·800)-10-6·10·1100·800 = 11,86 МПа
- на глубине залегания продуктивного пласта (при a ПЛ < 1,1):
Р ВИ Н пл = Р ОПР -10-6 g [(ρ р – ρ ж) h+ (ρгс – ρж ) · (Н ПЛ – h)]=
= 12,5-10-6 ·10·[(1240 – 1050) ·0+(1100 –1050) · (2625- 0)]= 11,18 МПа
По полученным данным строим зпюру избыточных внутренних давлений (рис. 1, линия IV).
Рассчитаем коэффициенты запаса прочности на внутреннее давление для верха каждой секции выбранной компоновки. Значения внутренних избыточных давлений (Р ВИ) снимаем с эпюры (рис.1, линия IV).
Для первой секции:
n ВН = Р КР/ Р ВИ = 33,2/ 12,5 = 2,65 > [ n ВН] = 1,15
Таким образом, секция выдерживает избыточное внутреннее давление с необходимым запасом прочности.
Окончательно принимаем компоновку эксплуатационной колонны, приведенную в таблице