|
Архитектура Аудит Военная наука Иностранные языки Медицина Металлургия Метрология Образование Политология Производство Психология Стандартизация Технологии |
|
|
Архитектура Аудит Военная наука Иностранные языки Медицина Металлургия Метрология Образование Политология Производство Психология Стандартизация Технологии |
Расчёт эксплуатационной колонны
Условия работы колонны в скважине. Виды нагрузок и их источники зависят от технологических операций, проводимых в скважине. При креплении скважин обсадными трубами имеют место следующие технологические операции: спуск колонны, цементирование, заключительные работы после цементирования, испытание (освоение) и эксплуатация скважины. На обсадную колонну в разные периоды времени действуют различные по видам и величине нагрузки. Среди них : растяжение, смятие, изгиб, сжатие, внутренние и наружные давления. В качестве главных нагрузок, действующих на обсадную колонну, выделим следующие: наружные избыточные давления, внутренние избыточные давления и осевые растягивающие нагрузки от сил собственного веса. Расчёт обсадной колонны производится по методике, изложенной в [3]. Расчёт действующих нагрузок. Главные нагрузки (согласно 4.1), рассчитываются для периода, когда они достигают максимального значения. Наружные избыточные давления достигают максимального значения в период oпрессовки обсадной колонны. Осевые растягивающие нагрузки от сил собственного веса достигают максимального значения в конце спуска обсадной колонны. Исходные данные для расчёта эксплуатационной колонны:
Таблица 2.9
На глубине 2460 – 2498 находится проницаемый пласт. На глубине 2460 давление составляет Рпл s1 = 26,6 Мпа. Эксплуатационный объект залегает на глубине 2465 – 2498 м. На глубине 2498 м пластовое давление Рпл L = 27 Мпа. Коэффициент запаса прочности: - на наружное избыточное давление n1 - 1,2 - на внутренние избыточное давление n2 - 1,15 - на растяжение n3 -1,15 - на растяжение в клиновом захвате n4 -1, 25 Построение эпюр внутренних давлений. Расчёт обсадных колонн производят с учётом планируемого профиля на стадии проектирования. Расчёт наружного и внутреннего давления производят, как для вертикальных скважин, при этом расчётные данные определяются как проекции глубин по стволу скважины на вертикальную плоскость. Для построения эпюр давлений на вертикальной оси откладываются значения глубин по стволу скважины, а на горизонтальной оси откладывают расчётные давления соответствующие характерным точкам, рассчитанные для вертикальной проекции ствола скважины: а) Определяем внутренние давления в период ввода скважины в эксплуатацию (см. рис. 2 а)
а) б) в) Рис. 2. Схемы уровней жидкостей в скважинах.
Внутреннее давление определяется по формуле
Pвz = PплL – 10-6. γв (L – Z) при 0≤ Z ≤ L, (2.41)
где Pвz - внутреннее давление на глубине Z, МПа ; PплL - пластовое давление на глубине L, МПа; γв - удельный вес жидкости в колонне, н/м3; L - глубина скважины, м; Z - глубина залегания той точки для которой определяется внутреннее давление, м. при Z =0: Рву= 27-10-6 * 0,84 *104(2498-0) = 6,1 МПа при Z =L=2498: Рву= 27-10-6 * 0,84 *104(2498-2498) = 27 МПа б) Определяем внутреннее давление по окончании эксплуатации (см. рис. 2, б) Рвz = 0 при 0≤ Z ≤ H,
Рвz = 10-6. γв (Z – Н) при Н≤ Z ≤ L, (2.42)
где γв - удельный вес жидкости в колонне, н/м3; Z - глубина залегания той точки, для которой определяется внутреннее давление, м. Н – расстояние от устья до уровня жидкости в колонне, м ; при Z = 0 – 1500 м: Рвz = 0; при Z = L = 2498 м: Р. вL = 10-6.0,95.104(2498-1500) = 9,4 МПа Строим эпюру внутренних давлений АВ и СД соответственно найденным значениям. Наружное давления определяют для тех же процессов, что и внутренние давления. а) Находим наружные давления в незацементированой зоне по формуле
Рнz = 10-6. γр Z при 0≤ Z ≤ h, (2.43)
где Pнz – наружное давление на глубине Z, МПа ; γр - удельный вес бурового раствора, н/м3 ; Z - глубина залегания той точки для которой определяется внутреннее давление, м. h – расстояние от устья до уровня цементного раствора за колонной, м. при z = 0: Pвz = 0; при z = h = 650 Рнh= 10-6 * 1.12 *104 * 600 = 7.8 МПа б) Определяем наружное давление для зацементированной зоны по формуле - в интервале, закреплённом предыдущей колонной
Рнz = 10-6. γр. h+10-6. γгс ррррh (Z – h) при h ≤ Z ≤ L, (4.4)
где γр - удельный вес бурового раствора, н/м3; Z - глубина залегания той точки для которой определяется наружное давление, м. γгс – удельный вес пластовой воды, н/м3; h – расстояние от устья до уровня цементного раствора за колонной, м; при z = h = 600: Рнh = 10-6 * 1,12 * 104 * 600 + 10-6 * * 1,1 * 104 (600 – 600) = 6,72 МПа при z = L0 = 750: РнL = 10-6 * 1,12 * 104 * 750 + 10-6 * * 1,1 * 104 (750 – 600) = 10,05 МПа - в интервале открытого ствола с учётом пластового давления по формуле
где РHL0 – наружное давление на глубине L0, МПа; Рплs1 – пластовое давление на глубине S1, МПа; L0 – расстояние от устья до башмака предыдущей колонны, м; S1 – расстояние от устья до середины проницаемого пласта, м; S2 – расстояние от устья до кровли эксплуатационного объекта, м ; L – глубина скважины, м; PплL – пластовое давление на уровне подошвы эксплуатационного объекта, МПа; Тогда по формуле (4.5) при Z = L0 = 700: PHL0 = 7 MПа при Z = S1 = 2460: PHS1 =26,6 MПа Тогда по формуле (4.6) при Z = L = 2498: PHL =27 Mпа в) Определяем наружное давление с учётом наружного давления составного столба тампонажного и бурового растворов по всей длине скважины на момент окончания цементирования по формуле
Рнz = 10-6. γр Z при 0≤ Z1 ≤ h1, (2.47)
где Pнz – наружное давление на глубине Z, МПа ; γр - удельный вес бурового раствора, н/м3; Z - глубина залегания той точки для которой определяется наружное давление, м. h – расстояние от устья до уровня цементного раствора за колонной, м. при z = 0: Pвz = 0; при z = h = 600 Рнh= 10-6 * 1.12 *104 * 600 = 7.8 МПа
Рнz = 10-6. [γр. h – γц ррррh (Z – h)] при h ≤ Z ≤ L, (2.48)
где γр - удельный вес бурового раствора, н/м3; Z - глубина залегания той точки для которой определяется наружное давление, м. Pнz – наружное давление на глубине Z, МПа ; γц – удельный вес цементного раствора, н/м3; h – расстояние от устья до уровня цементного раствора за колонной, м ; L – глубина скважины, м; при z = L = 2498: Рнz = 10-6. [1,12.10 4. 600 - 1,84.104 (2498 – 600)] = 28,9 МПа Построение эпюры избыточных давлений а) определяем избыточное наружное давление на момент окончания цементирования по формуле
Рниz = 10-6 (γр – γв). Z при 0 ≤ Z ≤ h, (2.49)
где γц – удельный вес цементного раствора, н/м3 ; γр - удельный вес бурового раствора, н/м3; Z - глубина залегания той точки для которой определяется наружное избыточное давление, м ; γв – удельный вес жидкости внутри колонны, н/м3; h – расстояние от устья до уровня цементного раствора за колонной, м; при z = 0: Рниz = 0 при z = h = 600: Рниz = 10-6(1,12.104 – 1,12.104).600 = 0 МПа
Рниz = 10-6 [(γц – γв). Z – (γц – γр). h] при h ≤ Z ≤ L, (2.50)
где γц – удельный вес цементного раствора, н/м3 ; γр - удельный вес бурового раствора, н/м3 ; Z - глубина залегания той точки для которой определяется наружное избыточное давление, м ; γв – удельный вес жидкости внутри колонны, н/м3; h – расстояние от устья до уровня цементного раствора за колонной, м ; L - глубина скважины, м; Рниz = 10-6 [(1,83 – 1,12). 104. 2498– (1,83 – 1,12). 104.600] = 13,4 МПа при z = h = 2498 м. б) Определяем избыточное наружное давление для процесса испытания колонны на герметичность снижением уровня (см. рис. 2, в) по формуле - в незацементированой зоне
Рниz = 10-6 γр. Z при 0 ≤ Z ≤ h, (2.51)
где γр - удельный вес бурового раствора, н/м3; Z - глубина залегания той точки для которой определяется наружное избыточное давление, м; h – расстояние от устья до уровня цементного раствора за колонной, м; при z = 0: Рниz = 0 при z = h = 600: Рниz = 10-6.1,12.104.600 = 7,8 МПа - в зацементированной зоне
Рниz = Рнz при h ≤ Z ≤ H, (2.52)
где Z - глубина залегания той точки для которой определяется наружное избыточное давление, м; h – расстояние от устья до уровня цементного раствора за колонной, м ; Pнz – наружное давление на глубине Z, МПа; Н – расстояние от устья до уровня жидкости в колонне, м.
Рвнz = Рнz - 10-6. γв (Z – Н) при Н≤ Z ≤ L, (2.53)
где Pнz – наружное давление на глубине Z, МПа ; γв - удельный вес жидкости в колонне, н/м3; Z - глубина залегания той точки для которой определяется наружное избыточное давление, м ; Н – расстояние от устья до уровня жидкости в колонне, м ; L - глубина скважины, м; S1 – расстояние от устья до середины проницаемого пласта, м. при Z = H=1000 м : Р ниz = 10-10-6.1.104(1000-1000) = 10 МПа при Z = L = 2498 м : Р ниz = 27- 10-6.1.104(2498-1000) = 12 МПа при Z = S1 = 2460м : Р ниz = 26.6- 10-6.1.104(2460-1000) = 11,5 МПа в) Определяем наружные избыточные давления при освоении скважины: - в незацементированой зоне по формуле
Рниz = 10-6 γр. Z при 0 ≤ Z ≤ h, (2.54)
где γр - удельный вес бурового раствора, н/м3; Z - глубина залегания той точки для которой определяется наружное избыточное давление, м; h – расстояние от устья до уровня цементного раствора за колонной, м; при z = 0: Рниz = 0 при z = h = 600: Рниz = 10-6.1,12.104.600 = 7,8 МПа - в зацементированной зоне
Рниz = Рнz при h ≤ Z ≤ H, (2.55)
где Z - глубина залегания той точки для которой определяется наружное избыточное давление, м; h – расстояние от устья до уровня цементного раствора за колонной, м ; Pнz – наружное давление на глубине Z, МПа; Н – расстояние от устья до уровня жидкости в колонне, м. при z = h = 600 Рниz = 7,8 МПа при z = H = 1400: Рниz = 15,68 МПа
Рвнz = Рнz - 10-6. γв (Z – Н) при Н≤ Z ≤ L, (2.56)
где Pнz – наружное давление на глубине Z, МПа ; γв - удельный вес жидкости в колонне, н/м3; Z - глубина залегания той точки для которой определяется наружное избыточное давление, м ; Н – расстояние от устья до уровня жидкости в колонне, м ; L - глубина скважины, м; при Z = H=1400 м : Р ниz = 10-10-6.1.104(1400-1400) = 14 МПа при Z = L = 2498 м : Р ниz = 27- 10-6.1.104(2498-1400) = 16 МПа при Z = S1 = 2663 м : Р ниz = 26.6- 10-6.1.104(2460-1400) = 16 МПа г) Определяем избыточные давления по окончании эксплуатации (см. рис. 2,б):
Рниz = 10-6 γр. Z при 0 ≤ Z ≤ h, (2.57)
где γр - удельный вес бурового раствора, н/м3; Z - глубина залегания той точки для которой определяется наружное избыточное давление, м; h – расстояние от устья до уровня цементного раствора за колонной, м; при z = 0: Рниz = 0 при z = h = 600: Рниz = 7,8 МПа - в зацементированной зоне
Рниz = Рнz при h ≤ Z ≤ H, (2.58)
где Z - глубина залегания той точки для которой определяется наружное избыточное давление, м; h – расстояние от устья до уровня цементного раствора за колонной, м ; Pнz – наружное давление на глубине Z, МПа; Н – расстояние от устья до уровня жидкости в колонне, м. при z = h = 600: Рниz = 7,5 МПа при z = H = 1500: Рниz = 17 МПа
Рвнz = Рнz - 10-6. γв (Z – Н) при Н≤ Z ≤ L, (2.59)
где Pнz – наружное давление на глубине Z, МПа ; γв - удельный вес жидкости в колонне, н/м3; Z - глубина залегания той точки для которой определяется наружное избыточное давление, м ; Н – расстояние от устья до уровня жидкости в колонне, м ; L - глубина скважины, м; S1 – расстояние от устья до середины проницаемого пласта, м. при Z = H=1500 м : Р ниz = 10-10-6.1.104(1000-1000) = 15 МПа при Z = L = 2498 м : Р ниz = 27- 10-6.1.104(2498-1500) = 17 МПа при Z = S1 = 2460 м : Р ниz = 26.6- 10-6.1.104(2460-1500) = 17 МПа Построение эпюры избыточных внутренних давлений при испытании на герметичность. Определяем избыточное внутреннее давление при испытании на герметичность снижением уровня (см. рис. 2, в): а) в незацементированой зоне по формуле
Рвиz =Роп - 10-6 (γр – γж). Z при Роп >1,1Рву и при 0 ≤ Z ≤ h, (2.60)
где Роп - давление опресовки, МПа (Роп = 12,5 МПа (см. табл. 2.1 [3] )); Рву - давление на устье внутри колонны, МПа ; γр - удельный вес бурового раствора, н/м3; Z - глубина залегания той точки для которой определяется наружное избыточное давление, м ; γв – удельный вес испытательной жидкости, н/м3; h – расстояние от устья до уровня цементного раствора, м. при Z = 0 м : Р вио =Роп = 12,5 МПа при Z = h = 600 м : Р вио = 12,5- 10-6. (1,12.104- 1. 104).600 = 11,78 МПа б) в зацементированной зоне по формуле
Рвнz = Роп + 10-6. γж.Z – [(Рпл1 - РнLо)/(РнLо + (z – Lо)/(S1 - Lо))], (2.61)
где Pоп – давление опресcовки, МПС (Роп = 12,5 МПС (см. табл. 2.1 [3])); Z - глубина залегания той точки для которой определяется внутреннее избыточное давление, м ; γж – удельный вес испытательной жидкости, н/м3; PнLо – наружное давление на глубине Lо, МПа; Рпл1 - пластовое давление, МПа ; Lо – расстояние от устья до башмака предыдущей колонны, м; S1 – расстояние от устья до середины проницаемого пласта, м. при Z = S1 = 2460 м : Р ви = 12,5 + 10-6.1.104.2460-26,6 = 10,5 МПа при Z = L = 2498 м : Р ви = 12,5 + 10-6.1.104.2498-27 = 10,8 МПа при Z = Lо = 400 м : Р ви = 12,5 + 10-6.1.104.600-6 = 12,5 МПа Конструирование обсадной колонны по длине. Конструкция обсадной колонны характеризуется типом труб (их соединений), наружный диаметр обсадных труб, толщиной стенок, а также материалом труб (группой прочности). Конструированная колонна должна обеспечить прочность на расчётные виды нагрузок во всех сечениях и в то же время обладать минимальной, экономической целесообразной материалоёмкостью для данных конкретных условий.
График 2.11. Эпюры наружных и внутренних избыточных давлений
Диаметр колонны определён согласно 2.2.1 и составляет 146 мм. Толщина стенок и материал труб подбирают в соответствии с эпюрами избыточных давлений и величиной собственного веса труб. Для компоновки обсадной колонны диаметром 146 мм принимаем, обсадные трубы муфтового соединения с резьбой треугольного профиля по ГОСТ 632-80 исполнения “Б”. Группу прочности стали, выбираем в соответствии с инструкцией по расчёту обсадных колонн, которая рекомендует начинать расчёт с группой прочности ”Д”. Основные характеристики для принятых труб по справочным данным в табл. 2.10.
Таблица 2.10 Основные характеристики обсадных труб.
Для принятой группы прочности задача расчёта параметров секций сводится к толщине стенок труб и длины секций с соответствующей толщиной стенок. Расчёт производится с нижней секции, где наружные давления имеют максимальные значения. Необходимо отметить, что в данном случае профиль ствола скважины – наклонно- направленный, поэтому следует учитывать влияние изгиба ствола скважины в зависимости от интенсивности искривления. Проведём анализ прочностных характеристик и действующих избыточных давлений. Из табл. 4.1 следует, что прочность на внутреннее давление труб с наименьшей толщиной стенки 6,5 мм составляет 29 МПа при наибольшем внутреннем избыточном давлении 12,5 МПа. В данном случае даже наименьшая толщина стенок должна обеспечить условие
n2 = Рви / Рвио, (2.62)
где n2 - коэффициент запаса прочности на внутреннее избыточное давление ; Рви – внутреннее давление труб с наименьшей толщиной стенок, МПа ; Рвио - наибольшее внутреннее давление, МПа;
, что допустимо (согласно 2.11) На основании этого в дальнейшем проверку секций на внутреннее избыточные давления не проводим. Определяем параметры секций. 1 СЕКЦИЯ Расчёт наружных избыточных давлений производим по обобщенным значениям. Расчёт проводим для процесса когда наружные избыточные давления достигают максимальных значений (процесс цементирования скважины). Наружные избыточные давления на забое скважины достигают значения РниL =17,0 МПа. Толщина стенок труб 1-й секции должна обеспечить такую прочность на наружное избыточное давление, которая удовлетворяет условию
Р “нuL ≥РпнuL. n1
где РпнuL - максимальное наружное избыточное давление на забое скважины, МПа; n1 – коэффициент запаса прочности на наружное избыточное давление; Р “нuL ≥ 17. 1,2 = 20,88 МПа По табл.4.1 находим, что этому давлению соответствует трубы с толщиной стенки 7,7 мм, для которых Ркр = 24 МПа. Длина 1-ой секции l1 = 140 м (90 м плюс 50 м выше кровли эксплуатационного объекта). Вес её определяется по формуле
Q1 = gi. li (2.63)
где li –длина соответствующей секции, м ; gi - вес 1 м трубы соответствующей секции, кН; Q1 – 0,265. 140 = 37,1 кН По эпюре (график 2.11) определяем расчётные давления Рнuz на уровне верхнего пласта 1- ой секции на глубине 2460 Рнuz = 17 МПа. Этому давлению при n1 = 6,5 мм, для которых Ркр2 = 17,4 МПа. Определяем значение Ркр2 для труб второй секции для условий всестороннего нагружения с учётом растягивающих нагрузок от веса первой секции по формуле
где Ркр2 – критическое давление для труб 2-ой секции МПа; Q1 – вес 1-ой секции, кН; Qm - растягивающие нагрузки при которых напряжения в теле трубы достигают предела текучести для труб 2-ой секции, кН;
Глубина спуска 2-ой секции принимаем равной L’ =2828 м. Длину 1-ой секции принимаем равной l1 = 140 м. 2 СЕКЦИЯ Толщину стенок труб 2-ой секции принимаем равной 6,5 мм. Так как труб диаметром 146 мм с меньшей толщиной стенки нет, а наружные избыточные давления продолжают уменьшаться к устью, то данная толщина стенок выдержит все наружные давления. Следовательно дальнейший расчёт проводим из условия прочности на страгивающие нагрузки от веса предыдущих секций и собственного веса этой секции. Длина секции из условия прочности на страгивающие нагрузки определяются по формуле
где gi – вес 1м труб подбираемой секции, кН ; Qi-1 – общий вес нижележащих секции, кН ; [P] – допускаемая нагрузка кН; Допускаемая нагрузка определяется по формуле
[P] = Pcm / n’2, (2.66)
где Pcm – страгивающая нагрузка для соединения труб соответствующей секции, кН; n’2 – коэффициент запаса прочности при растяжении для обсадных труб на изогнутом участке ствола. Коэффициент запаса прочности на растяжение n’2 определяется по формуле
где n2 – коэффициент запаса прочности на растяжение, принимаемый для вертикальной скважины ; λ – коэффициент, учитывающий влияние размеров соединения и его прочностные характеристики, α = 0,04 (см. прил. 20 [3] ); α0 - интенсивность искривления, α0 = 20 (10м).
Определяем длину 2-ой секции, предварительно определив значение допускаемой нагрузки по формуле (2.66) [P] = 627 / 1,2 =522,5 кН Тогда по формуле (2.65)
Вес секции определяется по формуле (2.63) Q2 = 2177. 0,266 = 492 кН Суммарный вес 2-х секций Q1 + Q2 = 492 + 37,1 кН 3 СЕКЦИЯ Принимаем толщину стенок труб 3-й секции 7,0 мм. Тогда по формуле (2.66) [P] = 696 / 1,2 =580 кН Тогда по формуле (2.65)
Вес секции определяется по формуле (2.63) Q3 = 236. 0,243 = 57,35 кН Суммарный вес 3-х секций Q1 + Q2 + Q3 = 492 + 30,48 + 57,35 = 580 кН 4 СЕКЦИЯ Принимаем толщину стенок труб 4-й секции 7,7 мм. Тогда по формуле (2.66) [P] = 774 / 1,2 =645 кН Тогда по формуле (2.65)
Вес секции определяется по формуле (2.63) Q1 = 247. 0,265 =65,46 кН 4 СЕКЦИЯ Принимаем толщину стенок труб 5-й секции 8,5 мм. Тогда по формуле (2.66) [P] = 872 / 1,2 =726 кН Тогда по формуле (2.65)
Вес секции определяется по формуле (2.63) Q1 = 170. 0,265 =49,3 кН Суммарный вес 5-ти секций Q1 + Q2 + Q3 + Q4 +Q5= 492 + 37,1 + 57,35 +65,46+49,3 = 651 кН Сводные данные о конструкции обсадной колонны приведены в табл. 2.11.
Таблица 2.11 Сводные данные о конструкции обсадной колонны
Технологическая оснастка обсадной колонны Низ колонны оборудуется башмаком типа БК. Обратный клапан типа ЦКОД. Центраторы типа ЦЦ-146/191-216-1 (ТУ 39 – 01 – 08 – 283 – 77), устанавливаются через 10 м в интервалах продуктивных пластов. При этом как минимум по два центратора должны быть установлено выше и ниже пласта. Минимальное количество центраторов на один объект (при его толщине не менее 10 м ) – четыре (два выше и два ниже). В интервале непосредственно выше башмака кондуктора устанавливается через 10 м три таких же центратора, один на верхней трубе. Другими элементами технологической оснастки эксплуатационная колонна оборудуется в зависимости от особенностей геологического строения продуктивной части разреза в конкретной скважине. В добывающих скважинах при толщине разделяющей нефтеносный и водоносный горизонты непроницаемой перемычки 2-8 м, устанавливается заколонный пакер типа ПГПМ-146 (ОСТ 39-1372-89). При толщине разделяющей перемычки до 8 м вместо пружинных центраторов используются жесткие. Устанавливаются аналогичным способом. На низ обсадной колонны устанавливается башмак, который навинчивается на башмачный патрубок – отрезок толстостенной трубы с боковыми отверстиями. Выбираем башмак БК-146 (ОСТ 39.011-74). На расстоянии одной двух труб от башмака в колонне устанавливают обратный клапан. Принимаем клапан ЦКОД 146-1 (ТУ 39-01-08-281-77).
|
|||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
Последнее изменение этой страницы: 2019-06-20; Просмотров: 1239; Нарушение авторского права страницы
при L0≤ Z ≤ S1, (2.45)
при S1≤ Z ≤ L, (2.46)
, (2.64)
, МПа
, (2.65)
, (2.67)
