Строительство наклонно-направленной эксплуатационной скважины №12 на площади Северо-Прибрежная

РН = 10-6·g·(Н1·ρБР + (Н2-Н1)·ρОТР + (Н-Н2)·ρНТР·(1-К));

РВ = 22,964 +10-6·9,81·3300·1080 = 57,927 МПа;

РН=10-6·9,81·(400·1080+(2617-400)·1500+(3300-2617)·1910·(1-0,25))=46,459 МПа.

РВИ = 57,927 – 46,459 = 11,468 МПа.

 

Рассмотрим третий случай высоких внутренних давлений, характерных для опрессовки скважины.

В соответствии с «Правилами безопасности в нефтяной и газовой промышленности» величина давления опрессовки РОП должна составлять:

 

РОП = 1,1·РУ, (2.61)

 

где: РУ – максимальное ожидаемое давление на устье.

Для поисковых скважин максимальное давление на устье возникает в момент испытания продуктивного горизонта при закрытом устье.

В любом случае, давление опрессовки РОП не должно быть ниже минимальных РОПМИН, то есть РОП ≥ РОПМИН, которые в инструкции по расчёту обсадных колонн даны в виде таблицы (для колонны диаметром 140 мм РОПМИН = 11,5 МПа)[19].

Максимальное ожидаемое давление на устье составляет 9,17 МПа.

РОП = 1,1´9,17 = 10,087 МПа.

РОП < РОПМИН следовательно принимаем РОП = 11,5 МПа.

 

 

 

 

 

 

 

 

Рисунок 2.10 – Опрессовка эксплуатационной колонны

 

Точка 1 ® устье скважины

 

РВИ = РВ – РН;

РН = 0;

РВ = РОП;

РВИ = РОП; РВИ = 11,5 МПа.

 

Точка 2 ® уровень ОЦК за колонной

 

РВИ = РВ – РН;

РВ = РОП +10-6 ·g·Н1·ρПЖ;

РВ =11,5+10-6·9,81·400·1080 = 15,738 МПа;

РН = 10-6 ·g·Н1·ρБР;

РН = 10-6·9,81·400·1080 = 4,238 МПа;

РВИ = 15,738 - 4,238 = 11,5 МПа.

 

Точка 3 ® башмак кондуктора

 

РВИ = РВ – РН;

РВ = РОП +10-6·g·Н2·ρПЖ;

РН = 10-6·g·(Н1·ρБР + (Н2-Н1)·ρПЛВ);

РВ = 11,5+10-6·9,81·700·1080 = 18,916 МПа;

РН =10-6·9,81·(400·1080 + 300·1010) = 7,21 МПа.

РВИ =18,916 – 7,21 = 11,706 МПа.

 

Точка 4 ® на границе двух ЦК

 

РВИ = РВ – РН;

РВ = РОП +10-6·g·Н3·ρПЖ;

РН = 10-6·g·(Н1·ρБР + (Н2-Н1)·ρПЛВ+(Н3-Н2)·ρЦКО·(1-К));

РВ = 11,5+10-6·9,81·2617·1080 = 39,227 МПа;

РН =10-6·9,81·(400·1080 + 300·1010+(2617-700)·1500·(1-0,25)) = 28,367 МПа.

РВИ = 39,227 – 28,367 = 10,86 МПа.

 

Точка 5 ® забой скважины

 

РВИ = РВ – РН;

РВ = РОП +10-6·g·Н·ρПЖ;

РН = 10-6·g·(Н1·ρБР + (Н2-Н1)·ρПЛВ+(Н3-Н2)·ρЦКО·(1-К)+(Н-Н3)· ρЦКН·(1-К));

РВ = 11,5+10-6·9,81·3300·1080 = 46,463 МПа;

РН=10-6·9,81·(400·1080+300·1010+(2617-700)·1500·(1-0,25)+(3300-2617)·1910·(1-0,25)) = 37,965 МПа.

РВИ = 46,463 – 37,965 = 8,498 МПа.

 

Из вышеприведённых расчётов можно сделать вывод, что наибольшие избыточные внутренние давления наблюдаются в конце продавки нормального и облегченного тампонажных растворов. Расчетные значения внутренних избыточных давлений сведены в таблице 2.13.

 

Таблица 2.13 – Внутренние избыточные давления

Случай	№ точки	Глубина, м	Давление, мПа.
Конец продавки НТР	1 2 3	0 2617 3147	16,761 16,761 11,2
Конец продавки ОТР	1 2 3 4	0 400 2617 3147	22,964 22,964 13,83 11,468
Опрессовка	1 2 3 4 5	0 400 700 2617 3147	11,5 11,5 11,706 10,86 8,498

 

2.4.2 Конструирование эксплуатационной  колонны по длине

Для расчета принимаются обсадные трубы диаметром 139,7 мм из стали группы прочности “N-80”. В соответствии с требованиями “Инструкции по расчёту обсадных колонн” принимаются к проектированию обсадные трубы исполнения А, т.к. обсадные трубы исполнения Б запрещается применять при креплении нефтяных и газовых скважин. В соответствии с рекомендациями, а также принимая во внимание, что максимальное внутреннее избыточное давление в обсадной колонне попадает в интервал 35¸60 МПа и скважина наклонно-направленная принимается тип резьбового соединения – VAGT.

1-я секция

Определяем требуемую прочность трубы на смятие для 1-ой секции Р1см, которая удовлетворяет условию[18]:

 

Р1СМ ≥ nСМ·Р1НИ (2.62)

 

где Р1НИ - величина наружного избыточного давления в начале 1-ой секции (на забое);

nСМ - коэффициент запаса на смятие внешним избыточным давлением (1,0 - 1,3), выбираем nСМ =1,2, т.к. коллектор неустойчивый.

Р1СМ ≥ 1,2 · 20,937 = 25,124 МПа.

Находим толщину стенки δ1, которая обеспечивает найденную прочность на смятие или на критические давления δ1= 8,9 мм исполнения А группы прочности N-80.

Из условия перекрытия верхнего нефтяного пласта на 50 м проектируем глубину установки первой секции 2280 м по вертикали.

По мере удаления от забоя Р1НИ снижается, поэтому на какой-то глубине устанавливаем трубы с меньшей толщиной стенки.

Находим значение Р2НИ, которое обеспечится прочностью трубы со следующей меньшей толщиной стенки δ2 из условия[18]:

 

*Р2СМ = Р2СМ (1-0,3 ΣG1 / Q2Т ) (2.63)

Р2НИ = *Р2СМ / nСМ (2.64)

 

где: Р2СМ - прочность труб на смятие для следующей за δ1 толщины δ2 < δ1. Толщину стенки δ2 для второй секции выбираем 8,0 мм исполнения А группы прочности N-80.

Рассчитываем вес 1-ой секции G1:

 

G1 = 11 • q1 (2.65)

 

где q1 - вес 1 м. труб 1-ой секции с толщиной стенки δ1.

G1 = 583•0,354 = 206,382 кН.

Для второй секции:

*Р2СМ = 22,1´(1-0,3´206,382 /1510) = 21,19 МПа;

Р2НИ = 21,19/1 = 21,19 МПа.

По обобщенному графику наружных избыточных давлений видно, что в месте установки 1-ой секции PНИ = 19 МПа. Данное значение выше расчетного следовательно проектируемое значение глубины установки первой секции не нуждается в уточнении.

Определяем фактические коэффициенты запаса прочности для 2-ой секции на глубине L1 при длине 1-ой секции l1 на внутреннее давление[18]:

 

nР = Р2Р / Р2ВИ (2.66)

 

где: Р2Р - прочность труб 2-ой секции на внутреннее давление с толщиной стенки δ2 (найдено по таблице в Инструкции…);

Р2ВИ - внутреннее избыточное давление на глубине L1 (определяется по обобщённому графику избыточных внутренних давлений).

nР = 31,6/15,9 = 1,98.

на страгивание в резьбовом соединении[18]:

 

nСТР = Q2СТР / G1 (2.67)

 

где Q2СТР - прочность на страгивающие нагрузки для труб 2-ой секции с толщиной стенок δ2;

G1 - растягивающая нагрузка на 2 -ую секцию, равная весу 1-ой секции.

nСТР =1226/206,382 = 5,94.

Рассчитанные фактические коэффициенты запаса прочности для 2-ой секции на глубине L1 м при длине 1-ой секции l1 больше допустимых np=1,15 и nстр=1,3 условие на прочность выполняется.

При соблюдении условий прочности для второй секции параметры 1-ой секции принимаются окончательные:

группа прочности "N-80";

толщина стенок δ1=10,54мм;

длина секции l1= 866 м по вертикали;

глубина установки L1= 2280 м по вертикали;

интервал установки L - L1=3147-2280 м по вертикали;

вес секции G1= 286 кН.

2-я секция

Группа прочности материала труб для 2-ой секции принимается такой же, как для 1-ой.

Толщина стенок труб для 2-ой секции принята равной δ2=8,0 мм при определении параметров 1-ой секции.

Трубы с толщиной стенки δ2 могут быть установлены до глубины, на которой действующее наружное избыточное давление обеспечат трубы со следующей меньшей толщиной стенки δ3 < δ2.

Находим значения наружного избыточного давления Р3НИ из условия:

 

Р3НИ = Р3СМ / nСМ (2.68)

 

где *Р3СМ - прочность труб на смятие для толщины труб δ3=7,3.

Р3НИ =18,3/1=18,3 МПа.

На глубину L2, на которой действует Р3НИ (предварительная глубина установки 2-ой секции) L2=20 м по вертикали.

Определяем предварительную длину 2-ой секции l2:

 

l2 = L1-L2 (2.69)

 

где L1 - глубина установки 1-ой секции.

l2 = 2280-20=2260 м.

Рассчитываем предварительный вес 2-ой секции G2:

 

G2 = l2 q2 (2.70)

 

где q2 - вес 1 м труб с толщиной стенки δ2.

G2 =2260•0,321=658 кН.

Корректируем прочность на смятие труб 3-ей секции с толщиной стенок δ3 в условиях двухосного нагружения:

 

*Р3СМ = Р3СМ (1-0,3 ΣG2 / Q3Т ) (2.71)

 

где *Р3СМ - прочность на смятие труб 3-ей секции при двухосном нагружении;

Р3СМ - прочность на смятие труб 3-ей секции при радиальном нагружении;

ΣG2 - нагрузка растяжения на 3-ю секцию, равная сумме откорректированного веса 1-ой секции *G1 и предварительного веса 2-ой секции;

Q3Т - нагрузка растяжения на пределе текучести для труб 3-ей секции.

*Р3СМ =18,3• (1-0,3• (206,382+323,247)/1392)= 16,21 МПа.

Находим новое (откорректированное) значение наружного избыточного давления *Р3НИ, которое обеспечится прочностью труб с толщиной стенки б3, но с учетом двухосного нагружения из условия:

 

*Р3НИ = *Р3СМ / nСМ (2.72)

*Р3НИ = 16,21/1= 16,21 МПа.

 

На обобщенном графике наружных избыточных давлений находим новую (откорректированную) глубину установки 2-ой секции *L2, на которой действует *Р3НИ. *L2=1520 м по вертикали.

Определяем откорректированную длину 2-ой секции:

 

*12 = *L1 - *L2 (2.73)

 

где *L1 - откорректированная глубина установки 1-ой секции.

*12 =2717-1520 = 1197 м.

Рассчитывается откорректированный вес 2-ой секции *G2:

 

*G2 = *l2 • q2 (2.74)

 

и откорректированная сумма весов 2-х секций ΣG2:

 

ΣG2= *G1 + *G2 (2.75)

*G2 = 1197•0,321 = 384,237 кН.

ΣG2=206,382+384,237 =590,619 кН.

 

Определяем фактические коэффициенты запаса прочности для 3-ей секции на глубине *L2 при откорректированных параметрах 2-х секций на внутреннее давление:

 

nР = Р3Р / Р3ВИ (2.76)

 

где Р3Р - прочность труб 3-ей секции на внутреннее давление с толщиной стенки δ3;

Р3ВИ - внутреннее избыточное давление на глубине *L2 (определяется по обобщённому графику избыточных внутренних давлений).

nР =28,8/18,3=1,57

на страгивание в резьбовом соединении:

 

nСТР = Q3СТР / Σ*G2 (2.77)

 

где Q3СТР - прочность на страгивающие нагрузки для труб 3-ей секции с толщиной стенок δ3;

Σ*G2 - растягивающая нагрузка на 3-ю секцию от откорректированного веса 2-х секций.

nСТР =1118/590,619 = 1,89.

Рассчитанные фактические коэффициенты запаса прочности для 3-ей секции на глубине L2 м при длине 2-ой секции l2 больше допустимых np=1,15 и nстр=1,3 условие на прочность выполняется.

При соблюдении условий прочности для третьей секции, откорректированные параметры 2-ой секции принимаются за окончательные:

группа прочности "N-80";

толщина стенок δ2 =9,17 мм;

длина секции *l2 =2260 м;

глубина установки *L2 =2280 м по вертикали;

интервал установки *L1 - *L2 =2280-20 м по вертикали;

вес секции *G2 = 658 кН;

суммарный вес 2-х секций Σ*G2= 944 кН.

3-я секция

Трубы с толщиной стенки δ3=10,54 мм исполнения А группы прочности N-80 устанавливаем до устья/

Определяем длину 3-ей секции l3:

 

l3=L2-L3, (2.78)

 

где: L2 - глубина установки 2-ой секции.

l3=20-0=20 м.

Рассчитываем вес 3-ей секции G3

 

G3 = l3 •q3 (2.79)

 

где q3 - вес 1 м труб с толщиной стенки δ3.

G3 =20•0,330= 7 кН.

Сумма весов 3-х секций ΣG3:

 

ΣG3= *G1 +*G2+*G3 (2.80)

ΣG3=286+658+7 = 951 кН.

 

Определяем фактические коэффициенты запаса прочности для 3-ей секции на устье при откорректированных параметрах всех 3-х секций на внутреннее давление:

 

nР = Р3Р / Р3ВИ (2.81)

 

где Р3Р - прочность труб 3-ей секции на внутреннее давление с толщиной стенки δ3;

Р3ВИ - внутреннее избыточное давление на устье (определяется по обобщённому графику избыточных внутренних давлений).

nР =28,8/22,964=1,25.

на страгивание в резьбовом соединении:

 

nСТР = Q3СТР / Σ*G3 (2.82)

 

где Q3СТР - прочность на страгивающие нагрузки для труб 3-ей секции с толщиной стенок δ3;

Σ*G3 - растягивающая нагрузка на устье 3-й секции от откорректированного веса всех 3-ех секций.

nСТР = 1118/1037,499 = 1,07 <1,3.

Рассчитанный фактический коэффициент запаса прочности для всех 3-х секций на устье не удовлетворяет условию на страгивание в резьбовом соединении, поэтому расчет длины 3-ей секции ведем по страгивающим нагрузкам.

По условию прочности длина очередной i-ой секции определяется из следующего условия[18]:

 

Q3СТР / nСТР = ΣG2 + G3 (2.83)

13 = (Q3СТР / nСТР – ΣG2)/q3 (2.84)

13 =(1118/1,3-590,619)/0,294 = 916,26 м.

*G3 =20·0,330 = 269,304 кН.

ΣG3= 286+658+7 = 951 кН.

 

Определяем фактический коэффициент запаса прочности для 3-ей секции на глубине установки при откорректированных параметрах всех 3-х секций на внутреннее давление:

 

nР = Р3Р / Р3ВИ (2.85)

nР =28,8/22,1=1,3 > 1,15.

 

Условие на прочность выполняется.

Параметры 3-ей секции принимаются:

группа прочности "N-80";

толщина стенок δ2 =10,54 мм;

длина секции *l2 =20 м;

глубина установки *L2 =20 м по вертикали;

интервал установки *L1 - *L2 =20-0 м по вертикали;

вес секции *G2 = 7 кН;

суммарный вес 2-х секций Σ*G2= 951 кН.

 

Таблица 2.14 – Данные о параметрах секции обсадной колонны

№№ секций	Группа прочности	Толщина стенки, мм	Длина, м	Вес, кН			Интервал установки, м
				1м трубы	секции	нарастающий
1 2 3	N-80 N-80 N-80	10.54 9.17 10.54	20 2260 866	0,330 0,291 0,330	7 658 286	950 944 286	0-20 20-2280 2280-3147

 

2.4.3 Расчёт натяжения эксплуатационной  колонны

Натяжение обсадной колонны необходимо для сохранения прямолинейной формы её незацементированной части путём компенсации веса и с учётом изменения температуры и давления. Если расчётное значение натяжения не удовлетворяет условию прочности колонны, то необходимо либо повысить прочность труб, либо увеличить высоту подъёма цемента. Определяют как нижний, так и верхний предел натяжения обсадных колонн.