Файл: Стратиграфия и литология нефтегазоносных комплексов пород.doc
ВУЗ: Не указан
Категория: Не указан
Дисциплина: Не указана
Добавлен: 30.10.2023
Просмотров: 575
Скачиваний: 4
ВНИМАНИЕ! Если данный файл нарушает Ваши авторские права, то обязательно сообщите нам.
Q q l (7.1)
где q – вес одного погонного метра трубы, применяемого диаметра, и толщиной стенки q = 1,141 кН.
l – глубина спуска трубы, м. Q 1,141150 171,15кН
Проектом предполагается использовать обсадные трубы, технические данные которых приведены в таблице
Таблица 7.1 - Технические данные труб под направление
Расчет кондуктора 323,9 мм.
В связи с отсутствием зон ГНВП при бурении под кондуктор и незначительной глубиной спуска (640 м), расчет его на прочность не производится.
Q= 0,744560 = 416,64 т
Таблица 7.2 - Характеристика труб под кондуктор
Расчет промежуточной колонны 245мм
Расчет производится при следующих исходных данных:
расстояние от устья скважины до: башмака промежуточной колонны 1676 м; цементного кольца за колонной 0 м; удельный вес, г/см3: бурового раствора 1,46; испытательной жидкости 1,46; газа по воздуху 0,66; водоцементное отношение m=0,5;
пластовое давление на глубине 1676 м 23,26 МПа; коэффициент сжимаемости газа 0,8; коэффициент запаса прочности: на наружное давление n1 = 1,0; на внутреннее давление n2 = 1,15; на растяжение n3 = 1,75.
Построение эпюр внутренних давлений
1.Минимальное внутреннее давление, при фонтанировании газом с глубины:
PПЛ
PВZ Z
LГНВП (7.2)
LГНВП 1676 2 1678 м
P
В0 0 0МПа;
при Z = 0 в точке А:
PВZ 0,623,26106 1676 13,93 МПа
при Z = 1676 в точке B: 1678
Строится эпюра AB (рис. 6.1)
2. Максимальное внутреннее давление при закрытом устье после открытого фонтанирования:
Pпл
PВZ S
е (7.4)
где Рпл – давление пластовое на глубине 1678 м;
eS – показатель степени; eS 2 S
2 S
S 104 (L Z) (7.5)
где L – расстояние до проявляющего горизонта, м; Z – проекция на вертикаль, м. γ – плотность газа по воздуху.
п
ри Z = 0 м в точке С: S 104 0,6(16780) 0,1 eS 1,1
23,26106
PВZ 21,1 МПа
1,1 при Z = 1676 м в точке D: 104 0,6(16781676) 0,0001 S
e
S 1
23,23106
PВZ 23,26 МПа
1
Строится эпюра CD. (рис. 6.1)
3.Определение максимального внутреннего давления при окончании цементирования, и сохранении его на устье при ОЗЦ
Pвв Рв.у 106 (ц р )L104, (7.6)
где γц – плотность цементного раствора; γр – плотность раствора.
Определим плотность цементного раствора, зная плотность сухого цемента и водоцементное отношение:
1 В/ Ц
Ц
1 / Ц 103
В
ц , (7.7)
где В/Ц – водоцементное соотношение, В/Ц = 0,5; ρц – плотность сухого цемента, ρц =3,15 г/см3; ρв – плотность жидкости затворения, ρв = 1,0 г/см3.
1 0,5 3
Ц 1,83г/см
1 0,5103
3150
При Z=0м в точке Е:
????в???? = ????ву = 10−6(????ц − ????р) ∙ ???? ∙ 104
????в???? = ????ву = 10−6(1,83 − 1,46) ∙ 1676 ∙ 104 = 6,2 МПа При Z =1676 м в точке F:
????в???? = ????ву + 10−6 ∙ ????р ∙ ???? ∙ 104
????в???? = 6,2 + 10−6 ∙ 1,46 ∙ 1676 ∙ 104 = 30,7МПа
Рисунок 7.1 - Эпюры внутренних давлений технической колонны
AB – минимальное внутреннее давление при фонтанировании скважины газом;
CD – максимальное внутреннее давление при закрытом устье после открытого фонтанирования;
EF – максимальное внутреннее давление при окончании цементирования и сохранении его на устье при ОЗЦ.
Построение эпюр наружных давлений.
1. Определение наружного давления при углублении скважины после ОЗЦ при Z = 0 м в точке А:
Pну 0 МПа
При Z = 1676 в точке B
Pнz 106 w z 104 106 1,461676104 24,5 МПа Строится эпюра АВ (рис. 6.2).
Определение наружных давлений при окончании цементирования
Pн.z 106 ц
z104 при Z = 0 м в точке А:
Pн.z 0 МПа
при Z = 1676 м в точке С:
Pнz 106 ц z104 106 1,251676104 20,1 МПа
Рисунок 7.2 - Эпюры наружных давлений технической колонны
AB – при окончании цементирования; AC – при углублении скважины после ОЗЦ.
Построение эпюр избыточных наружных давлений
Построение эпюр избыточных наружных давлений при окончании цементирования при Z = 0 м в точке А:Pн.иz Pн.иz- Pв 6,2 МПа при Z = 1676 в точке В: Pн Pнz Pвz 20,120,1 0 МПа Строится эпюра АВ (рис. 6.3).
Избыточное наружное давление при выбросе, в процессе дальнейшего углубления скважины, определится:
при Z = 0 м в точке С: РН.И.У 021,1 21,1МПа; при Z = 1676 м в точке D: РН.И.Z 24,523,26 1,24МПа. Строится эпюра CD (рис. 6.3).
Рисунок 6.3 - Эпюры избыточных наружных давлений технической колонны
AB – при окончании цементирования;
CD – при выбросе в процессе дальнейшего углубления скважины.
Построение эпюр избыточных внутренних давлений.
Построение эпюр избыточных внутренних давлений, при закрытом устье после открытого фонтанирования газом.
Pв.иz Pв.у Pн.у при Z = 0 м в точке А: Pв.иz 21,10 21,1 МПа при Z = 1676 м в точке В: Pв.иz 21,124,5 3,4 МПа Строим эпюру AB (рис. 6.4).
при Z = 0 м в точке С: Pвиz Pвz Pнz 6,20 6,2МПа ; при Z = 1676 м в точке D: Pвиz Pвz Pнz 20,120,10МПа.
Строим эпюру CD (рис. 6.4).
Рв.иz 1,1 Pвн.у (106 ж z)104 Pнz при Z = 0 м в точке E:
Рвz 1,16,2 (106 1,460)104 0 6,8 МПа при Z = 1676 м в точке F Рв.иz 1,16,2 (106 1,461676)104 24,5 6,8 МПа
Рисунок 7.4 - Эпюры избыточных внутренних давлений технической колонны
AB – при закрытом устье после открытого фонтанирования газа;
CD – при окончании цементирования;
EF – при испытании колонны на герметичность в один прием без пакера.
Исходя из требований п. 15.11 и табл. 15.3 РД, учитывая высокое избыточное внутреннее давление 21,1 МПа в газовой среде, принимаем трубы по ГОСТ 632-80 диаметром 244,5 мм исполнения А, с резьбами ОТТМ.
Трубы принимаются по максимальному избыточному внутреннему давлению, для которых выполняется Рв.и.∙ n2 < Pт, где Pт – внутреннее давление, при котором напряжения в теле трубы достигают предела текучести; n2 – коэффициент запаса прочности, n2=1,15.
Рв.и.0 = 21,2 МПа, при n2=1,15 Рв.и.0 = 21,1∙1,15=24,26МПа.
Принимаются трубы 244,5х10 группы прочности Д, для которых (по прил.
2-4, 12 РД) Ркр=16,2 МПа; Qт=2784 кН; Рт=27,2 МПа; q=0,588кН/м.
Вес колонны определится:
Q= L · q = 1676·0,588=985 кН.
Запас прочности на растяжение по телу труб: n3= Qт /Q = 2784 / 985 = 2,8 > 1,45.
Запас прочности на критическое наружное избыточное давление: n1 = Ркр / Рниz максимальное наружное избыточное давление
отрицательно,поэтому запас прочности удовлетворяет условиям Запас прочности на внутренние давление. n2 = Рт1 / Рвиz = 27,2/21,2= 1,28> 1,15.
Запас прочности колонны удовлетворяет условиям.
Таблица 7.3 - Характеристика труб под промежуточную колонну
Расчет эксплуатационной колонны 168 мм
Расчет производится при следующих исходных данных:
расстояние от устья скважины до: башмака эксплуатационной колонны 1880 м; цементного кольца за колонной 0 м; удельный вес, г/см3: бурового раствора 1,2; испытательной жидкости 1,0; газа по воздуху 0,6; водоцементное отношение 0,4;
где q – вес одного погонного метра трубы, применяемого диаметра, и толщиной стенки q = 1,141 кН.
l – глубина спуска трубы, м. Q 1,141150 171,15кН
Проектом предполагается использовать обсадные трубы, технические данные которых приведены в таблице
Таблица 7.1 - Технические данные труб под направление
| Интервал | Характеристика обсадных труб | |  | ||||
| |  |  |  |  | Вес 1м тр., кН | ||
| От (верх) | До (низ) | ||||||
| 0 | 150 | 426 | ОТТМA | Д | 11 | 1,141 | 171,15 |
Расчет кондуктора 323,9 мм.
В связи с отсутствием зон ГНВП при бурении под кондуктор и незначительной глубиной спуска (640 м), расчет его на прочность не производится.
Q= 0,744560 = 416,64 т
Таблица 7.2 - Характеристика труб под кондуктор
| Интервал | Характеристика обсадных труб | |  | |||
| | | | | Вес 1м тр., кН | ||
| От (верх) | До (низ) | |||||
| 0 | 560 | 323,9 | Д | 9,5 | 0,744 | 416,64 |
Расчет промежуточной колонны 245мм
Расчет производится при следующих исходных данных:
расстояние от устья скважины до: башмака промежуточной колонны 1676 м; цементного кольца за колонной 0 м; удельный вес, г/см3: бурового раствора 1,46; испытательной жидкости 1,46; газа по воздуху 0,66; водоцементное отношение m=0,5;
пластовое давление на глубине 1676 м 23,26 МПа; коэффициент сжимаемости газа 0,8; коэффициент запаса прочности: на наружное давление n1 = 1,0; на внутреннее давление n2 = 1,15; на растяжение n3 = 1,75.
Построение эпюр внутренних давлений
1.Минимальное внутреннее давление, при фонтанировании газом с глубины:
PПЛ
PВZ Z
LГНВП (7.2)
| | | | | |
| где | γ – плотность газа по воздуху, γ = 0,6; Pпл – пластовое давление на глубине 1676 м; Z – проекция скважины на вертикаль, м LГНВП - глубина проявляющего горизонта, м; | | | |
| | LГНВП Hт.к. L0 | | | (7.3) |
| где | Hт.к. - глубина спуска промежуточной колонны, м; L0 - расстояние до проницаемого горизонта, L0 = 2 м; | | | |
LГНВП 1676 2 1678 м
P
В0 0 0МПа;при Z = 0 в точке А:
PВZ 0,623,26106 1676 13,93 МПа
при Z = 1676 в точке B: 1678
Строится эпюра AB (рис. 6.1)
2. Максимальное внутреннее давление при закрытом устье после открытого фонтанирования:
Pпл
PВZ S
е (7.4)
где Рпл – давление пластовое на глубине 1678 м;
eS – показатель степени; eS 2 S
2 S
S 104 (L Z) (7.5)
где L – расстояние до проявляющего горизонта, м; Z – проекция на вертикаль, м. γ – плотность газа по воздуху.
п
ри Z = 0 м в точке С: S 104 0,6(16780) 0,1 eS 1,1
23,26106
PВZ 21,1 МПа
1,1 при Z = 1676 м в точке D: 104 0,6(16781676) 0,0001 S
e
S 123,23106
PВZ 23,26 МПа
1
Строится эпюра CD. (рис. 6.1)
3.Определение максимального внутреннего давления при окончании цементирования, и сохранении его на устье при ОЗЦ
Pвв Рв.у 106 (ц р )L104, (7.6)
где γц – плотность цементного раствора; γр – плотность раствора.
Определим плотность цементного раствора, зная плотность сухого цемента и водоцементное отношение:
1 В/ Ц
Ц
1 / Ц 103 В
ц , (7.7)
где В/Ц – водоцементное соотношение, В/Ц = 0,5; ρц – плотность сухого цемента, ρц =3,15 г/см3; ρв – плотность жидкости затворения, ρв = 1,0 г/см3.
1 0,5 3
Ц 1,83г/см
1 0,5103
3150
При Z=0м в точке Е:
????в???? = ????ву = 10−6(????ц − ????р) ∙ ???? ∙ 104
????в???? = ????ву = 10−6(1,83 − 1,46) ∙ 1676 ∙ 104 = 6,2 МПа При Z =1676 м в точке F:
????в???? = ????ву + 10−6 ∙ ????р ∙ ???? ∙ 104
????в???? = 6,2 + 10−6 ∙ 1,46 ∙ 1676 ∙ 104 = 30,7МПа
Рисунок 7.1 - Эпюры внутренних давлений технической колонны
AB – минимальное внутреннее давление при фонтанировании скважины газом;
CD – максимальное внутреннее давление при закрытом устье после открытого фонтанирования;
EF – максимальное внутреннее давление при окончании цементирования и сохранении его на устье при ОЗЦ.
Построение эпюр наружных давлений.
1. Определение наружного давления при углублении скважины после ОЗЦ при Z = 0 м в точке А:
Pну 0 МПа
При Z = 1676 в точке B
Pнz 106 w z 104 106 1,461676104 24,5 МПа Строится эпюра АВ (рис. 6.2).
Определение наружных давлений при окончании цементирования
Pн.z 106 ц
z104 при Z = 0 м в точке А:
Pн.z 0 МПа
при Z = 1676 м в точке С:
Pнz 106 ц z104 106 1,251676104 20,1 МПа
Рисунок 7.2 - Эпюры наружных давлений технической колонны
AB – при окончании цементирования; AC – при углублении скважины после ОЗЦ.
Построение эпюр избыточных наружных давлений
Построение эпюр избыточных наружных давлений при окончании цементирования при Z = 0 м в точке А:Pн.иz Pн.иz- Pв 6,2 МПа при Z = 1676 в точке В: Pн Pнz Pвz 20,120,1 0 МПа Строится эпюра АВ (рис. 6.3).
Избыточное наружное давление при выбросе, в процессе дальнейшего углубления скважины, определится:
при Z = 0 м в точке С: РН.И.У 021,1 21,1МПа; при Z = 1676 м в точке D: РН.И.Z 24,523,26 1,24МПа. Строится эпюра CD (рис. 6.3).
Рисунок 6.3 - Эпюры избыточных наружных давлений технической колонны
AB – при окончании цементирования;
CD – при выбросе в процессе дальнейшего углубления скважины.
Построение эпюр избыточных внутренних давлений.
Построение эпюр избыточных внутренних давлений, при закрытом устье после открытого фонтанирования газом.
Pв.иz Pв.у Pн.у при Z = 0 м в точке А: Pв.иz 21,10 21,1 МПа при Z = 1676 м в точке В: Pв.иz 21,124,5 3,4 МПа Строим эпюру AB (рис. 6.4).
-
Определяем избыточное внутреннее давление при окончании цементирования:
при Z = 0 м в точке С: Pвиz Pвz Pнz 6,20 6,2МПа ; при Z = 1676 м в точке D: Pвиz Pвz Pнz 20,120,10МПа.
Строим эпюру CD (рис. 6.4).
-
Построение эпюр избыточных внутренних давлений при испытании на герметичность в один прием без пакера. Pв.иz PвPн
Рв.иz 1,1 Pвн.у (106 ж z)104 Pнz при Z = 0 м в точке E:
Рвz 1,16,2 (106 1,460)104 0 6,8 МПа при Z = 1676 м в точке F Рв.иz 1,16,2 (106 1,461676)104 24,5 6,8 МПа
Рисунок 7.4 - Эпюры избыточных внутренних давлений технической колонны
AB – при закрытом устье после открытого фонтанирования газа;
CD – при окончании цементирования;
EF – при испытании колонны на герметичность в один прием без пакера.
Исходя из требований п. 15.11 и табл. 15.3 РД, учитывая высокое избыточное внутреннее давление 21,1 МПа в газовой среде, принимаем трубы по ГОСТ 632-80 диаметром 244,5 мм исполнения А, с резьбами ОТТМ.
Трубы принимаются по максимальному избыточному внутреннему давлению, для которых выполняется Рв.и.∙ n2 < Pт, где Pт – внутреннее давление, при котором напряжения в теле трубы достигают предела текучести; n2 – коэффициент запаса прочности, n2=1,15.
Рв.и.0 = 21,2 МПа, при n2=1,15 Рв.и.0 = 21,1∙1,15=24,26МПа.
Принимаются трубы 244,5х10 группы прочности Д, для которых (по прил.
2-4, 12 РД) Ркр=16,2 МПа; Qт=2784 кН; Рт=27,2 МПа; q=0,588кН/м.
Вес колонны определится:
Q= L · q = 1676·0,588=985 кН.
Запас прочности на растяжение по телу труб: n3= Qт /Q = 2784 / 985 = 2,8 > 1,45.
Запас прочности на критическое наружное избыточное давление: n1 = Ркр / Рниz максимальное наружное избыточное давление
отрицательно,поэтому запас прочности удовлетворяет условиям Запас прочности на внутренние давление. n2 = Рт1 / Рвиz = 27,2/21,2= 1,28> 1,15.
Запас прочности колонны удовлетворяет условиям.
Таблица 7.3 - Характеристика труб под промежуточную колонну
| Интервал | Характеристика обсадных труб | |  | ||||
| |  |  |  |  | Вес 1м тр. кН | ||
| От (верх) | До (низ) | ||||||
| 0 | 1676 | 244,5 | ОТТМА | Е | 11 | 0,588 | 98,5 |
Расчет эксплуатационной колонны 168 мм
Расчет производится при следующих исходных данных:
расстояние от устья скважины до: башмака эксплуатационной колонны 1880 м; цементного кольца за колонной 0 м; удельный вес, г/см3: бурового раствора 1,2; испытательной жидкости 1,0; газа по воздуху 0,6; водоцементное отношение 0,4;