Файл: Геологическая часть.docx

Таблица 21– Формулы для расчета внутренних избыточных

давлений

Z	Испытание на герметичность в один прием без пакера
скважина нефтяная
О	если 1,1Ру > Роп , то Рвио = 1,1Ру , иначе Рвио = Роп ,где Ру = Рпл – 10-6 в L
h	Рвиh = Рвио - 10-6 (р-ж) h
Lо	РвиLo = Рвио+ 10 –6 ж Lо- РнLo
L=Si	РвиL = Рвио + 10 –6 ж L- Рпл

Строим эпюры внутренних и наружных избыточных давлений на момент окончания цементирования, испытания колонны на герметичность, окончания эксплуатации и освоения скважин. По максимальным значениям строим обобщенные эпюры Р_ни и Р_ви.

Расчет колонны на растяжение производится с запасом прочности n_3, полученный с учетом ₀ = 1,5, град/10 м по формуле

, (21)

где – коэффициент запаса прочности на растяжение для обсадных

труб с треугольной резьбой на изогнутом участке ствола;

 – коэффициент, учитывающий влияние размеров соединения и его

прочностные характеристики;

₀ – интенсивность искривления труб.

По найденным значениям избыточных наружных и избыточных внутренних давлений строятся эпюры избыточных наружных и внутренних давлений, рисунки 3 – 8 и результаты расчетов заносятся в таблицы 40, 41.
Таблица 22 – Результаты расчетов Р_ни

Текущая глубина (Z)	Наружные избыточные давления, МПа
	окончание цементирования	испытание на герметичность снижением уровня	освоение	окончание эксплуатации
0	0	0	0	0
H	0,95	3,6	3,5	3,3
(Hи,Hо,Hэ)	-	11,9	11,2	22,0
L0	-	9,6	9,5	8,9
L	8,1	19,4	18,9	24,6

---

Таблица 23 – Результаты расчета Р_ви

Pви , МПа	z = 0, м	z = h, м	z = L0 , м	z = L, м
Испытание на герметичность	11,5	10,8	9,8	9,2

Рисунок 3 – Эпюра избыточных наружных давлений при окончании цементирования


Рисунок 4 – Эпюра избыточных наружных давлений при испытании на герметичность снижением уровня



Рисунок 5 – Эпюра избыточных наружных давлений при освоении


Рисунок 6 – Эпюра избыточных наружных давлений при окончании эксплуатации



Рисунок 7 – Обобщенная эпюра максимальных избыточных наружных давлений



Рисунок 8 – Эпюра избыточных внутренних давлений
Определяется запас прочности [4] для первой секции n₁=1,3 (интервал продуктивного пласта). Выбираются трубы для первой секции [17]: трубы исполнения А, ОТТМ, группы прочности Д, толщина стенки = 10,6 мм, =35,4 МПа, вес 1 метра трубы в воздухе =0,414 кН. Глубину спуска первой секции определяем из условия перехода на меньшую толщину стенки =8,9 мм, =26,9 МПа, вес 1 метра трубы в воздухе q₂=0,354 кН выше интервала перфорации на 50 м – 2760 м (2860 м – по стволу), которая будет второй секцией. Тогда длина первой секции l₁=3002-2860=142 м. Вес первой секции Q₁=58,7 кН.

Выбираются трубы для третьей секции группы прочности Д, с толщиной стенки =8,0 мм,

---

=22,1 МПа, q₃ =0,326 кН. По эпюре определяется глубина спуска перехода на третью секцию, находим глубину на которой давление =22,1 МПа – 2010 м (2120 м – по стволу). Тогда длина второй секции l₂=2860-2120=740 м. Вес второй секции Q₂=262 кН.

Уточняется длина второй секции из условия двухосного нагружения: l′₂=2860-2043=817 м. Тогда уточненный вес второй секции Q′₂=289,2 кН.

Выбираются трубы для четвертой секции группы прочности Д, с толщиной стенки ₄=7,3 мм, =18,3 МПа, q₄=0,294 кН. По эпюре определяется глубина спуска перехода на четвертую секцию, находим глубину на которой давление =18,3 МПа – 1663 м (1753 м – по стволу). Тогда длина третьей секции l₃=2043-1753=290 м. Вес третьей секции Q₃=94,54 кН.

Уточняется длина третьей секции из условия двухосного нагружения: l′₃=2043-1676=367 м. Тогда уточненный вес третьей секции Q′₃=119,6 кН.

Четвертая секция из условия прочности на наружное и внутреннее давление, может быть установлена до устья скважины. Тогда длина 4-ой секции будет равна: l₄=1676 м. Q₄=492,7 кН. Вес всей колонны будет равен
, (22)

где - вес 1-4 секции, кН.

кН.

Для кондуктора принимается по ГОСТ 632-80 трубы диаметром 245 мм, группы прочности Д с толщиной стенки =7,9 мм.

Расчеты на растяжения для кондуктора производятся по формуле

, (23)

где - страгивающая нагрузка, МПа;

- вес кондуктора, кН.

;

1,93>1,3.

Условие выполняется.

Компоновки направления, кондуктора, эксплуатационной представлены в таблицах 24,25.
Таблица 24 - Компоновка эксплуатационной колонны

Диаметр колонны, м	№ секции	Толщина стенки, , м	Группа прочности	Длина секции, l, м	Вес 1 погонного метра, м	Вес секции Q, кН	Интервал установки м
0,168	1 2 3 4	0,0106 0,0089 0,0080 0,0073	Д Д Д Д	142 817 367 1676	0,414 0,354 0,326 0,294	58,7 289,2 119,6 492,7	3002-2860 2860-2043 2043-1676 1676-0
Всего	-	-	-	3002	-	960,2	0-3002

---

Таблица 25 - Компоновка направления и кондуктора

Диаметр колонны, м	№ секции	Толщина стенки, , м	Группа прочности	Длина секции, l, м	Вес 1 погонного метра, м	Вес секции Q, кН	Интервал установки м
Направление
0,324	1	0,0095	Д	50	0,744	37,2	0-50
Кондуктор
0,245	1	0,0079	Д	848	0,471	399,4	0-848

---

3.3 Оборудование устья (способы подвески колонн, установка противовыбросового оборудования, фонтанной арматуры, расчет усилия натяжения колонны)

Устье скважины до начала работ по вызову притока должно быть оборудовано специальными устройствами, позволяющими удерживать избыточное давление в колонне или устанавливать оборудование для проведения технологических операций и эксплуатации скважин. Выбор типа оборудования зависит от пластового давления, свойств пластовых жидкостей (их коррозионности, абразивности и т.д.), ожидаемого дебита и других факторов. Устье скважины оборудуют колонными головками и фонтанной арматурой или устройствами для обеспечения механизированной добычи.

В проектируемой скважине для успешной проводки скважины под эксплуатационную колонну устье следует оборудовать превенторной установкой ОП5-230/80×35, в составе которой имеются два плашечных превентора ППГ-230×35 и кольцевой (универсальный) ПК-230×35. Обвязка обсадной колонны: ОКК1-35-168×245 [2].

Выбираем противовыбросовое оборудование с тем условием, чтобы рабочее давление плашечных превенторов Р_прв, МПа было больше наивысшего ожидаемого давления на устье скважины при нефтеводопроявлении
Р_прв  Р_уmax. (24)
Диаметр проходных отверстий в превенторах - больше диаметра долот, которым предстоит бурить ствол скважины перед установкой этого оборудования, и наибольшего наружного диаметра обсадной колонны, которой нужно крепить пробуренный участок. Ожидаемое наибольшее давление на устье скважины определяют по формуле
(P_у)_max = P_пл - _ф  g  (h_пл - h) , (25)
где P_пл - пластовое давление, МПа;

_ф - средняя плотность пластового флюида, кг/м³;

h_пл - мощность пласта, м.

В соответствии со сказанным выше можно предложить следующее оборудование устья скважины, характеристика представлена в таблице 26.
Таблица 26 – Спецификация устьевого и противовыбросового

оборудования

Типоразмер, шифр или название устанавливаемого устьевого и противовыбросового оборудования	Нормативный документ на изготовление	Коли-чество	Давление, МПа		Масса, т
			опресcовки после установки на устье	рабочее
ОКК1-35-168×245	ТУ 26-02-579-74	1	11,5	35		0,485
ОП5-230/80×35 в том числе: ППГ-230×35 ПК-230×35	ГОСТ 13862-90 ОСТ 26-16-1622-82 ОСТ 26-16-1622-82	1 2 1	11,5 11,5 11,5	35 35 35		17,9 - -
Выкидные линии		2	10,00	-		-

---