Строительство наклонно-направленной эксплуатационной скважины №12 на площади Северо-Прибрежная
Дипломная работа - Геодезия и Геология
Другие дипломы по предмету Геодезия и Геология
?рных труб и другим оборудованием, спускаемым в скважину. Так что при конструировании обсадной колонны необходимо учитывать эти особенности.
2.4.1.2 Расчёт действующих нагрузок
Обсадные колонны рассчитываются по правилам и нормам, изложенным в Инструкции по расчёту обсадных колонн для нефтяных и газовых скважин от 12.03.1997 г., с учётом требований Правил безопасности в нефтяной и газовой промышленности от 09.04.1998 г.
Основные нагрузки рассчитываются для периода, когда они достигают максимального значения.
Осевые растягивающие нагрузки от сил собственного веса достигают максимального значения в конце спуска колонны. Наружные избыточные давления достигают максимального значения в конце эксплуатации скважины. Внутренние избыточные давления достигают максимального значения в период опрессовки обсадной колонны.
2.4.1.3 Расчёт наружных избыточных давлений
На обсадные колонны скважины действует давление со стороны кольцевого пространства, называемое РН (наружное давление) и действует давление внутри колонны РВ (внутреннее давление), разность этих давлений составляет РНИ. Наружные избыточные давления рассчитываются для характерных точек по глубине скважины (устье, уровень цементного раствора за колонной, уровень жидкости в колонне, забой скважины). По расчетным точкам строится эпюра наружных избыточных давлений. В разные периоды времени наружное избыточное давление достигает наибольших значений. РНИ = РН - РВ; РНИ max. Имеются три таких случая:
1 случай: При цементировании в конце продавки нормального тампонажного раствора и снятом на устье давлении;
случай: При цементировании в конце продавки облегченного тампонажного раствора и снятом на устье давлении;
случай: При снижении уровня жидкости в колонне (при вызове притока флюида).
Рассмотрим первый случай, который встречается в период цементирования в конце продавки нормального тампонажного раствора.
Рисунок 2.5 Конец продавки нормального тампонажного раствора со снятым давлением на устье
Точка 1 устье скважины
РНИ = РН - РВ;
РН = 0 МПа; РВ = 0 МПа;
РНИ = 0 МПа.
Точка 2 уровень НТР за колонной
РНИ = РН - РВ;
РН = 10-6 gН1?БР; РН = 10-69,8118501080 = 27,727 МПа;
РВ = 10-6 gН1?ПЖ; РВ =10-69,8118501080 = 27,727 МПа;
РНИ = 27,727 - 27,727 = 0 МПа.
Точка 3 забой скважины
РНИ = РН - РВ;
РН =10-6g(Н1?БР + (Н-Н1)?НТР);
РВ = 10-6gН?ПЖ;
РН =10-69,81(26171080+(3300-2617)1910) = 40,524 МПа;
РВ = 10-69,8133001080 = 34,963 МПа;
РНИ = 40,524 - 34,963 = 5,561 МПа.
Рассмотрим второй случай, который встречается в период цементирования в конце продавки облегченного тампонажного раствора.
Рисунок 2.6 - Конец продавки облегченного тампонажного раствора со снятым давлением на устье.
Точка 1 устье скважины
РНИ = РН - РВ;
РН = 0 МПа; РВ = 0 МПа;
РНИ = 0 МПа.
Точка 2 уровень ОТР за колонной
РНИ = РН - РВ;
РН = 10-6 gН1?БР; РН = 10-69,814001080 = 4,238 МПа;
РВ = 10-6 gН1?ПЖ; РВ =10-69,814001080 = 4,238 МПа;
РНИ = 4,238 - 4,238 = 0 МПа.
Точка 3 граница двух ТР
РНИ = РН - РВ;
РН = 10-6g(Н1?БР + (Н2-Н1)?ОТР);
РВ = 10-6gН2?ПЖ;
РН =10-69,81(4001080 + (2617-400)1500) = 36,861 МПа;
РВ = 10-69,826171080 = 27,727 МПа;
РНИ =36,861 - 27,727 = 9,134 МПа.
Точка 4 забой скважины
РНИ = РН - РВ;
РН =10-6g(Н1?БР + (Н2-Н1)?ОТР + (Н-Н2)?ЦКН(1-К));
РВ = 10-6gН?ПЖ;
РН=10-69,81(4001080+(2617-400)1500+(3300-2617)1910(1-0,25))= 46,459МПа;
РВ = 10-69,8133001080 = 34,963 МПа;
РНИ = 46,459 - 34,963 = 11,496 МПа.
Рассмотрим третий случай, характерный для снижения уровня жидкости в колонне (при вызове притока флюида).
Рисунок 2.7 - Снижение уровня жидкости в колонне
Точка 1 устье скважины
РНИ = РН - РВ;
РН = 0; РВ = 0;
РНИ = 0.
Точка 2 уровень ЦКО за колонной
РНИ = РН - РВ;
РН = 10-6 gН1?БР;
РВ = 0;
РН =10-69,814001080 = 4,238 МПа;
РНИ = 4,238 - 0 = 4,238 МПа.
Точка 3 башмак кондуктора
РНИ = РН - РВ;
РН=10-6g(Н1?БР + (Н2-Н1)?ПЛВ);
РВ = 0;
РН =10-69,81(4001080 +(700-400)1010) = 7,21 МПа;
РНИ = 7,21 - 0 = 7,21 МПа.
Точка 4 снижение уровня до 1722 м
РНИ = РН - РВ;
РН=10-6g(Н1?БР + (Н2-Н1)?ПЛВ + (Нсниж-Н2)?ЦКО(1-К));
РВ = 0;
РН=10-69,81(4001080 + 3001010 + 10221500(1-0,25)) = 18,489 МПа;
РНИ = 18,489 - 0 = 18,489 МПа.
Точка 5 граница двух ЦК
РНИ = РН - РВ;
РН=10-6g(Н1?БР +(Н2-Н1)?ПЛВ +(Н3-Н2)?ЦКО(1-К));
РВ = 10-6g(Н3-НСН)?ПЖ;
РН=10-69,81(4001080+3001010+19171500(1-0,25)) = 28,367 МПа;
РВ = 10-69,81(2617-1722)1100 = 9,658 МПа;
РНИ = 28,367 - 9,658 = 18,709 МПа.
Точка 6 забой скважины
РНИ = РН - РВ;
РН=10-6g(Н1?БР +(Н2-Н1)?ПЛВ +(Н3-Н2)?ЦКО(1-К)+(Н-Н3)?ЦКН(1-К));
РВ = 10-6g(Н-НСН)?ПЖ;
РН = 10-69,81(4001080 + 3001010 + 19171500(1-0,25) + 6831910(1-0,25) = 37,965 МПа;
РВ = 10-69,81(3147-1722)1100 = 17,028 МПа;
РНИ = 37,965 - 17,028 = 20,937 МПа.
Из вышеприведённых расчётов можно сделать вывод, что наибольшие избыточные наружные давления наблюдаются при снижении уровня жидкости в колонне.