Строительство наклонно-направленной эксплуатационной скважины №12 на площади Северо-Прибрежная
Дипломная работа - Геодезия и Геология
Другие дипломы по предмету Геодезия и Геология
Таблица 2.12 - Наружные избыточные давления
Случай№ ТОЧКИГлубина,мДавление, МПаПри цементировании в конце продавки нормального тампонажного раствора и снятом на устье давлении.1 2 30 2617 31470 0 5,561При цементировании в конце продавки облегченного тампонажного раствора и снятом на устье давлении. 1 2 3 40 400 2617 31470 0 9,134 11,496При снижении уровня жидкости в колонне (при вызове притока флюида). 1 2 3 4 5 60 400 700 1722 2617 31470 4,238 7,21 18,489 18,709 20,937
2.4.1.4 Расчёт внутренних избыточных давлений
Расчёт внутренних избыточных давлений производится, как и для внешних избыточных давлений для периода времени, когда они достигают максимальных давлений. РВИ = РВ - РН; РВИ max. Имеются три таких случая:
1 случай: Конец продавки нормального тампонажного раствора при цементировании, когда давление на цементировочной головке достигает максимального значения;
случай: Конец продавки облегченного тампонажного раствора при цементировании, когда давление на цементировочной головке достигает максимального значения;
случай: Опрессовка колонны с целью проверки её герметичности.
Рассмотрим первый случай, который встречается в период цементирования в конце продавки НТР.
Известно, что при цементировании максимальные давления в цементировочной головке РЦГ возникают в конце процесса при посадке разделительной пробки на стоп-кольцо. Величина этого давления составит:
РЦГ = ?РГС + РГД + РСТ (2.59)
где ?РГС - разность гидростатических давлений, возникающих из-за разности плотностей жидкости в затрубном пространстве и внутри колонны;
РГД - гидродинамическое давление, необходимое для преодоления гидравлических сопротивлений жидкости при движении её внутри колонны и в затрубном пространстве;
РСТ - дополнительное давление, возникающее при получении сигнала стоп.
Гидродинамическое давление ориентировочно может быть найдено по эмпирической формуле:
РГД = 0,002 L + 1,6, МПа. (2.60)
Дополнительное давление, возникающее при получении сигнала стоп РСТ принимается 2,53 МПа.
Рисунок 2.8 -Конец продавки нормального тампонажного раствора.
РГД = 0,0023300+1,6 = 8,2 МПа;
РСТ = 3 МПа;
РГС = 10-6 g(Н1?БР + (Н-Н1)?НТР - Н?ПЖ);
РГС=10-69,81(26171080+(3300-2617)1910-33001080) = 5,561 МПа;
РЦГ = 5,561 + 8,2+ 3 = 16,761 МПа.
Точка 1 устье скважины
РВИ = РВ - РН;
РН = 0; РВ = РЦГ;
РВИ = РЦГ; РВИ = 16,761 МПа.
Точка 2 уровень НТР за колонной
РВИ = РВ - РН;
РВ = РЦГ +10-6 gН1?ПЖ;
РВ =16,761 +10-69,8126171080 = 44,398 МПа;
РН = 10-6 gН1?БР; РН = 10-69,8126171080 = 27,727 МПа;
РВИ = 44,398 - 27,727 = 16,761 МПа.
Точка 3 забой скважины
РВИ = РВ - РН;
РВ = РЦГ +10-6gН?ПЖ;
РН =10-6g(Н1?БР + (Н-Н1)?НТР);
РВ = 16,761 +10-69,8133001080 = 51,724 МПа;
РН =10-69,81(26171080+(3300-2617)1910) = 40,524 МПа;
РВИ = 51,724 - 40,524 = 11,2 МПа.
Рассмотрим второй случай, который встречается в период цементирования в конце продавки ОТР.
Рисунок 2.9 - Конец продавки облегченного тампонажного раствора.
РГД = 0,0022617+1,6 = 6,83 МПа;
РСТ = 7 МПа;
РГС = 10-6 g(Н1?БР + (Н2-Н1)?ОТР - Н2?ПЖ);
РГС=10-69,81(4001080+(2617 - 400)1500-26171080) = 9,134 МПа;
РЦГ = 9,134 + 6,83 + 7 = 22,964 МПа.
Точка 1 устье скважины
РВИ = РВ - РН; РН = 0; РВ = РЦГ; РВИ = РЦГ; РВИ = 22,964 МПа.
Точка 2 уровень ОТР за колонной
РВИ = РВ - РН;
РВ = РЦГ +10-6 gН1?ПЖ; РВ =22,964 +10-69,814001080 = 27,202 МПа;
РН = 10-6 gН1?БР; РН = 10-69,814001080 = 4,238 МПа;
РВИ = 27,202 - 4,238 = 22,964 МПа.
Точка 3 граница НЦК и ОТР
РВИ = РВ - РН;
РВ = РЦГ +10-6gН2?ПЖ;
РН = 10-6g(Н1?БР + (Н2-Н1)?ОТР);
РВ = 22,964 +10-69,8126171080 = 50,691 МПа;
РН =10-69,81(4001080 + (2617-400)1500) = 36,861 МПа.
РВИ = 50,691 - 36,861 = 13,83 МПа.
Точка 4 забой скважины
РВИ = РВ - РН;
РВ = РЦГ +10-6gН?ПЖ;
РН = 10-6g(Н1?БР + (Н2-Н1)?ОТР + (Н-Н2)?НТР(1-К));
РВ = 22,964 +10-69,8133001080 = 57,927 МПа;
РН=10-69,81(4001080+(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 = 1,1РУ, (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 = 1,19,17 = 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 gН1?ПЖ;
РВ =11,5+10-69,814001080 = 15,738 МПа;
РН = 10-6