Главная  Переработка нефти и газа 

Скачать эту книгу

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31 32 33 34 35 36 37 38 39 40 41 42 43 44 45 46 47 48 49 50 51 52 53 54 55 56 57 58 59 60 61 62 63 64 65 66 67 68 69 70 71 72 73 74 75 76 77 78 79 80 81 82 83 84 85 86 87 88 89 90 91 92 93 94 95 96 97 98 99 100 101 102 103 104 105 106 107 [ 108 ] 109 110 111 112 113 114 115 116 117 118 119 120 121 122 123 124 125 126 127 128 129 130 131 132 133 134 135 136 137 138 139 140 141 142 143 144 145 146 147 148 149 150 151 152

9.3. ПРОВЕРКА ОБСАДПГХ ТРУБ ПО НАГРУЗКЕ

В КЛИПОВОМ ЗАХВАТЕ ПРИ СПУСКЕ ОБСАДНОЙ КОЛОППЫ

Предельное значение растягивающей нагрузки в клиновом захвате, при котором напряжение в теле трубы достигает предела текучести от,

Рпред =--, (9.20)

1 +-р-

4ltg(d + ф)

где F - площадь сечения трубы, м2; от - предел текучести, Па; ср - средний диаметр трубы, мм; l - длина плашки клина, мм; а = =9° 2715"; ф - угол трения; % - коэффициент; % = ym/2n; у - угол охвата, у > 60°; т - число клиньев.

Допустимая нагрузка растяжения для трубы, находящейся в клине, определяется как [Рдоп] = Рпред/з, где = 1,3.

9.4. ПОРЯДОК РАСЧЕТА ПРОМЕЖУТОЧНОЙ КОЛОППЫ

Промежуточная обсадная колонна, как и эксплуатационная, рассчитывается на три вида нагружения (см. разд. 9.2).

Отличие состоит в том, что через промежуточную колонну осуществляется бурение нижележащих интервалов и от условий в разрезе, вскрываемом скважиной, давление внутри колонны может изменяться в широких пределах, причем за минимальное внутреннее давление принимается такое, которое может возникнуть при поглощении промывочной жидкости или при открытом выбросе. Для первых двух-трех разведочных скважин опорожнение промежуточной колонны вследствие поглощения может быть принято не более чем на 30-40 %.

В газовой скважине полное замещение бурового раствора природным газом принимается при объемном содержании в нем H2S более 6 % и в скважинах большой глубины при отсутствии в разрезе водоносных горизонтов ниже башмака колонны.

Максимальное внутреннее давление в промежуточной колонне для нефтяной скважины, оборудованной ПО, рассчитывается по пластовому давлению с учетом разгрузки от давления столба жидкости в колонне после полного замещения бурового раствора пластовым флюидом. За расчетное внутреннее давление может быть принято гидростатическое давление столба утяжеленного бурового раствора, применяемого при вскрытии нижележащих интервалов, или давление цементного раствора при цементировании последующей колонны.

Для нефтяных скважин максимальное давление на устье при закрытом превенторе рекомендуется увеличивать на Ар, т.е. на дополнительное давление, необходимое для ликвидации проявления.

Такой же порядок определения максимального внутреннего давления устанавливается и для газовых скважин, только распределение давления принимается по закону рв = рпл/е с учетом полного замещения в скважине бурового раствора пластовым флюидом.

Если в скважину поступает смесь флюидов, то принимается средняя плотность жидкости в скважине.

Наружное давление на промежуточную колонну рассчитывается по тем же правилам, что и для эксплуатационной колонны.

Рекомендуемые значения коэффициента запаса прочности при расчете промежуточной колонны:

1) на наружное избыточное давление - кз = 1,0;

2) на внутреннее избыточное давление значения кз те же, что и для эксплуатационной колонны (см. выше);

3) на растяжение - коэффициенты запаса приведены в табл. 9.17.

С учетом возможного повышенного износа прометочной колонны при последующем бурении нижележащих интервалов рекомендуется у устья устанавливать трубы с максимальной толщиной стенки общей длиной 20 м. Если бурение из-под колонны будет вестись продолжительное время, на участках наибольшего возможного износа обсадной колонны положено увеличивать толщину стенки обсадных труб на основании опытных данных или расчета по региональным методикам.

Следует отметить, что приведенный выше порядок расчета нагрузок применим и для колонн, комплектуемых импортными трубами, однако при этом коэффициенты запаса прочности будут иными:

1 ) на избыточное наружное давление в зоне эксплуатационного объекта кз = 1,1251,25;

Т а б л и ц а 9.17

Значения коэффициента запаса прочности при расчете промежуточной колонны на растяжение (для вертикальнгх скважин)

2) на избыточное наружное давление в остальной части кз = =

1,125;

3) на внутреннее избыточное давление кз = 1 ,1 ;

4) на нагрузку растяжения - по страгивающей нагрузке кз = = 1 ,75, по нагрузке в теле трубы кз = 1 ,25.

9.5. РЕКОМЕПДАЦИИ ПО РАСЧЕТУ ПОТАЙПОЙ КОЛОППЫ (ХВОСТОВИКА)

Длина участка потайной колонны внутри предыдущей обсадной колонны должна быть не менее 70 м. На всем протяжении этого интервала потайная колонна должна состоять из труб, аналогичных тем, что находятся у башмака предыдущей колонны.

Расчет потайной колонны ведется по наружному и внутреннему избыточному давлению, причем учитываются их наибольшие величины, возникающие при самых неблагоприятных сочетаниях давлений снаружи и внутри колонны.

Наружное избыточное давление рассчитывается для следующих условий:

в момент окончания продавливания цементного раствора по всей длине потайной колонны

рн.и Z = (Рц.р - Рпр.ж)g(г - hг) (9.21)

(Рцр и Рпрж - плотность соответственно цементного раствора и прода-вочной жидкости; hг - глубина до головы потайной колонны); после цементирования потайной колонны

рн.и z = рн z - Рвн gZ,

(рнz - наибольшее наружное давление, определенное по плотности жидкости затворения Рж = 11 00 кг/м3 либо по пластовому давлению в зоне АВПД, либо по геостатическому давлению при наличии высокопластичной породы за колонной; Рвн - плотность жидкости внутри потайной колонны);

при возможном поглощении бурового раствора во время бурения ниже потайной колонны

рн.и Z = рн Z - Рвн g(z - Н) (9.22)

(Н - снижение уровня бурового раствора в скважине вследствие поглощения);

при открытом фонтанировании газовых и газонефтяных скважин для определении наружного избыточного давления внутреннее давление рассчитывается по инструкции [12], вместе с тем при недостатке ис-