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

Значение коэффициента запаса для изогнутого участка рассчитывается по формуле

1 - kз.глЯ2(aи - 0,5)

(9.29)

где кз,гл - коэффициент запаса для вертикальной скважины, кзгл = = 1,25; 2 - коэффициент, учитывающий влияние диаметра трубы и ее прочностных характеристик (табл. 9.19).

Интервалы, где происходит набор зенитного угла, увеличивают на 25 м в сторону устья скважины.

В траектории скважины выделяют интервал с максимальной интенсивностью искривления aи max- Если этот интервал расположен первым от устья, то расчет обсадной колонны на всем нижележащем участке от начала искривления ведут с коэффициентом запаса кз, полученным исходя из aи max, не принимая во внимание интенсивности последующих участков aи2 и aи3. Если интенсивность искривления максимальна на втором участке, то верхний участок рассчитывают с учетом его интенсивности aи1, а после-дующие - с учетом aи2 и т.д.

Допустимые длины секций по расчету на растяжение определяются без учета архимедовых сил

Р. I-Р

Т а б л и ц а 9.19 Значения коэффициента

Группа прочности стали

Диаметр трубы, мм

114,3 127,0 139,7 1 46,1 168,3 177,8 193,7 219,1 244,5 273,1 298,5

323,9 339,7

0,028 0,031 0,034 0,035 0,041 0,043 0,047 0,053 0,059 0,066 0,072 0,078 0,082

0,021 0,023 0,026 0,027 0,031

0,033

0,036 0,040 0,045 0,050 0,055 0,059 0,062

0,019 0,021 0,023 0,024 0,028 0,030 0,032 0,036 0,041 0,046 0,050 0,054 0,057

0,016 0,018 0,020 0,021 0,024 0,025 0,027 0,031 0,034 0,038 0,042 0,046 0,048

0,014 0,016 0,017 0,018 0,021 0,022 0,024 0,027 0,030

0,033

0,036 0,040 0,042

0,011 0,012 0,013 0,014 0,016 0,017 0,019 0,021 0,024 0,026 0,029 0,031

0,033

351,0 377,0 406,4 426,0 473,1 508,0

0,085 0,091 0,098 0,103 0,114 0,122

0,064 0,069 0,074 0,078 0,087 0,093

0,059 0,063 0,068 0,071 0,079 0,085

0,050 0,053 0,057 0,060 0,067 0,072

0,043 0,046 0,050 0,052 0,058 0,062

0,034 0,036 0,039 0,041 0,046 0,049

где Р - общий вес нижележащих секций; qt - вес 1 м трубы i-й секции.

При длине вертикального участка не более 1 00 м запас прочности на растяжение может быть принят по нижележащему интервалу набора зенитного угла.

Пример 9.3. Расчет эксплуатационной колонны для направляющего участка горизонтальной скважины.

Характеристика профиля. Направляющий участок имеет следующий 4-интер-вальный профиль:

вертикальный интервал h1 = 150 м;

радиус 1-го интервала набора зенитного угла R = 250 м, интенсивность i = = 573/250 = 2,3°/10 м;

зенитный угол в конце интервала а1 = 9,5°;

протяженность интервала: набора зенитного угла /2 = 41,5 м, стабилизации зенитного угла /3 = 2140 м;

радиус 2-го интервала набора зенитного угла r = 60 м, интенсивность i = = 573/60 = 9,6 °/10 м;

длина 2-го интервала набора зенитного угла /4 = 84,5 м; зенитный угол в конце интервала набора а2 = 90°; длина эксплуатационной колонны L = 2416 м; глубина скважины (по вертикали) h = 2350 м; отход от забоя А = 415 м.

Исходные данные для расчета. Диаметр эксплуатационной колонны d = 193,7 мм; глубина до кровли нефтяного пласта hн = 2300 м.

Характеристики нефтяного пласта: давление в пласте рпл = 30,5 МПа (к, = = 1,35); индекс давления поглощения кп = 1,85, плотность нефти рн = 860 кг/м3, плотность обводненной нефти, отбираемой в конце эксплуатации, р; = 940 кг/м3.

Снижение уровня в скважине в конце эксплуатации hур = 1700 м; плотность бурового раствора рб.р = 1450 кг/м3.

Сведения о цементировании. Цементирование эксплуатационной колонны до устья; плотность цементного раствора рц = 1 700 кг/м3; предыдущая колонна спущена на глубину h = 500 м, в интервале 590-710 м проницаемый пласт с минерализованной водой с ка

= 1,3.

1 . Построение эпюры наружного давления.

Расчет наружного давления в характерных точках профиля скважины. На глубине 150 м рн150 = 1100-9,8-150-10 = 1,6 МПа; на глубине 190 м рн190 = = 1100-9,8-190-10-6 = 2,0 МПа.

На глубине 590 м в кровле водоносного пласта р90 = 1100-9,8-590-10 = 6,36 МПа. В водоносном пласте: на глубине 590 м

рн590 -

: 1,3-1000-9,8-590-10 = 7,52 МПа;

на глубине 71 0 м рн710 = 1,3-1000-9,8-710-10 = 9,04 МПа.

В подошве водоносного пласта на глубине 71 0 м

рн710 = 1100-9,8-710-10 = 7,65 МПа.

В кровле продуктивного пласта на глубине 2300 м рн2300 = 1100-9,8-2300-10-6 = 24,80 МПа.

В продуктивном пласте рпл = 30,5 МПа.

По рассчитанным значениям строится эпюра наружного давления (рис. 9.3). 2. Построение эпюры внутренних давлений.

Расчет внутреннего давления в эксплуатационной колонне для построения эпюры. Ожидаемое давление на устье в начале эксплуатации

рву = рпл

- рнghн = 30,5 - 860-9,8-2300-10-6 = 30,5 - 19,4 = 11,1 МПа.

Давление опрессовки на устье роп = 1,1-11,1 = 12,2 МПа. Оно превышает минимальное рекомендуемое давление опрессовки для 193,7-мм колонны роп = 9,5 МПа (см. табл. 9.4), поэтому принимается роп = 1 2,2 МПа.

Давление при опрессовке колонны:

на глубине 150 м рв150 = 12,2 + 1450-9,8-150-10 = 14,3 МПа; на глубине 190 м рв190 = 12,2 + 1450-9,8-190-10 = 14,9 МПа; на глубине 590 м рв590 = 12,2 + 1450-9,8-590-10 = 20,6 МПа; на глубине 710 м рв710 = 12,2 + 1450-9,8-710-10 = 22,3 МПа; на глубине 2300 м рв2300 = 12,2 + 1450-9,8-2300-10-6 = 44,9 МПа; на глубине 2350 м рв2350 = 12,2 + 1450-9,8-2350-10-6 = 45,6 МПа. Давление в конце эксплуатации: в интервале 0-1 700 м рв = 0;

на глубине 2300 м рв = 940-9,8(2300 - 1700) = 5,5 МПа; на глубине 2350 м рв = 940-9,8(2350 - 1700) = 6,0 МПа. Давление на устье в конце цементирования

Рис. 9.3. Эпюра нагружения эксплуатационной колонны направляющего участка горизонтальной скважины к примеру 9.3. Условные обозначения см. рис. 9.2; в скобках указаны отметки по глубине