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

Номер секции	Условное обозначение труб по ГОСТ 633-80	Длина секции, м	Вес секции, кН (тс)	Коэффициент запаса прочности к1
	73Х7-Д В-73Х7-К	2305 795	264(27) 92,5 (9,4)	1,40 1,60

Пример 12.3. Рассчитать колонну НКТ с гидравлическим пакером, установленным на глубине 1пак = 2900 м в вертикальной скважине Н = 2980 м для следующих условий: внутренний диаметр обсадной колонны D0 = 132 м; давление на забое рзаб = 24 МПа; давление на устье рбуф = 2,5 МПа; пластовое давление = = 28 МПа; перепад давления на пакере рпак = 21 МПа; предполагаемый дебит (отор) жидкости из скважины Q ж = 53 м3/сут; плотность жидкости: добываемой рв = 840 кг/м3, в скважине рж = 900 кг/м3, закачиваемой в скважину при освоении рн = 840 кг/м3; температура жидкости в скважине в процессе эксплуатации: на устье /3 = 35 °С, /4 = 90 °С; длина колонны НКТ L = 2930 м.

Р е ш е н и е. На основании исходных данных оптимальный внутренний диаметр колонны НКТ определяется из выражения (12.1):

188i;

0,84 103 2930

53 9,8 2930

24 106 - 2,5 100,84 103 9,8 2930 - (24 106 - 2,5 106)

60 мм.

Расчетному диаметру соответствуют трубы с наружным диаметром 73 мм. Выбираем трубы 73х5,5-Д по ГОСТ 633-80.

По прочностным характеристикам труб, приведенным в табл. 1 2.6, определяем длину первой сеии колонны НКТ по формуле (12.26) при к1 = 1,3; Рс1 = = 278 103 Н:

278 1 03 5

l1 =

9,47 9,8

1 227 м.

Здесь Рдоп = 21 10630,18 10 = 63,4 103 Н [см. формулу (12.28) и табл. 12.12]. Так как дополнительная максимальная нагрузка при извлечении пакера АР = 105 Н больше нагрузки от действия давления, то для расчета принимаем наибольшее значение Рдоп = АР = 105

Длина первой секции l1 меньше общей длины колонны L, поэтому необходимо выполнить расчет длины второй секции.

Вторую секцию составляем из труб 73х5,5-К и рассчитываем по формуле (12.27) при к 1 = 1,3; Рс2 = 365 103 Н:

365 10

1227 9,47 9,8 - 10

730 м.

9,47 9,8

Так как l1 + l2 < L, то необходимо выполнить расчет третьей секции, которую составляем из труб 73х5,5-Е (к 1 = 1,3; Рс3 = 402 103 Н):

402 1 03

-9,47 9,8(1227 + 730) - 105

13 =-1,3-= 298 м.

9,47 9,8

Так как l1 + l2 + l3 < L, то необходимо выполнить расчет четвертой секции, которую составляем из труб 73х5,5-Л (к 1 = 1,3; Рс4 = 476 103 Н):

476 103 5

-- 9,47 9,8(1227 + 730 + 298) - 10

14 =--= 613 м.

9,47 9,8

Поскольку l1 + l2 + l3 + l4 = 2868 м < L, то последнюю, пятую, секцию необходимо составить из труб 73х5,5-М по ГОСТ 633-80 (Рс5 = 540 103 Н); l5 = = (2930 - 2868) = 63 м.

С учетом прочностных характеристик труб (см. табл. 12.13) гладких и с высаженными концами, а также результатов полученных расчетов, можно уменьшить число секций в колонне НКТ. На практике при эксплуатации многосекционных колонн, состоящих из труб различных групп прочности, возможно смешивание таких труб в процессе ремонта скважин, при выполнении СПО и профилактике на трубных базах.

Согласно приведенным расчетам последнюю, пятую, секцию колонны составляем из труб 73х5,5-М (Рс5 = 540103 Н).

Данная предельная нагрузка соответствует трубам В-73х5,5-К, у которых Рт = = 572 103 Н. Поэтому вместо четырех последних секций колонны (групп прочности К, Е, Л, М) можно составить одну секцию из труб В-73х5,5-К:

572103 5 -- 9,47 9,8 1227 - 10

l2 =--= 2393 м;

9,64 9,8

11 + l2 = 1227 + 2393 = 3620 м > L.

Поэтому длину второй секции принимаем

12 = L - l1 = 2930 - 1227 = 1703 м.

В процессе эксплуатации скважины с гидравлическим пакером колонну проверяют на устойчивость под воздействием температуры и давления.

С этой целью определяется осевая нагрузка на трубы по формуле (12.10), предварительно рассчитываются дополнительные нагрузки Рt, Р0 при Рраз = 0:

Р, = 1210-6-2,1101111,6510-20 = 58716 Н = 58,72 103 Н,

(35 - 15) + (90 - 70) где At =-= 20 °C;

3,14 2 -4 6 3,14 2 2 -4 4

-6,2 10 21 10(1 - 2 0,3)--(7,3 - 6,2) 10 0,82 10 2930 +

3,1 4 0,3 2 -4 6 3,1 4 0,3 2 2 4 -4

+-6,2 10 2,5 10--(7,3 0,82 - 6,2 0,82)10 10 2900-

- 58,72 10 =-174 206 H = -174 кН.

Так как Р0 величина отрицательная, КЗП по формуле (1 2.11) не определяют. В этом случае над пакером действуют сжимающие нагрузки. Критическую сжимающую нагрузку определяем по формуле (1 2.1 8):

Ркр = 3,35 3j137 540(9,47 9,8)

3544 Н.

Поскольку Р0 > Ркр, нижняя часть колонны над пакером изогнется. При этом условие прочности проверяем по формуле (12.19) при следующих значениях величин:

0 = 13,310 м3; рв = 0,84103 кг/м3; рн = 0,84104 кг/м3;

13,2 - 7,3 2

f = -= 2,95 см = 2,95 10- м;

Т а б л и ц а 1 2.1 6 Копструкция колоппы

Коэффициенты запаса прочности

Номер секции (снизу вверх)

1,3 1,3 1,3 1,3 1,54

1,3 1,54

1,96

1,98