animateMainmenucolor
 
Малогабаритные буровые установки
 
 
Вездеходы Арго
 
 
Каталог предприятий
 
 
Сделай заказ
 
 
Наличие на складе
 
 
Буровые установки
 
 
Буровое оборудование
 
 
Буровой инструмент
 
 
Запчасти к буровым установкам
 
 
Технология бурения скважин
 
 
Расчеты в бурении
 
 
Горные породы
 
 
Природные ресурсы
 
 
Техника для содержания скважин
 
 
Бурильно-крановые машины
 
 
Буровые вышки
 
 
Насосное оборудование
 
 
Оборудование водопонижения
 
 
Нефтегазопромысловое оборудование
 
 
Нефтегазопромысловая спецтехника
 
 
Горнодобывающее оборудование
 
 
Геофизическое оборудование
 
 
Геологоразведка
 
 
Добыча золота
 
 
Словарь
 
 
Реклама
 
 
Инженерно-геологические изыскания
 
 
Инженерно-геодезические изыскания
 
 
Учебные заведения
 
 
Дополнительное оборудование
 
 
Фотографии
 
 
Заказать буровое оборудование, станок СКБ 4
 
 
Карта сайта
 
 
{продукция}
{компания}

Расчет эксплуатационной колонны для направляющего участка горизонтальной скважины

Пример расчета

Характеристика профиля. Направляющий участок имеет следующий 4-интервальный профиль:

  • вертикальный интервал h1=150м;
  • радиус 1-го интервала набора зенитного угла R=250м, интенсивность i=573/250=2,3°/ 10 м;
  • зенитный угол в конце интервала α1=9,5°;
  • протяженность интервала: набора зенитного угла l2=41,5м стабилизация зенитного угла l3=2140м;
  • радиус 2-го интервала набора зенитного угла r=60м, интенсивность i=573/60=9,6°/10м;
  • длина 2-го интервала набора зенитного угла l4=84,5;
  • зенитный угол в конце интервала набора α2=90°;
  • длина эксплуатационной колонны L=2416м;
  • глубина скважины (по вертикали) h=2350м;
  • отход от забоя А =415м.

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

Характеристики нефтяного пласта: давление в пласте рпл=30,5МПа (ka=1,35); индекс давления поглощения kп=1,85, плотность нефти ρн=860кг/м3, плотность обводненной нефти, отбираемой в конце эксплуатации, ρ'пл=940 кг/м3.

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

Сведения о цементировании. Цементирование эксплуатационной колонны до устья; плотность цементного раствора ρц=1700кг/м3; предыдущая колонна спущена на глубину h=500м, в интервале 590-710 м проницаемый пласт с минерализованной водой с ka=1,3.

Построение эпюры наружного давления.

Расчет наружного давления в характерных точках профиля скважины. На глубине 150 м pн150=1100·9,8·150·10-6=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

рн590=1100·9,8·590·10-6=6,36 Мпа.

В водоносном пласте:

на глубине 590 м - р'н590= 1,3·1000·9,8·590·10-6=7,52 МПа;

на глубине 710 м - р'н590=1,3·1000·9,8·710·10-6=9,04 МПа.

В подошве водоносного пласта на глубине 710 м - р'н590=1000·9,8·710·10-6=7,65 Мпа.

В кровле продуктивного пласта на глубине 2300 м - р'н2300=1000·9,8·2300·10-6=24,80 Мпа.

В продуктивном пласте рпл=30,5 МПа.

 

По рассчитанным значениям строится эпюра наружного давления (рис. 10.4)

Рис. 10.4. Эпюра нагружения эксплуатационной колонны направляющего участка горизонтальной скважины. Условные обозначения см. рис.10.3; в скобках указаны отметки по глубине. 

Построение эпюры внутренних давлений.

Расчет внутреннего давления в эксплуатационной колонне для построения эпюры.

Ожидаемое давление на устье в начале эксплуатации

рвуплнghн=30,5-860·9,8·2300·10-6=30,5-19,4=l1,1 МПа

Давление опрессовки на устье роп=1,1·11,1=12,2 МПа. Оно превышает минимальное рекомендуемое давление опрессовки для 193,7-мм колонны р'оп=9,5 МПа (см.табл. 10.3), поэтому принимается роп=12,2 Мпа.

Давление при опрессовке колонны:

на глубине 150 м рв150=12,2+1450·9,8·150·10-6= 14,3 МПа;
на глубине 190 м рв190=12,2+1450·9,8·10-6= 14,9 МПа;
на глубине 590 м рв590=12,2+1450·9,8·590·10-6=20,6 МПа;
на глубине 710 м рв710=12,2+1450·9,8·790·10-6=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 0-1700 м рв=0;
на глубине 2300 м рв=940·9,8(2300-1700)=5,5МПа;
на глубине 2350 м рв=940·9,8(2300-1700)=6,0 Мпа.

Давление на устье в конце цементирования

рв.у=(ρц.рпр.ж)gh=(1700-1450)·9,8·2350·10-6=5,75 МПа.

По данным выполненного расчета строится эпюра внутреннего давления (см. рис. 10.4)

Построение эпюры наружного избыточного давления.

Эпюра наружного избыточного давления строится для наиболее неблагоприятных условий нагружения колонны, когда в конце эксплуатации внутреннее давление снижается до минимума.

Расчет избыточного наружного давления в характерных точках эпюры. На глубине 150 м рн.и150и150=1,6 МПа; на глубине 190 м рн.и190и190=2,0 Мпа.

На глубине 590 м в кровле водоносного пласта рн.и590и590=6,36 Мпа.

В водоносном пласте:

на глубине 590 м - р'н.и590=р'и590=7,52 МПа;

на глубине 710 м - р'н.и710=р'и710=9,04 МПа.

Так как толщина водоносного пласта менее 200 м, в интервале 590-710 м давление принимается постоянным рн.и=(7,52+9,04)/2=8,28 МПа. В подошве водоносного пласта на глубине 710 м

рн.и710и710=7,65 МПа.

В кровле продуктивного пласта на глубине 2300 м

рн.и2300=24,8-5,5= 19,3 МПа.

В продуктивном пласте:

на глубине 2300 м - р'н.и2300=30,5-5,5=25,0 МПа;

на глубине 2350 м - р'н.и2350=30,5-6,0=24,5 МПа.

Построение эпюры внутреннего избыточного давления.

Как показывает расчет, внутреннее давление в нефтяной скважине достигает наибольших значений при опрессовке обсадной колонны.

Расчет внутреннего избыточною давления в характерных точках эпюры.

На устье скважины при опрессовке рв.и=12,2 Мпа.

На глубине 150 и 190 м рв.и150=14,3-1,6= 12,7 МПа и рв.и190= 14,9-2,0=12,9 МПа соответственно.

В кровле водоносного пласта на глубине 590 м - рв.и590=20,6-6,36= 14,24 Мпа.

В водоносном пласте на глубине 590 и 710 м р'в.и590=20,6-7,52=13,08 МПа и р'в.и710=22,3-9,04=13,26 МПа соответственно.

На глубине 710 м в подошве водоносного пласта - рв.и710=22,3-7,65= 14,65 М На.

На глубине 2300 м в кровле продуктивного пласта - рв.и2300=44,9-24,8=20,1 МПа.

В продуктивном пласте на глубине 2300 и 2350 м рв.и2300=44,9-30,4=14,4МПа и р'в.и2350=45,6-30,5=15,1 МПа соответственно.

Выбор типа обсадных труб для комплектования эксплуатационной колонны.

Для жидкой среды выбираем трубы ОТТГ со смазкой Р-2. Эти трубы рекомендуются к использованию при внутреннем избыточном давлении до 25 МПа и интенсивности искривления до 10°/10 м. Выше кровли продуктивного пласта, где интенсивность искривления не превышает 5°/10м, возможно использование труб ОТТМ.

Расчет эксплуатационной колонны для направляющего участка.

Для нижней секции в интервале продуктивного пласта с учетом коэффициента запаса прочности k3=,2 нужны трубы с критическим давлением смятия ркр≥1,2·25,0=30МПа.

Выбираем трубы ОТТГ из стали группы прочности Д с толщиной стенки 10,9 мм с ркр=29,8МПа, коэффициент запаса k3=29,8/25,0=1,19.

Длина 1-й секции l1=2416-2331,5+50=134,5~135м.

Вес 1-й секции р1=0,498·135=67,23кН.

Нагрузка на верхнем конце секции с учетом искривления ствола с интенсивностью i=9,6°/10м.

рв.к =67,23+1820=1887,23кН.

Так как отсутствуют данные для труб диаметром 193,7 мм, дополнительная нагрузка рдоп=1820кН принята для труб диаметром 168,3 мм с максимальной толщиной стенки 12,1 мм

Скорректированное критическое давление с учетом нагрузки растяжения

Поскольку р'кр<30,0МПа, для 1-й секции принимаем трубы из стали группы прочности Д с толщиной стенки 12,7 мм и ркр=37,5МПа.

Вес 1-й секции р1=0,571·135=77,1кН.

Нагрузка на верхнем конце секции с учетом искривления ствола рв.к=77,1+1820=1897,1кН. Допустимая нагрузка растяжения [р1]=2187kH.

Для секции 2 выбираем трубы из стали группы прочности Д с толщиной стенки 9,5 мм, ркр=23,4МПа>19,ЗМПа.

Трубы ОТТГ - 193,8 с толщиной стенки менее 9,5 мм не выпускаются, поэтому трубами 2-й секции обсадную колонну можно комплектовать до поверхности.

В соответствии с правилами при интенсивности искривления до 3°/10 м расчет обсадных труб диаметром свыше 168,3 мм ведется, как для вертикальной скважины.

Определим суммарный вес двух секций:

р1-2=77,1 +0,440(2416-135)=77,1+1003,6= 1080,7кН.

Допускаемая нагрузка растяжения для 193,7-мм труб типа ОТТГ из стали группы прочности Д с толщиной стенки 9,5 мм [р2]= 1677кН.

Вес двух секций значительно ниже допустимой нагрузки растяжения, поэтому принимаем колонну из двух секций (табл. 10.7).

Избыточное давление рв.и=32,5МПа при давлении опрессовки 12,2 МПа. Трубы секции имеют большой запас прочности.

Таблица 10.7 Конструкция эксплуатационной колонны диаметром 193,7 мм для направляющего участка.

Номер
секции
(снизу вверх)

Интервал
установки

Длина
секции,
м

Толщина
стенки,
мм

Группа
прочности
стали

Испол-
нение

Вес
секции,
кН

Нарастаю-
щий вес
колонны, кН

1

2416-2281

135,0

12,7

Д

А

77,1

77,1

2

2281-0

2281,0

9,5

Д

А

1003,6

1080,7

Торговый дом АУМАС