Расчет эксплуатационной колонны для направляющего участка горизонтальной скважины

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 h_н=2300м.

Характеристики нефтяного пласта: давление в пласте р_пл=30,5МПа (k_a=1,35); индекс давления поглощения k_п=1,85, плотность нефти ρ_н=860кг/м3, плотность обводненной нефти, отбираемой в конце эксплуатации, ρ'_пл=940 кг/м3.

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

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

Построение эпюры наружного давления.

Расчет наружного давления в характерных точках профиля скважины. На глубине 150 м p_н150=1100·9,8·150·10^-6=1,6 МПа; на глубине 190 м р_н190= 1100·9,8·190·10^-6=2,0 Мпа.

На глубине 590 м в кровле водоносного пласта

р_н590=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 р_пл=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

р_ву=р_пл -ρ_нgh_н=30,5-860·9,8·2300·10^-6=30,5-19,4=l1,1 МПа

Давление опрессовки на устье р_оп=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 р_оп=12,2 Мпа.

Давление при опрессовке колонны:

на глубине 150 м р_в150=12,2+1450·9,8·150·10^-6= 14,3 МПа;
на глубине 190 м р_в190=12,2+1450·9,8·10^-6= 14,9 МПа;
на глубине 590 м р_в590=12,2+1450·9,8·590·10^-6=20,6 МПа;
на глубине 710 м р_в710=12,2+1450·9,8·790·10^-6=22,3 МПа;
на глубине 2300 м р_в2300=12,2+1450·9,8·2300·10^-6=44,9 МПа;
на глубине 2350 м р_в2350=12,2+1450·9,8·2350·10^-6=45,6 МПа.

Давление в конце эксплуатации:

в интервале 0-1700 м р_в=0;
на глубине 2300 м р_в=940·9,8(2300-1700)=5,5МПа;
на глубине 2350 м р_в=940·9,8(2300-1700)=6,0 Мпа.

Давление на устье в конце цементирования

р_в.у=(ρ_ц.р-ρ_пр.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 р_н.и150=р_и150=1,6 МПа; на глубине 190 м р_н.и190=р_и190=2,0 Мпа.

На глубине 590 м в кровле водоносного пласта р_н.и590=р_и590=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 р_н.и=(7,52+9,04)/2=8,28 МПа. В подошве водоносного пласта на глубине 710 м

р_н.и710=р_и710=7,65 МПа.

В кровле продуктивного пласта на глубине 2300 м

р_н.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 р_в.и=12,2 Мпа.

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

В кровле водоносного пласта на глубине 590 м - р_в.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 - р_в.и710=22,3-7,65= 14,65 М На.

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

В продуктивном пласте на глубине 2300 и 2350 м р_в.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 р_кр≥1,2·25,0=30МПа.

Выбираем трубы ОТТГ из стали группы прочности Д с толщиной стенки 10,9 мм с р_кр=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.

р_в.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 р_кр=37,5МПа.

Вес 1-й секции р₁=0,571·135=77,1кН.

Нагрузка на верхнем конце секции с учетом искривления ствола р_в.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, р_кр=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:

р_1-2=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 р_в.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