Проектирование строительства эксплуатационной скважины на нефть на Приобском месторождении

В затрубном пространстве за УБТ 146-74Д:

Rекп=(4•1000•0,020)/(3,14•(0,238+0,146)•0,010) = 6635;

В затрубном пространстве за забойным двигателем

Rекп = (4•1000•0,020)/(3,14(0,238+0,172) •0,010) = 6214.

Так как полученные значения Rекп<Reкр, то движение жидкости везде в кольцевом канале происходит при ламинарном режиме. Определим числа Сен-Венана по формуле

(2.89)

В затрубном пространстве за ТБД16Т 129Ч11

Sкп= (3,14•15· (0,238-0,129)2·(0,238+0,129))/(4·0,020·0,010) = 257;

В затрубном пространстве за ПК 114Ч11Д

Sкп= (3,14·15·(0,238-0,114)2·(0,238+0,114))/(4·0,020·0,010) = 319;

В затрубном пространстве за УБТ 146Ч74Д

Sкп= (3,14·15·(0,238-0,146)2·(0,238+0,146))/(4·0,020·0,010) = 191;

В затрубном пространстве за забойным двигателем

Sкп= (3,14·15·(0,238-0,172)2·(0,238+0,172))/(4·0,020·0,010) = 105.

Потери давления по длине кольцевого пространства определяются по формуле

(2.90)

где - коэффициент, равный 0,89 для ПК, 0,87 для ТБД16Т, 0,85 для УБТ и 0,83 для ВЗД.

В затрубном пространстве за ТБД16Т 129Ч11

Ркп= (4·15·2748)/(0,87·(0,238-0,129)) = 1,74 МПа;

В затрубном пространстве за ПК 114Ч11Д:

Ркп=(4·15·250)/(0,89·(0,238-0,114)) = 0,14 МПа;

В затрубном пространстве за УБТ 146Ч74Д:

Ркп= (4·15·20)/(0,85·(0,238-0,146)) = 0,013 МПа;

В затрубном пространстве за забойным двигателем:

Ркп= (4·15·7)/(0,83·(0,238-0,172)) = 0,0076 МПа.

Вычисляются потери давления от замков в затрубном пространстве по формуле

(2.91)



где lт - длина одной бурильной трубы, м, lт = 12 м; dнм - наружный диаметр муфт, м, dнм = 0,1588 м и 0,152 м для ПК 114Ч11Д и ТБД16Т 129Ч11 соответственно;

Vкп - скорость движения жидкости в кольцевом канале, м/с.

Скорость движения жидкости в кольцевом канале определяется по формуле:

(2.92)

За ТБД16Т 129Ч11

Vкп= (4•0,020)/(3,14•(0,2382-0,1292)) = 0,64 м/с;

За ПК 114Ч11Д

Vкп= (4•0,020)/(3,14•(0,2382-0,1142)) = 0,58 м/с.

Тогда потери давления от замков:

В затрубном пространстве за ТБД16Т 129Ч11

Рмк =(2748/12) •((0,2382-0,1292)/(0,2382-0,1522)-1)2 •1000•0,422=0,0015 МПа;

В затрубном пространстве за ПК 114Ч11Д

Рмк= (250/12)•((0,2382-0,1142)/(0,2382-0,15882)-1)2 •1000•0,402 = 0,0005 МПа.

МПа.

Тогда критическая плотность промывочной жидкости кр

кг/м3.

Критическая плотность промывочной жидкости больше принятой, следовательно, условие недопущения гидроразрыва пласта выполняется.

Далее определяются потери давления в элементах циркуляционной системы. Для этого необходимо вычислить следующие параметры:

Критические числа Рейнольдса в бурильной колонне по формуле

Re кр = 2100 + 7,3•((пж•dв2•0)/ 2)0.58 (2.93)

ТБД16Т 129Ч11: Rекр= 2100+7,3•((1000•0,1072•15)/ 0,0102)0,58=32267;

(ТБ)ПК 114Ч11Д: Rекр= 2100+7,3•((1000•0,0922•15)/0,0102)0,58=27419;

УБТ 146Ч74Д: Rекр=2100+7,3• ((1000•0,0742•15)/0,0102)0,58=21768.

Определяются действительные числа Рейнольдса в бурильной колонне по формуле

Rет=(4•пж•Q)/( •dв•) (2.94)

ТБД16Т 129Ч11: Rет=(4•1000•0,020)/(3,14•0,107•0,010)=23811;

ПК 114Ч11Д: Rет=(4•1000•0,020)/(3,14•0,092•0,010)=27693;

УБТ 146Ч74Д: Rет=(4•1000•0,020)/(3,14•0,074•0,010)=34429.

В бурильной колонне в ТБД16Т 129Ч11 Rет < Rекр, значит движение происходит при ламинарном режиме и описывается уравнением Сен-Венана, а в ПК 114Ч11Д, УБТ 146Ч74Д Rет > Rекр, следовательно движение происходит при турбулентном режиме и описывается уравнением Дарси-Вейсбаха.

Рассчитывается число Сен-Венана для колонны труб ТБД16Т формуле

Sт= (•0•dв3)/(4••Q) (2.95)

Sт=(3,14•15•0,1073)/(4•0,010•0,020) = 72.

Вычисляются потери давления внутри бурильной колонны по формуле

Рт= (4•0•l)/( •dв), МПа, (2.96)

месторождение бурение профиль скважина

где: - коэффициент, равный 0,85 для ТБД16Т 129Ч11;

ТБД16Т 129Ч11: Рт = (4•15•2748)/(0,85•0,107) = 1,81 МПа.



Рассчитываются значения коэффициентов гидравлического сопротивления для ПК 114Ч11Д, УБТ 146Ч74Д по формуле

=0,1•(1,46•К/dв+100/ Rет)0,25, (2.97)

где К - коэффициент шероховатости стенок, принимается для ТБПК = 3•10-4 м, для УБТ = 3•10-4 м.

В ПК 114Ч11Д: =0,1• (1,46•3•10-4/0,092+100/27693)0,25=0,03;

В УБТ 146Ч74Д: =0,1• (1,46•3•10-4/0,074+100/34429)0,25=0,0296.

Вычисляются потери давления внутри ПК 127-9 Д, УБТ 178-80Д по формуле

Рт = (•0,8•пж•Q2•l)/( 2•dв5), МПа. (2.98)

ПК 114Ч11Д: Рт=(0,03•0,8•1000•0,0202•250)/(3,142•0,0925)=0,037 МПа.

УБТ146Ч74Д:Рт=(0,0296•0,8•1000•0,0202•20)/(3,142•0,0745)=0,0029 МПа.

Местными потерями давления в приварных замках ПК 114Ч11Д пренебрегают, так как потери не значительны.

Вычисляются потери давления в наземной обвязке по формуле:

(2.99)

где a_с, a_ш, a_в, a_к - коэффициенты гидравлических сопротивлений элементов обвязки (стояка, бурового рукава, вертлюга, ведущей трубы соответственно); a_с=1,1Ч10⁵ м^-4, a_ш=0,93Ч10⁵ м^-4, a_в=0,7Ч10⁵ м^-4, a_к=0,9Ч10⁵ м^-4.

Ро = (1,1 + 0,93 + 0,7 + 0,9) •105•1000•0,0202 = 0,145 МПа.



Перепад давления в забойном двигателе Рзд определяется по формуле

, (2.100)

где Рс - перепад давления в забойном двигателе при его работе на технической воде, МПа, Рс = 7 МПа; Qс - расход технической воды, м3/с, Qс = 0,025 м3/с.

МПа.

Разность между гидростатическими давлениями столбов жидкости в кольцевом пространстве и трубах Рг определяется по формуле

(2.101)

МПа.

Сумма потерь давления Р, во всех элементах циркуляционной системы за исключением потерь давления в долоте Рд, составит

МПа.

Резерв давления на долоте Рр определяется по формуле

; (2.102)

где Рн - давление развиваемое насосом, МПа, Рн = 26 МПа [20].

МПа.

Определяется возможность гидромониторного эффекта, вычислив скорость течения жидкости в насадках долота по формуле

(2.103)

где - коэффициент расхода (=0,95).

м/с.

Так как Vд > 80 м/с и перепад давления на долоте меньше критического (Ркр=13 МПа), то бурение интервала возможно с использованием гидромониторных долот.

Принимая Vд=80 м/с, вычисляется перепад давления в долоте по формуле

(2.104)

МПа.

Таким образом, расчетное рабочее давление в насосе Р составит

МПа.

Площадь промывочных отверстий определяется по формуле

; (2.105)

где Qд - утечки промывочной жидкости через уплотнения вала забойного двигателя, м3/с, Qд = 0,0007 м3/с [20].

м2.

Принимаются три насадки с внутренним диаметром 10 мм.

Рассчитанная гидравлическая программа промывки скважины свидетельствует о том, что принятое значение расхода, развиваемое насосом давление достаточны для преодоления гидравлических сопротивлений в элементах циркуляционной системы, нормальной работы забойного двигателя и для реализации гидромониторного эффекта. При этом соблюдается условие недопущения гидроразрыва пород, слагающих стенки скважины.

2.3.9 Обоснование критериев рациональной отработки долот

Использование долот типа PDC позволяет свести расчеты рационального времени работы к минимуму. Из-за сравнительно небольшой глубины скважин и высоких рабочих характеристик данных долот обычно одного породоразрушающего инструмента хватает на бурение нескольких скважин (точнее интервалов бурения - направление, кондуктор, эксплуатационная колонна). Причем долота не доводятся до полного износа, как только проявляется сильное снижение скорости бурения, сразу следует смена инструмента.

Эффективность разрушения породы долотом зависит от многих факторов: осевой нагрузки на долото, частоты его вращения, чистоты забоя скважины, конструкции долота, свойств породы, соотношения давления промывочной жидкости на забой скважины и порового давления в слоях породы, примыкающих к забою, состава и свойств промывочной жидкости. Некоторыми из этих факторов можно оперативно управлять в период работы долота на забое либо перед спуском его в скважину; для измерения других факторов требуется весьма длительное время, так что в период работы одного долота такие факторы остаются почти неизменными.

В процессе бурения не только разрушается горная порода, но и изнашивается долото. Те факторы, от которых зависит эффективность разрушения породы, оказывают влияние также на интенсивность изнашивания долота. Наилучший результат можно получить лишь при оптимальном сочетании эффективности разрушения породы и интенсивности износа вооружений и опор долота. Об эффективности работы долот судят по нескольким показателям, основными из которых являются проходка на одно долото, механическая и рейсовая скорость бурения и эксплуатационные затраты на 1 метр проходки.

Проходка на одно долото h - это число метров, пробуренных от начала разрушения породы данным долотом до рассматриваемого момента работы его на забое. Если, пробурив некоторый интервал скважины, долото поднимают с забоя далеко не полностью изношенным, а позже спускают его в ту же или другую скважину, число метров, пробуренных долотом за время от первого спуска на забой до первого подъема из скважины, или за время от повторного спуска до повторного подъема, называют проходкой за рейс hp; общее число метров, пробуренных долотом за время до полного износа, называют проходкой на долото hд. В большинстве случаев hp=hд. Однако при использовании алмазных и ИСМ долот, а также головок для отбора керна нередко hp < hд [16].

Механическая скорость проходки характеризует интенсивность разрушения породы долотом и равна числу метров, пробуренных за единицу времени взаимодействия долота с породой

Vм = dh/dt, (2.106)

где Vм-механическая скорость проходки, м/с;

h-количество пробуренных метров, м;

t-время бурения,с.

Отношение проходки за рейс долота к единице времени, затраченного на разрушение породы в течение этого рейса, называют средней механической скоростью проходки за рейс Vср.

Под рейсовой скоростью проходки понимают скорость углубления скважины и затрат времени tр не только на разрушение породы, но и на спуско-подъемные операции и вспомогательные работы в течение этого рейса:

Vp=dh/dtp, (2.107)

Отношение проходки за рейс к сумме затрат времени на механическое разрушение породы tм в течение данного рейса, на спуск нового и подъем изношенного долота, а также на замену последнего tc, на вспомогательные работы tв в течение рейса (наращивание, проработка, промывка) называют средней рейсовой скоростью:

Vср=hp/(tм+tc+tв), (2.108)

Показатель - эксплуатационные затраты на 1 м проходки учитывает стоимость долота, а также все другие расходы, необходимые для обеспечения разбуривания породы забоя (стоимость проката БУ, израсходованной энергии, стоимость промывочной жидкости и реагентов и т.д.)

Сэ= Сд+( Сб+Сж) (tм+tc+tв)/tд, (2.109)

где Сд -цена долота, руб.;

Сб - стоимость 1 ч. работы буровой установки по жидкость, руб./ч.

Если партию однотипных долот одинакового диаметра отрабатывать в однородной породе при одной и той же частоте вращения, но при разных осевых нагрузках (постоянных для каждого долота), то при каждой из нагрузок будет получено свое значение минимума эксплуатационных затрат и максимума рейсовой скорости. Ту осевую нагрузку, при которой величина минимума эксплуатационных затрат будет наименьшей по сравнению с минимумами при других нагрузках, называют оптимальной при данной частоте вращения. Аналогично, ту частоту вращения, при которой величина минимальных эксплуатационных затрат является наименьшей по сравнению с минимумами при других частотах вращения, называют оптимальной при данной осевой нагрузке. То сочетание частоты вращения и осевой нагрузки, при котором величина минимума эксплуатационных затрат является наименьшей по сравнению с минимумами при других сочетаниях тех же параметров, называют оптимальными режимами бурения. Эксплуатировать долота всегда желательно при оптимальном режиме или хотя бы при оптимальной нагрузке для выбранной частоты вращения. Продолжать отработку долота после достижения минимума эксплуатационных затрат на 1 м проходки в однородной породе нецелесообразно, так как это приводит к увеличению себестоимости бурения скважины в целом.

Рейсовая скорость и эксплуатационные затраты на 1 м проходки значительно зависят от затрат времени tc и tв. Сумма tc и tв от параметров режима бурения почти не зависит, но увеличивается пропорционально глубине. Поэтому с глубиной, как правило, Vp уменьшается, а Сэ растет. Частично уменьшить отрицательное влияние глубины на эти показатели можно, если по мере углубления скважины так изменять сочетание осевой нагрузки и частоты вращения, чтобы возрастала проходка за рейс даже ценой некоторого уменьшения механической скорости. Практически для этого увеличивают осевую нагрузку при значительном уменьшении частоты вращения долота.

2.3.10 Технология бурения на участках направленного изменения кривизны скважины и при вскрытии продуктивного пласта

Технологические причины искривления скважин связаны с режимными параметрами процесса бурения. К их числу относятся осевая нагрузка на породоразрушающий инструмент, частота и направление вращения инструмента, количество и качество промывочной жидкости.

Повышение осевой нагрузки всегда приводит к увеличению интенсивности искривления скважины. Это объясняется увеличением прогиба КНБК, возрастанием отклоняющей силы, увеличением разработки стенок скважины, что приводит к увеличению угла перекоса инструмента.

Повышение частоты вращения колонны бурильных труб практически всегда сопровождается уменьшением интенсивности искривления. Это можно объяснить кинематикой движения КНБК в скважине. При малой частоте вращения колонна вращается в основном вокруг собственной оси, а при большой - вокруг оси скважины. При средних значениях частот вращения имеет место постепенный переходный процесс. Очевидно, что при вращении колонны вокруг оси скважины искривление ствола за счет перекоса инструмента отсутствует. Изменение направления вращения инструмента приводит, как правило, к изменению механизма разрушения горной породы на забое и изменению направления искривления, особенно по азимуту.

Расход и качество промывочной жидкости также оказывают влияние на искривление скважин. В мягких породах при повышенном расходе промывочной жидкости стенки скважины размываются более интенсивно, угол перекоса инструмента увеличивается, что приводит к увеличению интенсивности искривления. Введение в раствор смазывающих добавок уменьшает трение инструмента о стенки скважины, что изменяет кинематику движения колонны бурильных труб и приводит к изменению интенсивности искривления.

Для бурения проектируемой скважины на различных интервалах проектируются следующие компоновки:

КНБК для бурения направления (0-40 м):

Долото 393,7 М-ГВУ-R227;

Калибратор 8К 393,7 М;

Переводник П-171/121;

Обратный клапан (КОБ 146-3-121);

Переводник З-121/133;

ТБД16Т - 37,5 м.

КНБК для бурения вертикального участка (интервал 50-100 м):

Долото БИТ-269,9 МС;

Калибратор 8К 269,9 МС;

Переводник З-152/121;

Турбобур 3ТСШ-195;

Переводник П-147/121;

Обратный клапан;

Переводник З-121/133;

ТБД16Т - 75 м.

КНБК для бурения интервала набора зенитного угла (интервал 100-320 м):

Долото БИТ-269,9 МС;

Калибратор 8К 269,9 МС;

Переводник З-152/117;

Турбобур ТО2-195;

Переводник З-147/121;

Обратный клапан;

Переводник З-121/133;

ЗИС-4М;

ТБД16Т - 100 м;

Переводник З-133/121;

УБТ-146Ч74 - 25 м;

Переводник П-121/122;

ПК - 180 м.

КНБК для бурения интервала стабилизации зенитного угла (интервал 320-714 м):

Долото БИТ-269,9 МС;

Калибратор 8К 269,9 МС;

Переводник З-152/121;

Турбобур 3ТСШ-195;

Переводник З-147/121;

Обратный клапан;

УБТ-146Ч74 - 25 м;

Переводник П-121/122;

ПК - 250 м;

Переводник П-122/133;

ТБД16Т129 - 415 м.

КНБК для бурения интервала стабилизации зенитного угла (интервал 714-1722 м):

Долото БИТ-190,5 М5;

Калибратор 1К 190,5 МС;

Турбобур Д5-172;

Переводник З-147/121;

Обратный клапан;

УБТ-146Ч74 - 25 м;

Переводник П-121/122;

ПК - 250 м;

Переводник П-122/133;

ТБД16Т129 - 1440 м.

КНБК для бурения интервала падении зенитного угла (интервал 1722-2600 м):

Долото БИТ-190,5 М5;

Калибратор 1К 190,5 МС;

Турбобур ДГ-176М;

Переводник З-147/121;

Обратный клапан;

Переводник П-121/133;

ЗИС-4М;

ТБД16Т - 100 м;

Переводник П-133/121;

УБТ-146Ч74 - 25 м;

Переводник П-121/122;

ПК - 250 м;

Переводник П-122/133;

ТБД16Т129 - 2214 м.

КНБК для бурения интервала стабилизации зенитного угла (вертикальный интервал 2600-2900 м):

Долото БИТ-190,5 М5;

Калибратор 1К 190,5 МС;

Турбобур Д5-172;

Переводник З-147/121;

Обратный клапан;

Переводник П-121/133;

ТБД16Т - 100 м;

Переводник П-133/121;

УБТ-146Ч74 - 25 м;

Переводник П-121/122;

ПК - 250 м;

Переводник П-122/133;

ТБД16Т129 - 2615 м.

Технология первичного вскрытия продуктивного пласта

Конечная цель бурения - получение промышленного притока нефти и газа из продуктивных пластов. Получение начального притока нефти и газа из пласта в большой степени зависит от технологии первичного вскрытия продуктивного горизонта: состава и свойств промывочной жидкости, длительности воздействия её на продуктивную залежь, от качества работ по разобщению пластов от других проницаемых горизонтов.

При выборе промывочной жидкости для вскрытия продуктивного пласта следует учесть следующие требования [28]:

фильтрат бурового раствора не должен способствовать набуханию глинистых частиц, увеличению гидрофильности породы;

состав фильтрата должен быть таким, чтобы при проникновении в пласт не происходило физических и химических взаимодействий, сопровождающих образование нерастворимых осадков;

содержание частиц твёрдой фазы в буровом растворе должно быть минимальным;

поверхностное натяжение на контакте “фильтрат-порода” должно быть наименьшим;

показатель фильтрации должен быть минимальным;

степень минерализации фильтрата должна быть близка к степени минерализации пластовых вод.

Руководствуясь опытом бурения в данном регионе и выше перечисленными требованиями, выбираем для первичного вскрытия пласта - ингибированный полимерный буровой раствор, содержащий в своем составе биополимеры, полисахариды, ингибиторы глинистых минералов. Данный буровой раствор наиболее дешевый и оказывает наименьшее отрицательное воздействие на окружающую среду, чем при использовании других буровых растворов.

Перед вскрытием продуктивного пласта для сохранения коллекторских свойств в буровой раствор вводятся поверхностно-активные вещества - ПАВ. ПАВ гидрофобизируют поверхность поровых каналов, препятствуют образованию в них водонефтяной эмульсии.

Параметры бурового раствора при вскрытии продуктивного горизонта представлены в табл. 2.23.



Таблица 2.23 - Параметры раствора при вскрытии продуктивного горизонта

Плотность, г/см3	Условная вязкость, с	Показатель фильтрации, см3/30 мин	Содержание песка, %	СНС1/10, дПа
1,10	23-28	5	1	18

2.4 Технические средства и режимы бурения при отборе керна

Данным проектом отбор керна не предусматривается, так как скважина эксплуатационная.

2.5 Проектирование процессов заканчивания скважины

2.5.1 Расчёт обсадных колонн

Обсадные колонны в процессе цементирования и эксплуатации скважины подвергаются воздействию различных нагрузок, основными из которых являются:

- осевые растягивающие нагрузки от веса колонны;

- осевые сжимающие нагрузки от веса части колонны при ее посадке на уступ или забой;

- динамические нагрузки, возникающие при неустановившемся движении колонны;

- осевые статические нагрузки от избыточного давления и температуры;

- избыточные наружные и внутренние давления в затрубном пространстве и внутри обсадной колонны;

- изгибающие нагрузки из-за искривления колонны в результате потери устойчивости или при нахождении ее в искривленных участках ствола скважины.

Наиболее опасными являются осевые растягивающие, наружные и внутренние избыточные давления. Поэтому, в отечественной и зарубежной практике типы обсадных труб, марки стали и толщины стенок определяются из расчета на смятие (от действия наружного избыточного давления), расчета на разрыв (от действия внутреннего избыточного давления), расчета на страгивание в резьбовом соединении и на предел текучести тела трубы (от действия растягивающих нагрузок) [3].

Расчет действующих нагрузок

Среди всего многообразия нагрузок, действующих на колонну, выделяются главные, к которым, как правило, относятся наружные и внутренние избыточные нагрузки, а также нагрузка растяжения от действия собственного веса. Указанные нагрузки рассчитываются для периода, когда они достигают максимального значения.

Избыточные наружные давления определяются как разность между наружными и внутренними и достигают максимального значения, когда внутренние давления оказываются минимальными. В соответствии с действующей "Инструкцией по расчету обсадных колонн для нефтяных и газовых скважин" наружные избыточные давления рассчитываются для характерных точек по глубине скважины (устье, уровень цементного раствора за колонной, уровень жидкости в колонне, забой скважины) [14]. По расчетным точкам строится эпюра наружных избыточных давлений.

Избыточные внутренние давления определяются как разность между внутренними и наружными и достигают максимального значения в период опрессовки обсадной колонны, когда внутренние давления оказываются максимальными, и во время цементирования обсадной колонны, при посадке цементировочной пробки на стоп-кольцо. Расчет внутренних избыточных давлений производится также для характерных точек, по которым строится эпюра внутренних избыточных давлений. Для получения характерных точек необходимо изобразить схему расположения уровней жидкости внутри колонны и за обсадной колонной для соответствующего периода.

Нагрузки растяжения от собственного веса достигают максимального значения в конце спуска обсадной колонны и определяются как сумма весов секций колонны с различными толщинами стенок.

Обсадные колонны рассчитываются по правилам и нормам, изложенным в “Инструкции по расчёту обсадных колонн для нефтяных и газовых скважин” от 12.03.1997 г., с учётом требований “Правил безопасности в нефтяной и газовой промышленности” от 2003 г.

Исходные данные для расчета действующих нагрузок:

- Глубина спуска эксплуатационной колонны диаметром 146,1 мм: 2800 м;

- Интервал цементирования 650 - 2800 м (660 - 2703 м ПЦТ III об 5-100 плотностью 1500 кг/м3; 2703 - 2848 м ПЦТ I-100 плотностью 1850 кг/м3; выбор цементов см. ниже);

- Плотность продавочной жидкости 1000 кг/м3 (техническая вода);

- Плотность буферной жидкости 1000 кг/м3;

- Плотность бурового раствора 1100 кг/м3;

- Плотность нефти 730 кг/м3;

- Плотность пластовой воды 1010 кг/м3.

Расчет наружных избыточных давлений

Расчет наружных избыточных давлений

На обсадную колонну скважины действует давление со стороны кольцевого пространства, называемое РН (наружное давление) и действует давление внутри колонны РВ (внутреннее давление), разность этих давлений составляет РНИ. В разные периоды времени наружное избыточное давление достигает наибольших значений [14]. РНИ = РН - РВ; РНИ max. Имеются три таких случая.

1 случай: При цементировании:

в конце продавки тампонажной смеси и снятом на устье давлении;

2 случай: При снижении уровня жидкости в колонне:

при испытании на герметичность снижением уровня;

вызов притока (в начале эксплуатации).

3 случай: Конец эксплуатации:

снижение уровня флюида для нефтяных скважин, снижение давления для газовых скважин.

Первый случай

Первый случай встречается в период цементирования в конце продавки тампонажной смеси и снятом на устье давлении.

На рис. 2.5 представлена схема цементирования эксплуатационной колонны в конце продавки тампонажной смеси.

Рис. 2.5 - Цементирование эксплуатационной колонны в конце продавки тампонажной смеси

Точка 1

РНИ = РН - РВ; РН = 0; РВ = 0; РНИ = 0.

Точка 2

РНИ = РН РВ; РН = сБР g h1; РВ = сПЖ g h1;

сБР = 1100 кг/м3;

h1=800-150-338=312 м, (800 м - глубина спуска кондуктора, 338 м - высота столба буферной жидкости);

РНИ = сБР g h1 - сПЖ g h1 = 1100*9,81*312-1000*9,81*312=0,3 МПа

Точка 3

РНИ = РН РВ; СБЖ = 1000 кг/м3

РН =g (сБР ·h1 + сБЖ ·h2))=9,81*(1100*312+1000*338)=6,68 МПа;

СПЖ = 1000 кг/м3;

РВ = сПЖ g (h1+h2)=1000*9,81*650=6,37;

РНИ = 6,68 - 6,37=0,31 МПа.

Точка 4

РНИ = РН РВ;

РН =g (сБР ·h1 + сБЖ h2 + сОТР h3) = 9,81*(1100*312+338*1000 + 1500*2000) = 36,11 МПа;

РВ = сПЖ g h4 = 1000*9,81*2650 = 25,99 МПа;

РНИ = 36,11 - 25,99 = 10,12 МПа.

Точка 5

РНИ = РН РВ;

РН =g (сБР ·h1 + сБЖ h2 + сОТР h3 + сТР h5) = 9,81*(1100*312+338*1000 + 1500*2000 + 1850*150) = 38,83 МПа;

РВ = сПЖ g H = 1000*9,81*2800 = 27,46 МПа;

РНИ = 38,83 - 27,46 = 11,37 МПа.

Второй случай.

Этот случай характерен для периодов испытания на герметичность и освоения скважины, при котором производят снижение уровня жидкости в колонне.

Второй случай рассматривать нет необходимости, т.к. РНИ будут больше в третьем случае, который соответствует концу эксплуатации скважины.

Третий случай.

Этот случай соответствует концу эксплуатации скважины.

На рис. 2.6 представлена схема конца эксплуатации скважины.

Рис. 2.6 - Конец эксплуатации скважины

Точка 1

РНИ = РН - РВ; РН = 0; РВ = 0; РНИ = 0.

Точка 2

РНИ = РН РВ; РВ = 0; РН = сБР g h1;

РНИ = сБР g h1 = 1100*9,81*312 = 3,36 МПа;

Точка 3

РНИ = РН РВ; РВ = 0; РН = сБР g h1 + сБЖ g h2

РНИ = сБР g h1 + сБЖ g h2 = 3,36 + 1000*9,81*338 = 6,68 МПа;

Точка 4



РНИ = РН РВ; РВ = 0; РН = сБР g h1+ сБЖ g h2+ сБР g hпв;

РНИ = сБР g h1+ сБЖ g h2+ сПВ g hпв = 6,68 + 1010*9,81*150 = 8,16 МПа;

Точка 5

РНИ = РН РВ; РВ = 0;

РН = сБР g h1+ сБЖ g h2+ сПВ g hпв + сОТР(1-К)ghI;

hI = H - 2*H/3 - (h2+h1) - hпв=2800-1866-800 = 134 м;

РНИ = сБР g h1+ сБЖ g h2+ сПВ g hпв + сОТР(1-К)ghI = 8,16 + 1500*0,75*9,81*134 = 9,638 МПа.

Точка 6

РНИ = РН РВ; РВ = сН g(2Н/3- (H-h3))=730*9,81*(1866-150)=12,2 МПа;

РН = сБР g h1+ сБЖ g (h2-h1)+ сПВ g hпв + сОТР(1-К)g(h3-h2-h1-hпв);

РН = 8,16 + 1500*0,75*9,81*1850= 28,56 МПа;

РНИ = 28,56 - 12,2 = 16,36 МПа.

Точка 7

РНИ = РН РВ; РВ = сН g(2Н/3)=730*9,81*1866=13,3 МПа;

РН = сБР g h1+ сБЖ g (h2-h1)+сПВ g hпв+сОТР(1-К)g(h3-h2-hпв)+сТР(1-К)g(H-h3);

РН = 28,56 + 1850*0,75*9,81*150 =30,6 МПа;

РНИ = 30,6 - 13,3 = 17,3 МПа.

На рис. 2.7 представлен график наружных избыточных давлений.



Рис. 2.7 - График наружных избыточных давлений

Расчёт внутренних избыточных давлений.

Расчёт внутренних избыточных давлений производится, как и для внешних избыточных давлений для периода времени, когда они достигают максимальных давлений. РВИ = РВ - РН; РВИ max. Имеются два таких случая.

1 случай:

Конец продавки тампонажной смеси при цементировании, когда давление на цементировочной головке достигает максимального значения.

2 случай:

Опрессовка колонны с целью проверки её герметичности.

Первый случай

Этот случай встречается в период цементирования в конце продавки ТС. Известно, что при цементировании максимальные давления в цементировочной головке РЦГ возникают в конце процесса при посадке разделительной пробки на стоп-кольцо. Величина этого давления составит

РЦГ = ДРГС + РГД + РСТ (2.110)

где ДРГС - разность гидростатических давлений, возникающих из-за разности плотностей жидкости в затрубном пространстве и внутри колонны:

ДPГС=(сбур.р-ра*h1+ сбуф.ж.*h2+собл.тамп.р-ра*h3+стамп.р-ра*h4)*g - сп.ж.*g*H (2.111)

ДРГС=1100*9,81*312+1000*9,81*338+1500*9,81*2000+1850*9,81* 150-1000*9,81*2800 = 3,36+ 3,32 +29,43 + 2,72-27,5 = 11,33 МПа;

РГД - гидродинамическое давление, необходимое для преодоления гидравлических сопротивлений жидкости при движении её внутри колонны и в затрубном пространстве

РГД = 0,002 L + 1,6, МПа; (2.112)

РГД = 0,002*3025+1,6=7,65 МПа;

РСТ - дополнительное давление, возникающее при получении сигнала “стоп”:

РСТ = 2ч3 МПа, принимаем РСТ = 3 МПа.

Тогда давление в цементировочной головке РЦГ

РЦГ = 11,33 + 7,65 + 3 = 21,98 МПа.

На рис. 2.10. представлен конец продавки тампонажного раствора в затрубное пространство.



Рис. 2.8 - Конец продавки тампонажного раствора

Точка 1

РВИ = РВ - РН; РН = 0; РВ = РЦГ;

РВИ = РЦГ=21,98 МПа;

Точка 2

РВИ = РВ РН; РН = сБР g h1; РВ = РЦГ + сПЖ g h1;

РВИ = РЦГ + сПЖ g h1 - сБР g h1=21,98+1000*9,81*312- 1100*9,81*312=25,04-3,36=21,67 МПа;

Точка 3

РВИ = РВ РН; РН = сБР g h1 + сБЖ g h2;

РВ = РЦГ + сПЖ g (h2+h1);

РВИ = РЦГ + сПЖ g (h2+h1) - сБР g h1 - сБЖ g h2=21,98+1000*9,81*650-1100*9,81*312-1000*9,81*338=28,35-6,68=21,67 МПа.

Точка 4

РВИ = РВ РН; РН = сБР g h1 + сБЖ g h2 + сОТС g h3;

РВ = РЦГ + сПЖ g (h1+h2+h3);

РВИ = РЦГ + сПЖ g (h1+h2+h3) - сБР g h1 - сБЖ g h2 - сОТС g h3=21,98+1000*9,81*2650-6,68-1500*9,81*2000=47,97-6,68-29,43=11,87 МПа.

Точка 5

РВИ = РВ РН; РН = сБР g h1 + сБЖ g h2 + сОТС g h3 + сТС g h4;

РВ = РЦГ + сПЖ g H;

РВИ = РЦГ + сПЖ g H - сБР g h1 - сБЖ g h2 - сОТС g h3 + сТС g h4=21,98+1000*9,81*2800-1100*9,81*312-1000*9,81*338-1500*9,81*2000-1850*9,81*150=49,44-38,83=10,61 МПа.

Второй случай

Этот случай характерен для опрессовки колонны.

В этом случае:

PВ=PОП+PГС (2.113)

PОП - давление опрессовки обсадной колонны. В соответствии с «Правилами безопасности в нефтяной и газовой промышленности» величина давления опрессовки РОП должна составлять [22]:

РОП = 1,1 РУ (2.114)

где РУ - максимальное ожидаемое давление на устье.

Для добывающих скважин максимальное давление на устье возникает в начальный момент эксплуатации при закрытом устье. Для нефтяной скважины это давление составит

РУ = РПЛ - сН g L (2.115)

где РПЛ - пластовое давление в МПа;

L - глубина измерения пластового давления, м;

сН - плотность нефти, кг/м3.

Тогда давление опрессовки составит

РОП = 1,1(РПЛ - сН g L)=1,1(27,72-730*9,81*2800)=1,1*7,72 = 8,49 МПа;

Необходимо, чтобы выполнялось условие

РОП?РОПmin,

где РОПmin для колонны диаметром 177,8 мм равно 9,5 МПа, следовательно принимаем РОП =9,5 МПа.

PГС - гидростатическое давление столба жидкости, которой производится опрессовка скважины.

На рис. 2.11. представлена опрессовка обсадной колонны.

Рис. 2.9 - Опрессовка обсадной колонны



Точка 1

РВИ = РВ РН; РН = 0; РВ = РОП;

РВИ = РОП = 9,5 МПа;

Точка 2

РВИ = РВ РН; РН = сБРg h1; РВ = РОП + сПЖg h1;

РВИ = РОП + сПЖg h1 - сБРg h1 = 9,5+1000*9,81*312-1100*9,81*312=12,56-3,36=9,2 МПа.

Точка 3

РВИ = РВ РН; РН = сБРgh1 + сБЖgh2; РВ = РОП + сПЖg(h2+h1);

РВИ = (РОП + сПЖg(h2+h1)) - (сБРgh1 - сПВgh2)=9,5+1000*9,81*650-3,36-1000*9,81*338=9,2 МПа;

Точка 4

РВИ = РВ РН; РН = сБРgh1 + сБЖgh2 + сПВghпв; РВ = РОП + сПЖg(h2+h1+hпв);

РВИ = РОП + сПЖg(h2+h1+hпв) - сБРgh1 - сБЖgh2 - сПВghпв =9,5+1000*9,81*800-6,68-1010*9,81*150 = 9,182 МПа.

Точка 5

РВИ = РВ РН; РН = сБРgh1 + сБЖgh2 + сПВghпв + сОТР g(1-К) (h3- h1- h2-hпв);

РВ = РОП + сПЖgh3 =9,5+1000*9,81*2650=35,4 МПа;

РН = 8,16+ 1500*9,81*0,75*1850=28,57 МПа;

РВИ = 35,4-28,57=6,83 МПа.

Точка 6

РВИ = РВ РН; РН = сБРgh1 + сБЖgh2 + сПВghпв + сОТР g(1-К) (h3- h1- h2-hпв)+ сТР g(1-К) (Н-h3);

РВ = РОП + сПЖgН =9,5+1000*9,81*2800=36,9 МПа;

РН = 28,57+ 1850*9,81*0,75*150=30,61 МПа;

РВИ = 36,9-30,61=6,29 МПа.

На рис. 2.12. представлен график внутренних избыточных давлений.

Рис. 2.10 - График внутренних избыточных давлений

Конструирование обсадной колонны но длине

Под конструкцией обсадной колонны понимается тип труб (их соединения), наружный диаметр обсадных труб, толщиной стенок, материалом труб (группой прочности). Диаметр эксплуатационной колонны равен 146,1 мм.

Для комплектования обсадной колонны диаметром 146,1 мм принимаются обсадные трубы муфтового соединения с резьбой ОТТМ исполнение А по ГОСТ 632-80.

Группа прочности стали выбирается в соответствии с инструкцией по расчету обсадных колонн, которая рекомендует начинать расчет с группы прочности “Д” [14].

Расчет производится с нижней секции, где наружные давления имеют максимальные значения.

Определяется требуемая прочность трубы на смятие для 1-ой секции Р1см, которая удовлетворяет условию

Р1СМ ? nСМ Р1НИ, (2.116)

где nСМ=1,2 - коэффициент запаса на смятие внешним избыточным давлением;

Р1НИ - величина наружного избыточного давления в начале 1-ой секции (на забое).

Тогда

Р1СМ ?17,3*1,2 = 20,76 МПа.

По таблице определяется толщина стенки д1 для трубы из марки стали Д и с диаметром 146,1 мм [14]

д1=7,0 мм (соответствует давлению 22,4 МПа).

Глубина спуска определяется по формуле

L1=Hк+50м, (2.117)

где Hк - глубина кровли пласта, м.

Тогда

L1=2650 м.

При пересчете на длину по стволу: 3025 м.

По эпюре определяется наружное избыточное давление на верхнем конце первой секции Р2НИ=16,36 МПа и по таблице находят трубы с толщиной стенки д2, у которых Р2СМ больше Р2НИ. Из этих труб будет состоять 2-я секция:

д2=6,5 мм (соответствует давлению 19,4 МПа) [14].

Предварительная длина 1-ой секции l1 определяется по формуле

l1=L-L1, (2.118)

где L - длина скважины по стволу, м;

L1 - глубина спуска 1-й секции обсадных колонн, м.

l1= 3025-2875 = 150 м.

Предварительный вес 1 секции при q1=0,243 кН/м определяется по формуле:

G1 = 11 * q1, (2.119)

где q1 - вес 1 метра обсадной колонны, кН/м.

G1=150*0,243=36,45 кН.

Корректируется прочность на смятие труб для 2-ой секции с учетом двухосного нагружения от наружного избыточного давления и растяжения от веса 1-ой секции по формуле:

*Р2СМ = Р2СМ (1-0,3 G1 / Q2Т), (2.120)

где *Р2СМ - прочность на смятие труб 2-ой секции при двухосном нагружении, МПа;

Р2СМ - прочность на смятие труб 2-ой секции при радиальном нагружении - 19,4 МПа;

G1 - растягивающая нагрузка на 2-ю секцию, равная весу 1-ой секции - 36,45 кН;

Q2Т - растягивающая нагрузка для 2-ой секции, при которой напряжение в теле трубы достигает предела текучести - 1078 кН [14].

*Р2СМ = 19,4 (1-0,3*36,45 / 1078)=19,206 МПа.

Коэффициент запаса определяется по формуле:

nс=*Р2СМ/P2НИ ?1. (2.121)

nс =19,206/16,36=1,174?1,

следовательно, принимаются рассчитанные параметры труб первой секции.

Предполагается, что вторая секция труб может использоваться до устья, поэтому рассчитываются коэффициенты запаса прочности:

На внутренне давление (берется точка на устье) по формуле

nР = Р2Р / Р2ВИ?1,15, (2.122)

где Р2Р - прочность труб 2-ой секции на внутреннее давление с толщиной стенки д2 - 29,5 МПа;

Р2ВИ - внутреннее избыточное давление на устье скважины - 21,98 МПа.

nР = 29,5 / 21,98=1,34?1,15.

На страгивание в резьбовом соединении по формуле

nСТР = Q2СТР / У*G>1,3, (2.123)

где Q2СТР - прочность на страгивающие нагрузки для труб 2-ой секции с толщиной стенок д2 - 863 кН.

У*G - общий вес обсадной колонны.

Вес второй секции, проектируемой до устья, определяется по формуле

G2=(L-L1)*q2, (2.124)

где L - длина скважины по стволу, м;

L1 - длина 1-й секции обсадных труб, м;

q2 - вес 1 метра обсадной трубы 2-й секции, кН/м.

G2=(3025-150)*0,226=649,75 кН;

Тогда проверка условия на страгивание

nСТР = 863 / (36,45+649,75)=1,26<1,30.

Так как колонна не имеет требуемого запаса прочности по страгивающим нагрузкам, то ведется расчет длины второй секции через страгивающие нагрузки по формуле

12 = (Q2СТР / nСТР - УG1) / q2. (2.125)

12 = (863 / 1,3 - 36,45) /0,226=2776 м.

Проверка коэффициентов запаса по формуле

nСТР = 863 / (36,45+2776*0,226)=1,31.

Так как расчет коэффициента запаса прочности nР?1,15, и максимальное избыточное давление находится на устье, а поскольку, колонна выдерживает нагрузки давления на устье, значит и в расчетном случае требования безопасности будут соблюдаться.

Рассчитываются значения коэффициентов запаса прочности для третьей секции (трубы из стали марки Д с толщиной стенки 7 мм).

Поскольку труба с толщиной стенки 6,5 мм выдержала испытания при максимальном внутреннем избыточном давлении, то дальнейший расчет для больших значений толщины стенки не обязателен.

Расчет коэффициентов запаса прочности на страгивание в резьбовом соединении:

- в точке перехода 2 секции в 3-ю определяется по формуле

nСТР = Q3СТР / У*G, (2.126)

где Q3СТР - прочность на страгивающие нагрузки для труб 3-ой секции с толщиной стенок д3 - 931 кН;

У*G - суммарный вес первой и второй секции, кН.

nСТР = 931/(36,45+2776*0,226)=1,4.

- в точке на устье (планируется использовать 3-ю секцию до устья) по формуле

nСТР = Q3СТР / У*G, (2.127)

где У*G - суммарный вес первой, второй и третий секции обсадных колонн, кН.

G1=36,45 кН;

*G2=627,376 кН;

G3=(3025-2776-150)*0,382=37,818 кН.

nСТР = 931 / (36,45+627,376+37,818)=1,32>1,3.

Следовательно, 3-ю секцию обсадных труб можно проектировать до устья.

Определяется длина 3-ей секции обсадных труб:

l3=(3025-150-2776)=99 м.

В табл. 2.24. представлены рассчитанные параметры обсадных труб, составляющих эксплуатационную колонну.



Таблица 2.24 - Характеристики обсадных труб

№ секций	Группа прочности	Толщина стенки, мм	Длина, м	Вес, кг	Интервал установки, м
				1м трубы	секций	суммарный
1	Д	7,0	150	0,243	36,45	36,45	3025-2875
2	Д	6,5	2776	0,226	627,376	663,826	2875-99
3	Д	7,0	99	0,243	37,818	701,644	99-0

Также проводится проверка запаса прочности на растяжение на участке начала искривления. Искривление начинается с глубины в 150 м.

Соответственно берется расчет для глубины 175 м. В интервал для расчета попадают:

1 секция: l1=150 м, G1=36,45 кН;

2 секция: l2=2776 м, *G2=627,376 кН;

Gраст=663,826 кН.

Растягивающая нагрузка для труб 2й секции из стали марки Д с толщиной стенки 6,5 мм:

Qраст=863 кН.

Коэффициент запаса прочности для изогнутой обсадной колонны на страгивающие нагрузки определяется по формуле:

nsраст.расчет.= Qраст/ Gраст. (2.128)

Тогда:

nsраст.расчет.=863/663,826=1,3.

Требуемый коэффициент запаса определяется по формуле:

nSРАСТ = nРАСТ / [1- nРАСТ л1 (б0 - 0,5)], (2.129)

где nСТР - коэффициент запаса прочности на страгивающие нагрузки для вертикальной колонны - 1,25;

л1 - коэффициент, учитывающий влияние размеров соединения обсадных труб и его прочностные характеристики - 0,035;

б0 - интенсивность искривления труб - 1 град/10 м.

nSРАСТ = 1,25/ [1- 1,25* 0,035 (1,14 - 0,5)]=1,02<1,3.

Следовательно, колонна выдерживает требуемые нагрузки на участке искривления.

Технологическая оснастка обсадной колонны

Элементы оснастки обсадных колонн представляют собой комплекс устройств, применяемый для успешного спуска обсадных колонн и качественного цементирования скважин, надежного разобщения пластов и последующей нормальной эксплуатации скважин. К ним относятся: направляющий башмак, обратный клапан, центратор, пробка продавочная, цементировочная головка.

К использованию допускаются только элементы технологической оснастки обсадных колонн, выпускаемые серийно или по отдельным заказам специализированными заводами или предприятиями по технической документации, утвержденной в установленном порядке.

Элементы оснастки (в том числе их резьбовые соединения, стыковочные узлы и другие), встраиваемые в состав обсадной колонны, не должны снижать ее герметичность, расчетную прочность на растяжение, сжатие, изгиб, внутреннее и внешнее давление, а также долговечность с учетом конкретных геолого-технических условий их работы (температура, наличие или отсутствие агрессивных сред и др.).

Неизвлекаемые из скважины или неразбуриваемые элементы оснастки, их отдельные узлы и детали, устанавливаемые на обсадные колонны в коррозионностойком исполнении, должны быть также коррозионностойкими. Подвесные устройства-разъединители потайных колонн должны обеспечивать нахождение их в растянутом состоянии, как в процессе цементирования, так и в период ОЗЦ.

Устройства, предусматривающие подвеску обсадных труб в период ОЗЦ на бурильных трубах, должны предусматривать возможность промывки скважины через башмак извлекаемого инструмента и его вращение до отсоединения от обсадных труб.

Внутриколонные детали и узлы элементов оснастки, выполняющие технологические функции лишь в период спуска и цементирования обсадной колонны, насадки направляющих башмаков и другие должны быть легкоразбуриваемыми.

Цементировочная головка

Цементировочные головки предназначены для создания герметичного соединения обсадной колонны с нагнетательными линиями цементировочных агрегатов.

Для эксплуатационной колонны диаметром 146,1 мм выбираем цементировочную головку типа ГУЦ 146Ч400 с рабочим давлением 40 МПа, которое не превышает расчётного давления Рцг= 21,9 МПа в конце продавки тампонажной смеси при цементировании, когда давление на цементировочной головке достигает максимального значения [1]. При установке на устье скважины верхнюю разделительную пробку в эту головку закладывают заранее, поэтому отпадает необходимость разборки головки ГУЦ после закачивания тампонажного раствора.

В табл. 2.25. представлены параметры выбранной цементировочной головки.

Таблица 2.25 - Параметры цементировочной головки

Шифр головки	Рраб, МПа	Диаметр колонны, мм	Габаритные размеры, мм	Масса, кг
			Длина	Ширина	Высота
ГУЦ 146*400	40,0	146	1148	1148	875	305



Разделительные пробки

Разделительные пробки предназначены для предотвращения смешивания тампонажного раствора с буферной жидкостью и продавочной жидкостью при цементировании, а так же получения сигнала о посадки пробки на стоп - кольцо, свидетельствующего об окончании процесса продавливания тампонажного раствора в затрубное пространство скважины.

Выбираются пробки типа ПЦН-146 и ПВЦ-146 с максимально допустимым перепадом давлением 6 МПа [1].

Пробки продавочные верхние типа ПВЦ предназначены для разделения тампонажного раствора при его продавливании в затрубное пространство скважин от продавочной жидкости.

Пробки разделительные нижние типа ПЦН разработаны на базе пробки ПВЦ. Отличительной особенностью их является наличие сквозного отверстия в сердечнике, в нижней части которого устанавливается мембрана из жести, закреплённая гайкой. Внутри неё установлен подвижной кольцевой нож с упорным кольцом. Такие пробки используют для разделения буферной жидкости или бурового раствора с тампонажным раствором. Нижнюю пробку устанавливают в цементировочной головке ниже верхней пробки. При нагнетании жидкости пробка движется вниз в обсадной колонне до упора на стоп - кольцо или опорную поверхность обратного клапана типа ЦКОД, после чего, вследствие возрастания давления в колонне, её корпус с манжетами и мембраной смещается на кольцевой нож, который подрезает мембрану. Под действием потока жидкости мембрана отгибается, образуя канал, по которому жидкость поступает в затрубное пространство скважины.

Обратные клапаны

Клапаны обратные дроссельные типа ЦКОД предназначены для непрерывного самозаполнения буровым раствором обсадной колонны при спуске её в скважину, для предотвращения обратного движения тампонажного раствора из заколонного пространства и для упора разделительной цементировочной пробки. Выбираем ЦКОД-146-1-ОТТМ [1]. Верхняя часть клапана имеет опорную торцовую поверхность, которая выполняет функцию стоп-кольца для остановки разделительной цементировочной пробки, поэтому установка упорных колец не требуется.

В табл. 2.26. представлены характеристики выбранного ЦКОДа.

Таблица 2.26 - Характеристики ЦКОД-146-1-ОТТМ

Параметр	Шифр клапана
	ЦКОД-146-1-ОТТМ
Условный диаметр клапана, мм	146
Диаметр шара, мм	76
Диаметр отверстия в дросселе, мм	14
Наружный диаметр клапана, мм	166
Длина клапана, мм	344/370
Масса клапана, кг	19,4/20,9

Башмак колонный

Башмаки колонные предназначены для оборудования низа обсадных колонн с целью направления их по стволу скважины и защиты от повреждений при спуске в процессе крепления нефтяных и газовых скважин с температурой на забое до 2500 С.

Выбирается башмак типа БКМ-146 с трапецеидальной резьбой ОТТМ [1].

В табл. 2.27. представлены характеристики выбранного колонного башмака.

Таблица 2.27 - Характеристики башмака БКМ-146

Параметр	Шифр башмака
	БКМ-146
Условный диаметр обсадной трубы, мм	146
Диаметр башмака, мм	166
Высота башмака, мм	298
Диаметр центрального отверстия, мм	70
Диаметр отверстия каналов, мм	15
Число отверстий каналов	6
Масса, кг, не более	16

Центраторы

Центраторы предназначены для обеспечения концентричного размещения обсадной колонны в скважине с целью достижения качественного разобщения пластов при цементировании. Кроме того, центраторы способствуют облегчению спуска обсадной колонны за счёт снижения сил трения между обсадной колонной и стенками скважины, увеличению степени вытеснения бурового раствора тампонажем за счёт некоторой турбулизации потоков в зоне их установки.

Расчет центрирования обсадной колонны производим в интервалах, указанных в табл. 2.28.

Таблица 2.28 - Интервалы центрирования обсадной колонны

Интервал, м	Название интервала	Зенитный угол в начале интервала, град.	Зенитный угол в конце интервала, град.
727-2328	Участок стабилизации	26,51	26,51
2328-2675	Участок падения угла	26,51	0
2675-3025	Участок стабилизации	0	0

Расчёт центрирования обсадных колонн в интервале 2675-3025 м.

Поскольку имеется участок стабилизации, в котором зенитный угол равен 00, принимается следующее решение: ставится 2 центратора над кровлей продуктивного пласта и 2 центратора под подошвой пласта. Расстояние между центратора принимается - 10 м. Итого выбирается 4 центратора ЦЦ-1-146/216.

Расчёт центрирования обсадных колонн в интервале 2328-2675 м:

-глубина спуска обсадной колонны L = 3025 м;

-диаметр ствола скважины на рассматриваемом участке D = 0,1901 м;

-высота подъема цемента HЦ = 727 м;

-наружный диаметр обсадной колонны dН = 0,1461 м;

-внутренний диаметр обсадной колонны dВ = 0,133 м;

Внутренний диаметр колонны определяется как средневзвешешнный диаметр по формуле

dВ= У(DОК - 2*дi)*li/L, (2.130)

где DОК - внешний диаметр обсадной колонны, м;

дi - толщина стенки обсадной трубы i-й секции, м;

li - длина i-й секции обсадной колонны, м;

L - общая длина обсадной колонны в интервале цементирования, м.

dВ=[(0,1461-2*0,007)*150+(0,1461-2*0,0065)*2152]/2302=0,133 м.

- зенитный угол наклона скважины на рассматриваемом участке б1 = 13,25;

б1 =(26,51+0)/2=13,25о.

- плотность облегчённого тампонажного раствора (интервал 732-2875 м):

сОТ = 1500 кг/м3;

- плотность тампонажного раствора нормальной плотности (интервал 2875-3025 м) сОТ = 1850 кг/м3;

- плотность бурового раствора сБ = 1100 кг/м3 ;

- плотность продавочной жидкости сП = 1000 кг/м3;

- вес единицы длины обсадной колонны в воздухе q = 22,6 кгс/м;

- интервал центрирования колонны (верх-низ) hВ - hН = 2328-2675 м

- допустимая нагрузка на центратор (для вертикальных участков ствола скважины и участков с углом наклона до 30-350 применяются центраторы типа ЦЦ-1) [Q] = 780 кгс;

- допустимая стрела прогиба [f] = 0,011517 м.

Определяется стрела прогиба обсадной колонны в центрируемом участке по формуле

[f] = 0,33 (D-dН)/2, (2.131)

где D - диаметр скважины, м;

dН - наружный диаметр обсадной колонны, м.

[f] =0,33*(0,1901-0,1461)/2=0,00726 м.

Предварительные расчеты. Жесткость труб обсадной колонны определяется по формуле

EI = 2,1·1010··[1-()4], (2.132)

где dН - наружный диаметр обсадной колонны, м;

где dв - внутренний диаметр обсадной колонны, м.

EI = (2,1*1010*3,14*0,14614/64)*(1-(0,133/0,1461)4)= 147043 кгс·м2.

Объем вытесненного тампонажного раствора на 1 метре обсадной колонны определяется по формуле

Vт=0,785·dн2, (2.133)

VТ =0,785*0,14612=0,01676 м3.

Вес вытесненного тампонажного раствора на 1 метре определяется по формуле

qт = VТ · ст, (2.134)

где ст - плотность тампонажного раствора, кг/м3.

qт =0,01676*1500=25,14 кгс/м.

Внутренний объем 1 метра обсадной колонны определяется по формуле

VВ = 0,785 · d (2.135)

VВ =0,785*0,1332=0,0139 м3.

Вес продавочной жидкости на 1 метре определяется по формуле

qп = VВ · сп, (2.136)

где сп - плотность продавочной жидкости, кг/м3.

qп =0,0139*1000=13,9 кгс/м.

Вес 1 метра обсадной колонны с продавочной жидкостью определяется по формуле

qк = q + qп, (2.137)

где q - вес 1 метра обсадной колонны в воздухе, кгс/м.

qк =22,6+13,9=36,5 кгс/м.

Вес 1 метра обсадной колонны с продавочной жидкостью в цементном растворе определяется по формуле

qж = qк - qт (2.138)

qж =36,5-25,14=11,36 кгс/м

Прижимающее усилие, действующее на центратор при расстоянии между центраторами 10 м определяется по формуле

P1 = 1,43 · 10 · qж · sin б1, (2.139)

где б1 - зенитный угол наклона ствола скважины на участке расположения рассматриваемой трубы.

P1 = 1,43*10*11,36*sin13,25=37,23 кгс.

Расстояние между центраторами по допустимой нагрузке на один центратор определяется по формуле

l1 = (2.140)

где [Q] - допустимая нагрузка на один центратор, кгс.

l1 =780/37,23=20,9 м.

Расчет расстояний между центраторами и количества центраторов. Стрела прогиба обсадной колонны от собственного веса определяется по формуле

f0 = (2.141)

f0 =(6,3*11,36*20,94*sin13,25)/ 147043=21,285 мм.

Растягивающее усилие от нижележащего участка обсадной колонны определяется по формуле

N = 0,3 · qж · (L-hн) · cos б2, (2.142)

где б2 - средневзвешенный зенитный угол ствола скважины в интервале от hн до L.

N = 0,3*11,36*(3025-2675)*cos0=1192,8 кгс.

Критическая сила (по Эйлеру) определяется по формуле

PКР = , (2.143)

где м = 1.

PКР =3,142*147043 /20,92=3319 кгс.

Стрела прогиба труб между центраторами с учетом растягивающего усилия определяется по формуле

f = . (2.144)

f =21,285/[1+(1192,8/3319)2]=18,85 мм.

Так как f[f] принимается l = l1=20,9 м.

Необходимое количество центраторов в рассматриваемом интервале определяется по формуле

n = [(hН - hВ)/l] + 1, (2.145)

где (hН - hВ) - интервал центрирования колонны, м.

n =[(2675-2328)/20,9]+1=18 шт.

Выбираются для данного интервала центраторы ЦЦ-1-146/216, n =18 шт.

Расчёт центрирования обсадных колонн в интервале 877-2328м:

- глубина спуска обсадной колонны L = 3025 м;

- диаметр ствола скважины на рассматриваемом участке D = 0,1901 м;

- высота подъема цемента HЦ = 727 м;

- наружный диаметр обсадной колонны dН = 0,1461 м; - внутренний диаметр обсадной колонны dВ = 0,133 м;

- зенитный угол наклона скважины на рассматриваемом участке б1 = 26,51.

б1 =(26,51+26,51)/2=26,51 ?.

- плотность облегчённого тампонажного раствора (интервал: 727-2875 м) сОТ = 1500 кг/м3;

- плотность бурового раствора сБ = 1100 кг/м3;

- плотность продавочной жидкости сП = 1000 кг/м3 ;

- вес единицы длины обсадной колонны в воздухе q = 22,6 кгс/м;

- интервал центрирования колонны (верх-низ) hВ - hН = 877-2328 м;

- допустимая нагрузка на центратор (для вертикальных участков ствола скважины и участков с углом наклона до 30-350 применяются центраторы типа ЦЦ-1) [Q] = 780 кгс;

-допустимая стрела прогиба [f] = 0,007326 м.

[f] = 0,33 (D-dН)/2, м. (2.146)

[f] =0,33*(0,1905-0,1461)/2=0,007326 м.

Предварительные расчеты.

Жесткость труб обсадной колонны определяется по формуле

EI = (2,1*1010*3,14*0,14614/64)*(1-(0,133/0,1461)4)= 147043 кгс·м2.

Объем вытесненного тампонажного раствора на 1 метре обсадной колонны определяется по формуле

VТ =0,785*0,14612=0,01676 м3.

Вес вытесненного тампонажного раствора на 1 метре определяется по формуле

qт =0,01676*1500=25,14 кгс/м.

Внутренний объем 1 метра обсадной колонны определяется по формуле

VВ =0,785*0,1332=0,0139 м3.

Вес продавочной жидкости на 1 метре определяется по формуле

qп =0,0139*1000=13,9 кгс/м.

Вес 1 метра обсадной колонны с продавочной жидкостью определяется по формуле

qк =22,6+13,9=36,5 кгс/м.

Вес 1 метра обсадной колонны с продавочной жидкостью в цементном растворе определяется по формуле

qж =36,5-25,14=11,36 кгс/м.

Прижимающее усилие, действующее на центратор при расстоянии между центраторами 10 м определяется по формуле

P1 = 1,43*10*11,36*sin26,51=72,51 кгс.

Расстояние между центраторами по допустимой нагрузке на один центратор определяется по формуле

l1 =780/72,51=10,76 м.

Расчет расстояний между центраторами и количества центраторов. Стрела прогиба обсадной колонны от собственного веса определяется по формуле

f0 =(6,3*11,36*10,764*sin26,51)/ 147043=2,91 мм.

Растягивающее усилие от нижележащего участка обсадной колонны определяется по формуле

б2=(350*0+347*13,25)/697=6,60.