Сооружения нефтяных и газовых скважин

,

где диаметр муфты кондуктора

 зазор между муфтой кондуктора и стенками скважины, зависящий от диаметра и типа соединения обсадной колонны, профиля скважины, сложности геологических условий, выхода из под башмака предыдущей колонны и т.д. Принимается 0,025 м из опыта бурения.

Принимается диаметр долота по ГОСТу 20692-75 0,3937м.

Определяется диаметр шахтового  направления из условия прохождения  долота под кондуктор

,

где 0,006 0,008 м – зазор между долотом и внутренним диаметром шахтового направления. Принимается по ГОСТу 632-80 диаметр шахтового направления 0,426 м.

Определяется диаметр  долота под шахтовое направление

,

где диаметр муфты шахтового направления

 зазор между муфтой шахтового направления и стенками скважины, зависящий от диаметра и типа соединения обсадной колонны, профиля скважины, сложности геологических условий, выхода из под башмака предыдущей колонны и т.д. Принимается 0,06 м из опыта бурения.

Принимается по ГОСТу 20692-72 диаметр долота равный 0,6 м

 

3.3 Определение высоты подъема цементного раствора

 

Согласно  [4] направление и кондуктор цементируются до устья, в нижележащей части разреза цементированию подлежат:

- продуктивные  горизонты, кроме запроектированных  к эксплуатации открытым забоем;

- продуктивные  горизонты не подлежащие эксплуатации, в том числе с непромышленными  запасами;

- истощенные  горизонты;

- водоносные  горизонты;

- горизонты  вторичных залежей нефти и  газа;

- интервалы,  сложенные пластичными породами, склонными к текучести;

- интервалы,  породы которых или продукты  их насыщения способны вызывать  коррозию обсадных труб.

Исходя из этого, а также из опыта цементирования предыдущих скважин кондуктор цементируется до устья, а эксплуатационная до уровня 1400 м от устья по вертикали с перекрытием нижней части промежуточной колонны.

 

4 Расчет эксплуатационной колонны на прочность

 

исходные данные для расчета эксплуатационной колонны газовой скважины:

Наименование входных величин

Эксплуатационная колонна

Диаметр обсадных труб, dок, м Расстояние от устья скважины до - башмака колонны, L, м - башмака промежуточной  колонны, Lо, м - уровня цементного раствора, h, м - до продуктивного пласта   Удельный вес: - жидкости в колонне  (бурового раствора), γр - испытательной жидкости, γж - цементного раствора  за колонной, γц - облегченного цементного  раствора за колонной, γо.ц. Длина участка цементного раствора, Lц, м

0,140   3500 1850 1400 3100     1,22´104 1,0×104 1,78×104 1,39×104 2100

 

 

4.1 Построение эпюр внутренних давлений

 

Определяем  внутреннее давление при окончании  цементирования:

                                                                                         (2)

при 0 ≤ z ≤ L

при z = 0

при z = L = 3500м         (3)

Строим эпюру  АВ (рис. 2).

Определяем  внутреннее давление в период испытания  скважины после ее продувки и закрытия устья.

         (4)

при z = 0  

;  ;        (5)

;         (6)

При z = L = 3500 м, е⁰ = 1, p_вL = 40,25 МПа.

Строим эпюру  CD принимая распределение давления от устья до глубины 3500м линейным (рис. 2).

Определяем  внутреннее давление в колонне при  нагнетании жидкости в скважину.

        (7)

- при 

- при z=0

- при z=L=3500м

Строим эпюру  EPG (рис.2).

При окончании  эксплуатации в соответствии с п. 4.2. [1] при 0<z≤L принимаем

 

0	10 E	20    А	30    C	40	50	60		70	80	90	Pву
350
700
1050
1400
1750
2100
2450
2800
3150
3500				D	P G		B				Pвz

 

Рисунок 2 - Эпюры внутренних давлений.

4.2 Построение эпюр наружных давлений

Определяем  наружное давление при окончании  цементирования по формуле:

           (8)

- при z=0  p_нz=p_ну=0

- при z=L=3500м 

Строим эпюру  АВ (рис. 3).

Определяем  наружное давление в период испытания  скважины после ее продувки и закрытия устья, а также при солянокислотной  обработке  и других работах:

- при z=0  p_нz=p_ну=0

- при z=L=3100м

В конце эксплуатации 

Строим эпюру  АC (рис. 3).

 

0	10  A	20	30	40	50	60		70	80	90	Pву
350
700
1050
1400
1750
2100
2450
2800
3150
3500				C				B			Pвz

Рисунок 3 - Эпюры наружных давлений.

4.3 Построение эпюры избыточных наружных давлений

Сравнивая эпюры  наружных и внутренних давлений видим, что наибольшее избыточное наружное давление на колонну характерно для  окончания эксплуатации. Тогда

,            (9)

- при z=0

- при z=L=3500м

0	10 A	20   С	30	40	50	60		70	80	90	Pниу
350
700
1050
1400
1750
2100
2450
2800
3150
3500				D			B				Pниz

Рисунок 4 - Эпюра избыточных наружных давлений при окончании эксплуатации скважины.

4.4 Построение эпюры избыточного внутреннего давления

Определяем  избыточное внутреннее давление:

при окончании  цементирования ,    (10)

- при z=0

- при z=L=3200

Избыточное  внутреннее давление в период ввода  скважины в эксплуатацию (при закрытом устье).

- при z=0

- при z=L=3500м

Избыточное  внутреннее давление при солянокислотной  обработке:

- при z=0

- при z=L=3350м

Сравнивая значения p_виz для рассмотренных операций, видим, что наиболее высокое значение при ; при .

В соответствии с требованиями «Инструкции по испытанию  скважин на герметичность» внутреннее давление на трубы при испытании  должно быть не ниже 1,1p_вz, то есть в процессе испытания на герметичность давления в колонне должны быть не менее:

- при z=0

- при z=L=3500м

При испытании  на герметичность водой при создании давления на устье  получим давление при z=L=3500м

>50,69МПа, что допустимо.

Таким образом, для построения эпюры избыточного  внутреннего давления для расчета  колонны на прочность (при проведении испытания на герметичность) принимаем  нагрузки при вводе скважины в  эксплуатацию:

- при z=0

- при z=L=3500м

- при z=3100м

Строим эпюру  АВ, принимая

 

	10	20	30	40   А	50	60		70	80	90	Pвиу
350
700
1050
1400
1750
2100
2450
2800
3150
3500				B							Pвиz