Сооружения нефтяных и газовых скважин

 

Рисунок 5 - Эпюра избыточных внутренних давлений при испытании колонны на герметичность.

4.5 Расчет эксплуатационной колонны на прочность.

Расчет на избыточное наружное давление производим для периода окончания эксплуатации, а на избыточное внутреннее давление на момент испытания на герметичность. В соответствии с п. 15.11. [1] принимаем трубы с резьбами ОТТГ.

В зоне эксплуатационного  объекта  чему соответствуют трубы диаметром 140 мм исполнения А группы прочности Е с толщиной стенки 10,5 мм, для которых по приложению 2-4 и приложению 12 [1]:

p_кр1=63,3 МПа, Q_т1=2352 кН, р_т1=72,4 МПа, q₁=0,335 кН/м.

Длина 1-ой секции

Вес секции

Наружное  избыточное давление на глубине z=3100м,

При n₁=1  этому давлению соответствуют такие же трубы группы прочности Д, для которых:

p_кр2=45,2 МПа, Q_т2=1606 кН, р_т2=49,9 МПа, q₂=0,335 кН/м.

Определяем  значение  p_кр2 для труб 2-й секции с учетом растяжения по формуле:

,         (11)

Так как  > , то для второй секции принимаем трубы 146x8,5-Д.

Выберем трубы  для верхней секции колонны из расчета внутреннего избыточного  давления.

,        (12)

Так как  <p_т2 , то трубы 2-й секции из условий прочности на наружное и внутреннее давление могут быть установлены до устья скважины. Тогда длина 2-й секции:

Вес секции

Вес двух секций (всей колонны)

,        (13)

Запас прочности  на растяжение по  гладкому  телу  труб  при  Q_т2=1606 кН

,             (14)

 (в соответствии с таблицей 2.4. [1] n₃=1,3 – коэффициент запаса прочности в вертикальной скважине), что допустимо.

 

5  Выбор способа спуска эксплуатационной колонны в скважину

 

Способ  спуска колонн и порядок спуска секций зависят от геологических, технических  и технологических условий проводки скважины. Спуск обсадной колонны  в один прием от устья до забоя  скважин используется при следующих  условиях:

- для  крепления скважин, стволы которых  достаточно устойчивы и не  осложняются в течение 3 – 4 сут. при оставлении их без промывки, т.е. за время, необходимое для производства комплекса работ от последней промывки до окончания спуска обсадной колонны;

- при  общей массе обсадной колонны,  не превышающей грузоподъемности  бурового оборудования, вышки, талевой  системы;

- при  наличии ассортимента труб по  маркам стали и толщинам стенок, соответствующих данным прочностного  расчета обсадной колонны;

- при  креплении стволов скважин кондукторами  и эксплуатационными колоннами.

Т.к. грузоподъемность установки БУ-2900ДЭП, которой ведется бурение больше, чем вес всей колонны (1750 кН > 1172,5 кН), то принимаем спуск эксплуатационной колонны в один прием.

 

 

6  Расчет натяжения эксплуатационной колонны

 

 

Определим значение натяжения обсадной колонны  при следующих условиях:

Глубина скважины, м: L = 3500.

Высота подъема  цементного раствора, м: L-h = 3500 -1400 = 2100.

Удельный вес жидкости: γ_р= 1,22*10⁴, γ_ж=1,0*10⁴

Внутреннее  устьевое давление: p=34,13 МПа.

Температура, °С: на забое t_o=146, жидкости t₃=60, на устье t₁=3.

Конструкция скважины

Номер секции	Диаметр трубы и толщина стенки, мм	Длина секции l, м	Масса 1м труб q, кг	Масса секций, кг
1	140x10,5-Е	400	33,6	13440
2	140x10,5-Д	3100	33,6	104160

 

Натяжение колонны производят после разгрузки  на забой. Значение натяжения Q_н определяют по формуле

 (15)

где Q – вес свободной части колонны, кН

F – средняя площадь сечения колонны, м²

l – длина цементного камня

D, d – наружный и внутренний диаметры колонны, м

Δt – средняя температура нагрева колонны, ºС

Е – модуль упругости материала труб, Па

α – коэффициент линейного расширения, 1/ºС

P – внутреннее устьевое давление при эксплуатации или интенсификации скважины, МПа

Средний внутренний диаметр d=129мм

Определяем  среднюю температуру нагрева  колонны:

         (16)

°С

        (17) 

 

°С

 

°С

 

Определим составляющие формулы (15):

 кН

 кН

 кН

кН

Подставив эти выражения в формулу получим  что:

кН, что больше Q.

Проверим  прочность колонны, натянутой с  усилием Q_н=1180,14 кН в процессе эксплуатации (Δt=0).

Для верхнего сечения трубы, расположенной у  устья, прочность определяем по формуле:

         (18)

где кН

кН

 кН, неравенство выполняется,  следовательно условие прочности  выполняется и значение натяжения  обсадной колонны составит Q_н=1180,14 кН.

 

7 Выбор типа и числа элементов технологической оснастки и определение места их установки

 

Элементы  оснастки обсадной колонны представляют собой комплекс устройств, применяемых  для успешного спуска обсадных колонн и качественного цементирования скважины, надежного разобщения пластов  с нормальной последующей эксплуатацией  скважины.

С целью  улучшений проходимости колонны  по стволу скважины, на конец каждой колонны, перед её спуском, устанавливают  башмак с направляющей насадкой. Башмак типа БКМ–140 ОТТГ крепится к низу обсадной колонны на резьбе или с помощью сварки.

Обратные  клапаны типа ЦКОД-140-1 ОТТГ, применяемые при цементировании скважин, монтируются в башмаке колонны или на 10-20 метров выше него (чаще всего в обсадной трубе с упорным кольцом).

Разделительные  цементировочные пробки типа КРП-140 используют для разобщения тампонажного раствора от бурового и продавочной жидкости при цементировании обсадных колонн, а также получения сигнала об окончании процесса продавливания тампонажного раствора.

Головка цементировочная типа  ГЦУ 140/400 универсальная предназначена для обвязки устья при цементировании нефтяных и газовых скважин в одну и более ступеней с одновременным расхаживанием обсадных колонн. Муфта ступенчатого цементирования типа МСЦ 1-140

Упорное кольцо (кольцо "стоп") предназначено  для получения четкого сигнала  об окончании процесса продавливания  тампонажного раствора при цементировании скважины. Его изготовляют из серого чугуна и устанавливают в муфте  обсадной колонны на расстояния 10-30 м от башмака.

Центраторы  предназначены для обеспечения  концентричного положения обсадной колонны при её спуске и последующем  цементировании.

Расчет необходимого числа центраторов типа ЦЦ-1 и мест их установки производится в соответствии с [3].

Исходные  данные:

Глубина спуска ОК, L=3500 м;

Диаметр ствола скважины на рассматриваемом  участке, D=0,2159 м;

Высота подъема цемента, H_ц=3500 -1400 =2100 м;

Наружный диаметр ОК, d_н=0,140 м

Внутренний диаметр ОК, d_в=0,119 м

Плотность тампонажного раствора, ρ_ц=1780 кг/м³;

Плотность бурового раствора, ρ_б=1220 кг/м³;

Плотность продавочной жидкости, ρ_пр=1220 кг/м³;

Определим допустимую стрелу перегиба обсадной колонны

 (19)

 мм

 

предварительные расчеты

 

Жесткость труб ОК:

 (20)

 кгс*м²

Объем вытесненного тампонажного раствора

 (21)

 м³/м

вес вытесненного тампонажного раствора

 (22)

 кгс/м

Внутренний объем ОК

 (23)

 м³/м

Вес продавочной жидкости

 (24)

 кгс/м

Вес ОК с продавочной жидкостью

 (25)

 кгс/м

Вес ОК с продавочной жидкостью  в цементном растворе

 (26)

 кгс/м

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

 (27)

 кгс

Расстояние между центраторами по допустимой нагрузке на один центратор

 (28)

 м

 

7.1 Расчет расстояний между центраторами и их количество

 

Сопоставим значения l₁ и h_ц=h_н-h_в, т.к. l₁ < h_ц, то продолжаем расчет по следующим формулам.

Стрела прогиба ОК от собственного веса

 (29)

 мм

Растягивающее усилие от нижележащего участка ОК

 (30)

 кгс

Критическая сила (по Эйлеру)

  (31)

 кгс

Стрела прогиба труб между центраторами с учетом растягивающего усилия

 (32)

 мм

Необходимое количество центраторов  в рассматриваемом интервале

 (33)

 шт.

 

 

 

8 Технология спуска обсадной колонны в скважину

 

8.1 Подготовка скважины и труб к спуску обсадной колонны

 

В процессе строительства скважины одна из ответственных  операций - спуск обсадной колонны. Перед спуском тщательно проверяют  и подготавливают все элементы колонны, буровое оборудование, механизмы  и инструмент, которые применяют  при спуске.

Подготовка колонны заключается в проверке ее элементов прежде всего на трубной базе. Трубы, предназначенные для спуска, осматривают, отбраковывают те из них, в которых обнаружены дефекты (вмятины, трещины, кривизна, повреждение резьбы и др.). С помощью калибраторов проверяют конусность и шаг резьбы. Муфты к трубам подбирают по величине натяга.

Обсадные  трубы, при осмотре и контроле которых дефектов не обнаружено, опрессовывают  водой. Труба считается герметичной, если в течение 30 с давление снизится не более чем на 0,5 МПа. Негерметичные  трубы отбраковывают.

Обсадные  трубы укладывают на стеллажи в порядке, обратном очередности их спуска, и нумеруют. При укладке замеряют длину каждой трубы. Буровой мастер в блокнот против номера каждой трубы записывает ее длину, а также нарастающую длину колонны. Против номера соответствующей трубы делается пометка об элементе дополнительного оборудования колонны (центрирующий фонарь, скребок, обратный клапан и т.д.). Помимо обсадных труб на буровую доставляют два патрубка длиной 1.5-5 м с резьбой на обоих концах. Их используют для замены верхней обсадной трубы, если после спуска верхний конец колонны расположится слишком высоко над полом буровой.

Кроме того, на буровую завозят элементы технологической  оснастки обсадной колонны: центрирующие фонари, скребки, башмак, направляющую пробку, башмачный патрубок, обратные клапаны, стоп-кольцо, муфты для ступенчатого цементирования, пакеры, промывочную головку и др. Предварительно их проверяют, а некоторые опрессовывают.

Подготовка ствола скважины - важная операция в процессе спуска обсадных колонн. Перед началом спуска колонны все исследовательские и измерительные работы (кавернометрия, инклинометрия, каротаж и т.д.) в скважине должны быть закончены. На основании последней кавернограммы определяют участки сужения ствола скважины и места установки на колонне центрирующих фонарей и скребков. Фонари следует устанавливать в тех участках интервала цементирования, где диаметр ствола скважины близок к номинальному. Сужение, выступы и перегибы ствола скважины тщательно прорабатывают. Проработку ствола ведут со скоростью 35-40 м/ч. После проработки и промывки осуществляют шаблонирование ствола скважины.