Выбор и обоснование способа бурения нефтяных скважин

     Рассчитанные  фактические коэффициенты запаса  прочности для 2-ой секции больше  допустимых n₁=1,2 и n_стр=1,15  условие на прочность выполняется.

 

     При соблюдении  условий прочности  параметры     1-ой секции принимаются окончательно  группа прочности " Д"

 
толщина стенок                  δ¹=10,7 мм 
длина секции                      l¹=800м по стволу

глубина установки             L¹=2300 м по стволу

интервал установки  L - L¹=3100-2300 м по стволу

вес секции  G¹=286,4 кН

 

2 Секция

        Группа прочности материала труб для 2-ой секции принимается такой же, как для 1-ой.

       Толщина стенок труб для 2-ой секции принята равной δ²=9,5 мм при определении параметров 1-ой секции.

       Трубы с толщиной стенки δ² могут быть установлены до глубины, на которой действующее наружное избыточное давление обеспечат трубы со следующей меньшей толщиной стенки  δ³ < δ².

 

Находим значения наружного избыточного давления  Р³_НИ  из условия:

Р³_НИ  = Р³_СМ /  n₁,

      где Р³_СМ  - прочность труб на смятие для толщины труб δ³ (значение из таблицы 2.11).

Р³_НИ  =31,4/1,2=26,2 МПа.

На графике наружных избыточных давлений находим глубину L², на которой действует  Р³_НИ  (предварительная глубина установки 2-ой секции) L²=1800 м по стволу .

Определяем предварительную  длину 2-ой секции l²

l² =L¹-L²,                                                      (2.82)

где: L¹ - глубина установки 1-ой секции.

l² =2300-1800=500 м.

Рассчитываем предварительный  вес 2-ой секции G²

     G² = l² ∙q²,                                                      (2.83)

где q² - вес 1 м труб с толщиной стенки δ² (значение из таблицы сортамента выбранных обсадных труб).

G² =500∙0,290=145 кН.

 Определяем фактические коэффициенты запаса прочности для 2-ой секции 

на  внутреннее давление:  

n_Р = Р²_Р  / Р²_ВИ,                                             

где:  Р²_Р -  прочность труб 2-ой секции на внутреннее давление с толщиной стенки δ² (табл.4.1);

    Р²_ВИ   - наибольшее внутреннее избыточное давление на интервале 2300-1800м (определяется по обобщённому графику избыточных внутренних давлений).

                                                    n_Р =43,1/18=2,39.

на  страгивание  в резьбовом  соединении:

n_СТР = Q²_СТР  / ΣG²,                                         

где Q²_СТР - прочность на страгивающие нагрузки для труб 2-ой секции с толщиной стенок δ² ( табл.4.1); 

ΣG² - нагрузка растяжения на 2-ю секцию, равная сумме веса 1-ой и 2-ой секций.

n_СТР =1226/431,4=2,84.

      Рассчитанные  фактические коэффициенты запаса  прочности для 2-ой секции при  длине 1-ой секции l¹ больше допустимых n₂=1,15 и n_стр=1,15  условие на прочность выполняется.

Корректируем прочность  на смятие труб 3-ей секции с толщиной стенок  δ³ в условиях двухосного нагружения

*Р³_СМ = Р³_СМ (1-0,3 ΣG² / Q³_Т ),                                 (2.84)

где:  *Р³_СМ - прочность на смятие труб 3-ей секции при двухосном нагружении;

 Р³_СМ - прочность на смятие труб 3-ей секции при радиальном нагружении (табл.2.11);

  ΣG² - нагрузка растяжения на 3-ю секцию, равная сумме откорректированного веса 1-ой секции *G¹ и предварительного веса 2-ой секции;

   Q³_Т -  нагрузка растяжения на пределе текучести для труб  3-ей секции       ( табл.2.11).

*Р³_СМ =31,4∙ (1-0,3∙ (145+286,4)/1392)=28,48 МПа.

Находим новое (откорректированное) значение наружного избыточного  давления *Р³_НИ, которое обеспечится прочностью труб с толщиной стенки δ³, но с учетом двухосного нагружения из условия:

 

*Р³_НИ  = *Р³_СМ / n₁,                                         (2.84)

*Р³_НИ  =28,48/1,2=23,7 МПа.

На обобщенном графике  наружных избыточных давлений находим  новую (откорректированную) глубину  установки 2-ой секции *L², на которой действует *Р³_НИ. Она совпадает с предварительной *L²=1800 м.

Параметры 2-ой секции принимем за окончательные:

         группа прочности         "Д" 
          толщина стенок              δ² =9,5 мм 
          длина секции                 *l² =500 м 
          глубина установки        *L² =1800 м по стволу  
          интервал установки       *L¹ - *L² =2300-1800 м по стволу

вес секции                               *G²=145 кН

суммарный вес 2-х секций     Σ*G²=431,4 кН

 

 

 

3 Секция

Трубы с толщиной стенки δ³=8,5 мм исполнения А группы прочности Д устанавливаем до устья, т.к. труб с меньшим диаметром исполнения А группы прочности Д нет.

Определяем длину 3-ой секции l³

l³=L²-L³,

где: L² - глубина установки 2-ой секции.

L³=1800-0=1800 м.

Рассчитываем вес 3-ей секции G³

G³ = l³ •q³,

где q³ - вес 1 м труб с толщиной стенки δ³ ( табл.2.11).

G⁵ =1800•0,29=522 кН.

 

Определяем фактические  коэффициенты запаса прочности для 3-ей секции

на  внутреннее давление:  

n_Р = Р³_Р  / Р³_ВИ,

 где:  Р³_Р -  прочность труб 3-ей секции на внутреннее давление с толщиной стенки  δ³ (табл.2.11);

Р³_ВИ   - максимальное внутреннее избыточное давление.

n_Р =38,6/28,65=1,35

на  страгивание  в резьбовом  соединении:

n_СТР = Q³_СТР  / Σ*G³,

где  Q³_СТР - прочность на страгивающие нагрузки для труб 3-ей секции с толщиной стенок  δ³( табл.2.11);

Σ*G³ - растягивающая нагрузка на 3 -ю секцию от откорректированного веса  3-х секций.

n_СТР =1108/953,4=1,16 кН

Рассчитанные фактические  коэффициенты запаса прочности для 3-ей секции больше допустимых n₂=1,15 и n_стр=1,15  условие на прочность выполняется.  

При соблюдении условий  прочности для третьей секции, откорректированные параметры секции принимаются за окончательные:

группа прочности         "Д" 
толщина стенок              δ³ =8,5 мм 
длина секции                *l³ =1800 м 
глубина установки        *L³ =0-1800 м по стволу  
интервал установки       *L² - *L³ =1500-0 м по стволу

вес секции                               *G³=522 кН

суммарный вес 3-х секций     ΣG³=953,4 кН.

Данные о параметрах скважины заносим в табл. 2.12

Таблица 2.12

№№ секций	Группа  прочности	Толщина стенки,  мм	Длина, м	Вес, кН			Интервал установки, м
				1м трубы	секций	суммарный
1	2	3	4	5	6	7	8
1 2 3	Д Д Д	10,7 9,5 8,5	800 500 1800	0,358 0,321 0,290	286,4 145 522	286,4 431,4 953,4	2300-3100 1800-2300 1800-0

 

 

2.5.1.4. Расчет натяжения эксплуатационной колонны

 

Натяжение обсадной колонны  необходимо для сохранения прямолинейной  формы её не зацементированной части  путём компенсации веса и с  учётом изменения температуры и  давления.

Силу натяжения колонны, которая в процессе эксплуатации подвергается нагреву или охлаждению, воздействию внутреннего давления определяется по формуле:

 

Q_H = Q + P_t + 0,31^. P_у^. d² – 0.0545^.l^.(D^2. r_бр – d^2. r_ж)^.g ,                   (2.85)

где:  Q_Н – усилие натяжения в кН;

Q - вес свободной (незацементированной) части колонны, кН;

P_у – максимальное внутреннее устьевое давление в колонне (давление опрессовки) , МПа;

P_t - осевое усилие возникающее в результате температурных изменений, Н;

l – длина свободной части колонны, м;

D, d – соответственно наружный и внутренний диаметры колонны, м.

 

P_t = α ∙E ∙F∙Δ T                                            (2.86)

 

F определяют по формуле:

                                       ,     (2.87)

 
где  F_i – площадь  поперечного сечения i – ой секции колонны, м²;

        l_i – длинна i – ых секций колонны, м.

Площадь поперечного сечения секций колонны определяются по формуле:

 

                     F_i=π/4∙(D_i²-d_i²) ,                (2.88)

 

где     D и d – наружный и внутренний диаметр труб i – ой секции обсадной

колонны, соответственно, м;

Определяем площади  поперечного сечения труб для  каждой секции

по формуле (2.88):

 

F₁=0,785∙(0,146²-0,1246²)=0,00455 м²

 

F₂=0,785∙(0,146²-0,127²)=0,00407 м²

 

F₃=0,785∙(0,146²-0,129²)=0,00367 м²

 

Тогда по формуле (2.87):

F=(0,00455∙800+0,00407∙500+0,00367∙1800)/(800+500+1800)=0,00396 м²

γ_Р, γ_В – удельные веса жидкости за колонной и внутри неё в процессе  эксплуатации, Н/м³;

α – коэффициент линейного расширения материала труб, 1/ ⁰С, α=12∙10^-6;

E – модуль упругости материала трубы, Па, E=2,1∙10¹¹;

Δ T – средняя температура нагрева (охлаждения) колонны, ⁰С.

Среднюю температуру  нагрева колонны находим по формуле:

 

       

                                          ∆t=((t₃-t₁)+( t₄-t₂))/2,       (2.89)

 

 

где  t₁ и t₂ – температура колонны до эксплуатации на уровне устья и            

        свободной (не зацементированной)  части, ⁰С;

       t₃ и t₄  – температура жидкости в колонне в процессе эксплуатации, ⁰С.

 

Температура t₂ и t₄ определяются по формулам:

 

 

                              t₂= t₁+(t_заб- t₁)∙((L-h)/L)          ,           (2.90)

 

                        t₄= t₃+(t_заб- t₃)∙((L-h)/L)            ,                                         (2.91)

 

 

где   t_заб – температура на забое скважины =94⁰С;

        t₁ – температура колонны до эксплуатации на устье скважины =20 ⁰С;

        t₃ – температура жидкости в процессе эксплуатации =40 ⁰С;

        h – расстояние от устья до уровня цементного камня за колонной, м;

        L – длинна эксплуатационной колонны, м;

 

           t₂= 20+(94- 20)∙((3100-450)/3100)=83,3°C

 

           t₄= 40+(94- 40)∙((3100-450)/3100)=86,2°C

 

 

По формуле (2.89):

 

                 ∆t=((40-20)+( 86,2-83,3))/2=11,45°C

 

По формуле (2.86):

P_t =  12^. 10^{-6 .} 2,1 ^. 10 ^11. 0,00396 ^. 11,45 = 114,26кН

 

Q = l∙q_СР.ВЗВ.                                         (2.92)

Q =450∙0,29=130,5кН

Q_H = 130,5 × 10³ + 114,26 × 10³ + 0,31 × 0,127² ×11,5 × 10⁶  – 0,0545 ×450 × ×(0,146² × 1,08×10⁴ – 0,127² × 0,76×10⁴) = 199,6кН

Значения усиления натяжения  Q_H должно удовлетворять условию:

Q_Н ≤ Q_МАКС,                                                    (2.93)

где:  Q_МАКС - допустимая осевая нагрузка на трубы колонны (равная максимально допустимой страгивающей нагрузке делённой на коэффициент запаса на страгивающие нагрузки), кН.

Q_Н < Q_МАКС = P_стр./1,15 = 1108/1,15 = 963,4 кН

 

2.5.1.5. Технологическая  оснастка обсадной колонны

 

Для облегчения спуска обсадной колонны и ее качественного цементирования по выбранной технологии в состав колонны вводят следующие дополнительные элементы:

1. Башмак обсадной колонны БКМ – 146 (ОСТ 39 – 011 – 87). Он служит для предохранения нижнего торца обсадной колонны от смятия и для ее направления по стволу скважины в процессе спуска. Башмак состоит из корпуса с неразъемной насадкой, которая формируется в нем из смеси тампонажного цемента и песка в соотношении 3:1. В корпусе башмака выполнено шесть отверстий (промывочных окон) диаметром 15 мм, которые образуют   дополнительные каналы циркуляции бурового раствора. Наружный диаметр башмака   166 мм, центральное отверстие диаметром 70 мм, длина 340 мм.
2. Клапан обратный дроссельный ЦКОД – 146 – 1(ТУ 39 – 01 – 08 – 281 – 77) предназначен для непрерывного самозаполнения буровым раствором обсадной колонны при спуске ее в скважину, для предотвращения обратного движения тампонажного раствора из заколонного пространства и для упора разделительной цементировочной пробки. Устанавливается в нижней части обсадной колонны на одну-две трубы выше башмака. Клапаны спускают в скважину с обсадной колонной без запорного шара, который прокачивают в колонну после ее спуска на заданную глубину. Шар, проходя через разрывные шайбы и диафрагму, занимает рабочее положение. Диаметр клапана 166 мм,  длина клапана 350 мм.