Формирование исходных данных к расчету
А.В. Ковалев
Расчет наружных и внутренних избыточных давлений
Методические указания к выполнению практической работы №2
по дисциплине «Заканчивание скважин» для студентов специальности «Бурение нефтяных и газовых скважин» очного обучения
Томск – 2018
Условия работы колонны в скважине
В процессе спуска в ствол скважины, цементирования, вызова притока, добычи нефти обсадная колонна испытывает различные по величине и характеру нагрузки. Среди них можно выделить:
- продольные усилия растяжения от собственного веса;
- нагрузки, возникающие в связи с изменением скорости спуска;
- осевые нагрузки от трения обсадной колонны о стенки скважины при ее спуске;
- продольные нагрузки сжатия в нижней части колонны от собственного веса при разгрузке ее на забой;
- продольные нагрузки при эксплуатации вследствие продольных деформаций под воздействием изменения температурного режима.
Анализ всех рассмотренных выше нагрузок, проведённых специалистами с применением теоретических расчётов и в экспериментах, показал, что наиболее опасными для обсадных колонн являются нагрузки от действия статических избыточных наружных и внутренних давлений и осевые растягивающие (страгивающие) нагрузки от собственного веса.
Осевые растягивающие нагрузки от сил собственного веса достигают максимального значения в конце спуска колонны. Наружное избыточное давление для эксплуатационной колонны и хвостовика достигает максимального значения в конце эксплуатации скважины. Внутренние избыточные давления достигают максимального значения в период опрессовки обсадной колонны.
|
|
|
На всех рассмотренных выше этапах работы с обсадными колоннами имеют место следующие виды давлений в скважине, которые могут учитываться при расчёте статических избыточных внешних и внутренних давлений.
1. Гидростатическое давление столба воды.
2. Гидростатическое давление столба бурового раствора.
3. Давление столба буферной жидкости.
4. Давление столба пластового флюида.
5. Давление столба тампонажного раствора.
6. Давление составного столба различных жидкостей.
7. Давление столба цементного камня в необсаженном предыдущей колонной интервале.
8. Давление столба цементного камня в обсаженном предыдущей колонной интервале.
9. Давление столба составного различных жидкостей и цементного камня.
10. Давление пластовое.
11. Давление горное.
Для жидких сред (позиции 1–5) давление определяется по законам гидростатики:
Р= ρ ∙ g ∙ h, (1)
где ρ – плотность жидкости, кг/м3;
|
|
|
g – ускорение свободного падения, 9,81 м/с2;
h – высота расположения жидкости, м.
В связи с тем, что жидкость не сжимаема, давление составного столба различных жидкостей (позиция 6) определяется по формулам (2.2) или (2.3):
å Р = Р1 + Р2 + Р3 + Р4 = g ∙ ( ρ 1 ∙ h1 + ρ 2 ∙ h2 + ρ 3 ∙ h3 + ρ 4 ∙ h4), (2)
где Р1, Р2, Р3, Р4 – давления, создаваемые различными жидкостями, Па;
где ρ 1 , ρ 2 , ρ 3 , ρ 4 – плотности различных жидкостей, кг/м3;
h 1 , h 2 , h 3 , h 4 – высоты расположения различных жидкостей, м.
å Р = ρ срв ∙ g ∙ L, (3)
где ρ срв – средневзвешенная плотность составного столба жидкости, определяемая по формуле:
ρ срв = ( ρ 1 h1 + ρ 2 h2 + ρ 3 h3 + ρ 4 h4)/(h1 + h2 +h3 +h4). (4)
Давление столба цементного камня Рцк (поз. 7) в необсаженном предыдущей колонной интервале определяется по формуле:
Рцк = ρ тр ∙ g ∙ hцк ∙ (1 – K ), (5)
где K – коэффициент разгрузки, связанной с твердением цементного раствора (табл. 1).
Таблица 1
Значения коэффициента разгрузки в зависимости от диаметра обсадных труб
| Диаметры обсадных труб, мм | Коэффициент разгрузки К |
| 114-178 | 0,25 |
| 194-245 | 0,3 |
| 273-324 | 0,35 |
| 340 и более | 0,4 |
|
|
|
Давление составного столба цементного камня и жидкости (позиция 9) определяется по формуле:
Рцк+ж = Рцк + Рж, (6)
где Рцк – давление столба цементного камня;
Рж – давление столба жидкости.
Расчет действующих нагрузок
Основная задача расчёта сводится к:
1. выбору главных нагрузок;
2. определению периода времени, когда эти нагрузки достигают максимальных значений;
3. расчёту величины этих нагрузок;
4. подбору обсадных труб с соответствующими прочностными характеристиками.
В конечном итоге, ОК в любом сечении по длине должна соответствовать действующим нагрузкам.
Расчет наружных избыточных давлений
Наружное избыточное давление – разность между наружным давлением, действующим на обсадную колонну со стороны кольцевого пространства, и внутренним, действующим внутри обсадной колонны.
Рни = Рн – Рв, (7)
где Рн – наружное давление;
Рв – внутреннее давление.
В разные периоды времени наружное избыточное давление достигает наибольших значений. Имеются три таких случая:
1. При цементировании в конце продавки тампонажного раствора и снятом на устье давлении;
|
|
|
2. При снижении уровня жидкости в колонне при испытании на герметичность и при вызове притока (в начале эксплуатации);
3. В конце эксплуатации за счет снижения уровня флюида для нефтяных скважин и снижения давления для газовых скважин.
Расчет соответствующего случая начинается с построения схемы расположения всех возможных (геолого-технологических) уровней за колонной и внутри колонны и по этой схеме выбираются расчётные точки (в местах изменения плотности или высоты расположения жидкостей).
Формирование исходных данных к расчету
В качестве продавочной жидкости могут использоваться буровой раствор, на котором вскрывали продуктивный пласт, солевой раствор, на котором будет производиться вторичное вскрытие пласта. Для расчетов рекомендуется применять плотность воды, равную 1000 кг/м3.
Плотность нефти ρ н берется из исходных геологических данных (см. «Нефтеносность по разрезу скважины»).
Плотность буферной жидкости ρ буф рекомендуется принимать в диапазоне 1050–1150 кг/м3. Рекомендации к выбору буферной жидкости представлены в РД 39-00147001-767-2000.
Плотность тампонажного раствора нормальной плотности ρ тр н рекомендуется принимать в диапазоне 1820–1930 кг/м3.
Плотность облегченного тампонажного раствора ρ тр обл рекомендуется принимать в диапазоне 1400–1600 кг/м3.
В соответствии с РД 39-00147001-767-2000 при выборе плотностей жидкостей заканчивания должно выполняться условие:
Глубина раздела буферной жидкости и облегченного тампонажного раствора h 1 определяется с учетом величины перекрытия башмака предыдущей колонны (см. «Проектирование конструкции скважины»).
В случае цементирования эксплуатационной колонны двумя порциями тампонажного раствора разной плотности, качественным цементом высокой плотности следует цементировать интервалы продуктивных пластов и прилегающих зон его влияния. Высота тампонажного раствора нормальной плотности h 2 рассчитывается из условияперекрытия всех продуктивных пластов, содержащих нефть, газ, газоконденсат на 75 – 100 м. Водоносные пласты с пластовым давлением, большим гидростатического, цементируются тампонажными цементами нормальной плотности с перекрытием на 75 – 100 м.
Высота цементного стакана h ст (расстояние между башмаком обсадной колонны и местом установки кольца «Стоп»), принимается равной 10 или 20 м. При этом цементный стакан необходимо учитывать в конце продавки тампонажного раствора, т.к. при последующих операциях цементный стакан разбуривается.
Дата добавления: 2019-07-17; просмотров: 337; Мы поможем в написании вашей работы! |
Мы поможем в написании ваших работ!