Минимальные давления опрессовки для обсадных колонн различного диаметра
| Диаметр обсадных колонн, мм | 114–127 | 140–146 | 168–174 | 178–194 | 219–251 | 273–351 | 397–508 |
| Ропмин, атм (МПа) | 150 (15) | 125 (12,5) | 115 (11,5) | 95 (9,5) | 90 (9) | 75 (7,5) | 65 (6,5) |
Расчет внутреннего избыточного давления производится аналогично расчету 1 случая с учетом рекомендаций по расчету давлений позиций 7–9 (см. п. 2.1).
Рис. 5. Схема расположения жидкостей при опрессовке обсадной колонны:
P оп – давление опрессовки; ρ прод – плотность продавочной жидкости;
ρ буф – плотность буферной жидкости; ρтк обл – плотность облегченного тампонажного камня; ρтк н – плотность тампонажного камня нормальной плотности; h 1 – высота столба буферной жидкости;
h 2 – высота столба тампонажного камня нормальной плотности
По данным расчета строится эпюра внутренних избыточных давлений 2-ух самых опасных случаев в координатах «глубина–внутреннее избыточное давление». При построении следует учитывать, что изменение давления по глубине между расчётными точками принимается прямолинейным. Пример эпюры представлен на рис. 6.
Рис. 6. Эпюра внутреннего избыточного давления
1.
1.1.
1.2.
1.2.1.
1.2.2.
Расчет избыточных давлений для хвостовика, промежуточных обсадных колонн, кондуктора и направления
При выборе обсадных труб для секции направления, принимаются обсадные трубы с минимальными прочностными характеристиками для данного типоразмера. Расчет избыточных давлений не производится в виду низких возникающих нагрузок. При этом направление цементируется раствором нормальной плотности.
|
|
|
Расчет на наружные избыточные давления обсадных труб хвостовика, промежуточных колонн и кондуктора осуществляется для случая при цементировании в конце продавки тампонажного раствора и снятом на устье давлении. При этом, если колонна перекрывает продуктивные пласты, то высота тампонажного раствора нормальной плотности h2 рассчитывается из условия перекрытия всех продуктивных пластов, содержащих нефть, газ, газоконденсат на 75–100 м, если не перекрывает, то высота подъема тампонажного цемента нормальной плотности принимается на 100 м выше башмака цементируемой колонны, т.е. h2 = 100 м.
При наличии в разрезе скважины многолетнемерзлых пород (ММП), интервалы цементирования выбираются в соответствии с «Инструкцией по креплению нефтяных и газовых скважин»:
1. Цементирование направления необходимо осуществлять тампонажным раствором нормальной плотности (ρ = 1850-1830 кг/м3);
2. Цементирование кондуктора осуществлять в один прием двумя порциями тампонажного раствора. Верхняя порция – облегченный раствор плотностью 1550–1600 кг/м3, нижняя – раствор плотностью 1850–1900 кг/м3;
|
|
|
Расчет внутренних избыточных давлений для промежуточных колонн, хвостовика и кондуктора осуществляется для случаев аналогичных для эксплуатационной колонны.
В случае если после спуска колонны и дальнейшего бурения ожидается вскрытие продуктивных пластов, давление опрессовки необходимо принимать в соответствии с условием (14). Если вскрытия пластов не ожидается, то принимается давление опрессовки в соответствии с условием (15).
При наличии в конструкции скважины хвостовика давление опрессовки принимается равным давлению опрессовки эксплуатационной колонны, т.к. опрессовка хвостовика проводится совместно с эксплуатационной колонной.
Дата добавления: 2019-07-17; просмотров: 2276; Мы поможем в написании вашей работы! |
Мы поможем в написании ваших работ!