2.3.1 Выбор равнопрочной конструкции обсадной колонны

2

Н

.3.1.1 На основании исходных и расчетных данных определяется схема расположения технических жидкостей (цементного камня) внутри и за колонной на различных стадиях строительства и эксплуатации скважины (рисунок 2).

Р _у≥0 Р_у>0 Р_у>0 Р_у>0

h h

h Н h H H

L

а б в г д

Рисунок 2 - Схемы уровней жидкостей в скважине:

2.3.1.2 Определяют внутренние и наружные избыточные давления на глубинах h, H, L_о, S_i, L на момент окончания цементирования, испытания колонны на герметичность, окончания эксплуатации и освоения скважин (таблица 7-10).

Таблица 7 - Положение уровня жидкости Н в скважине

Н	Глубина скважины, L, м
	<500	500-1000	1000-1500	1500-2000	>2000
- при испытании на герметичность, Ни	400	500	650	800	1000
- при освоении скважины, Но	350	450	600	750	950
- при окончании эксплуатации, Нэ	 2/3 Lскв

Таблица 8 - Формулы для расчета избыточных давлений Р_ни

Z	Окончание цементирования	Испытание на герметичность снижением уровня	Освоение снижением уровня	Окончание эксплуатации
1	2	3	4	5
скважина нефтяная
О (устье)	Рнио=0
H	Рниh=10-6 (р--в) h	если h < Hи* Рниh=10-6р h если Ни<h Рниh=10-6[рh-в (h-Hи)]	если h < Hо* Рниh=10-6р h если h>Ho Рниh=10-6[рh-в (h-Ho)]	если h < Hэ* Рниh=10-6р h если h>Hэ Рниh=10-6[рh-в (h-Hэ)]
H* (Ни,Но,Нэ)	-	если h > Hи* РниН=10-6р Hи если h< Hи РниНи=10-6[рh+гс (Hи- h)]	если h > Hо* РниН=10-6р Hо если h< Hо РниНо=10-6[рh+гс (Hо- h)]	если h > Hэ* РниН=10-6р Hэ если h< Hэ Рни Нэ=10-6[рh+гс (Hэ- h)]
Lo	-	РниLo=PнLo -10-6в (Lo-Hи)	РниLo=PнLo -10-6в (Lo-Hо)	РниLo=PнLo -10-6в (Lo-Hэ)
		**
L=Si	РниL***= =10-6[( ц-в)L- -( ц-р)h]	РниL=PнL -10-6в (L-Hи)	РниL=PнL -10-6в (L-Ho)	РниL=PнL -10-6в (L-Hэ)
		**

Окончание таблицы 8

1	2	3	4	5
скважина газовая
О (устье)	Рниz=0			Рниz= Рнz -Рmin
Lo	-	РниLo=PнLo -10-6в (Lo-Hи)	РниLo=PнLo -10-6в (Lo-Ho)	РниLo= РнLo –Рmin
		**
L=Si	РниL=10-6(ц-в)L	РниL=PнL -10-6в (L-Hи)	РниL=PнL -10-6в (L-Ho)	РниL= РнL –Рmin
		**
				, а также при Рвн 4 МПа и любом L принимают Рв = Рпл
* - Положение уровня жидкости для расчетов в таблице 7 ** - Принимается максимальное расчетное значение *** - Для случая применения нескольких видов тампонажных растворов следует рассчитывать Рни на границе каждого из них

_{Таблица 9 - Формулы для расчета внутренних избыточных давлений-P}вн

Z	Испытание на герметичность в один прием без пакера
скважина нефтяная
О	если 1,1Ру > Роп , то Рвио = 1,1Ру , иначе Рвио = Роп , где Ру = Рпл – 10-6 в L
h	Рвиh = Рвио - 10-6 (р-ж) h
Н	-
Lо	РвиLo = Рвио+ 10 –6 ж Lо- РнLo
L=Si	РвиL = Рвио + 10 –6 ж L- Рпл
скважина газовая
О	если 1,1Ру > Роп, то Рвио= 1,1 Ру , иначе Рвио= Роп, где Ру = Рпл /еS eS = (2+S)/(2-S) S = Тср = (Ту + Тз) / 2
Lо	РвиLo = Рвио+ 10 –6 ж Lо- РнLo
L=Si	РвиL = Рвио + 10 –6 ж L- Рпл
____________________________________________ Роп (см. таблицу 10) m – коэффициент сжимаемости газа, он зависит от давления и температуры и обычно меняется в пределах 0,8 – 1,1; ρог - относительная плотность газа по воздуху. Для первых двух-трех разведочных скважин ρог можно принять равным 0,6.

Таблица 10 - Минимально необходимое избыточное внутреннее устьевое давление при испытании на герметичность Роп [1]

Наружный диаметр колонны, мм	Значение Роп, МПа
114 - 127	15,0
140 - 146	12,5
168	11,5

Расчет внутренних давлений в нефтяных скважинах при вызове притока, испытании на герметичность снижением уровня и по окончании эксплуатации (схемы б, в на рис. 2) производят по формулам:

Pвz = 0 при 0 ≤ z ≤ Н

Pвz = γ_в·(z - Н) при Н ≤ z ≤ L (14)

Внутреннее давление в колонне на глубине z при выполнении работ, связанных с нагнетанием жидкости в скважину (интенсификация, гидроразрыв, ремонтные работы и др.) определяют по следующим формулам:

При отсутствии дополнительно спущенных труб и пакера (нагнетание непосредственно по колонне) (рисунок 3а):

Pв_z=Pпл_L + ∆P – γ_ж ∙∙( L’ – z) при 0 ≤ z ≤ L (15)

Давление на устье при z = 0

Pв_z= Рв_у = Pпл_L +∆ P – γ_ж ·∙L , (16)

где ∆P - дополнительное давление (репрессия), необходимое для обеспе чения выхода жидкости из колонны при ее закачивании в пласт,(определяется опытным путем, выдается геологической службой);

γж - удельный вес жидкости закачиваемой в пласт, Н/м³.

По этим же формулам определяют внутреннее давление на глубине z при нагнетании жидкости через дополнительно спущенную колонну труб с пакером на глубине Lп ≤ L и Lп ≤ Lд (рисунок 3б).

При расчете колонн для газовых скважин в период ввода их в эксплуатацию внутреннее давление на глубине z (Рвz) определяют по формулам

Рвz = Pпл_L/е^S при 0 ≤ z ≤ L (17)

Распределение внутреннего давления по длине колонны допустимо принимать линейным и рассчитывать по формуле

, (18)

где Рв_L – внутреннее давление на глубине L;

Рв_у – внутреннее давление на устье при его герметизации.

При L ≤ 1000 м и РплL ≤ 10 МПа, а также при Рпл_L ≤ 4,0 МПа и любой глубине пласта допустимо считать, что внутреннее давление по всей глубине скважины равно пластовому.

В качестве минимального внутреннего давления при окончании эксплуатации скважины принимают наименьшее устьевое и забойное давления.

При расчете колонн газонефтяных и газовых скважин, в которых при закрытом устье одновременно имеется столб нефти (жидкости) и газа на всех стадиях эксплуатации внутреннее давление определяют по формулам

Рв_z = Р_пл - ρ∙(L-z) при Н ≤ z ≤ L (19)

Рисунок 3 - Расчетные схемы при нагнетании жидкости в скважину по обсадной колонне (а) и нагнетании через дополнительную колонну труб с пакером (б, в).

при 0 ≤ z ≤ Н (20)

где S определяют по формулам (таблица 9), подставляя вместо L значение H.

Значение H при Pнас < Pпл_L, т.е. при наличии в пласте только нефти с

растворенным газом, определяют по формуле

, (21)

где ρн принимается плотность нефти в пластовых условиях.

На участке от устья до глубины Н распределение давления допустимо принимать линейным

, (22)

где Рв_у и Рв_н определяют по формуле соответственно при z = 0 и z = H.

При Н < 1000 и Рвн < 10 МПа, а также при Рвн ≤ 4 МПа и любых Н давление на участке от устья до глубины Н можно принимать постоянным и равным Рв_н .

При Рнас > Рпл_L принимают H = L (колонна заполнена газом) и расчет внутреннего давления производят как для газовой скважины.

2.3.1.3 Строят эпюры избыточных наружных и внутренних давлений.

Для глубин H, h, L, S_i, L_o откладывают в принятом масштабе значения Рни_z и полученные точки последовательно соединяют между собой прямолинейными отрезками (рисунок 4). По максимальным значениям строятся обобщенные эпюры Рни и Рви.

2.3.1.4 Определив запас прочности n₁ на наружное избыточное давление для 1-й снизу секции колонны (n₁ = 1,0 - 1,3 в зависимости от устойчивости коллекторов), вычисляют произведение (n₁Рни_l) в соответствии с приложением 2.1 подбирают трубы с Р_кр>(n₁ Рни_l), начиная с труб наименьшей группы прочности "Д" и большей толщиной стенки трубы. Если трубы группы прочности "Д" не удовлетворяют условию прочности, то переходят к трубам более высокой группы прочности.

Рисунок 4 - Эпюры избыточных наружных и внутренних давлений

Эпюра наружного избыточного давления на период окончания цементирования		Эпюра наружного избыточного давления на период испытания на герметичность
Эпюра наружного избыточного давления на период освоения снижением уровня		Эпюра наружного избыточного давления на период окончания эксплуатации

Для выбранных труб определяют запас прочности на внутреннее избыточное давление n₂ (таблица 11) на глубине кровли эксплуатационного объекта мощностью l₁. Если найденный запас окажется меньше допустимого, то подбор труб этой секции производят по избыточному внутреннему давлению.

Таблица 11 - Коэффициенты запаса прочности на внутреннее давление

Диаметры труб, мм	n2
	Исполнение А	Исполнение Б
114 - 219	1,15	1,15
> 219	1,15	1,45

2.3.1.5 По эпюре определяют наружное избыточное давление на верхнем конце 1-й секции (на глубине L₁). А по приложению 2.1 подбирают трубы с Р_кр > n₁  Рни_L1 (n₁ = 1), из которых и составляют 2-ю секцию.

2.3.1.6 Определяют значение Р¹_кр для труб 2-й секции из условия двухосного нагружения, с учетом влияния растягивающих нагрузок от веса 1-й секции длиной l₁

P¹_кр = Р_кр (1 - 0,3 Q/Q_т ) , (23)

где Q - осевая растягивающая нагрузка на трубу;

Q_т - растягивающая нагрузка, при которой напряжение в теле трубы достигает предела текучести (приложение 2.2).

Для полученного значения Р¹_кр по эпюре определяют уточненную глубину спуска 2-й секции L¹₁ (L¹₁ < L₁) и уточненную длину 1-й секции l¹₁ = L – L¹₁. Определяют вес 1-й секции Q¹₁ с помощью приложения 2.3.

2.3.1.7 Для определения длины 2-й секции выбирают трубы 3-й секции с меньшей по сравнению со 2-й секцией прочностью (приложение 2.1) . Определяют соответствующее им Р_кр, а по эпюре находят глубину L₂, при которой расчетное наружное избыточное давление будет равно найденному значению.

Длина 2-й секции из условия одноосного нагружения l₂=L¹₁-L₂. Определяют вес секции Q₂ (приложение 2.3).

2.3.1.8 Определяют величину Р¹_кр для труб 3-й секции для условий двухосного нагружения с учетом влияния растягивающих нагрузок от веса 1-й и 2-й секции (Q₁ + Q₂). Для полученного значения Р¹_кр по эпюре определяют уточненную глубину спуска 3-й секции L¹₂ (L¹₂ < L₂) и длину l¹₂ = L¹₁ –L¹₂. Определяют вес секции Q₂ (приложение 2.3) Далее производят расчет на внутреннее избыточное давление для верхней трубы 2-й секции. Если запас прочности n₂ = Pт/Рви_z окажется недостаточным, то длину 2-й секции определяют из расчета на внутреннее давление (Рт – приложение 2.4). Для этого определяют допустимое давление для труб этой секции, равное Рт/n₂, и по эпюре, внутренних избыточных давлений устанавливают глубину Р¹_кр верхней границы секции. Определяют окончательно вес 2-й секции Q¹₂ .

2.3.1.9 Для определения длины 3-й секции необходимо выбрать трубы для 4-й секции. По соответствующему значению Р_кр и эпюре наружного избыточного давления найти глубину L₃, на которой расчетное давление равно найденному. Длина 3-й секции из условия одноосного нагружения равна l₃ = L¹₂ - L₃. Определяют вес секции Q₃.

2.3.1.10 Определяют величину Р¹_кр для труб 4-й секции из условия двухосного нагружения с учетом влияния растягивающих нагрузок от веса 1-, 2-, 3-й секций.

Для полученного значения Р¹_кр по эпюре наружного избыточного давления определяют уточненную глубину спуска 4-й секции L¹₃(L¹₃<L₃) и длину l¹₃ = L¹₂ –L¹₃ . Определяют вес секции Q¹₃. Производят проверочный расчет 3-й секции на внутреннее давление.

2.3.1.11 Аналогично подбирают последующие секции колонны. При этом одновременно определяют общий вес всех уже подобранных секций и каждый раз проверяют условие Q < [P]. Для труб с резьбой треугольного профиля [P]= Pст/n₃ (Рст – приложение 2.5). Значение n₃ в таблице 12.

Для труб с резьбой трапецеидального профиля значение допускаемых нагрузок [Р] приведены в приложениях 2.6-2.11.

2.3.1.12 Если Q окажется близким к [Р_ст], то длину последней секции, для которой толщина стенки подобрана из условий внешнего и внутреннего давления, определяют из расчета на растяжение по формуле

l_i = ([P_ст] - Q) /g_i (24)

_{Таблица 12 - Значения коэффициентов запаса прочности n}3

Диаметр труб, мм	Длина колонны, м	n3
114 -168	до 3000	1,15
	> 3000	1,30
178 - 219	до 1500	1,30
	> 1500	1,45

2.3.1.13 Секция l_i разграничивает обе части колонны, поэтому последующие секции подбирают расчетом на растяжение из более прочных труб, для которых значение «Р» определяют по приложению 2.6. Затем по формуле (24) вычисляют допустимую длину секции. Таким образом, для верхней части колонны секции подбирают до тех пор, пока общая длина всех подобранных секций не окажется равной глубине скважины или не превысит ее.

Подбираемые секции верхней части одновременно проверяют на избыточное внутреннее давление. При необходимости - и на наружное избыточное давление. Результаты вычислений сводят в таблицу 13. В приложениях 3.1 – 3.9 представлены прочностные харктеристики импортных обсадных труб по стандартам АНИ [7].

Таблица 13 - Конструкция обсадной колонны

Номер секции	Группа прочности	Толщина стенки трубы, мм	Длина секции, м	Вес секции, кН
1	2	3	4	5

Примечание. Счет секций ведется снизу вверх.