Новая папка (2) / Расчет обсадных колонн

РАСЧЕТ ОБСАДНЫХ КОЛОНН

НАПРАВЛЕНИЕ

ИСХОДНЫЕ ДАННЫЕ ДЛЯ РАСЧЕТА

РАССТОЯНИЕ ОТ УСТЬЯ СКВАЖИНЫ, М:

− до башмака колонны	L	50
− до уровня тампонажного раствора	h	0
УДЕЛЬНЫЙ ВЕС, ГС/СМ3:
− бурового раствора	γ р	1,12
− тампонажного раствора за колонной	γ ц	1,85
− гидростатического столба воды	γ гс	1,10
− тампонажного раствора в колонне при цементировании последующей за рассчитываемой колонны (кондуктора)	γ в	1,84
градиент пластового давления, кгс/см2 на м
− в интервале 0-50 м	−		0,100

РАСЧЕТНЫЕ ФОРМУЛЫ

− наружное избыточное давление в момент окончания цементирования

Pни_z = 0,1(γ _ц – γ _р) Z при 0 ≤ Z ≤ L (9.1)

− внутреннее избыточное давление при цементировании последующей за рассчитываемой колонны

Pвиz = 0,1 (γ в – γ гс) Z при 0 ≤ Z ≤ L (9.2)

КОЭФФИЦИЕНТЫ ЗАПАСА ПРОЧНОСТИ для обсадных труб ОТТМ Ø 323,9 мм по ГОСТ 632-80 исполнения А
Коэффициент запаса прочности при расчете на наружное избыточное давление	n1 = 1,00
Коэффициент запаса прочности при расчете на внутреннее избыточное давление	n2 = 1,15
Коэффициент запаса прочности при расчете на растягивающую нагрузку для резьбового соединения ОТТМ (на разрушающую нагрузку)	n3 = 1,25
Коэффициент запаса прочности при расчете на растягивающую нагрузку по телу трубы (на нагрузку, соответствующую пределу текучести)	n4 = 1,25

КОНДУКТОР

ИСХОДНЫЕ ДАННЫЕ ДЛЯ РАСЧЕТА

РАССТОЯНИЕ ОТ УСТЬЯ СКВАЖИНЫ, М:

− до башмака колонны	L			305
− до башмака предыдущей колонны	Lо			50
− до пласта, в котором возможны нефтепроявления (наибольший градиент пластового давления – С2vr)	l			1000
− до уровня тампонажного раствора	h			0
УДЕЛЬНЫЙ ВЕС, ГС/СМ3:
− испытательной жидкости	γ ж			1,11
− бурового раствора	γ р			1,12
− тампонажного раствора за колонной	γ ц			1,84
− гидростатического столба воды	γ гс			1,10
− жидкости в колонне при нефтепроявлении	γ в			0,898
Давление, кгс/см2:
− пластовое на глубине l	Pплl			86,7
− внутреннее избыточное на устье при нефтепроявлении		Рву	-3,1
− дополнительное на устье, необходимое для ликвидации нефтепроявления нефтепроявления	ΔP			-
− минимально необходимое внутреннее на устье при испытании колонны на герметичность	Pопу			90
− гидравлического разрыва пласта на глубине L	PгрL			58,2
градиент пластового давления, кгс/см2 на м
− в интервале 50-305 м	−				0,100

РАСЧЕТНЫЕ ФОРМУЛЫ

- внутреннее избыточное на устье при нефтепроявлении

Рв_у = Pпл_l – 0,1 γ _в l (9.3)

1,1(Рв_у +ΔP) < Pоп_у (9.4)

− наружное избыточное давление в момент окончания цементирования

Pни_z = 0,1(γ _ц - γ _р) Z при 0 ≤ Z ≤ L (9.5)

− внутреннее избыточное давление при испытании колонны на герметичность в один прием без пакера

Pви_z = Р_ОПу + 0,1 γ _ж Z – 0,1 γ _гс Z при 0 ≤ Z ≤ L₀ (9.6)

Pвиz = РОПу + 0,1 γ ж Z – Pплz при L0 ≤ Z ≤ L (9.7)

− давление на устье скважины при опрессовке цементного кольца

Роп_у = 0,95Ргр_L – 0,1γ_ж L (9.8)

− давление опрессовки труб на поверхности

Ропт_z ≤ 1,05 Рви_z ≤ Рт/n' (9.9)

КОЭФФИЦИЕНТЫ ЗАПАСА ПРОЧНОСТИ для обсадных труб ОТТМ Ø 244,5 мм по ГОСТ 632-80 исполнения А
Коэффициент запаса прочности при расчете на наружное избыточное давление	n1 = 1,00
Коэффициент запаса прочности при расчете на внутреннее избыточное давление	n2 = 1,15
Коэффициент запаса прочности при расчете на растягивающую нагрузку для резьбового соединения ОТТМ (на разрушающую нагрузку) при интенсивности искривления скважин до 30/10м такой же, как и для вертикальных скважин без учета изгиба	n3 = 1,25
Коэффициент запаса прочности при расчете на растягивающую нагрузку по телу трубы (на нагрузку, соответствующую пределу текучести) для вертикальных скважин	n4 = 1,25
Коэффициент запаса прочности для гладкого тела трубы с учетом изгиба колонны (интенсивность искривления труб α=1,50/10 м)	n4’ = 1,35
Коэффициент запаса прочности при расчете максимально допустимого внутреннего давления для гидроиспытания (опрессовки) обсадных труб на поверхности до спуска в скважину	n' = 1,10

ЭКСПЛУАТАЦИОННАЯ КОЛОННА

ИСХОДНЫЕ ДАННЫЕ

РАССТОЯНИЕ ОТ УСТЬЯ СКВАЖИНЫ, М:

− до башмака колонны

L

1048

− до башмака предыдущей колонны

Lо

305

− до уровня цементного раствора

h

169

− до уровня жидкости в колонне при освоении скважины

H

700

− до уровня жидкости в колонне при испытании на герметичность

H

750

− до пласта, в котором возможны нефтепроявления

l

1048

УДЕЛЬНЫЙ ВЕС, ГС/СМ3:

− испытательной жидкости

γ ж

1,00

− бурового раствора

γ р

1,17

− тампонажного раствора за колонной

γ ц

1,84

− жидкости в колонне

γ в

0,885

− гидростатического столба воды

γ гс

1,10

Давление, кгс/см2:

− пластовое на глубине l

Pплl

81,6

− избыточное внутреннее на устье при нефтепроявлении

Рву

-11,1

− дополнительное на устье, необходимое для ликвидации нефтепроявления нефтепроявления

ΔP

-

− минимально необходимое внутреннее на устье при испытании колонны на герметичность

Pопу

125

градиент пластового давления, кгс/см2 на м

− в интервале 305-428 м − в интервале 428-760 м − в интервале 760-980 м − в интервале 980-1000 м − в интервале 1000-1048 м − в интервале 1048-1058 м

− − − − − −

0,100 0,105 0,100 0,084 0,087 0,078

РАСЧЕТНЫЕ ФОРМУЛЫ

- внутреннее избыточное на устье при нефтепроявлении

Рв_у = Pпл_l – 0,1 γ _в l (9.10)

1,1(Рв_у +ΔP) < Роп (9.11)

- наружное избыточное давление в момент окончания эксплуатации

Pни_z=0,1 γ _р Z при 0 ≤ Z ≤ h (9.12)

Pни_z = 0,1[γ_р h + γ_гс (Z - h)] при h ≤ Z ≤ L₀ (9.13)

Pни_z = Pн_z при L₀ ≤ Z ≤ H (9.14)

Pни_z = Pн_z - 0,1 γ _в (Z – H) при H ≤ Z ≤ L (9.15)

- внутреннее избыточное давление при испытании колонны на герметичность в один прием без пакера

Pви_z = Роп_у + 0,1 γ_ж Z – 0,1 γ_p Z при 0 ≤ Z ≤ h (9.16)

Pви_z = Роп_у + 0,1 γ _ж Z – 0,1 [γ _р h+ γ _гс (Z-h)] при h ≤ Z ≤ L₀ (9.17)

Pвиz = Ропу + 0,1 γ ж Z – PплZ при L0 ≤ Z ≤ L (9.18)

- давление опрессовки труб на поверхности

Pопт_z ≤ 1,05 Pви_z ≤ Pт/n' (9.19)

КОЭФФИЦИЕНТЫ ЗАПАСА ПРОЧНОСТИ для обсадных труб Ø 146,1 мм по ГОСТ 632-80 исполнения А
Коэффициент запаса прочности при расчете на наружное избыточное давление	n1 = 1,00
Коэффициент запаса прочности при расчете на внутреннее избыточное давление	n2 = 1,15
Коэффициент запаса прочности при расчете на растягивающую нагрузку для резьбового соединения ОТТМ (на разрушающую нагрузку) при интенсивности искривления скважин до 50/10м такой же, как и для вертикальных скважин без учета изгиба	n3 = 1,25
Коэффициент запаса прочности при расчете на растягивающую нагрузку по телу трубы (на нагрузку, соответствующую пределу текучести) для вертикальной скважины	n4 = 1,25
Коэффициент запаса прочности для гладкого тела трубы с учетом изгиба колонны в интервале 55-993 м (интенсивность искривления труб α=1,50/10м) в интервале 993-1153 м (интенсивность искривления труб α=3,50/10м)	n4’ = 1,31 n4’ = 1,44
Коэффициент запаса прочности при расчете максимально допустимого внутреннего давления для гидроиспытания (опрессовки) обсадных труб на поверхности до спуска в скважину	n' = 1,10