3.4.Расчет эксплуатационной колонны

Расчет эксплуатационной колонны на наружное избыточное давление

Исходные данные:

Глубина скважины Н=1670 м (по стволу 1717 м).

Уровень жидкости в скважине на момент окончания эксплуатации

(по стволу 1144,7 м)

Плотность нефти

1)z=0; Р_и.н=0

2) z=h;

3) z=H;

При выборе компоновки эксплуатационной колонны должно выполняться условие:

Р_см – критическое сминающее давление обсадных труб, МПа;

n₁ – коэффициент запаса прочности на смятие, для труб находящихся в зоне эксплуатационного объекта n₁=1,0…1,3, принимаем n₁=1,15.

Зона эксплуатационного объекта включает в себя толщину пласта +50 м по кровле (интервал пласта 1490(-50 м)-1650 м).

Величины наружных избыточных давлений, которые должны выдерживать обсадная колонна равны:

При z=1440 м–

При z=1650 м (по стволу – 1770 м) –

Рис.3.1. Эпюра наружных избыточных давлений

Расчет эксплуатационной колонны на внутренне избыточное давление

Расчет колонны на избыточное внутреннее давление проводят для момента ее испытания гидравлической опрессовкой в один прием без пакера

P_опр=22МПа (для Пермского края)

В качестве опрессовочной жидкости используется техническая вода;

- плотность флюида заполняющий поры цементного камня; Н=1650 м; Н₀ = 320 м – глубина спуска технической колонны.

- внутреннее наружное давление при испытании колонны на герметичность на соответствующей глубине.

1)z=0; (для Пермского края);

2)z=Н₀;;

3)z=Н;

Проверка на прочность

P_опр<P_кр/n

22<35,1/1,15=30,52МПа, т.е. эксплуатационная колонна выдержит избыточное давление с необходимым запасом.

По полученным данным строится эпюру избыточного внутреннего давления (рис.3.2.)

Рис.3.2. Эпюра избыточного внутреннего давления

Расчет обсадных колонн на страгивание

ΣQ_i=Q_ос=Σm_i*g*l - суммарный вес обсадной колонны

Эксплуатационная колонна:

Q_стр=1130кН

Q_ос=36,1*9,81*1770 = 626,12кН

Q_р=Q_стр/n=[Q_стр]=1130/1,15=982,61кН

Q_р> Q_ос условие выполняется.

Технологическая колонна:

Q_стр=1630кН

Q_ос=53,5*9,81*320=167,95 кН

Q_р=Q_стр/n=[Q_стр]=1630/1,45=1124кН

Q_р> Q_ос условие выполняется.

Кондуктор:

Q_стр=2040кН

Q_ос=75,8*9,81*80 = 59,49 кН

Q_р=Q_стр/n=[Q_стр]=2040/1,45=1406,9кН

Q_р> Q_ос условие выполняется.

Направление:

Q_стр=2510кН

Q_ос=116*9,81*20=22,76кН

Q_р=Q_стр/n=[Q_стр]=2510/1,6=1568,75кН

Q_р> Q_ос условие выполняется.

3.5. Выбор способа бурения

Выбор способа бурения производится на основе опыта ранее пробуренных скважин на близлежащих месторождениях с учетом особенностей и условий проходки скважины, а также из расчета получения минимальных рейсовых скоростей бурения по каждому интервалу.

Бурение под направление диаметром 426 мм рекомендуется вести роторным способом долотом диаметром 490 мм.

Бурение под кондуктор диаметром 324 мм рекомендуется вести турбинным способом турбобуром 2ТСШ1-240 в сочетании с долотами диаметром 393,7 мм.

Бурение под технологическую колонну диаметром 245 мм рекомендуется вести турбинным способом турбобуром 2ТСШ1-240 в сочетании с долотами диаметром 295,3 мм.

Бурение под эксплуатационную колонну диаметром 168 мм проектируется вести с использованием турбобуров 2ТСШ -195 до глубины (по стволу) 930 м и от 930-1717 м – Д2-195.

Таблица 3.4.

Интервал, м	Наименование колонны	Способ бурения
0-20	направление	роторный
20-90	кондуктор	турбинный
90-320	техн. колонна	турбинный
320-1717	экспл. колонна	турбинный

Турбобур устанавливают непосредственно над долотом в компоновке нижней части бурильной колонны (КНБК). При бурении бурильная колонна не вращается. Вращается вал забойного двигателя вместе с долотом. При использовании забойных двигателей улучшаются условия работы бурильной колонны, что позволяет облегчить и удешевить ее.