2.19.1 Расчет максимальных внутренних давлений на устье скважины.

Расчет давлений опрессовок эксплуатационной колонны.

В соответствии с требованиями пункта 2.2.3.3 [1] и в соответ­ствии с формулой (69) п. 7.1 [30] давление опрессовки эксплуатационной колонны должно создаваться из расчета превышения не менее чем на 10% максимально возможного в них внутреннего рабо­чего давления pb_z, возникающего при бурении, креплении, опробовании, эксплуатации и ремонте скважин, т.е.:

, (69)

при 0 < Z < L .

Для определения давления опрессовки на устье (при Z = 0) выбирается максимальное внутреннее устьевое давление из рассчитанных по формулам инструкции [29].

1. Определение внутренних давлений для следующих процессов (моментов време­ни).

1. В период ввода скважины в эксплуатацию (испытание) или при выбросе (при закры­том устье) внутреннее давление определяется по формуле (70) инструкции [29]:

, (71)

при Z = 0.

В проекте ожидается вскрытие нефтяных пластов групп АП _0/5, АП ₁₁, БП _1/3, БП ₂₊₃, БП _1/6, БП _2/6, при этом давления во всех пластах близки к гидростатическим, пластовое давление 25,9 МПа с кровлей пласта на глубине 2584 м.

Поэтому максимальное устьевое давление при возможном фонтанировании и закры­том устье при первичном вскрытии или при испытании после перфорации эксплуата­ционной колонны будет равно:

Рв_у = 259 - 83800 ^. 2584 = 4,3 МПа.

1.2. Давление на цементировочной головке при цементировании (избыточное внутреннее давление на устье) на момент окончания продавки цементного раствора буровым раствором:

(72)

где р _с.з. - гидростатическое давление цементных столбов и буферной жидкости в затрубном пространстве в конце цементирования (по вертикали):

МПа,

р_г.з. - потери давления при движении цементных растворов в затрубном пространстве в конце цементирования при расходе 10 л/с по длине ствола:

МПа,

р_с.т. - гидростатическое давление продавочной жидкости (буровой раствор) в конце цементирования (по вертикали):

МПа,

р _г.т. - потери давления при движении продавочной жидкости (бурового раствора) внутри колонны в конце цементирования (по стволу):

МПа.

Тогда давление на цементировочной головке в конце продавки при цементировании будет:

МПа.

2. Выбор давлений опрессовок.

Из рассчитанных избыточных внутренних давлений на устье в пп. 1.1, 1.2.1, выбираем максимальные, уточняем их значения с минимально необходимыми для дан­ного диаметра колонны Р_min по табл. 2.1 инструкции [38] и определяем необходи­мое давление на устье для расчета обсадной колонны при опрессовках.

Избыточное внутренние давление для расчета обсадной колонны и опрессовки обсадных труб на поверхности выбираем из Рви^max при цементировании:

, МПа.

Давление опрессовки на устье для эксплуатационной колонны выбираем из Р_ВИ^max возникающего при испытании

- для добывающих нефтяных скважин принимаем:

,

МПа.

Т.к. Р_опу < Р_min по табл. 2.1 инструкции [29] то принимаем Р_опу =12,5 МПа.

2.19.2 Проверка условия проходимости обсадной колонны по стволу скважины.

После расчёта колонны на равнопрочность проверяется условие проходимости колонны по стволу скважины в соответствии с методикой приложения 1 Инструкция [50].

2.19.2.1 По методике [50] приложения 1 производится выполнение условий на проходимость колонны в стволе:

а).проверяется условие (73):

D_дол.+dн_УБТ

должно быть >1 (73)

d_н+d_м

где: D_дол. – диаметр скважины по долоту, м;

dн_УБТ – наружный диаметр активной части (секции) УБТ, м;

d_н – номинальный наружный диаметр обсадной колонны, м;

d_м – диаметр муфты обсадной колонны, м.

б).проверяется условие (74):

dн⁴_{УБТ –} dв⁴_УБТ

должно быть >1 (74)

d_н⁴ _– d_в

где: dв_УБТ – внутренний диаметр активной части (секции) УБТ, м;

d_в – внутренний диаметр обсадной колонны, м;

dн_УБТ, d_н – см. выше пункт а).

в). проверяется условие(75) – интенсивность искривления:

D_дол.+dн_УБТ

i = (75)

0,349 ^. ℓ_УБТ

должна быть менее max интенсивности искривления ствола

скважины (проектной или фактической):

где: ℓ_УБТ – длина активной части (секции) УБТ, м;

D_дол., dн_УБТ – см. выше пункт а).

При невыполнении условий а, б, в:

- КНБК для бурения и подготовки ствола скважины должны быть изменены, в части

диаметра и длины активной части УБТ (см. подраздел 2.11);

- при отсутствии УБТ требуемых диаметров (соотношения приведены в табл. п1 Инструкции [50] необходимо применять центраторы и расширители в соответствии с требованиями РД 39-2-171-79 «Инструкции по бурению наклонно направленных скважин с кустовых площадок»[15].

2.19.2.2 Затем определяется допустимая интенсивность искривления ствола скважины из условия прочности колонны при изгибе, в зависимости от её жёсткости:

а).проверяется условие (76):

m cosα D_дол. - dн

β ₁ = 1,91^.10⁴ ( - sinα) + (76)

E I 0,3 0,1745



г де Е = 2,06^.10⁸ кН/м²; I = (d_н⁴ + d_в⁴), м⁴;

64

m – вес единицы обсадной трубы в буровом растворе, кН/м;

α – средний угол в интервале искривления, град.;

D_дол., dн – см. выше п. 2.19.2.1 а);

β₁ – допустимая интенсивность искривления, град./10м;

Значение β₁ должно быть больше фактической или проектной интенсивности.

б).проверяется условие (77):

_т

β₂ = 1,43^.10^-9 + 5,73 (D_дол. – dн) (77)

dн

где _т – предел текучести стали обсадных труб, Н/м²;

D_дол., dн – см. выше п. 2.19.2.1 а);

в).из рассчитанных значений β₁ и β₂ выбирается min, которое должно быть больше фактической или проектной интенсивности интервала искривления.

min – это β₁=1,77 град./10м, что больше проектной интенсивности (1,5 град./10м).

Расчёты проводят для каждого из проходящих интервал искривления, секции обсадной колонны (по марке стали и толщине секции).

При не выполнении условия п. 2.19.2.1. а), б) для секции колонны она должна быть заменена более прочной. По марке стали или толщине стенки и проведён повторный перерасчёт всей колонны на равнопрочность.

Произведем расчет по формулам (73 - 77) для первой секции обсадной колонны:

град/10м, что меньше проектной (1,5 град/10м)

град/10м, что больше проектной (1,5 град/10м).

град/10м.

min – это β₁=1,77 град./10м, что больше проектной интенсивности (1,5 град./10м).

Для второй секции и третьей секции расчет аналогично.