Объектом работы являются эксплуатационные скважины для освоения месторождений Западной Сибири

Фактический запас прочности усталости - 1,37.

Фактический запас прочности по давлению - 2,77.

Коэффициент превышения длины - 8,16.

2-я ступень  КБТ - ЛБТ 147-11.0-Д16Т длина-2778 м; вес-47224 кг.

Тип замкового соединения - ЗЛ-172.

Момент затяжки - 1880 кгс·м.

Фактический запас статической прочности - 1,38.

Фактический запас прочности усталости - 1,35.

Фактический запас прочности по давлению - 1,84.

Коэффициент превышения длины - 2,13.

Вес КБТ -65976 кг.

Вес БК - 67076 кг.

Для бурения скважины на различных интервалах проектируются следующие компоновки.

Интервал 0 - 100 м (вертикальный):

Долото III СЗГВ 295,3 (ГОСТ 20692-75).

Калибратор 5КС 295,3 (ТУ-26-02-963-83).

А9ГТШ - 240 (ГОСТ 26673-85).

Переводник ПП 147/171 (ГОСТ 7360-82).

ЛБТ 147x11 (ГОСТ 23786-79) - остальное.

Интервал 100 - 294 м (набор параметров кривизны):

Долото СЗГВ 295,3 (ГОСТ 20692-75).

Калибратор 5КС 295,3 (ТУ-26-02-963-83).

ТО - 240К (ГОСТ 26673-85).

Телесистема "СИБ - 1".

ЛБТ 147x11 (ГОСТ 23786-79) - остальное.

Интервал 294 - 650 м (стабилизация параметров кривизны):

Долото III СЗГВ 295,3 (ГОСТ 20692-75).

Калибратор 5КС 295,3 (ТУ-26-02-963-83).

А9ГТШ - 240 (ГОСТ 26673-85).

УБТ - 203x90 (ТУ-39-076-74) -24 м.

Переводник ПП 147/171 (ГОСТ 7360-82).

ЛБТ 147x11 (ГОСТ 23786-79) - остальное.

Интервал 650 - 2550 м (стабилизация параметров кривизны):

Долото III МЗГВ 215,9 или III СГВ 215,9 (ГОСТ 20692-75).

Калибратор 9К 215,9 (ТУ-26-02-963-83).

Стабилизирующая коронка СТК - 214 (ТУ-26-02-852-83).

3ТСШ1 - 195 (ГОСТ 26673-85).

УБТ - 178 x90 (ТУ-39-076-74) -24 м.

ЛБТ 147x11 (ГОСТ 23786-79) - 250 м.

ТБПВ 127x9 (ГОСТ 23786-79) - 450 м.

ЛБТ 147x11 (ГОСТ 23786-79) - остальное.

Интервал 2550 - 2785 м (интенсивное снижение зенитного угла до 00):

Долото MF - 15 (код IADC - 433X).

Калибратор 9К 215,9 с номинальным диаметром 0,214 м (ТУ-26-02-963-83).

Д2 - 195 (ГОСТ 26673-85).

ЛБТ 147x11 (ГОСТ 23786-79) - 250 м.

Переводник ПП 133/147 (ГОСТ 7360-82).

ТБПВ 127x9 (ГОСТ 23786-79) - 450 м.

Переводник ПП 147/133 (ГОСТ 7360-82).

ЛБТ 147x11 (ГОСТ 23786-79) - остальное.

Отклоняющая компоновка для проведения исправтельных работ при бурении интервала под эксплуатационную колонну.

Долото III МЗГВ 215,9 (ГОСТ 20692-75).

Калибратор 9К 215,9 с номинальным диаметром 0,214 м (ТУ-26-02-963-83).

ТО - 195К (ГОСТ 26673-85).

Телесистема "СИБ - 1".

ЛБТ 147x11 (ГОСТ 23786-79) - 250 м.

ТБПВ 127x9 (ГОСТ 23786-79) - 450 м.

ЛБТ 147x11 (ГОСТ 23786-79) - остальное.

В каждой компоновке после турбины ставится обратный клапан.

Предложенные компоновки являются типовыми на площади Игольско-Талового месторождения.

 

2.11 Проектирование конструкции обсадных колонн из условия равнопрочности по длине

 

Проектирование конструкции обсадных колонн и их расчет приведены в соответствии с "Инструкцией по расчету обсадных колонн для нефтяных и газовых скважин" ВНИИТнефть 1997 года [12].

Обсадная колонна является ответственной инертной конструкцией, несущей различные по характеру и величине нагрузки.

На колонну действуют:

Растягивающие нагрузки от собственного веса.

Сжимающие нагрузки от собственного веса, возникающие при разгрузке колонны, установленной на забой.

Осевые нагрузки (динамические), возникающие в период неустановившегося движения колонны.

Осевые нагрузки, обусловленные трением о стенки скважины.

Осевые нагрузки от избыточного давления и температуры при цементировании и эксплуатации.

Наружное и внутренне избыточное давление.

Изгибающие нагрузки при искривлении колонны в результате потери устойчивости и при работе в наклонных скважинах.

В зависимости от назначения будут также действовать и силы трения.

В связи с тем, что в настоящее время отсутствуют достоверные данные для определения фактических нагрузок в глубоких скважинах, в качестве расчетной осевой нагрузки по инструкции считают вес колонны в воздухе.

Для расчета растягивающие нагрузки рекомендуется определять без учета потерь веса в жидкости.

Внутреннее давление в колонне действует при спуске колонны, в процессе цементирования скважины и в процессе эксплуатации. При спуске колонны в скважину давление в ней равно весу гидростатического столба жидкости, находящейся в ней.

В процессе цементирования внутреннее гидростатическое давление повышается на величину, необходимую для преодоления разности веса столба жидкости и сопротивления движению. В период эксплуатации внутреннее давление определяется уровнем жидкости в колонне или величиной пластового давления.

Исходные данные для расчета эксплуатационной колонны.

Длина эксплуатационной колонны L, м 2825 (3100).

Удельный вес:

цементного раствора q Ц, Н/м3 1,83×104;

жидкости в колонне q В, Н/м3 1,10×104 (при освоении);

0,76×104 (в период ввода в эксплуатацию);

0,95×104 (при окончании эксплуатации);

испытательной жидкости q Ж, Н/м3 1,0 ×104;

бурового раствора q Р, Н/м3 1,08 ×104;

пластовой воды q ГС, Н/м3 1,01 ×104.

Расстояние от устья скважины:

до башмака предыдущей колонны L 0, м 600 (650);

до уровня цементного раствора h, м 400 (440);

до уровня жидкости в колонне H, м:

при испытании на герметичность 2250 (2442);

при освоении скважины 1835 (2062);

при окончании эксплуатации 2590 (2865).

Эксплуатационный объект залегает на глубине 2760 (3035) - 2770 (3045) м. На глубине S1=2770 (3045) м пластовое давление составляет РПЛ S1=27,9 МПа.

На глубине 2800 - 2825 (3075 - 3100) находится проницаемый пласт. На глубине S2= L =2825 (3100) давление составляет РПЛ S2= 28,5 МПа.

Коэффициент запаса прочности:

на наружное избыточное давление n1 1,2;

на внутреннее избыточное давление n2 1,15;

на растяжение n3 1,3;

на растяжение в клиновом захвате n4 1,25;

на растяжение для обсадных труб с учетом искривления ствола n3l 1,3.

Учитывая тот факт, что профиль проектируемой скважины наклонно направленный, то расчет наружного и внутреннего давления производится, как для вертикальных скважин, при этом расчетные данные определяются как проекции глубин по стволу на вертикальную плоскость. Для построения эпюр давлений на вертикальной оси откладывают значения глубин по стволу скважины, а на горизонтальной оси откладывают расчетные давления для этих точек, рассчитанные для вертикальной проекции [12].

Рассчитываем внутренние давления для обсадной колонны.

а). Определяется внутреннее давление в период ввода скважины в эксплуатацию.

Внутреннее давление определяется по формуле:

 

Рвz = PПЛ L - 106 × q В × (L - Z) при 0≤Z≤L, (2.70)

 

где Рвz - внутреннее давление на глубине Z, МПа;

PПЛ L - пластовое давление на глубине L, МПа;

Z- глубина положения точки для которой определяется внутреннее давление, м.

 

При Z =0: Рву = 28,5 - 10-6 × 0,76 × 104 × (2825 - 0) =7,03 МПа;

при Z =2850: РBL = 28,5 - 10-6 × 0,76 × 104 × (2825 - 2825) =28,5 МПа;

 

б). Определяется внутреннее давление по окончании эксплуатации.

 

РBZ=0 при 0≤Z≤Н.

РBZ=10-6 × q В × (Z - H) при H≤Z≤L, (2.71)

При Z=H=2590: PBH=0.

При Z=L=2850: PBL=10-6 × 0,76 × 104 × (2825 - 2590) =1,02 МПа.

 

Строятся эпюры внутренних давлений АВС и ДЕ соответственно рассчитанным значениям. Эпюра внутренних давлений изображена на рис.2.3

 

 

Рассчитывается наружные давления для обсадной колонны.

а). Находится наружное давление в не зацементированной зоне по формуле:

 

РНZ=10-6 × q Р ×Z при 0≤Z≤h, (2.72)

 

где РНZ - наружное давление на глубине Z, МПа;

Z- глубина положения точки для которой определяется наружное давление, м.

 

При Z=0: РНZ=0.

При Z=h=400м: РHh=10-6 ×1,08 ×104 ×400=4,32МПа.

 

б). Находится наружное давление в зацементированной зоне по формуле:

в интервале, закрепленном предыдущей колонной:

 

РНZ=10-6 ×h ×q Р+10-6 ×h ×q ГС × (Z - h) при h ≤Z≤L0, (2.73)

При Z=h=400м: РHh=10-6 ×1,08 ×104 ×400+10-6 ×1,01 ×104 × (400 - 400) =4,32 МПа.

При Z=L0=600м: РHL0 =10-6×1,08×104 ×400+10-6×1,01×104× (600 - 400) =6,34МПа.

 

в интервале открытого ствола с учетом пластового давления по формулам:

 

РНZ= РHL0+ ( (РПЛS1-PHL0) / (S1-L0)) × (Z - L0) при L0 ≤Z≤S1, (2.74)

РНZ= РПЛS1+ ( (РПЛS1-PHL0) / (L - S1)) × (Z - S1) при S1 ≤Z≤L, (2.75)

РHL0 - наружное давление на глубине L0, МПа;

РПЛS1 - наружное давление на глубине S1, МПа;

По формуле (2.74):

При Z=L0=600м: РHL0 =6,34 МПа;

При Z= S1=2770м: РHS1 =27,9 МПа;

По формуле (2.75):

При Z= S1=2390м: РHS1 =27,9 МПа;

При Z=L=2850м: РHL =28,5 МПа.

 

в). Находится наружное давление с учетом давления составного столба тампонажного и бурового растворов по всей длине скважины на момент окончания цементирования по формуле

 

РНZ=10-6 ×q ×Z при 0 ≤Z≤ h. (2.76)

При Z=0: РНZ=0.

При Z=h=400м: РHh=10-6×1,08 ×104 ×400=4,32 МПа.

РНZ=10-6 × (h ×q Р+q Ц× (Z - h) при h ≤Z≤L. (2.77)

При Z=h=400м: РHh=10-6 × (1,08 ×104 ×400+1,83 ×104 × (400 - 400)) =4,32 МПа.

При Z=L=2825м: РHh=10-6× (1,08 ×104 ×400+1,83 ×104 × (2825 - 400)) =49 МПа.

 

Строится эпюра наружных давлений ABCDE и ABF соответственно расчетным значениям. Эпюра наружных давлений изображена на рис.2.4

Рассчитывается избыточное наружное давление для обсадной колонны.

а) Определяется избыточное наружное давление на момент окончания цементирования по формулам:

 

1.12.2.1 =10-6 ×q Р ×Z при 0 ≤Z≤h. (2.78)

При Z=0: РНZ=0.

При Z=h=400м: РHИh=10-6 ×1,08 ×104 ×400=0 МПа.

РНИZ=10-6 × ( (q Ц - q Р) ×Z - (q Ц - q Р) ×h) при h ≤Z≤L. (2.79)

При Z= L=2825м: РНИZ=10-6 × ( (1,83 ×104 - 1,08 ×104) ×2825 - (1,83 ×104 - 1,08 ×104) ×400) =18,1 МПа.

 

б) Определяется избыточное наружное давление для процесса испытания колонны на герметичность снижением уровня:

в незацементированной зоне по формуле:

 

РНИZ=10-6 × q Р × Z при 0 ≤Z≤h. (2.80)

При Z=0: РНИZ=0.

При Z=h=400м: РHИh=10-6 ×1,08 ×104 ×400=4,32МПа.

в зацементированной зоне по формуле:

РНИZ= РНZ - 10-6 ×q В × (Z - Н) при Н ≤Z≤L. (2.81)

При Z=L0=600м: РHИL0 = РHL0=6,34 МПа;

При Z= S1=2770м: РHИS1 =27,9-10-6 ×1,0×104 × (2770 - 2250) =22,7 МПа;

При Z=L=2825м: РHИL =28,5-10-6 ×1,0×104 × (2825 - 2250) =22,75 МПа.

 

 

в) Определяется избыточное наружное давление при освоении скважины:

в незацементированной зоне по формуле (2.80):

 

При Z=0: РНИZ=0.

При Z=h=400м: РHИh=10-6×1,08 ×104 ×400=4,32 МПа.

в зацементированной зоне по формуле (2.81):

При Z=L0=600м: РHИL0 = РHL0=6,34 МПа.

При Z= S1=2770м: РHИS1 =27,9-10-6 ×1,0×104 × (2770 - 1830) =18,55 МПа.

При Z=L=2825м: РHИL =28,5-10-6 ×1,0×104 × (2825 -1830) =18,6 МПа.

 

г) Определяется избыточное наружное давление по окончании эксплуатации скважины:

в незацементированной зоне по формуле (2.80):

 

При Z=0: РНИZ=0.

При Z=h=400м: РHИh=10-6 ×1,08 ×104 ×400=4,32МПа.

в зацементированной зоне по формуле (2.81):

При Z=L0=600м: РHИL0 = РHL0=6,34 МПа.

При Z= S1=2770м: РHИS1 =27,9-10-6 ×0,95×104 × (2770 - 2590) =26,2 МПа.

При Z= 2825м: РHИZ =28,5-10-6 ×0,95×104 × (2825 - 2590) =26,3 МПа, при РHZ=РПЛZ.

При Z= 2770м: РHИZ =28-10-6 ×0,95×104 × (2770 - 2590) =26,2 МПа, при РHZ= =10-6× qГС×Z.

При Z=L=2850м: РHИL =28,7-10-6 ×0,95×104 × (2825 -2590) =26,3 МПа, при РHL=10-6× qГС×L.

 

Эпюры наружных избыточных давлений строятся для периодов, когда наружные избыточные давления достигают максимальных значений (испытание колонны на герметичность снижением уровня и период окончания эксплуатации скважины).

Строятся эпюры ABCDE ABCDIGGIF соответственно рассчитанным значениям наружных избыточных давлений для периодов испытания колонны на герметичность снижением уровня и конца эксплуатации скважины, рис.2.5

Рассчитывается избыточное внутреннее давление при испытании обсадной колонны на герметичность снижением уровня в один прием без пакера.

а). В незацементированной зоне внутреннее избыточное давление определяется по формуле:

 

РВИZ= РОП - 10-6 × (q Р - q Ж) × Z при 0 ≤Z≤h, (2.82)

 

где РОП - минимальное давление опрессовки, МПа (РОП =12,5 МПа (см. табл.2.1 [12]).

При Z=0: РВИZ=12,5 МПа.

При Z=h=400м: РВИh=12,5 - 10-6 × (1,08 - 1,0) ×104 ×400=12,18 МПа.

б). В зацементированной зоне внутреннее избыточное давление определяется по формуле:

 

РВИZ= РОП + 10-6 × q Ж × Z - РРЛZ при 0 ≤Z≤h. (2.83)

При Z=L0=600 м: РВИL0=12,5+10-6× 1,0 × 104× 600 - 6,34=12,16 МПа.

При Z= S1=2770 м: РВИS1 =12,5+10-6× 1,0 × 104× 2770 - 27,9=12,3 МПа.

При Z=L=2825м: РВИL =12,5+10-6× 1,0 × 104× 2825 - 28,5=12,25 МПа.

 

Строится эпюра внутренних избыточных давлений ABCDE рис.2.6

 

Конструкция обсадной колонны характеризуется: типом труб (их соединений), наружным диаметром обсадных труб, толщиной стенок, а также материалом труб (группой прочности).

Сконструированная колонна должна обеспечить прочность на расчетные виды нагрузок во всех сечениях и в тоже время обладать минимальной, экономически целесообразной материалоемкостью для данных условий.

Диаметр колонны был определен ранее и составляет 146 мм.

Для комплектования обсадной колонны диаметром 146 мм принимаются обсадные трубы муфтового соединения с резьбой трапециидального профиля типа ОТТМ по ГОСТ 632 - 80 исполнения "А", группа прочности стали - "Е".

Основные прочностные характеристики для принятых труб по справочным данным приведены в табл.2.13.

В данном случае профиль ствола скважины - наклонно направленный, поэтому следует учитывать влияние изгиба ствола скважины в зависимости от интенсивности искривления.

 

 

Проводится анализ прочностных характеристик: в данном случае даже наименьшая толщина стенки труб должна обеспечить условие:

 

n2=РВИ /РВИО, (2.84)

 

где n2 - коэффициент запаса прочности на внутреннее избыточное давление;

РВИО - наибольшее внутреннее избыточное давление, МПа;

РВИ - внутреннее избыточное давление при котором напряжение в теле трубы достигают предела текучести, для меньшей толщины стенки, МПа.

 

n2=42,9 /12,5=3,4>1,15, что допустимо [12].

 

На основании этого в дальнейшем проверку секций на внутреннее избыточное давление не производится.

Определяются параметры секций по действию наружных давлений, начиная с первой секции.

Расчет параметров секций обсадной колонны проводим для процесса, когда наружное избыточное давление достигает максимальных значений. Согласно рис.2.5 наружные избыточные давления на забое скважины достигают значения РНИL=26,3 МПа. Толщина стенки труб 1-ой секции должна обеспечить такую прочность на наружное избыточное давление, которое удовлетворяет условию:

 

РIНИL≥PHИL × n1, (2.85)

 

Таблица 2.13. Основные характеристики для обсадных труб

Наружный диаметр, м	Толщина стен-ки, мм	Критические давления, МПа	Растягивающие нагрузки, при которых напряжения в теле трубы достигают предела текучести, кН	Внутренние давления, при которых напряжения в теле трубы достигают предела текучести, МПа	Страгивающие нагрузки для соединений труб, кН	Вес 1 м трубы, кН
0,146	6,5 7,0 7,7 8,5 9.5 10.7	- 27,7 34,2 41,6 50,7 61,0	-- 983 1118 1245 1418 1598	42,9 46,2 50,8 56,1 62,7 70,6	931 1019 1147 1294 1480 1696	0,226 0,243 0,265 0,290 0,321 0,358