Материал: Заканчивание скважины на Самотлорском месторождении
СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts
3.3.2. Определение максимального внутреннего давления при окончании цементирования, и сохранении его на устье при ОЗЦ.
Определим плотность цементного раствора, зная плотность сухого цемента и плотность жидкости затворения
ρц=3,0 (г/см3) |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
ρв=1,0 (г/см3) |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
m |
|
|
|
|
|
|
|
||||
öð |
1 |
|
ö |
æ |
|
æ |
m |
(6) |
||||
|
|
|
|
|
|
|
||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|||||
|
|
|
ö |
|
|
|
|
|
|
|
||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
где В/Ц – водоцементное соотношение, m = 0,4; ρц – плотность сухого цемента, ρц =3,0 г/см3; ρв – плотность жидкости затворения, ρв = 1,0 г/см3.
|
|
|
|
0.4 |
|
3.0 |
1.0 |
|
|
|
|
|
|
1 |
|
|
1.0 0.4 1.9ã/ ñì |
3 |
|||
|
|
|
|
|
|
|
||||
öð |
|
3.0 |
|
|
|
|||||
|
|
|
|
|
|
|
||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|||
При z=0м.
|
|
|
P |
|
P |
10 |
6 |
|
|
|
|
l 10 |
4 |
|
||
|
|
|
|
ö |
ð |
|
|
|||||||||
|
|
|
|
BZ |
|
BY |
|
|
|
|
|
|
|
|
||
P |
P |
10 |
6 |
1.9 |
1.25 1800 |
10 |
4 |
11.83Ì |
Ï à |
|||||||
|
|
|||||||||||||||
BZ |
BY |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
(7)
При z=1800м.
|
P |
P |
10 |
6 |
|
|
4 |
|
|
|
|
|
|
ð |
z 10 |
|
|
|
|||||
|
Bl |
BY |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
P |
11.83 10 |
6 |
1.25 |
1800 10 |
4 |
30.03Ì |
Ï à |
||||
|
|
||||||||||
Bl |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
(8)
3.3.3 Определение внутренних давлений при после ОЗЦ.
При z=0, Рвz= Рву= 0 (МПа)
При z=1800м.
P |
10 |
6 |
1.25 1800 10 |
4 |
22.75Ì |
|
|
||||
Bl |
|
|
|
|
|
углублении скважины
Ï |
à |
(9) |
Строим эпюру АВ, эпюру внутренних давлений при цементировании:
СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts
0 |
|
1800 |
22.7 |
|
Рисунок 2 – Эпюра внутренних давлений при углублении скважины |
||||||
3.3.4 Определение наружных давлений при окончании цементирования. |
||||||
При z=0, Рнz=0 (МПа) |
|
|
|
|
|
|
При z=1800м. |
|
|
|
|
|
|
PBl |
|
6 |
4 |
|
|
(10) |
10 |
ð z 10 |
|
|
|||
P |
10 |
6 |
1.25 1800 10 |
4 |
22.75Ì |
Ï à |
|
|
|||||
Bl |
|
|
|
|
|
|
Строим эпюру АС, эпюру наружных давлений при окончании |
||||||
цементирования. |
|
|
|
|
|
|
0 |
|
|
|
|
|
|
1800 |
|
|
22.7 |
|
||
Рисунок 3 – Эпюра внутренних давлений при окончании цементирования |
||||||
3.3.5 Построение эпюр избыточных давлений при окончании цементирования.
При z=0,
PÍ È ÇZ PÍ Ó PÂÓ |
(11) |
|
PÍ È ÇZ |
0 12.2 12.2Ì |
Ï à |
При z=1800м. |
|
|
PÍ È Çl PÍ l PÂ l |
|
|
PÍ È ÇZ |
22.75 22.75 0Ì |
Ï à |
СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts |
|
Строим эпюру АВ, эпюру избыточных давлений при окончании |
|
цементирования. |
|
-12.2 |
|
1800 |
0 |
Рисунок 4– Эпюры избыточных наружных давлений при окончании цементирования, |
|
избыточные давления в процессе дальнейшего углубления скважины |
|
3.3.6 Рассчитываем избыточные давления в процессе дальнейшего углубления скважины.
При z=0,
Pн z=0
При z=1800м.
P |
22.7 17.7 5Ì |
Ï à |
Í l |
|
|
3.3.7 Построение эпюр избыточных внутренних давлений. При закрытом устье после открытого фонтанирования газом.
При z=0,
PÂ È ÇZ |
PÂÓ PÍ Ó |
|
(12) |
PÂ È ÇZ |
12.2 0 12.2Ì Ï à |
|
|
При z=1800м. |
|
|
|
PÂ È ÇZ |
PÂÓ PÍ Ó |
|
(13) |
P |
22.7 15.9 6.8Ì |
Ï |
à |
Â È ÇZ |
|
|
|
3.3.8 Построение эпюр избыточных внутренних давлений. испытании скважины на герметичность в один прием без пакера.
P |
P |
P |
Â È ÇZ |
ÂZ |
Í Z |
PÂ Z |
1.1PÂZ |
|
PÂl 1.1PÂÓ 106 l 104 PÍ Z
При z=0,
При
(14)
(15)
СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts
При z=1800м.
P |
1.115.9 17.5Ì |
Ï à |
 Z |
|
|
P |
1.115.9 |
|
6 |
1.251800 |
|
10 |
4 |
22.75 17.07Ì |
Ï |
à |
|||||
10 |
|
||||||||||||||
 l |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
0 |
|
|
12.2 |
17.5 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
1800 6.8
Рисунок 5 – Эпюры внутренних избыточных давлений при закрытом устье после открытого фонтанирования газом, при закрытом устье после открытого фонтанирования газом.
Выбор труб и расчет колонн.
ГОСТ 632-80 Выбираем трубы, для которых Рт (предел текучести) больше чем с учетом коэффициента запаса.
N2=1.15
PТ>15.07*1.15=17.33МПа По ГОСТ 632-80 выбираем трубы диаметром 245 мм.
PТ=24.2 МПа
m1= 52.6 кг
Таблица 4 - Параметры труб
Номер |
Интервал |
Толщина |
Группа |
Длинна |
Вес секции |
секции |
установки |
стенки (мм) |
прочности |
секции (м) |
(т) |
|
|
|
|
|
|
1 |
0-1800 |
8.9 |
Д |
1800 |
94.68 |
|
|
|
|
|
|
3.4 Расчет эксплуатационной колонны диаметром 140мм.
Таблица 5 – Исходные данные.
Диаметр колонны, d |
140 мм |
|
|
Глубина спуска, L |
2900 м |
|
|
Высота подъема цемента, h |
0 м |
|
|
СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts
Продуктивный горизонт |
2850-3150 м |
|
|
Пластовое давление |
36 МПа |
|
|
Удельный вес цементного раствора |
1,8 г/см3 |
|
|
Плотность нефти |
0,92 г/см3 |
|
|
Удельный вес раствора |
1,25 г/см3 |
|
|
Температура, t (T) |
550 (328К) |
|
|
Коэффициент запаса прочности: |
|
на наружное давление, n1 |
1 (1; стр.20) |
на внутреннее давление, n2 |
1,15 (1; стр.21) |
на растяжение, n3 |
1,45 (1; стр.35) |
Определяем давление на башмаке эксплуатационной колонны 2900м, при эксплуатации скважины.
P P |
P |
|
Á |
Ï Ë |
ÃÑÒ |
(16)
где - гидростатическое давление столба пластового флюида от продуктивного горизонта до башмака эксплуатационной колонны.
|
|
6 |
|
|
|
|
|
4 |
|
|
|
|
|
|
P |
36 10 |
|
|
0.92 |
300 10 |
|
|
32.3Ì |
Ï à |
|||||
Á |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
3.4.1 Построение эпюры внутренних давлений. В период ввода |
||||||||||||||
скважины в эксплуатацию. |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
При z=0, |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
P |
|
P |
Ë |
P |
|
|
|
|
|
|
||
|
|
|
|
ÂZ |
Ï |
ÃÑÒ |
|
|
|
|
|
|||
Где:- гидростатическое давление столба жидкости (нефти) |
||||||||||||||
|
|
|
6 |
|
|
|
|
|
|
4 |
|
|
|
|
P |
32.3 10 |
|
|
|
0.92 2900 10 |
|
|
5.7Ì |
Ï à |
|||||
Á |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
При z=2900м. |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
PÂl |
32.3Ì Ï à |
|
|
|
|
|
|||||