книги / Практические расчеты крепления нефтяных и газовых скважин

Для нагнетательной скважины устьевое давление может быть рассчитано по формуле

где Р – дополнительное давление (репрессия), необходимое для закачки жидкости в пласт; ρж – плотность закачиваемой жидкости.

Значения минимального опрессовочного давления для обсадных колонн принимаются в зависимости от их наружного диаметра Dн:

При заполнении колонны опрессовочной жидкостью (для эксплуатационной колонны – водой) избыточное внутреннее давление для остальных характерных точек определится следующим образом:

для уровня цементного камня за колонной (Z = h):

Коэффициенты запаса прочности при расчете обсадных колонн на внутреннее давление приведены в табл. 3.4.

По полученным значениям избыточных внутренних давлений в принятом масштабе строят эпюру (рис. 3.2).

41

Таблица 3 . 4

Значения коэффициентов запаса прочности для обсадных колонн при расчете на избыточные внутренние давления nвн

Рис. 3.2. Эпюра избыточных внутренних давлений для момента опрессовки обсадной колонны

Выбранную из расчета на смятие и растяжение (страгивание) компоновку обсадной колонны проверяют на внутреннее избыточное давление. Для верха каждой секции определяют фактическое значение коэффициента запаса прочности (nвн) и сравнивают его с нормативным (см. табл. 3.4):

42

Значения критических внутренних давлений для обсадных труб (Ркр) можно взять из таблиц прочностных характеристик [17] или в прил. 1.

Если условие (3.35) соблюдается, то выбранные трубы оставляют для компоновки соответствующей секции. В противном случае слабые секции упрочняют за счет увеличения толщины стенки или группы прочности материала труб.

Полученную в результате расчетов компоновку обсадной колонны, отвечающую прочности на смятие, растяжение и внутреннее давление, представляют в виде таблицы, аналогичной табл. 3.2.

3.2. Особенности расчета эксплуатационной колонны для газовых скважин

Эксплуатационная колонна для газовой скважины рассчитывается на смятие для конца цементирования, при испытании на герметичность снижением уровня жидкости и на конец эксплуатации.

В общем случае избыточное наружное давление определяют как разность между наружным и внутренним давлениями [см. выраже-

ние (3.1)].

Избыточные наружные давления в момент окончания цементирования и испытания на герметичность снижением уровня определяют так же, как и для нефтяных скважин по формулам (3.2)–(3.21).

Избыточное наружное давление в момент окончания эксплуатации определяется для любого сечения по формуле (3.1) с учетом того, что величина пластового давления равна минимальному

(Рпл = Рпл min). При этом давление на устье не равно нулю, а может быть определено из выражения (при Z = 0 и Ну = Н)

2–3 разведочных скважин принимается равной 0,6.

43

Коэффициент сжимаемости газа ( сж) зависит от его состава и может находиться в пределах 0,80–1,40.

Средняя температура по стволу скважины (Tср) определяется по формуле

ПРИМЕЧАНИЕ. При глубине газового пласта до 1000 м и Рпл 10 МПа, а также при Рпл 4 МПа и любой глубине залегания пласта допускается считать, что внутреннее давление по всей глубине скважины равно пластовому.

Для газонефтяной скважины, в которой при закрытом устье имеется одновременно столб нефти и газа, внутреннее давление может быть рассчитано по формулам:

где Н – глубина границы столба нефи и газа (при Рнас Рпл), м,

При Рнас Рпл принимается Н = Нпл (колонна полностью заполнена газом) и внутренние давления вычисляются по формулам для чисто газовой скважины (3.36).

По результатам расчетов строится эпюра избыточных наружных давлений по той же методике, как и для нефтяной скважины

(см. рис. 3.1).

Для построения эпюры избыточных внутренних давлений (см. рис. 3.2) они рассчитываются для характерных точек в момент опрессовки обсадной колонны. В общем случае эти давления определяются по формуле (3.28).

Опрессовочное давление на устье скважины рассчитывается по выражениям (3.29), при этом максимальное рабочее давление на устье (Z = 0) может быть определено по выражению (3.36) для газовой скважины и по выражению (3.39) для газонефтяной скважины.

Для остальных характерных точек ствола скважины избыточное внутреннее давление при опрессовке обсадной колонны можно рассчитать по формулам (3.31)–(3.34).

44

Порядок компоновки эксплуатационной колонны газовой скважины и величины коэффициентов запасов прочности такие же, как

идля нефтяных скважин.

3.3.Особенности расчета кондукторов

ипромежуточных колонн

Кондуктор и промежуточная колонна рассчитываются на избыточное наружное давление (смятие) для момента окончания цементирования и снижения уровня жидкости при возможном поглощении бурового раствора в процессе бурения под следующую обсадную колонну.

Избыточные наружные давления для момента окончания цементирования могут быть рассчитаны по формулам (3.2), (3.3).

Избыточные наружные давления для момента снижения уровня бурового раствора в колонне могут быть рассчитаны с использованием выражений (3.4)–(3.9), в которых за Ну принимается глубина статического уровня бурового раствора в колонне при поглощении, за ρж следует принимать плотность бурового раствора.

Для первых 2–3 разведочных скважин на площади при отсутствии достоверных исходных данных допустимо при расчете учитывать опорожнение колонны не более чем на 30–40 %, т.е. принимать

Ну = 0,3...0,4 Н.

По результатам расчета строится эпюра избыточных наружных давлений. Коэффициент запаса прочности при расчете на избыточные наружные давления (смятие) принимается равным единице.

Внутренние избыточные давления рассчитываются для момента опрессовки колонны.

Величина опрессовочного давления должна выбираться в соответствии с требованиями выражений (3.29). Здесь максимальное устьевое давление рассчитывается для момента герметизации устья (закрытие ПВО) в процессе бурения под последующую колонну при нефтегазоводопроявлениях из пласта с наибольшим градиентом пластового давления при полной замене бурового раствора пластовым флюидом. Устьевое давление может быть рассчитано с использованием формулы (3.30) для нефтяной скважины, (3.36) – для газо-

45

вой скважины и (3.39) – для газонефтяной скважины (при Z = 0). При этом во всех формулах за Нпл принимают глубину кровли проявляющего пласта.

Опрессовка кондукторов и промежуточных колонн может осуществляться водой или жидкостью, плотность которой не превышает плотности бурового раствора, который применялся при окончании бурения под рассчитываемую колонну.

Для газовых скважин (при открытом фонтанировании газа или газожидкостной смеси) может быть произведен расчет внутреннего давления в соответствии с учетом потерь давления на трение восходящего потока газа или газожидкостной смеси.

При отсутствии достоверных исходных данных для проведения расчетов по указанной методике расчет внутреннего давления допускается проводить по формуле

Для промежуточных обсадных колонн и кондукторов, на которые при бурении под последующую колонну не предполагается устанавливать противовыбросового оборудования (отсутствуют нефтегазоводопроявления), внутреннее давление принимается наибольшее из рассчитанных гидростатических давлений бурового раствора при последующем бурении или давления составного столба бурового и цементного раствора при цементировании последующей колонны.

По результатам расчета строится эпюра избыточных внутренних давлений.

Порядок компоновки кондуктора или промежуточной колонны такой же, как и эксплуатационной колонны, с учетом растягивающих нагрузок и принятых коэффициентов запаса прочности на внутреннее давление и страгивание (см. табл. 3.3 и 3.4).

3.4.Особенности расчета хвостовиков

иколонн, спускаемых секциями

Эксплуатационные хвостовики (нижние секции эксплуатационных колонн). Избыточные наружные давления для нижней секции эксплуатационной колонны или хвостовика определяются в нефтяных скважи-

46

нах для момента окончания цементирования и конца эксплуатации (при максимальном снижении уровня жидкости) с использованием выражений (3.4)–(3.14), принимая за ρж в первом случае плотность бурового раствора, а во втором – плотность добываемой жидкости.

Избыточные наружные давления в газовых скважинах определяют так же на момент окончания эксплуатации с использованием формул (3.1), (3.36).

Избыточные внутренние давления для всех скважин определяют при испытании эксплуатационной колонны в целом или хвостовика методом опрессовки в один прием без пакера с использованием вы-

ражений (3.28), (3.29)–(3.34), (3.36)–(3.40).

На растяжение (страгивание) хвостовик или нижняя секция эксплуатационной колонны рассчитывается как самостоятельная колонна, спускаемая на колонне бурильных труб. При этом колонна бурильных труб также должна быть рассчитана на растяжение.

Верхняя секция эксплуатационной колонны (надставка до устья скважины) рассчитывается как самостоятельная эксплуатационная колонна на все виды нагрузок по вышеприведенной методике.

Кондуктор и промежуточные колонны. Нижние секции этих колонн и хвостовики рассчитываются на наружные избыточные давления для момента окончания цементирования их через бурильную колонну и для момента возможного поглощения бурового раствора при дальнейшем бурении. Методика расчета сминающих давлений для этих случаев приведена в подразд. 3.3.

3.5. Особенности расчета обсадных колонн для наклонно-направленных скважин

Расчет обсадных колонн для наклонно-направленных скважин производится с учетом профиля ствола скважины.

При общем удлинении колонны (разнице длины ствола и глубины скважины) не более чем на 50 м допускается расчет давлений производить так же, как для вертикальных скважин.

Для удобства компоновки обсадной колонны (выбор длин секций графическим методом) на эпюрах избыточных давлений по вертикальной оси откладывают значения длин по стволу скважины, а на

47

горизонтальной оси – значения давлений, полученных расчетным путем на глубинах, соответствующих вертикальным проекциям этих длин (рис. 3.3). Полученные точки последовательно соединяют между собой. В этом случае по эпюре можно сразу определить длины отдельных секций обсадной колонны в зависимости от действующих давлений и необходимых коэффициентов запаса прочности.

Рис. 3.3. Эпюра сминаюших давлений на обсадную колонну в наклонно-направленной скважине

Наружное и внутреннее избыточные давления рассчитываются для нефтяных скважин по методике, изложенной в подразд. 3.1, для газовых и нефтегазовых скважин – в подразд. 3.2. Все глубины

вформулах, приведенных в этих разделах, берутся по вертикали.

Всоответствии с инструкцией [8] для эксплуатационных колонн расчет наружных избыточных давлений в зацементированной зоне

винтервале, обсаженном предыдущей колонной, производится так

же, как и для вертикальных скважин, с учетом заполнения пор цементного камня пластовой водой плотностью не менее 1100 кг/м3 [выражения (3.1)–(3.11)] или по составному столбу бурового и цементного раствора, или с учетом коэффициента разгрузки цементного кольца (см. примечание 2 в подразд. 3.1.1).

48

Расчет наружных избыточных давлений после ОЗЦ для части эксплуатационной колонны, расположенной ниже башмака предыдущей колонны, в том числе в горизонтальном участке производится с учетом влияния пластовых давлений [выражения (3.15)–(3.16)], т.е. считается, чтонаружное давление взоне продуктивного пласта равно пластовому.

Коэффициент запаса прочности на избыточное наружное давление (смятие) для искривленных и горизонтальных участков принимается равным:

для секций, находящихся в пределах горизонтального участка, – 1,3–1,5 (в зависимости от устойчивости коллектора);

для секций, находящихся в вертикальном и искривленном участках с интенсивностью искривления до 3,0 град/10 м, – 1,0;

для секций, находящихся в вертикальном и искривленном участкахс интенсивностьюискривленияот3,0 до5,0 град/10 м, – 1,05;

для секций, находящихся в вертикальном и искривленном участкахс интенсивностьюискривленияот5,0 до10,0 град/10 м, – 1,10.

Коэффициент запаса прочности на избыточное внутреннее давление принимается таким же, как и для вертикальных скважин

(см. табл. 3.4).

При расчетах колонны на растяжение (страгивание) на искривленных участках используют повышенные коэффициенты запаса

прочности [ пстр' ] .

Для соединений труб с треугольной резьбой:

Коэффициент запаса прочности на страгивание для вертикального ствола скважины nстр принимается по табл. 3.3.

Интенсивность искривления ствола скважины ( 10) берется в градусах на 10 м. Коэффициент, учитывающий влияние размеров соединения и его прочностные характеристики ( 1), выбирается из прил. 2. Минимальные значения коэффициентов запаса прочности на страгивание [ пстр' ] для труб с треугольной резьбой по ГОСТ 632–80

приведены в табл. 3.5.

49

Таблица 3 . 5

Минимальные значения коэффициентов запаса прочности на страгивание для наклонно-направленных скважин при 10 = 0,5 град/10 м

Допустимую страгивающую нагрузку рассчитывают по выра-

где Qстр – страгивающая нагрузка для труб, с треугольным профилем резьбы (см. прил. 1).

При расчете обсадных колонн, составленных из труб с резьбой трапецеидального профиля и нормальными диаметрами муфт (ОТТМ, ОТТГ, ТБО) и импортных труб с аналогичными соединениями, руководствуются следующими положениями [8]:

при интенсивности искривления скважин до 5 град/10 м для труб диаметром до 168 мм и до 3 град/10 м для труб диаметром выше 168 мм расчет на прочность соединений при растяжении производят так же, как и для вертикальных скважин без учета изгиба;

при интенсивности искривления от 3 до 5 град/10 м для труб диаметром выше 168 мм допускаемая нагрузка на соединение при растяжении уменьшается на 10 %.

Коэффициент запаса прочности на растяжение для гладкого тела трубы на изогнутом участке ствола определяют по формуле

где nр – коэффициент запаса прочности на растяжение для вертикальной скважины ( nр = 1,25); λ2 – коэффициент снижения прочности гладкого тела трубы (прил. 3).

50