РАСЧЕТ ТЕХНИЧЕСКОЙ КОЛОННЫ

3.4.2 РАСЧЕТ ТЕХНИЧЕСКОЙ КОЛОННЫ

Исходные данные:

Длина колонны L_тк = 579 м;

Диаметр D_тк = 0,245 м по ГОСТу 632-80.

Группа прочности «Д», толщина стенки 7,9 мм;

р_ст = 1,32 МН; р_кр = 8,5 МПа; р_т = 21,9 МПа;

q = 0,00048 МН – масса одного погонного метра;

Определяется внутреннее избыточное давление, возникающее при проявлении:

р_и = р_пл – 10^–6 ×q × ρ_н × L = 14,08 – 10^–6 × 10 × 743 × 1838=0,48 МПа,

где L – расстояние от устья до кровли продуктивного пласта по вертикали,

т.к. р_оп= 15 МПа, то принимается р_во = р_и = р_оп = 15МПа.

Определяется коэффициент запаса прочности на внутреннее давление:

n₂ = р_т / р_оп = 21,9 / 15 = 1,46 > 1,3.

Определяется коэффициент запаса прочности на страгивание или на растяжение:

n₂ = р_ст / L_к × q = 1,32 / (579 × 0,00048) = 4,75 > 1,3.

Определяется масса технической колонны:

Q_тк = q × L_тк = 0,00048 × 579 = 0,278 МН.

3.4.3 РАСЧЕТ КОНДУКТОРА

Исходные данные:

Длина колонны L_к = 160 м;

Диаметр D_к = 0,324 м по ГОСТу 632-80, группа прочности «Д», толщина стенки 8,5 мм, q = 0,000684 МН – масса одного погонного метра.

Определяется масса кондуктора:

Q = q × L_к = 0,000684 × 160 = 0,109 МН.

3.4.4 РАСЧЕТ НАПРАВЛЕНИЯ

Исходные данные:

а) Глубина шахты L_н1 = 12 м;

Диаметр шахты D_н1 = 0,53 м,

q = 0,002 МН – масса одного погонного метра;

Определяется масса шахты:

Q_н1 = q × L_н1 =0,002 × 12 = 0,024 МН;

б) Глубина направления D_н2 = 40 м.;

Диаметр направления D_н2 = 0,426 м, по ГОСТу 632-80, Группа прочности «Д», толщина стенки δ = 10 мм, q = 0,001065 МН – масса одного погонного метра.

Определяется масса направления.

Q_н2 = q × L_н2 = 0,001065 × 40 = 0,0426 МН.

3.5 РАСЧЕТ ЦЕМЕНТИРОВАНИЯ ОБСАДНЫХ КОЛОНН

3.5.1 РАСЧЕТ ЦЕМЕНТИРОВАНИЯ ЭКСПЛУАТАЦИОННОЙ КОЛОННЫ

Исходные данные:

Длина колонны по стволу L_н = 1852 м;

Интервал цементирования облегченным цементным раствором L_о = 1566м;

Интервал цементирования чистым цементным раствором L_цр =286 м;

Длина цементного стакана h_ст = 10 м;

Интервал буферной жидкости по затрубному пространству Н_буф =300 м;

Диаметр долота D_д.= 0,2159 м;

Диаметр эксплуатационной колонны d_эк = 0,168 м;

Плотность цементного раствора ρ_ц.р = 1830 кг/м³;

Плотность облегченного цементного раствора ρ_о = 1640 кг/м³;

Плотность бурового раствора ρ_б.р = 1130 кг/м³;

Водоцементное отношение облегченного цементного раствора m_о = 0,75;

Водоцементное отношение цементного раствора m = 0,5;

Определяется объем буферной жидкости:

V_буф = 0,785 × (к × D_д² – d_эк²) × Н_буф = 0,785 × (1,1 × 0,2159² – 0,168²) – 300 = 5,4 м³;

Определяется объем чистого цементного раствора:

V_цр = 0,785 × [(к × D_д² × d_эк²) × L₂ + d_вэк² × h_ст]= 0,785 × [(1,1 × 0,2159² – 0,168²) × 286 + 0,152² × 10] = 5,36 м³, где к – коэффициент кавернозности.

Определяется объем облегченного цементного раствора:

V_о=0,785 ×(к× D_д²–d_эк²)× L₁=0,785×(1,1×0,2159² – 0,168²) ×1566=28,3 м³.

Определяется плотность цементного раствора:

ρ_цр =  =  = 1830 кг / м³.

Определяется плотность облегченного цементного раствора:

ρ_о =  = = 1640 кг / м³.

Определяется количество сухого цемента в цементном растворе:

G_ц = (ρ_цр × V_цр × к) / (1 + m) = (1830 × 5,36 × 1,03) / (1 + 0,5) = 6,7 т.

Определяется количество сухого цемента в облегченном цементном растворе:

G_о = (ρ_о × V_о × к) / (1 + m_о) = (1640 × 28,3 × 1,03) / (1 + 0,75) = 31,8 т,

где к – коэффициент, учитывающий потери цемента при затворении.

Определяется количество воды для цементирования:

V_в = m × G_ц + m_о × G_о = 0,5 × 6,7 + 0,75 × 31,8 = 27,2 м³.

Определяется количество СаСl₂ в цементном растворе:

G_СаСl =(m × V_цр) / 100 = (0,5 × 5,36) / 100 = 0,08 т.

Определяется количество СаС1₂ в облегченном цементном растворе:

G_{о СаСl} =(m_о × V_о) / 100 = (0,75 × 28,3) / 100 = 0,42 т.

Определяется количество ОЭЦ для обработки цементного раствора:

G_оэц = (m × V_цр) / 100 = (0,5 × 5,36) / 100 = 0,0268 т.

Определяется количество продавочной жидкости:

V_прж = 0,785 × d_внок² × (L_н – h_ст) × к = 0,785 × 0,1534² × (1852 – 10) × 1,03 = 35 м³.

Определяется давление на цементировочной головке в конце цементирования обсадной колонны:

р_к = р_г + р_ц = 5,3 + 9,7 = 15 МПа;

р_г= L_в +1,6 = 0,002 × 1838 + 1,6 = 5,28 МПа;

р_ц = 0,00110 × 10 × (ρ_црср – ρ_р) × (L_в – h_ст) × 10^–3 = 0,001 × 10 × (1669 – 1130) × (1838 – 10) × 10^–3 = 9,7 МПа;

ρ_црср = (ρ_о × L_о + ρ_цр × L_цр) / (L_о + L_цр) = (1640 × 1566 + 1830 × 286) / (1566 + 286) = 1669 кг / м³.

Определяется температура забоя:

Т = t_ср + Г × L_в = 1 + 0,025 × 1838 = 46,95 °С,

где Г = 0,025 – геотермический градиент.

По температуре забоя рекомендуется цемент для холодных скважин ІG-СС-1.

По величине р и р_г принимаются втулки на насосе ЦА-320М Æ 115 мм.

Определяется количество продавочного раствора, закачиваемого на различных скоростях ЦА-320М:

h_о = (V_цр + V_оцр) / (F_вн + F_зп) = (5,36 + 28,3) / (0,0184 + 0,018) = 924 м;

F_вн = 0,785 ×  = 0,785 × 0,1534² = 0,0184 м²;

F_кп = 0,785(кD²_д – d²_нок) = 0,785 × (1,1 × 0,2159² – 0,168²) = 0,018 м²;

l_о = L_н – h_о = 1852 – 924 = 928 м;

а = (h_о – h_ст) / р_ц = (928 – 10) / 9,7 = 94,2 м / МПа;

h_V = 1_о + а × (р_V + р_г) = 903 + 94,2 × (5,8 – 5,3) = 950,1 м;

h_ІV = а × (р_ІV + р_V) = 94,2 × (8,7 – 5,8) = 273,2 м;

h_ІІІ = а × (р_ІІІ + р_ІV) = 94,2 × (13,4 – 8,7) = 442,7 м;

h_ІІ = а × (р_ІІ + р_ІІІ) = 94,2 × (23 – 13,4) = 904,3 м;

V_V = F_внэкср × h_V = 0,0184 × 950,1 = 17,5 м³;

V_ІV = F_внэкср × h_ІV = 0,0184 × 273,2 = 5 м³;

V_ІІІ = F_внэкср × h_ІІІ = 0,0184 × 442,7 = 8,1 м³;

V_ІІ = V_прж – (V_V + V_IV + V_III) = 35 – (17,5 + 5 + 8,1) = 4,4 м³.

Определяется время цементирования эксплуатационной колонны из условия работы одного ЦА-320М:

Т_ц = Т_зак + Т_прод + t = 2090,6 + 3291,9 + 700 = 6082,5 с;

Т_зак = (V_цр + V_о) × 10³ / q_цаv = (5,36+28,3) × 10³ / 16,1 = 2090,6 с;

Т_прод = t_v + t_ІV + t_ІІІ + t_ІІ = V_v × 10³ / q_{ца v} + V_ІV × 10³ / q_{ца ІV} + V_ІІІ × 10³ / q_{ца ІІІ} + V_ІІ × 10³ / q_{ца ІІ} = 17,5 × 10³ / 16,1 + 5 × 10³ / 13,3 + 8,1 × 10³ / 8,7 + 4,4 × 10³ / 4,9 = 3291,9 с,

где t – время , затраченное для промывки нагнетательной линии ЦА-320М и отвинчивания стопоров на цементировочной головке.

Определяется количество ЦА-320М по времени схватывания цементного раствора n_ца = [Т_ц / (0,75 × Т_схв)] + 1 = [6082,5 / (60 × 0,75 × 120)] + 1 = 2 агрегата.

Определяется количество цементировочных агрегатов по скорости восходящего потока:

n_ца = 0,785 × (к × D_д² – d_нок²) × с / q_цаср = 0,785 × (1,1 × 0,2159² – 0,168²) × 1,5 / 0,0106 = 2,56 = 3 агрегата,

где q_цаср = V_прж / Т_прод = 35 / 3291,9 = 0,0106 м³ / с,

С – скорость восходящего потока 1,5 – 2 м/с. Принимается количество ЦА-320М – 3 агрегата.

Определяется количество цементосмесительных машин по грузоподъемности:

n_ас = (G_ц + G_оц) / 20+1 = (6,7+31,8) / 20 + 1 = 3 смесителя.

Определяется время цементирования эксплуатационной колонны:

Т_ф = (Т_ц – t) / n_ца + t = (6082,5 – 700) / 3 + 700 = 2494,17 с = 41,6 мин.

Похожие работы

Геофизические методы исследования горизонтальных скважин Федоровского нефтегазового месторождения Западной Сибири

Скачать

122005

6

4

... нового типа аппаратуры - автономного прибора акустического каротажа АК-Г, было принято решение о его испытании и широком применении при геофизических исследованиях в горизонтальных скважинах Федоровского месторождения Западной Сибири. Автономный скважинный прибор акустического каротажа АК-Г предназначен для измерений параметров распространения продольной и поперечной волн в скважинах, включая ...

Рославльское нефтяное месторождение

Скачать

122870

20

13

... островное распространение, залегает в данном районе на глубине 100-130м. Мощность реликтовых мерзлых пород неоднородна и варьирует от 20 до 100м. 1.3. Условия водоснабжения Рославльское нефтяное месторождение расположено в пределах Средне-Обского гидрогеологического мегабассейна. Благоприятные природно-климатические условия, а именно: избыточное количество атмосферных осадков, заболоченность ...

Южно-Ягунское нефтяное месторождение

Скачать

207248

50

18

... , так как часть нагнетательных скважин находится в отработке на нефть. 3.4 Анализ результатов гидродинамических исследований скважин и пластов, характеристика их продуктивности и режимов На Южно - Ягунском нефтяном месторождении проводится обязательный комплекс гидродинамических исследований скважин. Он включает замеры:  - дебитов добывающих скважин,  - приемистости нагнетательных скважин, ...

Гидродинамические методы исследования скважин на Приобском месторождении

Скачать

94353

6

12

... к объектам. В данном расчете нормы времени на спуск и подъем прибора на 3000 метров - средняя глубина скважин Приобского месторождения и на подготовительно - заключительные работы взяты из регламента и методики планирования объектов промысловых гидродинамических исследований и таблиц. В затратах труда не учтено участие оператора по исследованию скважин, водителей передвижных лабораторий, ...