Материал: Нефтегазовое дело направленности (профиля) программы Эксплуатация и обслуживание объектов добычи нефти всех форм обучения Альметьевск 2019
Внимание! Если размещение файла нарушает Ваши авторские права, то обязательно сообщите нам
колонны достигают предела текучести по формуле Барлоу
Ртn =
0,875 2 0,005 210
0,1307
= 14,06 МПа
Максимальное избыточное внутреннее давление испытания э/колонны на глубине 1000 м после установки пластыря определяем по формуле:
Р
попиz
= Ртп /1,05п =
14,06
1,05 1,15
= 11,6 МПа
Максимальное внутреннее давление на устье скважины для испытания на герметичность эксплуатационной колонны после установки пластыря в один приём без пакера определяем по формуле:
Р
n
опуmax
= 11,6 +10-6 (1100-1000) 9,8 1000 = 12,6 МПа
Воспользуемся расчётом эксплуатационной колонны по п. 1 (кроме п. 4 ).
опуmax
Так как Р n
Р опуmax
(12,619,0), то после испытания колонны на
Р
герметичность все работы в скважине, а также её эксплуатация должны производиться таким образом, чтобы рабочее давление на устье не допускалось выше Рраб. mах, вычисленного по формуле:
n
опуmax
= 12,6 /1,1 = 11,4 МПа
Варианты заданий для расчетов представлено в таблице 2.4.
Таблица 2.4 – Варианты заданий для выполнения расчетов
Ртn =
0,875 2 0,005 210
0,1307
= 14,06 МПа
Максимальное избыточное внутреннее давление испытания э/колонны на глубине 1000 м после установки пластыря определяем по формуле:
Р
попиz
= Ртп /1,05п =
14,06
1,05 1,15
= 11,6 МПа
Максимальное внутреннее давление на устье скважины для испытания на герметичность эксплуатационной колонны после установки пластыря в один приём без пакера определяем по формуле:
Р
n
опуmax
= 11,6 +10-6 (1100-1000) 9,8 1000 = 12,6 МПа
Воспользуемся расчётом эксплуатационной колонны по п. 1 (кроме п. 4 ).
опуmax
Так как Р n
Р опуmax
(12,619,0), то после испытания колонны на
Р
герметичность все работы в скважине, а также её эксплуатация должны производиться таким образом, чтобы рабочее давление на устье не допускалось выше Рраб. mах, вычисленного по формуле:
n
опуmax
= 12,6 /1,1 = 11,4 МПа
Варианты заданий для расчетов представлено в таблице 2.4.Таблица 2.4 – Варианты заданий для выполнения расчетов
| Варианты заданий | 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 | 10 |
| Диаметр э/к | 146 | 146 | 146 | 146 | 146 | 168 | 168 | 168 | 168 | 168 |
| Толщина стенки, мм | 7 | 7,5 | 7,2 | 7,0 | 7,7 | 8,0 | 9 | 8,5 | 8 | 8,5 |
| Толщина пластыря, мм | 5 | 6 | 5 | 6 | 5 | 5 | 5 | 6 | 5 | 5 |
| Предел текучести пластыря, МПа | 220 | 230 | 210 | 240 | 240 | 230 | 240 | 230 | 230 | 210 |
| Минимальная толщина стенки э/к, мм | 6 | 5 | 4 | 5 | 3 | 5 | 6 | 7 | 6 | 6,2 |
| Предел текучести труб с соответствующей маркой стали, МПа | 379 | 450 | 248 | 356 | 396 | 389 | 379 | 420 | 540 | 521 |
| Глубина интервала изоляции, м | 1500 | 1200 | 1210 | 1240 | 1300 | 1450 | 1100 | 1450 | 1230 | 1320 |
| Плотность жидкости в интервале подъема цементного раствора, кг/м3 | 1250 | 1150 | 1210 | 1220 | 1210 | 1200 | 1150 | 1180 | 1260 | 1160 |
| Плотность опрессовочной жидкости, кг/м3 | 1000 | 1000 | 1050 | 1050 | 1085 | 1050 | 1100 | 1150 | 1120 | 1000 |
Испытание эксплуатационных колонн добывающих скважин на герметичность снижением уровня жидкости.
-
Испытание эксплуатационной колонны снижением в ней уровня жидкости проводится после испытания избыточным давлением. Снижение уровня производится свабированием или азотным компрессором. -
При испытании эксплуатационных колонн снижением уровня последний должен быть снижен до величин не менее, указанных в таблице 2.5.
Величины снижения уровня Таблица 2.5
| Глубина положения искусственного забоя, м | до 500 | 500- 1000 | 1000- 1500 | 1500- 2000 | более 2000 |
| Снижение уровня не менее, м | 400 | 500 | 650 | 800 | 1000 |
-
Эксплуатационная колонна считается герметичной в том случае, если повышение уровня, сниженного до требуемой величины, за 24 (8) ч наблюдения не превысит значений, указанных в таблице 2.6., в противном случае колонна признается негерметичной, и проводятся работы по поиску и устранению дефектов.
Таблица 2.6 – Допустимые величины подъема уровня.
| Снижение уровня на глубину, м | Соответствующий ему подъем уровня за 24 (8) ч не более (м) при наружном диаметре колонны, мм | |
| 114-219 | более 219 | |
| до 400 | 7,2(2,4) | 4,5(1,5) |
| 400-600 | 9,9(3,3) | 7,3(2,4) |
| 600-800 | 12,6(4,2) | 9,9(3,3) |
| 800-1000 | 15,3(5,1) | 11,7(3,9) |
| более 1000 | 18,0(6,0) | 13,5(4,5) |
- Замеры уровня жидкости производятся геофизическими методами с выдачей заключения о результатах замеров.
Количество замеров и интервалы между ними определяются геологической
службой заказчика. Если при втором замере зафиксирован подъем уровня жидкости выше допустимых величин (таблица 2.6), производится третий замер с целью определения места притока.
Пример 2.4. Определить условия герметичности эксплуатационной колонны при опрессовке методом снижения уровня если известно, что колонна диаметром 146мм при толщине стенки 7мм, искусственный забой на глубине 1260метров. До какой глубины должен быть снижен уровень в скважине? Какая допустимая величина увеличения уровня?
В соответствии с таблицами 2,5 уровень должен быть снижен до глубины не менее 650м Допустимый уровень подъема жидкости в соотвествии с таблицей 2.6 4,2м за 8 часов
В таблице 2.7. приводятся варианты для самостоятельных решений.
Пример 2.4. Определить условия герметичности эксплуатационной колонны при опрессовке методом снижения уровня если известно, что колонна диаметром 146мм при толщине стенки 7мм, искусственный забой на глубине 1260метров. До какой глубины должен быть снижен уровень в скважине? Какая допустимая величина увеличения уровня?
В соответствии с таблицами 2,5 уровень должен быть снижен до глубины не менее 650м Допустимый уровень подъема жидкости в соотвествии с таблицей 2.6 4,2м за 8 часов
В таблице 2.7. приводятся варианты для самостоятельных решений.
| Варианты заданий | 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 | 10 |
| Диаметр э/к | 114 | 140 | 146 | 168 | 146 | 114 | 168 | 114 | 140 | 168 |
| Искусственный забой, м | 1200 | 2400 | 2410 | 1580 | 1650 | 2104 | 1850 | 1754 | 1352 | 1451 |
| Время опрессовки, час | 8 | 24 | 8 | 24 | 8 | 8 | 24 | 8 | 8 | 24 |
Практическое занятие – 3.
Выбор грузоподъемного оборудования для подъема технологических
колонн
Цель практического занятия: рассмотреть и изучить нормативы определения допустимой нагрузки от веса инструмента. Иметь навыки расчета талевой системы. Уметь определять вес по данным индикатора веса.
Основные параметры вышек и мачт – высота, грузоподъемность, размеры нижнего и верхнего оснований. Высота вышки – расстояние от основания до оси кронблока, определяется с учетом длины труб, размеров всех узлов талевой системы, расстояния между талевым блоком в верхнем его положении и кронблоком, высоты механизмов для установки и отворота труб, технологического пространства. Высота вышек обычно 22 – 28, мачт 15 – 22. Ориентировочная высота вышки (мачты)
Н=к∙lт(3.1.)
где
lт - длина трубы,
к = 1.25 – 1.45 – коэффициент, учитывающий длину различных элементов, входящих в состав средств СПО.
Грузоподъемность характеризует способность вышек и мачт воспринимать нагрузки, возникающие в процессе ремонта скважин.
Максимальная грузоподъемность
Qmax=k∙Q (3.2)
где:
Q– номинальная грузоподъемность,
k– коэффициент перегрузки.
| Р=Ркр+Рх+Рм+Ртс где: | | (3.3) |
| Ркр– максимальная нагрузка на крюке. Рхи Рм– натяжение на концах каната, Ртс– нагрузка, создаваемая талевой системой. Согласно, правил безопасности в нефтяной | и | газовой |
Источник: https://tut-files.ru/previewfile/138669