Выбор и обоснование способа бурения

Тип работы: Материал
Бесплатно: Антиплагиат
Объем: 96 страниц
В избранное:

II ТЕХНИЧЕСКАЯ И ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

2.1 Выбор и обоснование способа бурения
Эксплуатационные скважины бурят на заданных площадях, с целью
эксплуатации пластовой жидкости или газа (нефти, газа или
нефтегазоконденсата).
Разрушать горные породы можно механическим, термическим,
физикохимическим, электроискровым и другими способами. Однако промышленное
применение находят только способы механического разрушения породы, а другие
пока не вышли из стадии экспериментальной разработки
Механическое разрушение породы осуществляется ударным и вращательными
способами. При вращательном бурении разрушение породы происходит в
результате одновременного воздействия на долото нагрузки и крутящего
момента. Под действием нагрузки долото внедряется в породу, а под влиянием
крутящего момента скалывает её.
Существует два способа вращательного бурения - роторный и с забойными
двигателями.
Выбор наиболее эффективного способа бурения обусловлен задачами,
которые должны быть решены при разработке или совершенствовании технологии
бурения конкретных гелого - технических условий. На основании данных,
полученных при опытном бурении, выявляю наиболее эффективные способы
бурения. Выбираю вращательный способ бурения. При этом способе скважина как
бы высверливается непрерывно вращающимися долотами. Разбуренные частицы
породы в процессе бурения выносятся на поверхность непрерывно циркулирующим
потоком бурового раствора.

2.2 Проектирование и обоснование конструкции скважины
Конструкция скважины - это совокупность данных о:
- количестве и глубинах спуска обсадных колонн; диаметрах обсадных
колонн;
- диаметрах долот для бурения скважин;
- интервалах цементирования обсадных колонн.
Выбор конструкции скважины зависит от целого ряда факторов, основными
из которых являются:
- назначение скважины (эксплуатационная);
- глубина скважины;
- особенности геологического строения месторождения и степень
изученности его;
- геолого-физическая характеристика пород: устойчивость, величины
пластовых давлений (коэффициенты аномальности пластовых давлений) и
давлений поглощения (индексы давлений поглощения);
- состав пластовых жидкостей (газожидкостная смесь);
- профиль скважины (горизонтальный J-образный);
- положения устья скважины (на суше);
- способ бурения и уровень развития технологии бурения в данном
районе;
- метод вскрытия перспективного продуктивного пласта;
- температурный режим скважины;
- требование законов об охране недр и окружающей среды;
- экономические факторы.

2.2.1 Построение совмещённых графиков изменения коэффициента
аномальности пластовых давлений Ка и индекса давления поглощения КП и
относительной плотности (0 с глубиной h.
Исходные данные берём с таблицы 1.
Коэффициент аномальности пластового давления определяется по формуле:

(1)
где Рпл – пластовое давление на глубине h, Па;
( - плотность пресной воды, кгм.куб. (( = 1000кгм3);
g – ускорение свободного падения, мс.кв. (g = 9,8 мс2);
h – глубина, м.
Индекс давления поглощения определяется по формуле:

(2)
где Рпогл – давление поглощения, Па
Относительная плотность определяется по формуле:

(3)
где Ка – коэффициент аномальности пластового давления;
Кр – коэффициент резерва, обычно принимают:
Кр = 1,1(1,15 в скважинах глубиной 0 – 1200 м,
Кр = 1,05(1,1 1200 – 2500 м,
Кр = 1,04(1,07 свыше 2500 м
[6].
Подставляя значения Рпл, Рпогл, (, g, h находим Ка, Кп, для различных
интервалов глубин;
Подставляя значения Ка, Кр определим (0:
h = 125 м

h = 460 м

h = 565 м

h = 625 м

h = 1870 м

h = 2330 м

h = 2340 м

h = 2535 м

h = 2715 м

h = 2755 м

h = 2840 м

h = 2930м

Все значения вносятся в таблицу 6.
Таблица 6 - Значения Ка, Кп и (0 по интервалам глубин

Глубина, м Ка Кп (0
125 1,02 1,39 1,122(1,173
460 1,02 2,0 1,122(1,173
565 1,02 1,95 1,122(1,173
625 1,02 1,96 1,122(1,173
1870 1,02 2,1 1,071(1,122
2330 1,02 2,04 1,061(1,111
2340 1,02 2,1 1,071(1,122
2535 1,02 2,1 1,061(1,091
2715 1,02 2,14 1,061(1,091
2755 1,02 2,12 1,061(1,091
2840 1,05 1,22 1,092(1,124
2930 1,07 1,32 1,113(1,145

По результатам таблицы 6 строим совмещённый график изменения Ка, Кп,
(0 с глубиной h (рисунок 3).
2.2.2 Выбор числа и глубины спуска обсадных колонн
Количество обсадных колонн, необходимых для обеспечения безопасности
бурения скважины, проектируется исходя из несовместимости условий бурения.
Под несовместимостью понимается такое их сочетание, когда заданные
параметры технологических процессов бурения нижележащего интервала скважины
вызовут осложнения в пробуренном вышележащем интервале, если последний не
закреплён обсадной колонной, а проведение дополнительных технологических
мероприятий по предотвращению этих осложнений невозможно.
Основными исходными данными для выбора количества обсадных колонн и
глубины их спуска являются:
- цель бурения и назначение скважины (эксплуатационная);
- проектный горизонт (Cvr2 – Сs1), глубина скважины, диаметр
эксплуатационной колонны;
- пластовые давления и давления гидроразрыва пород стратиграфических
горизонтов (рисунок 3);
- - характеристика пород по крепости.
Пользуясь совмещённым графиком (рисунок 3) выбираем три колонны, с
учётом устойчивости горных пород включаем колонну направление.
1) Направление - для крепления верхнего интервала 0-50 м сложенного
неустойчивыми отложениями, предотвращает грифонообразования, размыв устья
скважины.
2) Кондуктор - для крепления верхних неустойчивых интервалов разреза,
перекрытия водоносных горизонтов лежащих в интервале 0-600 м, изоляции их
от загрязнения буровым раствором, установки на устье противовыбросового
оборудования, а также для подвески последующих обсадных колонн. Глубина
спуска - 600 м.
3) Промежуточная - для крепления и изоляции вышележащих зон
геологического разреза, несовместимых по условиям бурения с нижележащим.
Служит для предотвращения осложнений и аварий в скважине при бурении
последующего интервала. В этом интервале переход на буровой раствор с
большой плотностью. Глубина спуска - 2300 м.
4) Эксплуатационная колонна - для крепления и разобщения продуктивных
горизонтов геологического разреза. Предназначена для извлечения нефти и
газа на поверхность. Спускается до глубины нефтенасыщенного пласта - 2930
м.

2.2.3 Выбор диаметров обсадных колонн и долот
Ожидаемый дебит 154 - 214 м3сут. Выбираем диаметр эксплуатационной
обсадной колонны по ГОСТ 632-80 [ 7 ]. Доб.э.=168,5мм. Определим диаметр
скважины по формуле:
, мм
(4)
где: Дм - наружный диаметр муфты, (Дм =188 мм для труб 127 мм по ГОСТ
632-80).
к - допустимые зазоры, ((к =15 мм [ 7 ]).
Подставляя значения в формулу (4) получим: Диаметр долота по
ГОСТ 20692-75 [ 7 ]. Дд = 215,9 мм.
Находим внутренний диаметр промежуточной обсадной колонны, через
которую проходит долото - 215,9 мм.
,
(5)
где: ( = 5-10 мм допускаемый зазор между долотом и внутренним
диаметром обсадной колонны.
Подставляя значения, получаем:

Находим наружный диаметр промежуточной колонны по формуле:

(6)
где: = (6,5 ( 14) мм - толщина стенки обсадной трубы.
Подставляя значения, получим:

Диаметр обсадной колонны по ГОСТ 632-80 [ 7 ].

Диаметр муфты для 244,5 мм колонны по ГОСТ 632-80 [ 7 ].
Определим диаметр скважины по формуле (4),

Диаметр долота при бурении под промежуточную
колонну по ГОСТ 20692-75 [ 7 ].

Находим внутренний диаметр обсадной колонны, через которую проходит
долото 295,3 мм по формуле (5)

Находим наружный диаметр обсадной колонны по формуле (6)

Диаметр обсадной колонны по ГОСТ 632-80 [ 7 ].

Диаметр муфты под 324 мм колонну по ГОСТ 632-80 [ 7 ].

Определим диаметр скважины по формуле (4),

Диаметр долота для бурения под кондуктор по ГОСТ 20692-75 [ 7 ],

Находим диаметр обсадной колонны, через которую проходит
долото 393,7 мм по формуле (5)

Находим наружный диаметр обсадной колонны по формуле (6)

Диаметр обсадной колонны по ГОСТ 632-80 [ 7 ].

Диаметр долота по ГОСТ 20692-75 [7].

2.2.4 Выбор интервалов цементирования
Техническим проектом на строительство скважины должен
предусматриваться подъём тампонажного раствора.
Высоту подъёма тампонажного раствора в затрубном пространстве
устанавливаем исходя из геологических особенностей месторождения Жанажол:
за кондуктором - до устья;
за промежуточными колоннами разведочных и газовых скважин независимо
от их глубины и нефтяных скважин проектной глубиной более 3000 м - до
устья;
за эксплуатационными колоннами нефтяных скважин с учётом геологических
условий (проявление сероводорода H2S) - до устья.
Принимаем цементирование до устья скважины за обсадными колоннами:
направление, кондуктор, промежуточная и эксплуатационная в соответствии с
вышеприведёнными условиями.

Рисунок 4 – Конструкция скважины

2.3 Проектирование конструкции бурильной колонны, расчёт колонны бурильных
труб на прочность
При роторном способе бурения (интервал 0-2930 м) бурильная колонна,
передающая вращение от ротора к долоту и нагрузку на долото, испытывает
ряда сил. Верхняя часть бурильной колонны под действием сил собственного
веса и перепада давления в промывочных отверстиях долота находится в
растянутом, а нижняя, воспринимающая реакцию забоя в сжатом состоянии. В
целях улучшения условий эксплуатации бурильной колонны предусматривается
применение в бурильной колонне фильтра, обратного клапана, а на ней -
предохранительных колец, калибраторов, центраторов и стабилизаторов.
Фильтр служит для очистки бурового раствора от примесей, попавших в
циркуляционную систему.
Обратный клапан устанавливается в верхней части бурильной колонны для
предотвращения выброса бурового раствора.
Предохранительные кольца устанавливаются для защиты от
износа кондуктора, промежуточных обсадных колонн, бурильных труб
и их соединительных элементов в процессе бурения и спуско-подъёмных
операций. Применяют резиновые и резинометаллические протекторные кольца.
Расчёт бурильной колонны по интервалам бурения под обсадную колонну
кондуктор производится аналогично расчёту бурильной колонны для бурения под
промежуточную колонну. Расчёт колонны бурильных труб для бурения под
промежуточную обсадную колонну приведён ниже.
Исходные данные для расчёта: Глубина - 2300
Диаметр обсадной колонны кондуктора - 324 мм
Диаметр утяжелённых труб - 229 мм
Частота вращения ротора - 90 обмин. (9,42 радс)
Диаметр долота - 295,3 мм
Плотность бурового раствора - 1150 кгм3
Нагрузка на долото - 120 кН = 0,12 МН
Проверяем отношения диаметра бурильных труб к диаметру УБТ по
формуле:

( 7 )
где: - диаметр бурильных труб, мм
- диаметр УБТ, мм
Тогда
следовательно, комплект УБТ должен состоять из труб нескольких
диаметров, уменьшающихся в направлении к бурильным трубам. При этом диаметр
первой ступени должен соответствовать таблице 4.5 [ 8 ], а отношение
диаметра последующей ступени к предыдущей должно быть [ 8 ]. Комплект
УБТ:

Вычисляем длину УБТ2 по формуле:

(8)
где: - нагрузка на долото, МН
- вес 1 м УБТ(1;2), МН (, )
- длина УБТ1 (принимаем три УБТС-299 по 6 м; )
Подставив, значения получим:

Примем (восемь УБТС-203 по 6 м)
тогда вес УБТ2:

(9)
Тогда:
Вес комплекта УБТ: (10)

Крутящий момент затяжки для соединения УБТ рекомендуется в пределах:
для
Определим критическую нагрузку для подобранного размера
труб по формуле:

(11)
где: - для УБТС - 229
- для УБТС-203 по таблице 28 [ 9 ].
- перепад давления на долоте, Нсм2 ( )
- суммарная площадь отверстий долота, см2 ( Fo = 3,30 см2)
Тогда
так как , то согласно общим рекомендациями по расчёту УБТ
необходимо установить промежуточные опоры.
Число опор рассчитывается по формуле:

(12)
где: QK - вес наддолотной компоновки для борьбы с искривлениями ствола
скважины, МН (QK = 0,02MH)
а - расстояние между опорами по таблице 32 [ 9 ]. (а = 23,5)
Тогда
Принимаем число опор равным 2 (число опор не должно быть меньше двух)
По таблице 31 [ 9 ] выбираем диаметр бурильных труб 140 мм. Над УБТ
устанавливаем трубы 140 х 9 "Д" (высадка внутрь) - ГОСТ 631-75, т.е. трубы
1-го типа обычной точности изготовления.

Расчёт на выносливость

По таблице 24 [9] 1 = 791,4 см4,
Определим длину полуволны для сечения над УБТ по формуле:

(13)
где: w - угловая скорость вращения колонны, радс
q - вес 1 м трубы, кгсм
I - экваториальный момент инерции площади поперечного сечения тела
трубы, см4.
Тогда
Учитывая небольшую разницу между длинной трубы (11,5 м) и полуволны,
принимаем L = 12м.
По таблице 24 [ 9 ] ДЗ = 178 мм (наружный диаметр бурильного замка)
Определяем стрелу прогиба по формуле:

(14)
где: Дскв - диаметр скважины, см

(15)
ДД — диаметр долота, см

Тогда
Определим переменные напряжения изгиба по формуле:

(16)
где: Е - модуль упругости, Нсм2 (Е = 2 1 х 1 000000 Нсм2)
WИЗГ - момент сопротивления высаженного конца в основной плоскости
резьбы, в опасном сечении трубы по пояску и по сварному шву, см3
по таблице 24 [ 9 ] (WИЗГ =175,3 см3)
Тогда

Определим постоянные напряжения изгиба по формуле:

(17)

Вычислим коэффициент запаса прочности на выносливость по формуле:

(18)
где: - предел выносливости (в атмосфере), МПа
Выбираем по таблице 38 [9]
- коэффициент, определяется по формуле:

(19)
где: - коэффициент ( страница 74 [ 9 ])
- эффективный коэффициент концентрации
Определяется по формуле:

(20)
где: - предел выносливости для группы прочности "Д",
Тогда или по таблице 38 [9]
Подставив значения в формулу (19) получим:

Подставив значения в формулу ( 18 ) получим:

Что удовлетворяет условию запаса прочности

Расчёт первой секции на статическую прочность

Принимаем длину первой секции, составленную из труб 140 х 9 "Д"
ГОСТ 631-75.
Определяем длину первой нижней секции. Для этого, принимая коэффициент
запаса прочности равным 1,45 определяем по приближённой формуле допустимое
растягивающее напряжение для труб диаметром 140 мм из стали группы
прочности "Д" с толщиной стенки 9 мм

(21)
где: - растягивающая нагрузка, при которой напряжение в теле
трубы достигает предела текучести, МН по таблице 24 [ 9 ] ()
n - коэффициент запаса прочности при совместном действии нормальных и
касательных напряжений (n = 1,45)
Подставив значения в формулу (21) получим:

Определяем допустимую длину первой нижней секции:
(22)
Подставив в формулу следующие значения:
и по таблице 24 [ 9 ]; k= 1,15;
Ро= 9,67 МПа; .
получим:

Принимаем длину L1 = 2000 м
Вес этой секции составит:
Растягивающие напряжения определяется по формуле:
(23)
Тогда

Мощность на вращение подобранной секции определим по формуле:
(24 )
где: L1 - длина первой нижней секции, м
Д - наружный диаметр бурильных труб, м
n - частота вращения бурильной колонны, радс
ДД - диаметр долота, м
- плотность бурового раствора, гсм3
Тогда:

Мощность на вращение долота определяем по формуле:
(25)
где: с - коэффициент крепости горных пород (для пород средней крепости
с = 6,95)

GД - нагрузка на долото, МН

Дд - диаметр долота, мм
Тогда:

Крутящий момент для вращения подобранной секции определяется по
формуле:

(26)
Тогда:

Напряжения кручения определим по формуле:

(27)
где: WКР - момент сопротивления при кручении, см3
Определяется по формуле:

(28)
где: Д - наружный диаметр бурильных труб, см
d - внутренний диаметр бурильных труб, см
Тогда:

Тогда по формуле (27):

Коэффициент запаса прочности при совместном действии нормальных и
касательных напряжений определяется по формуле:

(29)
где: - предел текучести, для стали группы прочности "Д", Мпа
Тогда:

Что удовлетворяет условию прочности.

Расчёт первой секции при использовании клиновых захватов

При использовании клиновых захватов прочность верхней
трубы подобранной секции проверяют по формуле:
(30)
где: Qo - предельный вес бурильной колонны, МН
(по таблице 42 [ 9 ] находим, что для труб диаметром 140 мм из стали
группы прочности "Д" с толщиной стенки 9 мм при длине клина 300 мм Qo=1,11
МН )
с - коэффициент охвата трубы, (с = 0,9 для ПКР-560 )
Тогда:

Что удовлетворяет условию прочности.

Расчёт второй секции на статическую прочность

Чтобы уменьшить число секций, принимаем, для труб диаметром 140 мм
группу прочности стали "К" с толщиной стенки 9 мм. Для этих труб предельная
нагрузка равна
Тогда допустимая растягивающая нагрузка по приближённой формуле (21):

Допустимая длина второй секции определяется по формуле:

(31)

Таким образом, длина второй секции составит:

Вес этой секции составит:

Растягивающие напряжения определяются по формуле (23):

Мощность на вращение подобранной второй секции определим по формуле
(24):

Мощность на вращение долота по формуле (25):

Крутящий момент для вращения второй секции определяется по формуле
(26):

Напряжение кручения по формуле (27):

Коэффициент запаса прочности по формуле (29), только надо учесть, что
предел текучести, для стали группы прочности "К",

Что удовлетворяет условию прочности.
Расчёт колонны бурильных труб для бурения под
эксплуатационную обсадную колонну приведён ниже.
Расчёт длин секций эксплуатационной скважины:
Исходные данные:
Глубина-2930м
Диаметр предыдущей обсадной колонны - 244,5 мм
Частота вращения долота - 90 обмин (9,42 радс)
Диаметр долота -215,9 мм
Плотность бурового раствора - 1120 кгм3
Нагрузка на долото - 120 кН = 0,12 МН
Способ бурения - роторный
По таблице 29 [ 9 ] для нормальных условий бурения долотом ( 215,9 мм
выбираем УБТ ( 178 мм.
Данный диаметр, согласно таблицы 30 [ 9 ], обеспечивает необходимую
жёсткость.
По таблице 31 [ 9 ] выбираем диаметр бурильных труб в зависимости от
диаметра предыдущей обсадной колонны, равного 244,5 мм. Для данного случая
диаметр бурильной колонны принимаем равным 127 мм. Проверяем отношение
диаметра бурильных труб, расположенных над УБТ, и самих УБТ, т.е.
так, как это отношение меньше 0,75, то согласно общим
рекомендациям по расчёту УБТ, комплектуем УБТ из труб нескольких диаметров,
уменьшающихся в направлении к бурильным трубам. При этом диаметр первой
ступени должен соответствовать таблице 30 [ 9 ], а отношение диаметра
последующей ступени к предыдущей должно быть .
Перед нижней секцией устанавливаем две УБТС диаметром 146 мм по 6,5 м

Вычисляем длину УБТ1 по формуле (8):

Принимаем , т.е. четырнадцать УБТС-178 по 6,5 м
Тогда:

Крутящий момент затяжки для соединения УБТ рекомендуется в пределах:
для УБТС1=178 мм - 35(41 кН*м, УБТС2 = 146 мм - 20(24 кН*м
Определим критическую нагрузку для подобранного размера труб
по формуле (11):
где: - для УБТС-178
- для УБТС-146 по таблице 28 [ 9 ].
,
Берём меньшее значение
Тогда
так как , то согласно общим рекомендациями по расчёту УБТ
необходимо установить промежуточные опоры.
Число опор рассчитывается по формуле (12):

Принимаем число опор равным 2.
По таблице 5.20 [ 10 ] выбираем диаметр бурильных труб 127,0 мм. Над
УБТ устанавливаем трубы 127,0 х 9,19 SM-75 DS марки стали
"S" (трубы бурильные импортные ТБИ) - для сероводородосодержащих скважин
фирмы Сумитомо Метал

Расчёт на выносливость

По таблице 5.17 [ 10 ] I = 593,4 см4, qб.т. = 32,9 кг
Определим длину полуволны для сечения над УБТ по формуле (13):

Учитывая небольшую разницу между длинной трубы (11,5 м) и полуволны,
принимаем L = 12м.
По таблице 5.17 [ 10 ] Дз = 168 см (наружный диаметр бурильного замка)
Определяем стрелу прогиба по формуле (14):

Определим переменные напряжения изгиба по формуле (16):
где: WИЗГ = 93,5 см3 по приложению 4 [ 11 ]
Тогда:

Определим постоянные напряжения изгиба по формуле (17):

Вычислим коэффициент запаса прочности на выносливость по формуле (18):

где:
Тогда: и
Подставив значения в формулу (18) получим:

Что удовлетворяет условию запаса прочности

Расчёт первой секции на статическую прочность

Принимаем длину первой секции, составленную из труб 127,0 х 9,19 SM-75
DS фирмы Сумитомо Метал для сероводородосодержащих скважин.
Определяем длину первой нижней секции. Для этого,
принимая коэффициент запаса прочности равным 1,45 определяем по
приближённой формуле допустимое растягивающее напряжение для труб ( 127,0
из стали группы прочности "S" с толщиной стенки 9,19 мм
по таблице 5.20 [ 10 ]
по формуле (21)
Определяем допустимую длину первой нижней секции по формуле (22)
подставив в формулу следующие значения:

получим:

Примем длину L1 = 2285,8 м (так как в дальнейшем потребуется всего
2285,8 м данной трубы)
Вес этой секции составит:
Растягивающие напряжения определяется по формуле (23):

Мощность на вращение подобранной секции определим по формуле (24):

Мощность на вращение долота определяем по формуле (25):

Крутящий момент для вращения подобранной секции определяется по
формуле (26):

Напряжения кручения определим по формуле (27):
где:
Тогда по формуле (27)

Коэффициент запаса прочности при совместном действии нормальных и
касательных напряжений определяется по формуле (29):
где: по таблице 4.36 [ 3 ]
тогда
что удовлетворяет условию прочности

Расчёт подобранной второй секции на статическую прочность

Вторую секцию, принимаем, для труб диаметром 127,0 мм группу прочности
SM-95 DS с толщиной стенки 9,19 мм фирмы Сумитомо Метал для
сероводородосодержащих скважин. Для этих труб предельная нагрузка равна
по таблице 5.20 [ 10 ].
Тогда допустимая растягивающая нагрузка по приближённой формуле (21):
)
Допустимая длина второй секции определяется по формуле (31):

Вес этой секции составит:

Растягивающие напряжения определяется по формуле (23):

Мощность на вращение подобранной секции определим по формуле (24):

Мощность на вращение долота определим по формуле (25):

Крутящий момент для вращения подобранной секции определяется по
формуле (26):

Напряжения кручения определим по формуле (27):

Коэффициент запаса прочности при совместном действии нормальных и
касательных напряжений определяется по формуле (29):

что удовлетворяет условию прочности

Расчёт подобранной третьи секции на статическую прочность

Чтобы уменьшить число секций последнюю секцию, принимаем, для труб
диаметром 127,0 мм группу прочности SM-95 DS с толщиной стенки 12,7 мм
фирмы Сумитомо Метал для сероводородосодержащих скважин. Для этих труб
предельная нагрузка равна Qnp = 2990 кН = 2,99 МН по таблице 5.20 [ 10 ] и

Тогда допустимая растягивающая нагрузка по приближённой формуле (21):

Допустимая длина третьи секции определяется по формуле (31):

Принимаем L3 = 3536 - 104 - 1915,8 - 958,8 = 557,4 м
Вес этой секции составит: QБ.Т. = 557,4 х 435 = 242469 Н = 0,24247 МН
Растягивающие напряжения определяется по формуле (23):

Мощность на вращение подобранной секции определим по формуле (24):

Мощность на вращение долота равно: NД = 13,575 кВт
Крутящий момент для вращения подобранной секции определяется по
формуле (26):

Напряжения кручения определим по формуле (27):
где:
Тогда:
Коэффициент запаса прочности при совместном действии нормальных и
касательных напряжений определяется по формуле (29):

что удовлетворяет условию прочности.

Расчёт третьи секции при использовании клиновых захватов

При использовании клиновых захватов прочность верхней
трубы подобранной секции проверяют по формуле (30):

Что удовлетворяет условию прочности.

Расчёт длин секции для криволинейного и горизонтального участков.
Исходные данные:
Интервал бурения - 3536-415,5 м (по стволу)
Диаметр предыдущей обсадной колонны - 244,5 мм
Частота вращения долота - 100 обмин (10,47 радс)
Диаметр долота - 215,9 мм
Перепад давления на долоте - 4 МПа
Нагрузка на долото - 120 кН = 0,12 МН
Плотность бурового раствора - 1120 кгм3
Радиус кривизны ствола скважины - 190 м
Способ бурения - винтовой забойный двигатель (ВЗД) Д5-172:
длина ВЗД - 6,22 м
вес ВЗД - 75,5 кН = 0,0755 МН
перепад давления на ВЗД - 7 МПа по таблице 2.3 [ 5 ].
По таблице 29 [ 9 ], для нормальных условий бурения долотом ( 215,9
мм выбираем УБТ ( 178 мм. Но так как ( ВЗД 172 мм, за наибольший размер
УБТ принимаем ( ВЗД -172 мм.
Данный диаметр, согласно таблице 30 [ 9 ], обеспечивает необходимую
жёсткость. По таблице 31 [ 9 ] выбираем диаметр бурильной колонны в
зависимости от диаметра предыдущей обсадной колонны, равного 244,5 мм. Для
данного случая диаметр бурильной колонны принимаем равным 127 мм. Проверяем
отношение диаметра бурильных труб, расположенных над УБТ, и самих УБТ, т.е.

Дб.тДвзд= 12,7172 = 0,738
Так как это отношение меньше 0,75, то согласно общим рекомендациям по
расчёту УБТ диаметр УБТ, устанавливаемых под ВЗД, принимаем равным 146 мм
(УБТС-146), для которого выдерживается указанное выше условие: Дб.т.Дубт=
127146 = 0,86.
Длину УБТ определяем по формуле:
Lубт= Lкнбк – Lвзд – Lш –Lк – Lд
(32)
где: Lкнбк - длина компоновки низа бурильной колонны, м
Lвзд - длина ВЗД, м
Lш - длина шарнирной муфты, м (Lш = 1 м)
Lк - длина колибратора, м (Lк = 0,35 м)
Lд - длина долота, м (Lд = 0,35 м)
Длина КНБК определяем по формуле:
по [ 5 ]
(33)
где: R - радиус кривизны ствола скважины, м
Дс - диаметр скважины, м

Подставив значения, получим:

Принимаем Lубт = 2 м (короткое специальное УБТС-146 "удлинитель")
Вес УБТ:
Крутящий момент затяжки для соединения УБТ рекомендуется в пределах:

Определим критическую нагрузку для подобранного размера труб
по формуле (11):

так как , то согласно общим рекомендациями по расчёту УБТ
необходимо установить промежуточные опоры.
Число опор рассчитывается по формуле ( 12 ), только берётся q ср и при
бурении забойными двигателями а рекомендуется использовать расстояния для
= 50 об мин [ 3 ].
(34)
тогда: МН
подставив значение, получим:

Примем число опор равным 2.

Расчёт длин секций и ступеней

Для условно-горизонтальной скважины длин секций и ступеней
рассчитывается по двум схемам:
1 - секция находится под действием веса расположенной ниже части
колонны и сил сопротивления её движению на искривлённых и наклонных
участках;
2 - секция находится под действием веса расположенной ниже части
колонны в предположении вертикальности ствола скважины.
Из полученных по этим схемам результатов расчётов принимается меньшая
длина секции.
Расчёт длин секций (ниже рассмотрен случай одноразмерной колонны)
начинается снизу от УБТ и ведётся вверх к устью. Для нашего типа профиля
имеем три участка: верхний вертикальный I, набора кривизны II, постоянного
угла наклона III.
Принимаем длину, составленную из труб
фирмы Сумитомо Метал для сероводородсодержащих скважин МН по
таблице 5.20 [ 10 ]).
Определяем длину нижней секции. Для этого, принимая коэффициент запаса
прочности равным 1,35 (при бурении забойными двигателями) определяем по
приближённой формуле допустимое растягивающее напряжение:

Для участка с постоянным углом наклона III при расчёте секции,
согласно первой расчётной схеме, используется формула:
(35)
где: G - вес забойного двигателя, МН
- коэффициент трения ()
- угол отклонения ствола от вертикали, градус
qIII - вес 1 м трубы, участка III
Рп - суммарные потери давления в забойном двигателе и долоте, МПа
Подставив в формулу значения, получим:

Согласно второй расчётной схеме, имеем:
(36)
тогда:

Из двух значений берём меньшее. Но принимаем lш = 490 м (так, как
горизонтальный III участок длиной 500 м, и Lкнбк = 10 м).
Вес этой секции составит:
Для участка II длина секции рассчитываем по формулам:
), м
(37)
где: к и н- углы в конце и в начале секции, градус тогда:

По второй расчётной схеме рассчитываем по формуле (36), только надо
учесть QIII:

принимаем меньшее значение lII = 279,5 м
Вес этой секции составит:

Для первой секции участка I используется по первой расчётной схеме
формула:
(38)
где: РIII и РII - силы, обусловленные трением и собственным весом
колонны на участках III и II:
(39)
(40)
Тогда:

Подставляя полученные значения, получим:

По второй расчётной схеме рассчитываем по формуле (36), только надо
учесть QIII и QII:

Принимаем меньшее значение L1 = 1146,9 м
Вес этой секции составит:
Вторую секцию, принимаем, для труб диаметром 127,0 мм
группу прочности SM-95 DS с толщиной стенки 9,19 мм фирмы Сумитомо
Метал для сероводородосодержащих скважин. Для этих труб предельная
нагрузка равна QпрII = 2225 кН = 2,225 МН по таблице 5.20 [ 10 ].
Тогда допустимая растягивающая нагрузка по приближённой формуле равна:

Допустимая длина второй секции определяется по формуле (31):

Вес этой секции составит:
Третью секцию, принимаем, для труб диаметром 127,0 мм группу прочности
SM-75 DS с толщиной стенки 12,7 мм фирмы Сумитомо Метал для
сероводородосодержащих скважин ()
Тогда:

Вес этой секции составит:
Четвёртую секцию, принимаем, для труб диаметром 127,0 мм группу
прочности SM-95 DS с толщиной стенки 12,7 мм фирмы Сумитомо Метал для
сероводородосодержащих скважин ()
Тогда:

Уточняем:

Примем длину
Вес этой секции составит:

Расчёт на статическую прочность

Для наклонно-направленных скважин можно пользоваться формулой:

(41)
Растягивающие напряжения для наклонно-направленных скважин
определяется по формуле:
(42)
где: Рв - вес вертикального участка, МН

Рн - сила, обусловленная трением и собственным весом колонны, на
прямолинейном наклонном участке, МН

(43)
Ри - сила, обусловленная трением и собственным весом колонны, на участке
набора кривизны, МН
(44)
где:
Рт - усилие, создаваемое в колонне УБТ и ВЗД.

(45 )
Тогда:

Подставляя полученные значения в формулу (42), получим:

(46)
получим:

Отсюда:

что удовлетворяет условию прочности

Таблица 7 — Сводная таблица расчётов бурильных колонн

Показатели Интервал 0-650 мИнтервал 0-2750 м Интервал 0-3536 м Интервал 0-4315,5 м
(по стволу)
1 2 3 1
Всего, тн 102,3812 106,2096 133,1522 155,79774

2.4 Промывка скважины
Очистка забоя от шлама имеет решающее значение при определении
необходимой интенсивности промывки скважин. В наклонных и горизонтальных
скважинах возможно скопление шлама в нижних частях ствола и на забое под
действием гравитационных сил. Поэтому необходимо учитывать, что призабойная
зона должна быть максимально охвачена циркулирующими потоками.
Чрезмерная подача жидкости на забой скважины может вызвать
нежелательные последствия, например, размыв стенок ствола при бурении
рыхлых неустойчивых пород.
Выбуренная порода в наклонном и горизонтальном стволе выносится на
поверхность вдоль нижней, лежачей, части ствола скважины со скоростью,
меньшей средней скорости циркуляции промывочной жидкости. В верхней,
висячей части ствола поднимается чистая промывочная жидкость. Скорость её I
подъёма выше средней скорости циркуляции раствора. Это обстоятельство надо
учитывать и подавать в наклонную скважину раствор с большей скоростью, чем
на ту же глубину в вертикальной скважине.
Промывка скважины в значительной мере определяет скорость бурения и
качество ствола. В связи с большей осложнённостью технологических процессов
при бурении горизонтальной скважины по сравнению с вертикальными влияние
промывки возрастает.

2.4.1 Выбор вида промывочной жидкости и установление её параметров по
интервалам глубин
Технология промывки скважины — это комплекс технологических процессов
и операций по приготовлению, очистке, обработке и циркуляции бурового
раствора. Рабочим агентом, в технологическом процессе промывки скважины
является буровой раствор, основными характеристиками процесса считаются
режимные параметры циркуляции и показатели свойств раствора.
Выбор вида бурового раствора производим исходя из пластовых давлений,
указанных на (рисунке 3), а также с учётом ЕТП 1995 г. П. 8. 2. [16 ].
Плотность бурового раствора (если она не вызывается необходимостью
обеспечения устойчивости стенок скважины) в интервале совместных условий
бурения должна определятся из расчёта создания столбом бурового раствора
гидростатического давления в скважине, превышающего пластовое на величину:
4 - 7% для скважин глубиной более 2500 м (интервалов от 2500 м до
проектной глубины), но не более 3,5 МПа.
Так как бурение ведётся в относительно осложнённых условиях, выбираю
тип бурового раствора полимер глинистый, и при разбуривание солей -
соленасыщенный раствор. Полимер глинистый буровой раствор способствует
значительному сокращению осыпей и обвалов при бурении неустойчивых I
отложении. А стабилизированный соленасыщенный раствор предназначен для
бурения в солях с пропластками глинистых отложении.
Показатели свойств бурового раствора по интервалам глубин:
1) При бурении под направление, кондуктор, промежуточную колонны в
интервале 0 - 2750 м, плотность бурового раствора выбирается из условий
недопущения нефтегазопроявлений, осыпей и обвалов проходимых горных пород.
Определяем её по (рисунку 3) по относительной плотности, тогда .
Вязкость выбирается из опыта отечественного и зарубежного бурения. Для
растворов плотностью до 1400 кгм3 - 30 с. Показатель фильтрации
и толщина фильтрационной корки выбираю из улучшения условий
разрушения породы долотом. Необходимо стремится к увеличению показателя
фильтрации бурового раствора и уменьшению толщины фильтрационной
корки. Но, учитывая неустойчивые и проницаемые породы принимаю: водоотдачу
8-10 см330 мин, толщину фильтрационной корки 1,5 мм. Статическое
напряжение сдвига выбирается с учётом способности бурового
раствора к тиксотропному упрочнению её в покое. Принимаю СНС1 - 15дПа,
СНС10 - 40дПа [ 16 ].
2) При бурении под эксплуатационную колонну параметры бурового
раствора выбираются аналогично. Плотность бурового раствора р = 1080 - 1120
кгм3.
Вязкость 30 с. Водоотдача 6-8 см330 мин, толщина фильтрационной корки
1мм. СНС1 -l5 дПа, СНС10 - 40 дПа. Обработка бурового раствора в
соответствии с таблицей 8.

2.4.2 Расчёт потребного количества глины, воды, химических реагентов,
утяжелителя и других материалов
Количество глинопорошка для приготовления 1 м3 глинистого бурового
раствора определяется по формуле:
(47)
где n – влажность глины, n=0,05
- плотность глинопорошка, гсм3 (=2,6 гсм3)
- плотность воды, гсм3 ( =1 гсм3)
- плотность бурового раствора, гсм3
Тогда для интервала 0 – 2750 м =1,17 гсм3

Для интервала 2750 – 4315,5 м =1,12 гсм3

Объём бурового раствора необходимого для механического бурения
скважины определяется по формуле:

где n1, n2, n3, n4 – нормы расхода бурового раствора на 1 м проходки с
учётом скорости бурения, диаметр скважины и качества раствора
L1, L2, L3, L4 – интервалы бурения долотами одного диаметра, м
Согласно СУСН (таблица 4 в, графа 1) n1=2,53; n2=0,72; n3=0,32;
n4=0,13
Тогда: h=30 м
h=650 м
h=2750 м
h=4315,5 м
Объём скважины определяем по формуле:
( (49)
где Д1, Д2, Д3, Д4 – диаметры скважины (или внутренний диаметр
предыдущей обсадной колонны ), м
L1, L 2,L3 ,L4 – глубины спуска колонн, м
Определим объём скважины по интервалам бурения:
h = 30 м Vскв=(3,14*(0,49*1,1)2*30)4=6,84
м3
h = 650 м
Vскв=(3,14*(0,394*1,1)2*650)4=95,8 4 м 3
h = 2750 м
Vскв=(3,14*(0,2953*1,1)2*2750)4=22 7,78 м 3
h = 4315,5 м
Vскв=(3,14*(0,2159*1,1)2*4315,5)4= 191,07 м 3
Общий объем бурового раствора ( с учетом запаса) требуемый для
проводки скважины, определяется по формуле:
Vбр= Vпе +Vж +Vбур +a*Vскв , м3
(50)
где Vпе ... продолжение

Вы можете абсолютно на бесплатной основе полностью просмотреть эту работу через наше приложение.