Технология и техника строительства нефтяной эксплуатационной скважины № 240 месторождения "Одопту-Море"

Диаметр муфт, мм

от

до

от

до

Направление

0

14

0

14

-

720

-

Кондуктор

0

90

0

90

660,4

508

533,4

I промежуточная

0

1350

0

760

444,5

340

365,1

II промежуточная

0

5775

0

1570

311,2

245

269,9

хвостовик

5725

6390

1560

1636

215,9

168

187,7

Выбор конструкции призабойного участка скважины в интервале залегания продуктивных пластов

Призабойным называют участок от кровли продуктивного горизонта до конечной глубины скважины. Правильно подобранная конструкция забоя скважины обеспечивает наилучшие условия вызова притока флюидов, получения максимальных рабочих дебитов без нарушения свойств коллектора, проведение необходимых технологических воздействий на пласт.

К главным факторам, определяющим не только конструкцию забоя, но и ее конкретный вид, относятся: тип коллектора и степень его однородности; степень устойчивости пород призабойной зоны; наличие или отсутствие близкорасположенных к продуктивному пласту напорных, подошвенных вод или газовой шапки; проницаемость пород продуктивного пласта.

Сочетание перечисленных факторов определяет конструкцию забоя, поэтому при проектировании и выборе рациональной конструкции забоя добывающей скважины, прежде всего, устанавливают тип коллектора и его однородность, фильтрационные свойства и прочность слагающих пород.

Для данного продуктивного пласта наиболее рациональна конструкция с открытым забоем, вследствие того, что: продуктивный пласт однороден, коллектор порового типа, который не может быть зацементирован без резкого и значительного ухудшения коллекторских свойств; проницаемость по толщине залежи не изменяется. Поэтому, после спуска промежуточной колонны, спущенной до кровли продуктивного горизонта, вскрывают продуктивную залежь и спускают до забоя эксплуатационную колонну (хвостовик).

1-цементный камень

2-промежуточная обсадная колонна

3-устройство для подвески фильтра

4-потайная обсадная колонна-фильтр

5-продуктивный пласт

Схема конструкции забоя скважины

2.3 Выбор буровых растворов

Высокая стабильная эффективность работы породоразрушающего инструмента в скважине может быть достигнута только при условии непрерывной и своевременной очистки забоя от шлама горных пород. Удаление бурового шлама с забоя и из ствола скважины - одна из технологических функций промывочного агента при вращательном бурении. Циркулирующий по скважине агент подается к забою, омывает его, подхватывает буровой шлам, образующийся на забое при разрушении горной породы, и выносит его на поверхность.

Первоначальное назначение промывки ограничивалось отчисткой забоя и выносом шлама из скважины. По мере накопления практического опыта и развития бурового дела функции промывочного агента расширялись и одновременно углублялось представление о его роли при бурении.

Находящийся в скважине промывочный агент создает среду, которая определяет условия работы бурового инструмента и оказывает воздействие на вскрытие скважиной горной породы на ее стенках и забое. С этой точки зрения, промывочный агент влияет на буримость горных пород, устойчивость стенок скважины, а также на характер и интенсивность физико-химических обменных процессов с горными породами и насыщающими их пластовыми флюидами на открытых поверхностях выработки. Их протекание может изменяться под воздействием гидродинамических явлений, происходящими в движущемся по стволу скважины потоке.

Поданный в скважину флюид претерпевает изменение вещественного состава вследствие обогащения шламом и поступления пластового флюида из выбуренного объема, подвергается химической агрессии со стороны химически активных веществ и физическому воздействию высоких температур и давлений, переменных по стволу скважины. Независимо от первоначального состава выходящий из скважины агент представляет собой многокомпонентную гетерогенную систему.

Изменения вещественного состава и состояние агента, происходящие в скважине, не должны значительно ухудшать его технические свойства. Под технологическими свойствами бурового раствора принято понимать такие его особенности, которые оказывают влияние на буримость горных пород, очистку забоя и ствола скважины, устойчивость стенок ствола, на величину сопротивления, возникающего при вращении или осевом перемещении находящегося в скважине бурового инструмента. На основании сказанного промывочные агенты должны:

- способствовать повышению буримости горных пород или по крайней мере не вызывать её значительного снижения;

- в процессе циркуляции по стволу обладать достаточной кинетической и агрегативной устойчивостью, т.е. их структура и несущая способность (по отношению к частицам шлама) не должны существенно изменяться под воздействием поступивших веществ;

- способствовать сохранению и даже повышению устойчивости пород, слагающих стенки ствола скважины на открытых участках ствола (необсаженный интервал);

- в процессе циркуляции и в статическом состоянии создавать определенное гидродинамическое равновесие между средой в стволе скважины и пластовым флюидом, которое исключало бы проникновение одной среды в другую и их перемешивание, а также ухудшение коллекторских свойств вмещающих пород.

К циркуляционному агенту предъявляют ряд дополнительных требований, и в частности:

- стоимость его приготовления должна оставаться в экономически оправданных пределах;

- он не должен оказывать агрессивного воздействия на буровой инструмент и оборудование;

- не должен содержать веществ, вредных для здоровья обслуживающего персонала или представляющих опасность в пожарном отношении;

- не должен создавать трудностей при проведении геофизических исследований в скважине.

Такого промывочного агента, который в равной степени удовлетворял бы всем требованиям, не существует, да и сами требования не однозначны и зависят от геологических условий, поэтому наметился путь наилучшего приспособления агента к специфическим условиям. Это привело к внедрению большого количества различных агентов и освоению сложной технологии их обработки и регулирования свойств.

В настоящее время успешное проведение буровых работ в значительной степени зависят от правильного подбора состава и свойств промывочного агента и соответствия его функций конкретным условиям строительства скважины.

Верхняя вертикальная часть 0 - 90 м ствола представлена чередованием песков, песчаников с редкими прослоями серых глин. В интервале имеются пласты с пресной водой. В интервале возможны затяжки и прихваты бурильной колонны вследствие желобообразования, осыпи и обвалы стенок скважины.

Требования к промывочной жидкости:

* Промывочная жидкость должна не разупрочнять глинистые породы;

* Промывочная жидкость должна иметь хорошие коркообразующие

свойства для создания на стенке скважины прочной фильтрационной

корки, укрепляющей ствол;

* Промывочная жидкость должна не загрязнять пласты с пресной водой;

Так как в интервале имеются пласты с пресной водой, исключается применение слабоминерализованного, минерализованного и соленасыщенного раствора, раствора с полисолевой минерализацией, раствора с конденсированной твердой фазой, растворов на углеводородной основе. Для бурения данного интервала принимаем пресный глинистый раствор на основе бентонита, как наиболее дешевый и простой в эксплуатации.

Оставшийся интервал 90 - 1636 м представлен чередованием песков, песчаников, глин, алевролитов. В интервале возможны такие осложнения как желобообразования, заклинки бурильного инструмента в желобных выработках, сальникообразования, посадки бурильной колонны при ее спуске.

В горизонтальных скважинах продуктивный пласт дольше подвергается воздействию бурового раствора. Следовательно, необходимо уделять больше внимания сохранению коллекторских свойств пласта, регулированию содержания и состава твердой фазы в буровом растворе, регулированию ПФ раствора.

При выборе промывочной жидкости для горизонтальных скважин некоторые факторы требуют к себе более пристального внимания и более детальной проработки. Такими факторами являются:

* гидравлическая программа;

* смазочные свойства раствора;

* реологические свойства;

* толщина фильтрационной корки и опасность возникновения прихватов, вызванных дифференциальным давлением;

* регулирование содержания твердой фазы в буровом растворе;

* загрязнение продуктивного пласта;

* устойчивость стенок скважины;

* вынос шлама и размыв стенок скважины;

Все вышеперечисленные факторы взаимосвязаны и требуют комплексного подхода. Применение качественного бурового раствора, надлежащая гидравлическая программа, эффективная методика очистки скважины от шлама, тщательное проектирование - вот некоторые основные моменты, обеспечивающие успешное бурение горизонтальных скважин.

Для удовлетворения данных условий считается целесообразным использование инвертного эмульсионного раствора, его также называют обращенным или гидрофобным эмульсионным раствором.

Гидрофобные эмульсионные растворы являются системами типа вода в масле, относятся к классу растворов на углеводородной основе и предназначаются для сохранения коллекторских свойств призабойной зоны, бурения скважин с большими и горизонтальными отходами от вертикали.

Особенностями технологических свойств этих растворов являются:

1) низкие или даже нулевые значения показателя фильтрации;

2) обладают высокими тиксотропными свойствами;

3) состав фильтрата углеводородный;

4) несмотря на сравнительно высокие значения вязкости, обладают хорошей прокачиваемостью, легко прокачиваются существующими типами насосов. Неутяжеленные гидрофобные эмульсии в виду отсутствия в них твердой фазы могут перекачиваться плунжерными насосами;

5) наличие тиксотропных свойств позволяет утяжелять эти растворы существующими утяжелителями (барит, гематит и др.), что позволяет получать гидрофобные растворы различной плотности (от 980 до 2000 кг/мі);

6) дисперсионная среда не растворяет горные породы;

7) при использовании в качестве водной фазы растворов солей (NaCl, , и т.д.) гидрофобные растворы не теряют своих свойств в широком диапазоне температур от - 50°С до +130°С;

8) обладают высокими противоизносными и смазочными свойствами;

9) вязкость этих растворов сильно зависит от содержания воды: чем выше содержание водной (внутренней) фазы, тем выше вязкость. В зависимости от вида задач, поставленных при строительстве скважины, содержание водной фазы колеблется от 30 до 80 объемных %.

В целом ИЭР имеют следующие преимущества по сравнению с растворами на водной основе:

1) обеспечивают высокое качество вскрытия продуктивных пластов;

2) позволяют, как правило, без осложнений бурить скважины в неустойчивых горных породах, при разбуривании различных по составу солей;

3) позволяют отбирать керн горной породы, состав и проницаемость которой почти такие же, как и при залегании ее в пласте;

4) обладают высокой стабильностью в минерализованных средах и при высоких температурах;

5) уменьшают прихватоопасность стволов скважины;

6) имеют высокие противоизносные и смазочные свойства, обеспечивают рост показателей работы долот;

7) не снижают проницаемости продуктивных пластов при подземном ремонте скважин, при их консервации.

Типы и параметры буровых растворов используемых в ОАО "НК "Роснефть-Сахалинморнефтегаз"" представлены в таблицах 2.4 и 2.5.

Таблица 2.4

Типы буровых растворов

Наименование компонента бурового раствора	Содержание компонента в % в интервале, м
	14 - 90	90 - 1350	1350 - 5775	5775 -6390
Тип бурового раствора	на водной основе	ИЭР	ИЭР	ИЭР
Содержание углеводородной / водной фаз, %	-	50 / 50	70 / 30	70 / 30
Плотность исходного бурового раствора, г/см3	1,04	1,04	0,98	0,98
Глинопорошок бентонитовый ПБМВ	50
Гидроокись натрия	0,5
КМЦ 85/500	3,0
Вода пресная	978	42	24,5	24,5
Дизельное топливо Л-40	-	27	53,2	53,2
Нефть охинская,	-	9,7	9,4	9,4
Эмультал в стальных бочках	-	2	2	2
СЭТ-1		1	2	2
СМАД-1М	-	4	3,3	3,3
Хлористый кальций (кальцинированный)	-	15	10	10
VG-PLUS (органофильная глина)	-	0,5	1,1	1,1
Окись кальция	-	0,8	1,1	1,1

Таблица 2.5

Технологические параметры раствора по интервалам бурения

Наименование	Значение параметров по интервалам
Интервал, м	14 - 90	90 - 1350	1350 - 5775	5775 - 6390
Плотность, кг/м3	1120 - 1180	1120 - 1180	1120 - 1180	1160
Условная вязкость, с	70 - 100	35 -50	35 - 50	30 - 40
Пластическая вязкость, мПа·с	1,2 - 2	1,2 - 2	2 - 3	3 - 4
Предельное напряжение сдвига, дПа	8 - 10	5 - 7	7 - 9	12 - 16
Статическое напряжение сдвига, Па	10/12	5/7	10/12	12/14
Электростабильность, В	>150	>150	>150	>150
Показатель фильтрации, см3/30 мин.	6	6	6	6
Толщина фильтрационной корки, мм	1,6	1,6	1,6	1,6

Контроль параметров бурового раствора

Гидрофобные эмульсионные буровые растворы, вследствие своей природы, сильно отличаются по свойствам и методам их регулирования от растворов на водной основе. Для их исследования, помимо общих методов, необходимо применение дополнительных оценок и следовательно, необходимы новые приборы. Для характеристики свойств гидрофобных эмульсий необходимо знать следующие параметры:

- плотность;

- статическое напряжение сдвига;

- стабильность;

- суточный отстой;

- напряжение пробоя;

- пластическая вязкость;

- эффективная вязкость;

- предельное динамическое напряжение сдвига;

- содержание и состав твердой фазы;

- температура выходящего потока;

- условная вязкость;

- фильтрация;

- соотношение фаз;

- глиноемкость;

- температура вспышки.

Первые четыре параметра измеряются по стандартной методике на стандартных приборах. Напряжение пробоя - одна из основных характеристик инвертной эмульсии. Этот параметр характеризует прочность слоя эмульгатора и стойкость эмульсии к обращению фаз. Единица измерения напряжения пробоя - вольт. Измерения ведутся на приборе конструкции «BAROID». Принцип действия прибора для измерения напряжения пробоя основан на измерении напряжения при котором между электродами, погруженными в эмульсию, появляется ток.

Вязкость инвертных эмульсий оценивается обычным образом, но измеряемые величины сильно отличаются от тех, которые характерны для растворов на водной основе. За счет более интенсивного смачивания поверхности силы взаимодействия на границе твердое тело - жидкость при течение через трубку вискозиметра для раствора на углеводородной основе много больше, чем для водных растворов. Поэтому, при одинаковых реологических характеристиках раствора, время истечения через трубку вискозиметра много больше - для инвертных эмульсий. Для компенсации столь значительной разницы при измерении условной вязкости растворов на углеводородной основе применяют измененный вискозиметр ВП-5. Отличается он от стандартного длиной трубки (в стандартном вискозиметре 100 мм, в измененном 50 мм). При измерении в вискозиметр заливается 200 смі раствора и измеряется время истечения в секундах 100 смі раствора.

Фильтрация инвертных эмульсий измеряется теми же методами, что и для растворов на водной основе. Но в отличии от них , фильтрация инвертных эмульсий является не только технологическим показателем, но и важной характеристикой физико-химического состояния системы. Для инвертных эмульсий первостепенную роль играет характер отделяемой жидкой фазы. Обязательным признаком доброкачественности эмульсии является отсутствие фильтрации или фильтрация углеводородной фазы. Отделение воды - признак неустойчивости эмульсии даже при отсутствии видимого разделения фаз. Фильтрация гидрофобной эмульсии существенно имеет более низкие (вплоть до нулевых) значения, чем водоотдача водных растворов. Поэтому, предпочтительно замерять фильтрацию при забойных условиях.

Глиноемкость гидрофобных эмульсий характеризует устойчивость системы к твердой фазе. Глиноемкостью называют максимальное количество глины, которое не приводит к обращению фаз эмульсии. Устойчивой к твердой фазе считается эмульсия, у которой при введении 20% глинопорошка и интенсивном перемешивании в течение 0,5 часа не снижает напряжение пробоя.

Температура вспышки эмульсии характеризует её пожароопасность. Определяется она по стандартной методике ГОСТ 6356-52, аналогично определению температуры вспышки нефтепродуктов.

Управление функциональными свойствами буровых растворов.

При многократном использовании и длительном хранении (более года) возможна потеря гидрофобными эмульсиями некоторых свойств. Кроме того, при многократном использовании могут изменяться цели применения гидрофобной эмульсии, что в свою очередь, вызовет необходимость изменения некоторых ее свойств.

Восстановление и повышение стабильности. Устойчивость эмульсии к обращению фаз или к расслоению является основным показателем этих растворов. Внешними признаками потери стабильности эмульсии являются: Появление в фильтрате воды, нарушение однородности раствора, вспучивание его в мерниках и, в конечном счете, резкое снижение вязкости, которая не повышается при введении воды. Оперативным методом контроля стабильности служит измерение напряжения пробоя. При снижении величины напряжения пробоя необходимо добавление эмульгатора (СМАД-1М, Эмультал, СЭТ-1).

Регулирование вязкости. Для снижения вязкости необходимо добавление в раствор углеводородной фазы. При большом значении напряжения пробоя допускается снижение вязкости добавкой дизтоплива либо нефти. Увеличение вязкости достигается вводом VG-PLUS или водной фазы.

Регулирование плотности. Увеличение плотности раствора производится баритовым утяжелителем. Для обеспечения равномерного распределения барита в растворе и предотвращения его выпадения необходимо предварительное смачивание барита нефтепродуктами или углеводородной фазой. Снижение плотности эмульсии производится удалением твердой фазы (барита, песка, коллоидной фазы) системой отчистки (вибросита, центрифуги, гидроциклоны). Если в исходном растворе водная фаза насыщена солями, то снижение удельного веса производится разбавлением новой эмульсией с пресной водной фазой.

2.4 Выбор способа бурения

Принятие решения об использовании того или иного способа бурения - это один из ответственных этапов при проектировании технологии углубления, так как в дальнейшем выбранный способ определяет многие технические решения.

При принятии решения о способе бурения в качестве исходной информации используются такие данные, как профиль ствола скважины, геологическое строение разреза скважины, тип и диаметр бурового раствора и породоразрушающего инструмента.

В настоящее время глубокие нефтяные скважины бурят вращательным способом с передачей вращения долоту с устья скважины от ротора через колонну бурильных труб или с передачей вращения долоту непосредственно от гидравлического (турбобура, винтового забойного двигателя (ВЗД)) или электрического забойного двигателя - электробура.

Основные требования к выбору способа вращения долота определяются необходимостью обеспечения успешной проводки ствола скважины при возможных осложнениях с высокими технико-экономическими показателями. Поэтому приемлемый вид бурения должен допускать использование такой техники и технологии проводки ствола, которые наиболее полно отвечали бы условиям предупреждения осложнений и их ликвидаций и качественного вскрытия продуктивного пласта, а также достижение высокого качества ствола скважины, её конфигурации и наиболее высоких механических скоростей, наибольших проходок на долото, а также применение различных типов долот, в соответствии с механическими и абразивными свойствами пород.

Одним из основных критериев для выбора того или иного способа бурения служит возможность передавать на забой достаточную мощность при любых глубинах бурения с наименьшими потерями и достаточный крутящий момент, для создания надлежащей осевой нагрузки.

В настоящее время наклонно-напрвленные скважины бурят с применением забойного двигателя, так как на участке набора и спада зенитного угла воспользоваться роторным способом сложно. Наибольшие трудности в борьбе с самопроизвольным искривлением скважин встречаются при роторном способе бурения. Вращение бурильной колонны не позволяет отцентрировать её в стволе скважины, так как центрирующие элементы быстро изнашиваются, и диаметр их уменьшается. Сравнительно легко решаются эти вопросы при бурении забойными двигателями. Однако существует альтернатива обычному наклонно-направленному бурению с использованием забойных двигателей, это использование роторной управляемой системы (Power Drive), которая позволяет:

*значительно сократить сроки строительства скважины, общую стоимость строительства;

*увеличить аккуратность расположения ствола скважины в момент вхождения в продуктивный пласт;

*значительно снизить момент вращения, так как снижается микро-кривизна ствола, обычная при бурении с забойным двигателем;

*значительно снизить общий коэффициент трения во время спуска колонны за счёт отсутствия интервалов направленного бурения, как это обычно происходит при бурении с забойным двигателем;

*приближает очистку скважины от шлама к абсолютной, за счёт постоянного вращения;

*устраняет необходимость проработок перед спуском колонны;

*двойной замер угла, почти на долоте и 20м (в зависимости от компоновки) от забоя даёт возможность снизить существующую неопределённость в вертикальной глубине до нескольких метров на удалении 6км.

Итак, из всего вышеизложенного и отсутствия цеха по обслуживанию забойных двигателей следует, что применение роторного способа бурения является наиболее выгодным на данном месторождении.

2.5 Выбор компоновок бурильного инструмента

При выборе компоновок бурильного инструмента, определяющими факторами являются профиль и конструкция скважины, а также эффективность той или иной компоновки при применении её в похожих условиях - основываясь на опыте пробуренных раннее скважин на данном месторождении.

Правильно выбранная компоновка позволяет без осложнений, с наименьшими затратами пробурить скважину до проектной глубины.

При строительстве скважин на данной площади применяем компоновки, положительно зарекомендовавшие себя при разбуривании этого месторождения, представлены в таблице 2.6. Принимаем их как проектные.

Таблица 2.6

Компоновка бурильной колонны по интервалам бурения

Интервал по стволу	№КНБК	Элементы КНБК и бурильные трубы
от	до		Наименование	Техническая характеристика
				Наружный диаметр, мм	Длина, м	Масса, кг
0	90	1	Долото Ш660,4	660,4	0,5	62
			Переводник	241,3	0,46	22
			УБТ	241,3	9,144	295
			Стабилизатор	660,4	1,73	71
			Переводник	228,6	0,61	26
			УБТ	203,2	9,144	204
			Переводник	203,2	0,91	20
			Сумма		22	700
			Трубы бурильные	168,3
90	1350	2	Долото Ш 444,5	444,5	0,42	25
			Power Drive 900*	374,6	4,45	1258
			Немагнитный спиральный КЛС*	431,8	1,6	49
			Немагнитная УБТ	203,2	9,144	204
			Прибор удельного сопротивления	203,2	5,8
			Телеметрия MWD	203,2	8,73	146
			Немагнитный спиральный КЛС	431,8	1,6	42
			Немагнитная УБТ	203,2	9,144	204
			Ясс гидравлический	203,2	6,83	194
			Переводник	203,2	0,91	20
			Сумма		48,45	2142
			БТ	168,3
1350	5775	3	Долото Ш 311,2	311,2	0,30	14
			Power Drive 900	311,2	4,45	1080
			Немагнитный спиральный КЛС	311,2	2,26	43
			Немагнитная УБТ	203,2	9,144	204
			Прибор удельного сопротивления	203,2	5,8
			Телеметрия MWD	203,2	8,73	146
			Немагнитный спиральный КЛС	311,2	2,26	43
			Немагнитная УБТ	203,2	9,144	204
			Ясс гидравлический	203,2	6,83	194
			Переводник	203,2	0,91	20
			Сумма		49,45	1942
			БТ	168,3
5775	6390	4	Долото Ш 215,9	215,9	0,25	8
			Power Drive 900	215,9	3,81	782
			Немагнитный спиральный КЛС	215,9	1,83	164
			Немагнитная УБТ	171,4	9,144	1383
			Прибор удельного сопротивления	171,4	5,8	406
			Телеметрия MWD	171,4	8,73	786
			Немагнитный спиральный КЛС	215,9	1,83	164
			Немагнитная УБТ	171,4	9,144	1383
			Ясс гидравлический	171,4	6,83	478
			Переводник	171,4	0,91	49
			Сумма		50,81	5603
			БТ	139,7

Примечание: * - Power Drive 900 - роторная управляемая система компании Шлюмберже;

- КЛС - калибратор лопастной спиральный;

2.6 Расчет бурильных колонн

В расчёте бурильной колонны, как и при проектировании любой конструкции, используют: расчетные нагрузки, действующие на бурильную колонну, с учетом их характера; показатели механической прочности бурильных труб и их соединительных элементов, т.е. предельные нагрузки, которые бурильные трубы и их соединения могут выдержать без появления пластических деформаций и без нарушения целостности; принятые коэффициенты запаса прочности.

Показатели прочности бурильных труб рассчитаны на основании их геометрических размеров и показателей прочности материала по ГОСТ 631-75 и техническим условиям и приведены в соответствующих справочных таблицах.

Рекомендуемые коэффициенты запаса прочности разработаны на основе обобщения опыта использования бурильных колонн в различных условиях.

Расчет и разработка конструкции бурильной колонны начинается с выбора диаметра бурильных труб и УБТ и обоснования комплектации КНБК.

Исходные данные:

* скважина наклонно-направленная;

* интервал бурения 5775 - 6390 м;

* бурение ведется под хвостовик диаметром 168 мм;

* конструкция скважины к моменту бурения заданного интервала:

интервал 0 - 14 м колонна диаметром 720 мм;

интервал 0 - 90 м - колонна диаметром 508 мм;

интервал 0 - 1350 м - колонна диаметром 340 мм;

интервал 0 - 5775 м - колонна диаметром 245 мм;

* способ бурения роторный, частота вращения колонны - 120 об/мин;

* диаметр долота 215, 9 мм;

* плотность бурового раствора 1160 кг/мі;

* осевая нагрузка на долото 60 кН;

* породы мягкие и средней твердости.

2.6.1 Расчет УБТ

Выбор диаметров УБТ

Диаметр УБТ выбираем на основе рекомендуемых соотношений размеров долот, бурильных труб, с учетом диаметра обсадной колонны, под которую ведется бурение, а также норм по соблюдению диаметров.

При выборе УБТ следуем некоторым общим рекомендациям:

- чтобы избежать опасной концентрации напряжений в месте соединения БТ с УБТ, отношение наружных диаметров бурильных труб и УБТ должно быть не менее 0,75; при меньшей величине соотношения КНБК включают одну или несколько секций УБТ меньшего диаметра;

- отношение диаметра УБТ к диаметру долота должно быть равным 0,75 для долот с D<295,3 мм.

Для долота диаметром 215,9 выбираем УБТ диаметром 165,1 мм. Эти трубы имеют достаточную жесткость для бурения под обсадную колонну диаметром 168 мм.

В соответствии с конструкцией применяем бурильные трубы диаметром 139,7 мм.

Следовательно, компоновка УБТ принимается одноступенчатой.

Определение длины компоновки УБТ

где G - осевая нагрузка на долото;

- вес единицы длины УБТ;

Учитывая вес КНБК принимаем

Вес УБТ:

Проверка УБТ на устойчивость



где - жесткость УБТ при изгибе,

- вес единицы длины УБТ,

Так как , то для ограничения прогибов и площадей контакта УБТ со стенками скважины на сжатом участке УБТ рекомендуется установить промежуточные опоры профильного сечения.

2.6.2 Расчет колонны бурильных труб

Выбираем для нижней секции нижней ступени трубы ВН 137,9Ч9,17G. Тип труб выбран из имеющихся на предприятии.

Определим для них коэффициент запаса прочности на выносливость.

Для нижней секции запас прочности определяется по формуле:

где - предел выносливости трубы при симметричном цикле изгиба по данным натурных испытаний; ;

- переменное напряжение изгиба;

- предел прочности (временное сопротивление); ;

- постоянное напряжение изгиба;

где модуль упругости;

осевой момент инерции сечения по телу трубы, ;

осевой момент сопротивления опасного сечения,

стрела прогиба,

длина полуволны изогнутой колонны, м.

где диаметр скважины, м;

диаметр бурильного замка, м.

где диаметр трубы наружный, м;

диаметр трубы внутренний, м .



где угловая частота вращения;

вес единицы длины колонны, Н/м;

где частота вращения, об/мин.



Условие выполняется.

Расчет на статическую прочность

Наибольшее напряжение от статических нагрузок возникают у устья скважины и в местах перехода одного диаметра труб в другой.

Расчет ведется на совместное действие нормальных и касательных напряжений.

Основное уравнение прочности:

где напряжение кручения;

растягивающее напряжение;

изгибающее напряжение.

,

где полярный момент сопротивления поперечного сечения трубы, мі;

частота вращения колонны, об/мин;

мощность, расходуемая на вращение колонны при работе долота, кВт.

где мощность на холостое вращение колонны, кВт;

мощность потребная для вращения долота, кВт.

где длина колонны, м;

диаметр скважины, м;

диаметр бурильной колонны, м.

где коэффициент прочности породы, ;

диаметр долота, м;

осевая нагрузка на долото, кН.

,

где диаметр СБТ, м;

диаметр проходного отверстия СБТ,

Растягивающее напряжение определяется для двух расчетных схем:

а) секция рассматривается в процессе подъема колонны после окончания бурения скважины с учетом сил сопротивления на искривленных и наклонных участках;

б) секция находится только под действием веса расположенной ниже части колонны.

Большее напряжение, полученное из условия «а», «б», принимается за расчетное.

Наибольшие напряжения растяжения в колонне бурильных труб наклонно-направленной скважины определяется по формулам:

а) для первой расчетной схемы:

где коэффициент учитывающий влияние сил трения, сил сопротивления движения бурового раствора и сил инерции (принимается к=1,15);

вес вертикальных участков, Н;

усилие, обусловленное силами трения и собственным весом колонны на прямолинейных наклонных участках, Н;

усилие, обусловленное силами трения и собственного веса колонны на участках набора и спада угла наклона скважины, Н;

усилие, создаваемое в колонне УБТ, Н;

коэффициент, учитывающий уменьшение веса колонны в жидкости;

плотность бурового раствора и материала труб, кг/мі;

перепад давления в долоте, Па;

площадь поперечного сечения канала бурильных труб, мІ;

где вес I - го наклонного участка бурильной колонны, Н;

коэффициент трения i - го участка бурильной колонны о стенки скважины ();

угол наклона скважин на рассматриваемом участке, град;

m - число наклонных прямолинейных участков скважины.

где число искривленных участков;

радиус кривизны участка, м;

углы наклона в начале и в конце участка, град;

радиан;

усилие натяжения колонны в конце рассматриваемого участка, Н.

Знак плюс в формуле относится к участку спада, а минус- к участку набора угла наклона.

где угол наклона и коэффициент трения на нижнем прямолинейном участке скважины;

б) для второй расчетной схемы определяют по формуле:

где максимальная растягивающая нагрузка, Н;

площадь поперечного сечения тела бурильной трубы, мІ;

вес бурильных труб, Н;

вес УБТ, Н;

длина первой секции (снизу) труб, расположенных в горизонтальном 5-м участке, определяется для первой расчетной схемы из зависимости:

,

где предел текучести материала труб;

предельная нагрузка на трубу (растягивающая нагрузка, соответствующая пределу текучести);

допустимый коэффициент запаса прочности (при бурении наклонно-направленных скважин ротором - 1,45).

Для второй расчетной схемы:



;

а)

б)

Для остальной части так же применяем трубы ВН 137,9Ч9,17G.

а)

б)

а)

б)

а)

б)

Определим напряжение растяжения на вертикальном участке:

а)

б)

Выбранные бурильные трубы (таблица 2.7) удовлетворяют требованиям.

Таблица 2.7

Бурильная колонна

Цель Бурения	Тип труб	Наружный диаметр, мм	Внутренний диаметр, мм	Толщина стенки, мм	Длина, м	Группа прочности	Длина КНБК
Кондуктор	СБТ УБТ	168,3 203,2	151,8 71,44	8,38 65,88	50 18,2	S - 135	22
I промежут. колонна	СБТ УБТ	168,3 203,2	151,8 71,44	8,38 65,88	1283 18,2	S - 135	48,5
II промежут. колонна	СБТ УБТ	168,3 203.2	151,8 71.44	8,38 65.88	5707 18,2	S - 135	49,5
Хвостовик	СБТ УБТ	139,7 139,7	121,4 85,73	9,17 26,985	6321 18,2	G - 105	50.8

2.7 Проектирование режима бурения

2.7.1 Разработка гидравлической программы проводки скважины

Гидравлическая программа является основной частью проектного режима проводки скважины.

Выбор расхода промывочной жидкости

Расход промывочной жидкости при бурении должен быть достаточным для удаления выбуренной породы с забоя и выноса ее на поверхность. Для обеспечения эффективного разрушения пород важно иметь расход, обеспечивающий минимальное дифференциальное давление. Для предотвращения сальникообразования, снижения вероятности прихватов, объёмное содержание выбуренной породы в промывочной жидкости в кольцевом пространстве не должно превышать 3 - 5%.

Расход, обеспечивающий вынос наиболее крупных частиц

При выборе расходов, необходимых для наиболее крупных частиц шлама из кольцевого пространства, требуется задать скорость потока, превышающую скорость витания, т.е. скорость частицы была больше нуля. На основании практических данных эту скорость принимают равной 20 - 30% скорости витания [9]:

где постоянная Риттингера;

эквивалентный диаметр наиболее крупных частиц шлама, м;

плотность разбуриваемых пород кг/мі (из таблицы 1.3);

плотность промывочной жидкости, кг/мі.

.

Размер наиболее крупных частиц выбуренной породы ориентировочно можно найти из выражения:

Расход жидкости в кольцевом пространстве, требуемый для выноса шлама:

где максимальная площадь кольцевого пространства, мІ;

.

I интервал (0ч90м) - бурение под кондуктор:

II интервал (90ч1350) - бурения под I промежуточную колонну:

III интервал (1350ч5775) бурение под эксплуатационную колонну:

IV интервал (5775ч6390) - бурение под хвостовик:

Расход, при котором объёмное содержание выбуренной породы не превышает критического значения, равного

.

где максимальная механическая скорость проходки в расчетном интервале (?40м/ч [5]), м/с;

средняя скорость оседания твердых частиц в растворе.

где средний диаметр частиц шлама, м;

I интервал (0ч90м) - бурение под кондуктор:

II интервал (190ч1350) - бурения под I промежуточную колонну:

III интервал (1350ч5775) бурение под эксплуатационную колонну:

IV интервал (5775ч6390) - бурение под хвостовик:

Расход жидкости для очистки забоя

где удельный расход (), м/с;

площадь забоя, мІ;

I интервал (0ч90м) - бурение под кондуктор:

II интервал (90ч1350) - бурения под I промежуточную колонну:

III интервал (1350ч5775) бурение под эксплуатационную колонну:

IV интервал (5775ч6390) - бурение под хвостовик:

Из трех расходов выбираем максимальные расходы:

Бурение под кондуктор (0ч90м):

Бурение под I промежуточную колонну (90ч1350м):

Бурение под эксплуатационную колонну (1350ч5775):

Бурение под хвостовик (5775ч6390м):

Выбор гидромониторных насадок

При использовании гидромониторных долот реализация гидромониторного эффекта достигается лишь при определенной скорости истечения (перепада давления) жидкости из насадок.

В соответствии с перепадом давления рассчитывается суммарная площадь сечения насадок:



где опытный коэффициент расхода;

перепад давления на долоте, МПа;

Затем по справочнику выбираются насадки, площадь сечения которых наиболее близка к .

I интервал (0ч90м) - бурение под кондуктор:

Выбираем насадки с диаметром 23 мм.

II интервал (90ч1350) - бурения под I промежуточную колонну:

Выбираем насадки с диаметром 11 мм.

III интервал (1350ч5775) бурение под эксплуатационную колонну:

Выбираем насадки с диаметром 9 мм.

IV интервал (5775ч6390) - бурение под хвостовик:

Выбираем насадки с диаметром 7 мм.

Расчет потерь давления в элементах циркуляционной системы

Потери давления при течении вязкой жидкости в трубе постоянного сечения определяются по формуле Дарси - Вейсбаха:

где коэффициент гидравлических сопротивлений трубопровода;

длина трубопровода или участка постоянного сечения, м;

плотность промывочной жидкости кг/м;

средняя скорость течения жидкости, м/с;

гидравлический диаметр ТП или кольцевой зазор, м.

Потери давления при ламинарном режиме течения:

где безразмерный коэффициент, определяемый по специальным кривым в зависимости от числа Сен-Венана:

При турбулентном режиме течения определяются по формуле Блазиуса:

где =0,316 - для труб гладкого сечения;

=0,339 - для кольцевого зазора;

- число Рейнольдса, определяемое по формуле:

где пластическая вязкость жидкости, Па·с;

динамическое напряжение сдвига, Па.

Средняя скорость течения жидкости определяется из выражения:

Смена ламинарного режима турбулентным соответствует критическое значение числа Рейнольдса:

где число Хедстрема, которое определяется из выражения:

I интервал (0ч90м) - бурение под кондуктор.

Расчёт потерь давления внутри бурильной колонны:

СБТ:

турбулентный режим течения, тогда

УБТ:

режим течения турбулентный.

;

;

Долото: 3 гидромониторные насадки



Принимаем .

Расчет потерь давления в кольцевом пространстве:

СБТ:

режим ламинарный.

При

В элементах обвязки:

.

УБТ:

режим ламинарный.

При

II интервал (90ч1350) - бурения под I промежуточную колонну:

Расчёт потерь давления внутри бурильной колонны:

СБТ:

режим течения турбулентный.



УБТ:

режим турбулентный.

;

Долото: 9 гидромониторных насадок

Принимаем ;

Расчёт потерь давления в кольцевом пространстве.

Замки СБТ:

Обсаженный ствол:



где расчетный коэффициент.

где длина одной трубы.

Необсаженный ствол:

УБТ:

режим турбулентный.

СБТ:

Необсаженный ствол:

;

режим турбулентный.

Обсаженный ствол:

режим ламинарный.

При

В элементах обвязки:

III интервал (1350ч5775) бурение под эксплуатационную колонну:

Расчет потерь давления внутри бурильной колонны:

СБТ:

режим турбулентный.

УБТ:

режим турбулентный.

;

Долото: 9 гидромониторных насадок

Принимаем ;

Замки СБТ:

Обсаженный ствол:

Необсаженный ствол:



СБТ:

Необсаженный ствол:

турбулентный режим.

Обсаженный ствол:

турбулентный режим.

УБТ:

Необсаженный ствол:

режим турбулентный.

Обсаженный ствол:

режим турбулентный.

В элементах обвязки:

IV интервал (5775ч6390) - бурение под хвостовик:

Расчет потерь давления внутри бурильной колонны:

СБТ:

режим турбулентный.

УБТ:

режим турбулентный.

Долото: 6 гидромониторных насадок

Принимаем .

Замки СБТ:

Необсаженный ствол:

Обсаженный ствол:

СБТ:

Необсаженный ствол:

турбулентный режим.

Обсаженный ствол:

турбулентный режим.

УБТ:

Необсаженный ствол:

режим турбулентный.

Обсаженный ствол:

режим турбулентный.

В элементах обвязки:

Результаты вычислений представлены в таблице 2.8

Таблица 2.8

Потери давления в циркуляционной системе

Элементы циркуляционной системы	L, м	мм	мм	мм	м/с			МПа
1	2	3	4	5	6	7	8	9
Бурение под кондуктор
Долото	-	660,4	660,4	-	-	-	-	4,11
УБТ	18,2	660,4	203,2	71,4	29,3	188663	0,0151	1,9230
к.п. УБТ	18,2	660,4	203,2	71,4	0,717	-	0,805	0,0005
СБТ	50	660,4	168,3	151,5	6,53	89190	0,0182	0,1490
к.п. СБТ	50	660,4	168,3	151,5	0,619	-	0,85	0,0014
Эл. обвязки	-	-	-	-	-	-	-	3,1
УДС	9,2839
Бурение под I промежуточную колонну
Долото	-	444,5	444,5	-	-	-	-	5,8
УБТ	18,2	444,5	203,2	71,4	13,79	88766	0,0183	2,110
необс к.п. УБТ	18,2	444,5	203,2	71,4	1,28	2783	0,0435	0,003
СБТ	1283	444,5	168,3	151	3,05	41730	0,0221	1,008
необс к.п. СБТ	1260	444,5	168,3	151	0,92	31841	0,0236	0,053
обсаж к.п. СБТ	90	485	168,3	151	0,70	-	0,78	0,004
Замки СБТ	-	485	203,2	-	-	-	-	0,5Па
к.п. замки	-	444,5	203,2	-	-	-	-	12Па
Эл. обвязки	-	-	-	-	-	-	-	0,682
УДС	9,660
Бурение под вторую промежуточную колонну
Долото	-	311,2	311,2	-	-	-	-	5,8
УБТ	18,2	311,2	203,2	85,7	7,90	61022	0,0201	0,154
необс к.п. УБТ	18,2	311,2	203,2	85,7	4,97	48454	0,0212	0,051
обсаж к.п. УБТ	18,2	320	203,2	85,7	4,24	44726	0,0217	0,035
СБТ	5775	311,2	168,3	151	2,52	34478	0,0231	3,249
необс к.п. СБТ	4425	311,2	168,3	151	2,83	36475	0,0228	3,287
обсаж к.п. СБТ	1350	320	168,3	151	2,51	34387	0,0232	0,753
Замки СБТ	-	311,2	203,2	-	-	-	-	0,0006
к.п. замки	-	320	203,2	-	-	-	-	0,0001
Эл. обвязки	-	-	-	-	-	-	-	0,466
УДС	13,796
Бурение под хвостовик
1	2	3	4	5	6	7	8	9
Долото	-	215,9	215,9	-	-	-	-	5,8
УБТ	18,2	215,9	171,4	85,7	4,43	34280	0,0232	0,0561
необс к.п. УБТ	18,2	215,9	171,4	85,7	16,46	66019	0,0197	0,0769
обсаж к.п. УБТ	18,2	225	17,1	85,7	11,34	54810	0,0206	0,523
СБТ	6321	215,9	139,7	121	2,22	24292	0,0253	3,778
необс к.п. СБТ	615	215,9	139,7	121	5,61	38554	0,0225	1,770
обсаж к.п. СБТ	5775	225	139,7	121	4,47	10336	0,0313	5,440
Замки СБТ	-	215,9	184,2	-	-	-	-	0,0032
к.п. замки	-	225	184,2	-	-	-	-	0,0071
Эл. обвязки	-	-	-	-	-	-	-	0,1468
УДС	17,601

Выбор насоса

Выбор насосов осуществляется исходя из условий создания необходимого давления и обеспечения необходимой подачи:

Исходя из полученных значений, наибольшая и наибольшей необходимой выбираем два насоса Т-1600НР, характеристика насоса представлена в таблице 2.9

Таблица 2.9

Характеристика насоса Т-1600НР

Диаметр втулок, мм	Количество ходов, в мин	Расход, л/с, при К=0,95	Давление, допустимое, МПа	Расход при работе двух насосов, л/с
1	2	3	4	5
139,7	101	13	36,7	26
152,4	72	18,9	32,8	37,8
	114	24,0		48,0
	119	31,5		63,0
165,1	113	35,00	28,0	70,0
	122	37,85		75,7
177,8	115	41	23,4	82,0

Построение НС - номограммы

Для составления гидравлической программы бурения скважины необходимо построить НС - номограмму, которая представляет собой график совмещённых гидравлических характеристик наоса и скважины.

Гидравлической характеристикой бурового насоса называется зависимость его производительности, допустимого давления и мощности от диаметра втулок и частоты ходов в координатах

Гидравлической характеристикой скважины называется зависимость потерь давления и мощности во всех элементах циркуляционной системы, от расхода промывочной жидкости и глубины скважины .

Основное предназначение НС-номограммы - выбор наиболее эффективного для данных условий гидравлического долота (определение диаметра и числа насадок) с учётом наиболее полного использования гидравлической мощности насосов.

Для построения характеристики скважины разобьем длину скважины на три условных положения забоя 90 м, 1350 м, 5775 м, 6390 м.

Пересчет потерь давления на другие расходы производим по формуле:

для



для

для

Результаты заносим в таблицу 2.10

Таблица 2.10

Результаты расчета характеристики скважины

		L =90 м	L = 1350 м	L = 5775	L=6390
152,4	0,024	0,886	0,733	3,894	10,034
165,1	0,035	1,884	1,559	4,359	21,340
165,1	0,070	7,539	6,236	11,359	85,36

По данным таблицы 2.10 строим НС - номограмму. Она представлена на рисунке 2.4.

По НС - Номограмме выбираем:

Интервал 0-90 м: ; ;

;

Интервал: 190-1350: ; ;

;

Интервал: 1350-5775: ; ;

;

Интервал: 5775-6390: ; ;

;

Рисунок 2.4 - Номограмма насос - скважина

Основываясь на пунктах 2.7.1.1 - 2.7.1.5 принимаем гидравлическую программу бурения скважины, которая представлена в таблице 2.11.

Таблица 2.11

Гидравлическая программа бурения

Показатели	Параметры (название) по интервалам
	0 - 90	90 - 1350	1350 - 5775	5775 - 6390
Промывочная жидкость Плотность, кг/м	глинистый	ИЭР	ИЭР	ИЭР
	1160	1160	1160	1160
Диаметр долота, мм Гидромониторные насадки Диаметр насадок, мм	660,4	444,5	311,2	215,9
	3	9	9	6
	23	11	9	7
Способ бурения	Ротор	Ротор	Ротор	Ротор
Тип насоса Количество шт. Диаметр втулок, мм Производительность, л/с Давление на насосе, МПа	Т-1600НР	Т-1600НР	Т-1600НР	Т-1600НР
	2	2	2	1
	165,1	165,1	165,1	165,1
	70	70	70	35
	28	28	28	28

2.7.2 Статистический анализ отработки долот

На проектной площади бурение с помощью управляемой роторной компоновки только началось и по нескольким карточкам отработки долот невозможно с вероятной точностью представить результаты анализа. Поэтому статистический анализ не производился. В проектном режиме бурения заложена осевая нагрузка, которая применяется на практике при бурении того или иного интервала, взятая из ГТН нескольких скважин. Тип долота для каждого интервала выбран в соответствии с характеристикой залегающих горных пород и опыта бурения скважин.

2.8 Вскрытие продуктивных пластов

Вскрытие продуктивного пласта - это процесс углубления ствола скважины в продуктивный пласт на полную его мощность или частично. Процесс бурения в продуктивном пласте имеет определенную специфику. Она состоит в том, что при вскрытии большое значение приобретают физико-химические процессы, которые происходят в окрестностях ствола скважины и приводят к образованию призабойной зоны пласта. Призабойной зоной пласта называется некоторый его объем, распространяющийся от стенок ствола скважины в глубь пласта и подверженный при вскрытии действию процессов, нарушающих первоначальное механическое и физико-химическое состояние горной породы-коллектора и содержащейся в нем подвижной фазы. Влияние скважины на продуктивный пласт и формирование призабойной зоны пласта происходит на всех этапах: на протяжении вскрытия, освоения и эксплуатации залежи, но различаются по характеру и интенсивности действующих факторов.

В процессе формирования ПЗП действующими факторами являются перераспределение напряжений в горной породе в окрестностях ствола скважины, гидродинамическое взаимодействие бурового раствора с пластовым флюидом и проникновением среды из скважины в пласт, процессы на стенках ствола скважины.

Ухудшение проницаемости породы-коллектора в основном вызывается проникновением твердой фазы вместе с буровым раствором и его фильтратом, а также частицами шлама, попавшими в продуктивный пласт, которые вызывают его механическое загрязнение, т.е. сокращение порового объёма.

В связи с этим большое значение при разработке рациональной технологии вскрытия пласта имеет правильный подбор типа циркуляционного агента и его свойств. Накопленный опыт позволяет судить, что наиболее эффективным в этом отношении является применение инвертного - эмульсионного раствора, который в продуктивный пласт выделяет нефть, что не изменяет его проницаемости и в нефтяном пласте не образуется эмульсии.

Основная задача при вскрытии пласта состоит в том, чтобы не допустить существенного нарушения естественных свойств и состояния горной породы - коллектора и правильно задать величину заглубления в пласт. Ее устанавливают в зависимости от положения водонефтяного контакта, близости подошвенных вод и т.п. При бурении в продуктивной толще должна быть обеспечена такая глубина вскрытия, которая гарантировала бы длительную, безводную эксплуатацию скважины и минимальные в данных условиях гидравлические сопротивления при поступлении нефти и газа в скважину.

В зависимости от пластового давления, литологического состава горной породы-коллектора, ее устойчивости в стенках ствола скважины, степени насыщенности продуктивного пласта и т.п. вскрывать его можно по различным принципиальным схемам.

Разработка схемы вскрытия продуктивного пласта и рациональной технологии должна предусматривать одну из наиболее важных целей - устранение факторов, вызывающих существенное ухудшение проницаемости породы-коллектора, против первоначальной в естественном залегании.

Учитывая строение продуктивной зоны, тип коллектора, физико-геологические особенности продуктивного пласта, ожидаемое пластовое давление и опыт вскрытия продуктивной зоны в соседних скважинах наиболее рациональным является следующий вариант крепления скважины в интервале продуктивного объекта: ствол скважины добуривается до кровли продуктивного пласта и перекрывается промежуточной обсадной колонной с последующим ее цементированием. После ее испытания на герметичность вскрывают продуктивный пласт. Вскрытый интервал закрепляют потайной колонной в виде фильтра.

скважина бурильный колонна горизонт

2.9 Расчет обсадных колонн, компоновка их низа и обоснование технологической оснастки. Определение допустимой скорости спуска

В проекте строительства скважины разработка её конструкции - очень ответственный раздел. От правильного учета характера нагружения, условий работы и износа колонн за период существования скважины зависит надежность конструкции.

В процессе спуска в ствол скважины, цементирования и прочих работ в скважине обсадная колонна испытывает различные по величине и характеру нагрузки. Среди них можно выделить: продольные усилия растяжения от собственного веса; дополнительные продольные динамические нагрузки, возникающие в связи с изменением скорости спуска; осевые нагрузки от трения обсадной колонны о стенки скважины при ее спуске; продольные нагрузки сжатия в нижней части колонны от собственного веса при разгрузке ее на забой или под действием окружающих пород при их осадке по мере выработки продуктивного пласта; продольные нагрузки в колонне при бурении и эксплуатации вследствие продольных деформаций под воздействием изменения температурного режима; нагрузки в колонне от ее изгиба при спуске в искривленный ствол, внутреннее давление при цементировании колонны и т.д.

Так как невозможно учесть все многообразие нагрузок, действующих на обсадную колонну в стволе скважины, на основании экспериментальных исследований и практического опыта выделены некоторые из них.

2.9.1 Расчет эксплуатационной колонны

В процессе спуска, цементирования и эксплуатации обсадная колонна подвергается действию статических и динамических нагрузок, а также внутренних и внешних давлений. Необходимо рассчитать и выбрать такие компоновки обсадных колонн, которые выдерживали бы все нагрузки, но при этом были бы наиболее простыми и наиболее дешёвыми.

Расчет наружных давлений

До затвердевания цементного раствора:

В незацементированном интервале:

z=0:

z=760 м:

В зацементированном интервале:

z=1570 м:

где

После затвердевания цементного раствора:

z=0:

z=760 м:

z=1570м:

Согласно полученным данным строятся графики наружных давлений (рисунок 2.5).

Расчет внутренних давлений

Начало эксплуатации:

При опрессовке (колонна опрессовывается после получения сигнала «стоп»):

z=0 м:

z=1570 м:

Конец эксплуатации:



По полученным данным строится график внутренних давлений (рисунок 2.6).

Расчет внутренних избыточных давлений

Максимальные внутренние избыточные давления возникают при опрессовке колонны после цементирования (до ОЗЦ)

z=0 м:

z=1570:

Расчет наружных избыточных давлений

Максимальные наружные избыточные давления равны разности наружных давлений после ОЗЦ (давление поровой жидкости цементного камня) и внутреннего давления в конце эксплуатации.

где К- коэффициент разгрузки цементного камня после его затвердевания, К=0,25

z=0:

z=1330 м,

z=1570 м,

z=1570 м, - без учета К.

По результатам расчетов строится совмещенный график внутренних и наружных избыточных давлений (рисунок 2.5).



Рисунок 2.5 - График наружных давлений действующих на обсадную колонну.

Рисунок 2.6 - График внутренних давлений, действующих на обсадную колонну.



Рисунок 2.7 - Графики избыточных давлений.

Расчет обсадной колонны

Подбор компоновки эксплуатационной колонны ведется по эпюрам (рисунок 2.6) наружных избыточных давлений с учетом внутренних давлений и страгивающих нагрузок. Первая секция колонны должна перекрыть продуктивный пласт плюс 50 м. Так как зенитный угол на этом участке 79,37є, то длина первой секции равна l1=271м. Наибольшее значение наружных избыточных давлений на уровне верхнего конца первой секции колонны L=1520 равна Рни=15,4МПа.

С учетом коэффициента запаса прочности n1=1,3 трубы первой секции должны выдержать давление n1·Рни=1,3·15,4=20 МПа. Такое давление выдерживают импортные трубы группы прочности Р 110 с толщиной стенок д=10 мм , Ркр1= 24 МПа с упорной резьбой «ВАМ». Для этих труб допустимая растягивающая нагрузка QТ1=5600 кН, допустимое внутреннее давление РТ1=54,5 МПа, страгивающая нагрузка РСТР1=4610 кН, масса 1 метра трубы q=59,5 кг/м. Вес 1-й секции:

Для второй секции выбираем трубы такой же группы прочности с толщиной стенок д=8,9 мм, Ркр2= 17,1 МПа, QТ2=5000 кН, РТ2=48,5 МПа, РСТР2=4210 кН, q=53,6 кг/м. Определим критическое давление для труб второй секции с учетом растягивающих нагрузок от веса первой секции:

Так как Р'кр2>Рни271=16,9 > 15,4 то длина первой секции остаётся неизменной.

Проверим трубы на действие внутренних избыточных давлений :



Проверим трубы на страгивание резьб при спуске:

Так как и , то длина первой секции остается неизменной.

Для того, чтобы определить длину второй секции, выбираются трубы для третьей секции группы прочности N-80 д=8,9 мм c Ркр3= 16,3 МПа, QТ3=3640 кН, РТ3=35,3 МПа, РСТР3=3250 кН, q3=53,6 кг/м.

По графику избыточных давлений (рисунок 2.6) видно, что наружное избыточное давление не превышает критическое давление для выбранных труб, следовательно, трубы для второй секции можно использовать до устья скважины.

Длина второй секции:

l2=5775-271=5504 м.

Вес второй секции:

Проверим трубы на действие внутренних избыточных давлений :

Проверим трубы на страгивание резьб при спуске:

Так как , то длина второй секции будет равна:

Вес второй секции:

.

Для третьей секции принимаются такие же трубы, что и в первой секции. Длина третьей секции:

Необходимая длина третьей секции равна:

Вес третьей секции:

Проверочные расчёты показали, что выбранные трубы подходят для всего интервала скважины, т.к. удовлетворяют всем требованиям. Поэтому принимаем их как проектные.