Находим крутящийся момент у выбранного турбобура при принятом расходе q=0.0404 м³/с и плотности жидкости ?=1120 кг/м³

,(2.84)

Момент на турбобуре больше момента, потребного для разрушении породы (м_тм_р). Следовательно, винтовой двигатель д2-195может использоваться для бурения данного интервала.

Находим коэффициент потерь давления в турбобуре

,(2.85)

Найдем перепад давления в турбобуре

Р_т=к_тсq²*10²=0.052*1120*0.0404²*10²=9.5мпа ,(2.86)

Что значительно меньше допустимого давления нагнетания р_н насоса ув-6м на втулках 180мм.

8. Определим потери в давления циркуляционной системе в конце и начале интервала за исключением потерь в гидромониторном долоте

,(2.87)

9. Так как v_да70м/с и перепад давления р_д?12мпа, бурение данного интервала будет происходить без гидромониторного эффекта, и только с улучшением очистки забоя от выбуренной породы, что также увеличивает скорость бурения.

10. Вычисляем коэффициент загрузки насосов в начале и конце интервала

 ,(2.88)

Величина коэффициента загрузки насосов к_к?1.15 и является допустимой.

Расчет промывки скважины в интервале 1450-2750м

Производим расчет промывки скважины при бурении под эксплуатационную колонну роторным способом бурения в интервале 1450-2750м:

1) глубина бурения: в начале интервала l_н=1450м;

В конце интервала l_к=2815м;

2) глубина залегания кровли продуктивного пласта l_п=2735м;

3) пластовое давление р_пл=30мпа;

4) глубина залегания подошвы слабого пласта l_с=2350м;

5) давление гидроразрыва р_г=35мпа;

6) плотность разбуриваемой породы с_ш=2600кг/м³;

7) условная твердость породы ''ст''

8) осевая нагрузка на долото g=147кн;

9) механическая скорость бурения v_м=2.23м/с;

10) реологические показатели промывочной жидкости: динамическое напряжение сдвига: с_о=29.4мпа; структурная вязкость: с=0.012па*с;

11) марка и количество буровых насосов 1насос, марка у8-6м;

12) диаметр долота d_д=215.9мм=0.2159м (с гидромониторной промывкой);

13) элементы бурильной колонны (в конце интервала) убт - длина l₁=130м; наружный диаметрd_н1=0.178м; внутренний диаметр d_в1=0.08м;

длина l₂=8м; наружный диаметр d_н2=0.146м; внутренний диаметр d_в2=0.074м;

тбпв длина l_б=250м; наружный диаметр d_н=0.127м; внутренний диаметр d_в=0.107м;

Тбпв длина l_з=2427м; наружный диаметр d_нз=0.127м; внутренний диаметр d_вз=0.109м;

14) возможная глубина бурения принятой буровой установкой 3000м;

Расчет

1. Определяем диаметр скважины

D_с=1.05* d_д=1.05*0.2159=0.226м ,(2.89)

2. Плотность бурового раствора в этом интервале бурения принимаем с=1150кг/м³

Проверяем значение плотности для исключения возможности гидроразрыва слабого пласта

,(2.90)

3. Рассчитываем коэффициенты потерь давления в элементах бурильной колонны.

В качестве базовых труб принимаем находящиеся в компоновке бурильной колонны тбпв с d_н=0.127м и d_в=0.107м.

Коэффициент потерь давления в проходных каналах манифольда а находим в таблице 2 методических указаний ''по гидравлическому расчету циркуляционной системы при бурении скважины'', в соответствии с типом манифольда, зависящий от возможной глубины бурения буровой установкой и выбранными базовыми трубами.

А=0.0798

Коэффициент в потерь давления в базовых бурильных трубах

,(2.91)

Значение коэффициента е потерь давления в кольцевом пространстве

,(2.92)

Средневзвешенный наружный диаметр бурильных труб

В данном проекте используется гидромониторное долото, поэтому коэффициент с не определяется, так как при дальнейшем расчете находится диаметр насадок по резерву давления у насосов.

4. Определяем расход промывочной жидкости из условия создания необходимой скорости течения в затрубном пространстве и обеспечить очистку забоя.

Скорость течения в затрубном пространстве

,(2.93)

V_кп=1м/с - скорость течения жидкости в кольцевом пространстве, из таблицы 4 методических указаний.

Скорость течения для обеспечения достаточной очистки забоя

,(2.94)

Q=0.6м³/с/м² - требуемая подача промывочной жидкости на единицу площади забоя, из таблицы 4 методических указаний.

5. По наибольшему значению q=0.0274м³/с выбираем втулки бурового насоса у8-6м из таблицы 12 приложения 1 методических указаний. Принимаем втулки диаметром 160мм. Тогда подача насоса с коэффициентом наполнения с=0.9 составляет q=0.0278 м³/с, а допустимое давления нагнетания р_н=16.3мпа

6. Вычисляем коэффициент гидравлического сопротивления при движении жидкости по трубам с_тр и в кольцевом пространстве с_кп

Для вычисления с_тр сначала находим скорость движения жидкости по базовым трубам (тбпв)

,(2.95)

Для нахождения режима течения жидкости определяем приведенное число рейнольдса с учетом заданных показателей промывочной жидкости

,(2.96)

Поскольку число re^*_тр с2300, то режим течения структурный и величину с_тр находим

,(2.97)

Вычисление с_кп также начинаем с определения скорости течения жидкости в кольцевом пространстве, зная, что наружный средневзвешенный диаметр d_п=0.1429м

,(2.98)

Приведенное число рейнольдса при движении жидкости по кольцевому пространству

,(2.99)

Полученное значение re^*_кп с1600, следовательно режим течения жидкости в затрубном пространстве структурный и с_кп находится

,(2.100)

7. Находим эквивалентную длину бурильной колонны в конце и начале рассчитываемого интервала, имея в виду, что в компоновку бурильной колонны кроме базовых труб тбпв и их замков, входят два типа размера убт и тбпв с замками

,(2.101)

Сначала найдем эквивалентную длину замка у тбпв с наружным диаметром 127мм (для соединения таких труб применяются замки зп-127 длиной l_з=0.44м и минимальном внутреннем диаметром d_вз=0.11м)

 ,(2.102)

Аналогично находим эквивалентную длину замка у тбпв с наружным диаметром 127мм (для их соединения также применяются замки зп-127)

L_эз3=0.38м

Вычисляем эквивалентную длину бурильной колонны в конце интервала l_эк, используя рассчитанные эквивалентные длины замков и размеры элементов бурильной колонны.

При бурении в начале интервала длина бурильной колонны, составляет 1450м. Колонна состоит из тбпв длиной 1312м, замков зп-127 и двух секций убт l₁=130м и l₂=8м. Тогда ее эквивалентная длина в начале интервала

Определим потери давления в циркуляционной системе в конце и начале интервала за исключением потерь в гидромониторном долоте

(2.103)

9. Рассчитываем резерв давления на долоте

Р_д=р_н-р'_к=16.3-10.97=5.33мпа ,(2.104)

10. Вычисляем возможную скорость движения в промывочных отверстиях долота

,(2.105)

Где: с=0.95 - коэффициент расхода

Так как v_дс70м/с и перепад давления р_дс12мпа, бурение данного интервала возможно с использованием гидромониторного эффекта.

10. Приняв v_д=91м/с, вычисляем потери давления в долоте

,(2.106)

11. По графику приведенному на рис. 2 методических указаний, определяем утечку q_у в зависимости от полученного значения р_д=5.28мпа.

Q_у=0.0014м³/с

Находим площадь промывочного отверстия долота

,(2.107)

12. Диаметр насадок, принимаем их количество n=3,находим по значению f_o.

,(2.108)

Полученный размер насадок сравниваем с имеющимися стандартными у долота 215.9мм по таблицы 3 методических указаний. Выбираем ближайший диаметр, равный 11мм, и определяем скорость движения жидкости в насадке нового диаметра

,(2.109)

Определяем возникающий перепад давления

,(2.110)

Определяем суммарные потери давления в конце и начале интервала

Р_нач=р'_нач+р_д=6.42+5.47=11.89мпа ,(2.111)

Р_к=р'_к+р_д=10.97+5.47=16.44мпа ,(2.112)

Вычисляем коэффициент загрузки насосов в начале и конце интервала

,(2.113)

Величина коэффициента загрузки насосов к_к?1.15 и является допустимой.

Проектирование режима бурения

Под режимом бурения понимается - сочетание параметров, влияющие на показатели бурения, которые могут изменяться бурильщиком с пульта управления.

К параметрам режима бурения относятся: скорость вращения долота (n), нагрузка на долото (g), расход бурового раствора (q) (производительность насосов), качество бурового раствора: плотность (?), вязкость (ув), содержание песка (т), водоотдача (ф), статистическое напряжение сдвига (снс).

Для режима бурения соответствуют определенные качественные и количественные показатели бурения.

Качественные показатели - это степень отклонения ствола скважины от заданного направления и процент выноса керна.

Количественные показатели - это механическая скорость бурения (v_м), интенсивность износа порода разрушающего инструмента, которая определяет проходку на долото (h).

С точки зрения наиболее технико-экономических значений эффективные количественные показатели бурения, так как степень отклонения ствола скважины от заданного направления может быть весьма значительной, а бурение ведется без отбора керна.

Изменение какого-либо одного параметра режима не всегда ведет к повышению эффективности бурения, если остальные параметры остаются неизменными.

Параметры бурения взаимосвязаны и наибольшая эффективность бурения достигается лишь при оптимальных сочетаниях этих параметров, зависящие, прежде всего от свойств разбуриваемой породы и конструкции долота.

Определяющим параметром режима бурения в наибольшей степени влияющей на эффективность разрушения породы, является осевая нагрузка на долото.

Величина ее зависит от твердости породы (р_п) и площади контакта долота с породой (s).

При турбинном способе изменение одного параметра режима бурения вызывает автоматически изменение других.

Так, например, при увеличении осевой нагрузки на долото, снижается скорость вращения долота.

Существуют следующие виды режима бурения:

1.оптимальный режим бурения - это режим бурения, обеспечивающий максимальную механическую скорость бурения и требуемые качественные показатели при максимальной мощности, подводимой к долоту, определяемой его прочностью.

2.ограниченный режим бурения - это сочетание параметров режима бурения, обеспечивающих максимальную механическую скорость проходки и требуемые качественные параметры при данной технической вооруженности буровой установки, когда выбор параметров режима бурения ограничен.

То есть недостаточная мощность двигателей, ограничение в создании необходимой осевой нагрузки, недостаточная производительность буровых насосов.

3.специальный режим бурения - сочетание режима бурения с целью решение специальных технологических задач, имеющих в виду лишь качественные показатели.

То есть искусственное искривление скважины, отбор керна. Количественные показатели бурения в этом случае имеют второстепенное значение.

При проектировании режима бурения следует придерживаться следующим правилам:

Предварительно тщательно изучают геологические условия (тектонику, стратиграфию) в которых предполагается вести бурение, и физико-механические свойства породы (критическое напряжение или твердость).

Выясняют возможно ли искривление скважины, на каких глубинах и в каких породах.

Устанавливают давление в пластах с агрессивном флюидом. Выясняют горизонты, в которых возможны обвалы стенок скважины, поглощение промывочной жидкости, прихваты колонны.

Определяют поинтервально необходимые качества промывочной жидкости.

Производят выбор типов долот для разбуривания отдельных горизонтов, свит и пластов.

Применительно к выбранным долотам и в соответствии с геологическими условиями бурения к профилям ствола скважины проектируют в гармоничном сочетании параметры q, g, n. Соотношение параметров должно обеспечить выполнение задания по скорости походки.

Соотношение между q, g, n задают применительно к имеющемуся оборудованию на буровой, оно должно быть гармоническим и обеспечивать полное использование потенциальных возможностей буровой установки.

Необходимо учитывать то, что при бурении не произошел резонанс бурильной колонны.

Режим бурения необходимо выбирать, чтоб были наименьшие вибрации бурильной колонны.

При выборе рациональной нагрузки на долото необходимо учитывать тип вооружения долота, твердость горной породы (категории буримости горных пород).

Проведя анализ карточек отработки долот по трем скважинам принимаем следующие нагрузки на долото по интервалам бурения:

1.при бурении под направление в виду малой глубины и малого веса компоновки, вес компоновки соответствует нагрузке на долото.

2.при бурении под кондуктор нагрузка на долото увеличивается с увеличением глубины за счет набора веса компоновки, и соответствует весу инструмента.

3.при бурении под эксплуатационную колонну турбинным и роторным способом нагрузка на долото соответствует 120-150н

Таблица 2.15 Нагрузки на долота

Наименование	Направление	Кондуктор	Эксплуатационная колонна
В интервале, м	0-30	30-240	240-1450	1450-2750
Нагрузка, н	в. И.	в. И.	120-150	120-150

При увеличении частоты вращения долота (n) растет механическая скорость проходки и достигается максимальной величины, а затем снижается.

Каждому классу пород (пластичные, пластичнохрупкие, хрупкие) соответствуют свои критические частоты вращения долота, превышение которых ведет к снижению механической скорости проходки.

при повышении частоты вращения шарошечных долот снижается долговечность их работы вследствие более интенсивного износа опор и сокращает проходку за рейс долота.

Для различных пород рекомендуют следующие частоты вращения долота:

Пластические глины 300-400об/мин;

Карбонатные породы 200-250об/мин;

Абразивные породы 30-60об/мин.

Проведя анализ карточек отработки долот по трем скважинам принимаем следующую частоту вращения долота:

При бурении под направления - n=60об/мин

При бурении под кондуктор - частота вращения долота соответствует характеристики турбобура тсш-240, n=400об/мин;

При бурении под эксплуатационную колонну в интервале 240-1450м частота вращения долота соответствует характеристики винтавова двигателя д2-195, n=80об/мин;

При бурении под эксплуатационную колонну в интервале 1450-2750м частота вращения долота соответствует числу оборотов колонны и ротора, n=45-60об/мин.

На характер изменения скорости проходки с ростом гидростатического давления помимо увеличения твердости породы влияют и другие факторы.

одним из основных факторов является разность между давлением столба бурового раствора в скважине и поровом давлением в разбуриваемой породе.

Чем больше эта разность, тем больше сила, прижимающая выбуренные частицы к породе, тем труднее удалить их с забоя и, следовательно, приходится затрачивать больше энергии на их измельчение.

Для отделения от забоя выбуренной частицы породы необходимо чтобы давление в микрощели между частицей и материнской породы стало равным давлению столба жидкости и микрощель заполнилась жидкостью.

Поэтому скорость заполнения микрощели зависит от проницаемости породы, вязкости пластовой жидкости, а также реологических свойств промывочной жидкости, ее водоотдачи и вязкости фильтрата.

Особенно резко падает механическая скорость проходки при увеличении разности между давлением промывочной жидкости и поровом давлением до 7-10мпа.

Отсюда следует, что при бурении необходимо стремится к поддержанию равновесия между поровым давлением в разбуриваемой породе и давлением столба бурового раствора путем соответствующего регулирования плотности последней.

При бурении с промывкой раствором механическая скорость проходки уменьшается с ростом вязкости.

Хотя течение бурового раствора вблизи забоя является турбулентным, в слое, непосредственно примыкающим к поверхности породы, жидкость движется ламинарно.

Чем выше вязкость, тем толще этот ламинарный слой и тем меньше скорость течения в нем.

Уменьшение скорости течения затрудняет удаления с забоя выбуренных частиц даже после заполнения жидкостью микрощелей и выравнивания давлений.

Таблица 2.16 Общий расход бурового раствора на скважину

Бурение под	Удельный вес бурового раствора, гс/см3	Расход бурового раствора на бурение, м3
Направления ?324мм	1.12	22.5
Кондуктор ?245мм	1.12	88.2
Эксплуатационную колонну ?146мм	1.12 1.15	540.5

Механическая скорость проходки снижается с уменьшением водоотдачи. Это объясняется как образованием более твердой корки, затрудняющей удаление обломков, так и снижением скорости проникновения фильтрата в микрощели породы и замедлением темпа выравнивания давлений.

Таблица 2.17 Расчет расхода технической воды на проводку скважины и испытания (освоение) объектов

Название технологического процесса	Название обсадной колонны и ее диаметр, мм
	Направление d=324мм	Кондуктор d=245мм	Эксплуатационная колонна d=146мм
Подготовительные работу к бурению	43*4=172м3
Бурение скважины под обсадную колонну	72*0.2=14м3	72*1.4=101м3	72*57.3+10.6*900=13666м3
Крепление скважины обсадной колонной	72*0.9=64.8м3	72*2=144м3	72*5.6=403.2м3
Испытание (освение)	1-го объекта 20*12.4=248м3

Добавка смазывающих веществ положительно сказывается и на механической скорости проходки.

Так, при увеличении концентрации смад-1 до 10% в растворе на водной основе пропорционально растет механическая скорость проходки. Но при большем увеличении концентрации механическая скорость снижается.

Эксплуатационная колонна обычно состоит из нескольких секций, отличающихся друг от друга либо толщиной стенок труб, либо качеством металла, либо тем и другим одновременно.

Каждую колонну конструирует, придерживаясь принципа равнопрочности, т.е. Во всех переходных сечениях коэффициенты запаса прочности по отношению к основной расчетной силе должны быть одинаковы.

Исходные данные:

Диаметр эксплуатационной колонны d_эк=146мм;

Глубина залегания подошвы продуктивного горизонта l_ппг=2720 м;

Пластовое давление p_плl=29,0мпа;

Глубина спуска кондуктора l₀=240 м;

Мощноcть продуктивного горизонта n=57м (2663-2720м);

Длина эксплуатационной колонны l_к=2750м.

В процессе бурения под эксплуатационную колонну:

На глубине s₁=1360м может встретиться пласт с аномально высоким давлением, которое равно p_плs1=12мпа,

На глубине s₂=1839м давление равно p_плs2=17мпа,

А на глубине s₃=1875м давление будет p_плs3=18мпа.

При освоении, а также при определении герметичности колонны, в колонне может быть снижен уровень жидкости на глубине

Н=(0,3-0,4)l_ппг=0,36*2720=1000м;

Высота подъема цементного раствора за колонной от устья h=140м;

Плотность жидкости:

Бурового раствора _р=1120кг/м³;

Воды - _в=1000кг/м³;

нефти - _н=850кг/м³;

Жидкости, находящейся в эксплуатационной колонне в различные периоды ее работы _ж=950кг/м³;

Плотность цемента:

Облегченный _цобл=1520кг/м³, тампонажный _цт=1830кг/м³,

Усредненная плотность цемента

_цсред=(l_1цобл+l_2цт)/(l₁+l₂)=(1810*1520+810*1830)/(1810+810)=1616кг/м³

определение внутреннего давления

Внутреннее давление определяется для различных технологических процессов и времени при которых они достигают своего максимального и минимального значения.

Внутреннее давление будет максимальное в начале эксплуатации, при нагнетании жидкости или газа в продуктивные горизонты, а также при ремонтно-изоляционных работ, при опрессовке и при гидразрыве пласта. Минимальное внутреннее давление будет при освоение или в конце эксплуатации.

А) в начале эксплуатации:

Z=0;

P_вну=р_плl-10^-5_н(l_ппг -z)=29,0-10^-5*850(2720-0)=5,88мпа ,(2.114)

Z=2720м; р_плl=29,0мпа

Строится эпюра 1а.

Б) в конце эксплуатации:

Р_внz от 0 до н=100м равно 0

Z=l_ппг=2720м;

P_внlппг=10^-5_ж(z-h)=10^-5*959(2720-1000)=16,3мпа ,(2.115)

Строится эпюра 1б

В) в конце освоения:

От 0 до н=1000м; р_внz=0

Ниже р_внz=10^-5_н(z-h)

Z=s₁=1360м;

р_внs1 =10^-5*850(1360-1000)=3,06 мпа

Z = s₂ = 1839 м;

Р_внs2 = 10^-5*850(1839-1000) = 7,13 мпа

Z = s₃ = 1875 м;

Р_внs3 = 10^-5*850(1875-1000) = 7,44 мпа

Z = l_ппг = 2720 м;

P_внlппг = 10^-5*850(2720-1000) = 14,71мпа

Строится эпюра 1в

Г) в конце цементирования

z = 0: p_вну = 0

Z = l_ппг = 2720 м;

P_внlппг = 10^-5 *_р l_ппг = 10^-5 * 1120*2720 = 30,46 мпа ,(2.116)

Строится эпюра 1г.

Определение наружных давлений

Наружное давление определяется для тех же стадий работы скважины и периодов.

А) наружное давление в не зацементированной:

Р_нz = 10^-5_рz

Z = 0р_ну = 0

Z = h = 140 м,

Р_нh = 10^-5 *1120*140 = 1,57 мпа

Строится эпюра 2а

Б) наружное давление в зацементированной части (по пластовому давлению)

Наружное давление в интервале, закрепленном предыдущей колонной, определяет по составу давлению столбов бурового раствора и гидростатического давления столба воды плотностью с_г.в.=1.1с_в=1.1*1000=1100кг/м³ высотой от башмака предыдущей колонны до ''головы'' цемента

Р_нz= 10^-5[_рh + _гв(z - h)](2.117)

Z = l₀ = 240 м;

р_нl0 = 10^-5 [1120*140 + 1100(240 - 140)] = 2,67 мпа

В не перекрытой зоне определяется по пластовому давлению

Z = s₁ = 1360 м;р_внs1 = 12 мпа

Z = s₂ = 1839 м;р_внs2 = 17 мпа

Z = s₃ = 1875 м;р_внs3 = 18 мпа

Z = l_ппг = 2720 м; p_внlппг = 29,0 мпа

Строится эпюра 2б.

В промежуточных точках давления определяются

,(2.118)

Где z - расстояние от устья скважины до глубины, на которой определяем наружное давление, м;

Р_плп и р_плкр - давление в подошве горизонта и кровле, мпа.

Z = 1000 м;

Р_н1000= 2,67 + (10000-240)(12 - 2,67)/(1360 - 240) = 9 мпа.

В) наружное давление в конце цементирования:

Р_нz= 10^-5[_рh + _цобл(z - h)],(2.119)

Z = l₀ = 240 м;

Р_нl0 = 10^-5 [1120*140 + 1520 (240 - 140)] = 3,09 мпа

Z = s₁ =1360 м;

Р_нs1 = 10^-5 [1120*140 + 1520 (1360 - 140)] = 20,11 мпа

Z = s₂ =1839 м;

Р_нs2 = 10^-5 [1120*140 + 1520 (1839 - 140)] = 27,39 мпа

Z = s₃ =1875 м;

Р_нs3 = 10^-5 [1120*140 + 1520 (1875 - 140)] = 27,9 мпа;

Для нескольких марок цемента:

Р_нz= 10^-5[_рh + _цсред(z - h)],(2.120)

Z = l_ппг = 2720 м;

Р_нlппг = 10^-5 [1120*140 + 1616 (2720 - 140)] = 43,26 мпа

Строится эпюра 2в.

определение наружных избыточных давлений

Избыточное наружное давление - это разность между наружным и внутренним давлениями, для одних и тех же работ в скважине и для одного и того же периода времени:

Р_ниz = р_нz - р_внz,(2.121)

Избыточное наружное давление наибольшее тогда, когда наименьшее внутреннее.

А) по окончании цементирования

Р_ниz = 10^-5(z - h)(_цср - _р),(2.122)

Z = h = 140 м; р_ниh = 0

Z = l_ппг = 2720 м;

Р_ниlппг = 10^-5 (2720 - 140)(1616 - 1120) = 12,80 мпа

Строится эпюра 3а.

Б) при освоении скважины в незацементированной части при h < h,

Р_ниz = 10^-5_р z, при 0 z h

Z = 0; р_ниh = 0

Z = h = 140 м;

Р_ниh = 10^-5 *1120*140 = 1,57 мпа

При h > h,

Р_ниz = 10^-5[_р h - _н(z - h)], (2.123)

при h z h

В зацементированной части (от пластового давления)

При h < h

Р_ниz = р_нz,(2.124)

При h z h

Р_ниl0 = р_ниl0 2,67 мпа

Р_ниh = р_нh = 9 мпа

Р_ниz = р_плz - 10^-5 [_н(z - h)], (2.125)

При h z l_ппг

Z = s₁ =1360 м;

р_ниs1 = 12 - 10^-5 [850 (1360 - 1000)] = 8,94 мпа

Z = s₂ = 1839 м;

Р_ниs2 = 17 - 10^-5 [850 (1839 - 1000)] = 9,87 мпа

Z = s₃ = 1875 м;

Р_ниs3 = 18 - 10^-5 [850 (1875 - 1000)] = 10,56 мпа

Z = l_ппг = 2720 м;

Р_ниlппг = 29 - 10^-5 [850 (2720 - 1000)] = 14,38 мпа

Стоится эпюр 3б

В) для незацементированной зоны по окончании эксплуатации

При h < h, р_ниz = 10^-5 _р z, при 0 z h

Z = 0; р_ниу = 0

Z = h = 140 м;

Р_ниz = 10^-5 * 1120 * 140 = 1,57 мпа

При h > h, р_ниz = 10^-5 [_р h - _ж(z - h)], при h z h

Для зацементированной зоны

При h < h

Р_ниz = р_нz , при h z h

Р_ниl0 = р_нl0 = 2,67 мпа;

Р_нин = р_нн = 9 мпа

Р_ниz = р_плz - 10^-5 [_ж(z - h)] при h z l_ппг,(2.126)

Z = s₁ =1360 м;

Р_ниs1 = 12 - 10^-5 [950 (1360 - 1000)] = 8,58 мпа

Z = s₂ = 1839 м;

Р_ниs2 = 17 - 10^-5 [950 (1839 - 1000)] = 9,03 мпа

Z = s₃ = 1875 м;

Р_ниs3 = 18 - 10^-5 [950 (1875 - 1000)] = 9,69 мпа

В зоне продуктивного горизонта в следствие уменьшения пластовых давлений за счет эксплуатации продуктивного горизонта в начале определяем гидростатическое давление (р'_плz)

Р'_плz = 10^-5 [_р h + _г.в.(l - h)], (2.127)

Где _г.в.-= 1100 кг/м3 - плотность воды, находящейся в цементном камне.

Р_плz = р'_плz - 10^-5 _ж(z - h),(2.128)

Z = l_ппг = 2720 м;

Р'_плlппг = 10^-5 [1120*140 + 1100(2720 - 140)] = 29,95 мпа,

Р_плlппг = 29,96 - 10^-5 *950(2720 - 1000) = 13,62 мпа.

Строится эпюр 3в.

Определение избыточных внутренних давлений (при опрессовке)

Избыточные внутренние давления - это разность между внутренними и наружными давлениями, когда внутреннее давление наибольшее.

Это в период опрессовки колонны или при проведении ремонтно-изоляционных работ в скважине.

Р_вниz = р_внz - р_нz,(2.129)

А) в незацементированной частти

Р_вниz = 1,1р_вну (р_опр) + 10^-5 (_в - _р )z,(2.130)

При 0 z h,

Где р_опр - минимально допустимое внутреннее давление при испытании на герметичность.

Вместо 11р_вну может быть подставлено р_опр , если оно больше, т.е. Р_опр > 1,1р_вну, так как р_опр = 10 мпа, что меньше минимально допустимого внутреннего давления при опрессовке, то р'_опр = 12,5 мпа

Z = 0;

Р_вну = р'_опр = 12,5 мпа

Z = h = 140 м;

р_вниh = 12,5 + 10^-5 (1000 - 1120) 140 = 12,33 мпа

Строится эпюр 4а

Б) в зацементированной части

Р_вниh = =р'_опр + 10^-5 (_в z - р_плz )(2.131)

Z = l₀ = 240 м;

Р_вниl0 = 12,5 + 10^-5 *1000*240 - 2,67 = 12,23 мпа

Z = s₁ =1360 м;

Р_вниs1 = 12,5 + 10^-5 *1000*1360 - 12 = 14,1 мпа

Z = s₂ =1839 м;

Р_вниs2 = 12,5 + 10^-5 *1000*1839 - 17 = 13,89 мпа

Z = s₃ =1875 м;

Р_вниs3 = 12,5 + 10^-5 *1000*1875 - 18 = 13,25 мпа;

Z = l_ппг = 2720 м;

Р_{вниlппг} = 12,5 + 10^-5 *1000*2720 - 29 = 10,7 мпа

Выбор равнопрочной эксплуатационной колонны

Расчет обсадных колонн для нефтяных скважин производится на наружно сминающее давление и страгивающую нагрузку, отдельные секции проверяются и на внутренне избыточное давление.

Сминающее наружно избыточное давление достигает своего максимального значения у забоя скважины или против пластов с аномально высокими пластовыми давлениями, у устья скважины сминающее давление равно нулю.

Страгивающая нагрузка наибольшее значение имеет у устья скважины и равна нулю у забоя.

После того как определим все давления, по наружно избыточному давлению на глубине подошвы продуктивного горизонта определяем требуемое давление, по которому нужно спустить трубы с учетом запаса прочности.

По р_ниlппг выбирают трубы первой (снизу) секции с учетом запаса прочности на сжатие (n₁).

Требуемое давление для первой секции определяется:

Р_1тр = р_ниlппг n₁ = 14,38 * 1,15 = 16,54 мпа,2.132)

По таблице 2 "инструкции по расчету обсадных колонн для нефтяных и газовых скважин." куйбышев, 1989 г. Выбираем трубы группы прочности "д" с толщиной стенки = 6,5 мм, для которых допустимое критическое давление на сжатие р_1кр = 17,4 мпа, уточняется запас прочности на сжатие

N₁ = р_1кр/ р_ниlппг = 17,4/14,38 = 1,21,(2.133)

Критическое давление- это такое давление, при котором напряжения в теле трубы достигают предела текучести и при повышении которого наступит смятие трубы от наружного давления.

2. Выбор длины первой секции. Так как мощность продуктивного горизонта n = 57 м (в интервале 2663 - 2720 м), то длина первой секции выбирается равной:

L₁ = n + 50 + l₃ + l_н, (2.134)

Где 50 м - выше кровли продуктивного горизонта,

L₃ - длина зумфа 1525 м

L_н - длина деталей низа обсадной колонны, 1525 м

L₁ = 52 + 50 + 25 + 15 = 137 м

В интервале 2613 - 2750 м.

Определяется вес первой секции

Q₁ = q₁ l₁, (2.135)

Где q₁ - вес 1 п. М по таблице 12 инструкции 1989 г., выбираем q₁ =0,226 кн/м.

Q₁ = 0,226 * 137 = 30,96 кн.

Выбираются трубы для второй секции: по эпюру р_ни на глубине 2614 м р_ниz = 13,78 мпа требуемое давление для труб второй секции:

Р_2тр = р_ниz n1 = 13,78*1 = 13,78 мпа,(2.136)

По таблице 2 инструкции по этому давлению можно выбрать трубы группы прочности "д" с толщиной стенки = 6,5 мм, р_2кр = 17,4 мпа.

5. Определяется значение р'_2кр для труб второй секции с учетом растягивающих нагрузок при двухосном нагружении, т.е. При совместном действии давления смятия и веса труб:

Р'_2кр = р_2кр (1 - 0,3 q₁/q_2т) = 17,4 (1- 0,3 * 30,96/1058) = 17,24 мпа, (2.137)

Где q_2т - растягивающая нагрузка для группы прочности "д" с толщиной стенки = 6,5 мм по таблице 3 инструкции,

Так как р'_2кр > р_ниz, то есть 17,24 мпа > 13,78 мпа, то длина первой секции равная 137 м в интервале 2613 - 2750 м остается.

На второй секции расчет на р_ниz заканчивают и предполагают, что колонна будет завершена второй секцией. Длина второй секции определяется: L₂ = 2613 - 0 = 2613 м.

Вес второй секции определяется:

Q₂ = q₂ l₂ = 0,226 * 2613 = 590,54 кн, (2.138)

Где q₂- вес 1 п.м по таблице 12 инструкции 1989 г., выбираем q₂ = 0,226 кн/м

Вес двух секций

Q_1-2 = q₁ + q₂ = 30,96 + 590,54 = 621,5 кн,(2.139)

Проверка второй секции на страгивание:

N₃ = р_2стр/ q_1-2 = 627/621,5 = 1,008 < 1,3, (2.140)

Где р_2стр - страгивающая нагрузка для соединений обсадных труб по гост 632-80,

Р_2стр = 627 кн по таблице 5 инструкции 1989 г.

9. Запас прочность ниже допустимого, длина второй секции определяется из условия страгивания:

L₂ = (р_2стр / n_2стр - q₁):q₂ = (627/1,3 - 30,96):0,226 = 1997 м, (2.142)

Где n_2стр - рекомендуемый коэффициент запаса прочности на страгивание, n_2стр = 1,3 для наклонно-направленных скважин.

Вес второй секции:

Q₂ = q₂ l₂ = 0,226 * 1997 = 451,53 кн, (2.143)

Вес двух секций

Q_1-2 = q₁ + q₂ = 33,22 + 451,35 = 484,57кн, (2.144)

Для завершения колонны не хватает6 2613 - 1997 = 616 м.

Определяем запас прочности второй секции на внутренне давление на глубине "головы" ее, т.е. Глубине 616 м.

Р_2вн для труб группы прочности "д" с толщиной стенки = 6,5 мм по таблице 4 инструкции 1989 г. Равно 29,0 мпа.

По эпюре р_2вни = 12,5 мпа

N_2вн = р_2вн/ р_2вни = 29,0/12,5 = 2,32 > 1,5,(2.145)

Страгивающая нагрузка - это нагрузка от осевых сил (веса обсадной колонны), при которой напряжение в резьбовой части труб достигают предела текучести.

Третью секцию подбирают из более прочных труб (на группу прочности или 1 мм больше по толщине стенки) на страгивание.

Например, группы прочности "д" с толщиной стенки = 7,0 мм с р_3стр = 696 кн.

Длина третьей секции определяется:

L₃ = (р_3стр / n_3стр - q_1-2):q₃ = (696/1,3 - 484,57) : 0,243 = 209 м, (2.146)

Вес третьей секции:

Q₃ = q₃ l₃ = 0,243 * 203 = 50,79 кн, (2.147)

Вес трех секций:

Q_1-3 = q_1-2 + q₃ = 484,57 + 50,79 = 535,36 кн, (2.148)

Для завершения колонны не хватает 626 - 209 = 417 м.

Четвертую секцию выбирают из более прочных труб группы прочности "д" с толщиной стенки = 7,7 мм с р_4стр = 774 кн.

Длина секции определяется:

L₄ = (р_4стр / n_4стр - q_1-3):q₄ = (774/1,3 - 535,63) : 0,265 = 226 м, (2.149)

Вес четвертой секции определяется:

Q₄ = q₄ l₄ = 0,265 * 226 = 59,98 кн, (2.150)

Вес четырех секций:

Q_1-4 = q_1-3 + q₄ = 535,36 + 59,98 = 595,34 кн, (2.151)

Для завершения колонны не хватает 417 - 226 = 191 м.

Для пятой секции выбираем трубы группы прочности "д" с толщиной стенки = 8,5 мм с р_5стр = 872 кн, q₅ = 0,290 кн/м

Длина пятой секции определяется:

L₅ = (р_5стр / n_5стр - q_1-4):q₅ = (872/1,3 - 595,34) : 0,290 = 260 м, (2.151)

А для завершения колонны не хватает 191 м, следовательно пятая секция будет длиной 191 м.

Вес пятой секции определяется:

Q₅ = q₅ l₅ = 0,290 * 191 = 55,39 кн, (2.152)

Общий вес колонны:

Q= q_1-4 + q₅ = 595,34 + 55,39 = 650,73 кн, (2.153)

Запас прочности на внутренне давление определится

N_2вн = р_5вн/р_вну = 37,9/12,5 = 3,03 > 1,3, (2.154)

Следовательно колонна будет состоять из пяти секций.

Таблица 2.19

№	Группа	Длина	Вес	Запасы прочности
П/п	Прочности и толщины	Секции, м	Секции, кн	На смятие, n1	На внутреннее давление, n2	На страгивание, n3
	Стенки			Треб.	Факт.	Треб.	Факт.	Треб.	Факт.
1	Д - 6,5	137	30,96	1,15	1,21	1,3	2,61	-	-
2	Д - 6,5	1997	451,35	-	-	1,15	2,32	1,3	1,3
3	Д - 7,0	209	50,79	-	-	-	-	1,3	1,3
4	Д - 7,7	226	59,89	-	-	-	-	1,3	1,3
5	Д - 8,5	191	55,39	-	-	1,3	3,03	1,3	1,35
	2760	648,38

Согласно инструкции на буровую завозится запас обсадных труб в количестве 50 м на каждые 1000 м спускаемой колонны, которые перевозятся в оба конца.

Расчет деталей и узлов низа эксплуатационной колонны

Низ эксплуатационной колонны оборудуется деталями и узлами для обеспечения надежности спуска колонны и ее цементирования.

Деталями и узлами оборудования низа (снизу-вверх) являются : башмачная направляющая пробка, башмак, башмачный патрубок, обратный клапан, кольцо "стоп", пакерфильтр по наружной части колонны, направляющие фонари, центратор, турболизаторы и другие детали.

В башмачном патрубке рассчитывается количество в нем отверстий из условия равенства площадей сечения обсадной труба и отверстий.

Количество отверстий заданного диаметра d_отв = 30 мм определяется:

N₀ = = 19,36 20 штук,(2.155)

Количество направляющих фонарей определяется из условия образования полуволн, образующихся в сжатой части колонны.

Длина возможно сжатой части колонны определяется из условия частичной посадки ее на забой и разгрузки в пределах 10% ее веса.

275 м,(2.156)

Где q - вес колонны, кн;

q - вес одного погонного метра колонны, кн/м.

Длина полуволны колонны может быть определена по формуле эйлера:

= 127,8 м,(2.157)

Где: е = 2,1 10⁵ мпа - модуль упругости стали; е = 2,14 10¹⁰ кг/см²

j = экваториальный момент инерции,

J = /4 (d⁴_н - d⁴_вн) = 0,785 (0,146⁴ - 0,132⁴) = 0,0001184 м⁴,(2.158)

D_н, d_вн - наружный и внутренний диаметр трубы, м

Количество фонарей определяется:

N_ф = + 4 7 штук,(2.159)

Как правило, по два центрирующих фонаря устанавливают выше кровли и ниже подошвы предполагаемого эксплуатационного объекта.

В тарельчатом обратном клапане рассчитывается толщина тарелки, которая определяется из формулы баха:

 (2.160)

Откуда = 0,028 м,(2.161)

Где: r - радиус тарелки клапана или внутренний радиус трубы (м);

(_изг) - допустимое напряжение на изгиб, для чугуна 40 мпа;

Р - внешнее сминающее давление равно 0,5 р_низ = 0,5 * 14,38 = 7,19 мпа

Стрела прогиба тарелки клапана определяется:

= 0,000085 м,(2.162)

Где: n - коэффициент, зависящий от способа закрепления клапана, на резьбе 1,0; на сварке 0,8;

Е - модуль упругости для чугуна, е = 0,75 10⁵ мпа

При этом должно сохраняться условие: f < 0,2

0,000085 < 0,0056

Условие выполняется.

Спуск обсадных колонн в скважину

К спуску обсадных колонн приступают сразу же после шаблонирования скважины, если во время подъема бурильных труб с шаблоном не было затяжек.

Распоряжение о начале спуска дает главный инженер подразделения.

Спуск обсадных труб в скважину производится по руководством одного лица (бурового мастера).

Спуск колонны осуществляется с помощью акб или механизированных ключей.

Перед свертыванием через каждую трубу снова пропускается шаблон.

Муфты деталей низа, а также первых 5-10 труб обваривают.

Перед свинчиванием труб резьба смазывается герметичной смазкой и свертывание труб друг с другом происходит полного завертывания ниппеля в муфту 1 нитка.

При свертывание труб наблюдают за свертыванием, и если наблюдается скрип, нагрев муфты, то в этом случае обе трубы отбраковываются.

Во всех случаях удаление труб отмечается в журнале, их длина и порядковый номер.

При быстром спуске обсадной колонны возникает значительное гидродинамическое давление в скважине, которое может явится причиной поглощения промывочной жидкости, разрушения обратных клапанов и смятия колонны.

Поэтому скорость спуска колонны ограничивают.

Скорость спуска считается допустимой, если сумма гидродинамического и статического давления столба промывочной меньше давления разрыва пород, обнаженных в стволе скважины.

В процессе спуска через каждых 300-400м производится долив колонны, а также в случае посадок, затяжек и перед подходом к забою обязательно проводится промывка 1.5-2 цикла, с проворачиванием колонны.

Восстанавливать циркуляцию всегда следует с малой скоростью, а после разрушения тиксотропной структуры промывочной жидкости скорость необходимо увеличивать до достижения турбулентного режима в кольцевом пространстве.

При спуске колонны ведется наблюдение за выходом промывочной жидкости в желоба.

Если при спуске колонны появляется посадка, то промывку следует проводить с росхаживанием.

Последнею трубу подбирают так, чтобы ''нащупать'' забой, а затем эту трубу выбросить, так как колонна должна быть на весу.

По окончанию спуска труб, на последнею трубу должна быть навернута цементировочная головка

Выбор тампонажного материала и способы цементирования скважины

В бурении принято называть тампонажными такие материалы, из водных суспензий которых образуется практически непроницаемое твердое тело.

Тампонажные материалы используют прежде всего для заполнения заколонного пространства скважин и изоляции всех проницаемых пород друг от друга, предотвращения перетока жидкости (газа) из одного пласта в другой или в атмосферу по заколонному пространству, для закупорки трещин, каверн и других каналов, по которым может поглощаться промывочная жидкость, для защиты наружной поверхности обсадных колонн от коррозии пластовыми водами (газами), для придания большей устойчивости обсадным колоннам, для создания постоянной или временной перемычки в стволе скважины (цементный мост) и других целей.

Тампонажные материалы, используемые для разобщения проницаемых пластов, должны удовлетворять ряду требований:

1. Суспензия такого материала должна быть легко прокачиваемой в течение времени, необходимого для транспортирования ее в заданный интервал скважины, а в покое седиментационно устойчивой.

2. По окончании транспортирования в скважину суспензия в короткий срок должна превратиться в практически непроницаемое твердое тело, даже если температура окружающей среды ниже нуля °с.

3. Суспензия должна превращаться в твердое тело с небольшим увеличением объема или по крайней мере без малейшей усадки в условиях конкретной ситуации в скважине.

4. Образовавшееся из суспензии твердое тело должно быть высокоэластичным, долговечным, стойким против коррозии при контакте с пластовыми жидкостями и газами.

5. Это твердое тело должно сохранять свои механические свойства, непроницаемость и коррозионную устойчивость при всех изменениях температуры, которые возможны в период работы данной скважины.

6. Оно должно иметь сцепление с обсадной колонной и стенками скважины и прочность достаточные, чтобы противостоять тем силам, которые могут возникнуть в период работы скважины.

Для цементирования обсадных колонн необходимо применять серийно выпускаемые тампонажные материалы.

Выбор тампонажных материалов и растворов на их основе должен осуществляться с учетом следующих требований: тампонажные материалы и сформированные из него цементный камень должен соответствовать диапазону статических температур в скважине по всему интервалу цементирования.

При температуре забоя до 50°с (скважины глубиной до 2000м) выбирается обычно тампонажные портландцемент для низких и умеренных температур, при температуре забоя до 100°с (скважины глубиной 5000м) применяется портландцемент для повышенных температур, а также смеси на шлаковой основе и облегченные цемент.

Кроме температурных условий выбор тампонажного материала зависит от необходимой высоты подъема цементного раствора, то есть от наличия в зоне цементирования авпд и анпд, зон осложнений (обвалов, осыпей наличия солей большой мощности и др.)

Гост 1581-91 тампонажные цементы.

Рецептура тампонажного раствора подбирается в соответствии динамической температуры и давления ожидаемые в процессе цементирования скважины в интервале цементирования.

Исходя из выше перечисленных условий выбираем тампонажный портландцемент и облегченный портландцемент с добавками минеральных веществ, способных связывать большое количество воды.

Подбор рецептуры раствора производится в лабораторных условий с учетом забойной температуры и гидростатического давления из тех материалов, которые будут приниматься на данной скважине (цемент, наполнители, вода, реагенты и др.).

Перед цементированием проводят кавернометрию ствола скважины с целью определения фактического коэффициента кавернозности определения необходимого количества цемента.

Для уменьшения гидравлических сопротивлений при цементировании эксплуатационной колонны в воду для затвердения цемента добавляют кссб-2, плотностью 1.14мпа в количестве 0.005м³ на 1т сухого цемента, согласно норме, утвержденной объединением ''самаранефтегаз'' 10.03.94г.

При цементировании эксплуатационной колонны применять реагенты-понизители водоотдачи пзс-тр или ммц-втр 0.003т/м³ на последние 20м³ цементного раствора.

Всего:20*0.003=0.06т

В последние 12м³ цементного раствора вводят резиновую крошку в количестве 1т.

Проницаемые пласты, вскрытые скважиной, разобщают друг от друга для того, чтобы устранить возможность перетока жидкости из одного объекта в другой или в атмосферу и таким образом предотвратить непроизводительное расходование запаса энергии в продуктивных горизонтах, проникновение в них чуждых вод и ухудшение коллекторских свойств, исключить опасность загрязнения окружающей среды, возникновения взрывов и пожаров на территории близ скважины, а также опасности несчастных случаев с людьми.

К качеству разобщения пластов предъявляются весьма серьезные требования.

1. Разобщающая среда должна быть герметичной при тех перепадах давления, которые существуют или могут возникнуть между проницаемыми пластами, вскрытыми скважиной.

2. Разобщающая среда должна постоянно иметь плотный контакт с окружающими горными породами и поверхностью обсадной колонны, герметичность которого не должна нарушаться при любых возможных деформациях обсадных труб.

3. Разобщающая среда должна быть долговечной, т. Е. Не должна разрушаться под воздействием пластовых жидкостей, газов, бактерий и при изменениях температур, возможных в период бурения или эксплуатации скважины.

4. Герметичность разобщения не должна нарушаться под действием ударных нагрузок, которые возникают при прострелочно-взрывных и иных работах в скважине.

Основным методом разобщения пластов в настоящее время является цементирование, т. Е. Заполнение заданного интервала заколонного пространства скважины или участка обсадной колонны суспензией вяжущих материалов, способной в покое затвердевать и превращаться в практически непроницаемый камень.

В нефтегазодобывающей промышленности используют несколько способов цементирования.

С целью предупреждения от возможных осложнений, которые могут встречаться при цементировании, выбираем способ цементирования эксплуатационной колонны двух ступенчатый с муфтой мсц.

Ступенчатое цементирование разделенное во времени применяют в следующих ситуациях:

а) если при одноступенчатом цементировании неизбежно поглощение раствора;

б) если вскрыт пласт с аномально высоким давлением и в период схватывания тампонажного раствора после одноступенчатого цементирования могут возникнуть перетоки и газопроявления;

в) если для одноступенчатого цементирования требуется одновременное участие в операции чрезмерно большого числа цементировочных насосов и смесительных машин;

г) если для верхнего и нижнего участков скважины должны быть использованы тампонажные растворы разного состава.

Основной недостаток способа -- большой разрыв во времени между окончанием цементирования нижнего участка и началом цементирования верхнего.

Этот недостаток можно в основном устранить, установив на обсадной колонне ниж цементировочный пакер.

Если по оканччанию цементирования нижней ступени заколонного пространства скважины герметизировать пакером, можно сразу же приступить к цементированию верхнего участка.

После остановки насосов избыточное давление в цементировочной головке плавно стравливают, если обратный клапан и цементировочная муфта герметичны, и оставляют скважину в покое для твердения тампонажного раствора (с закрытыми кранами на головке).

При стравливании давления необходимо контролировать объем жидкости, вытекающей из колонны.

Основные недостатки способа: значительно более высокое давление на стенки скважины, чем при цементировании с разрывом во времени, что создает опасность поглощения, и опасность возникновения перетоков и заколонных газопроявленнй в период схвачывания и твердения тампонажного раствора, обусловленная быстрым снижением в последнем порового давления.

Цементиривочные муфты и пакеры следует размещать против устойчивые непроницаемых пород.

Цементировочная муфта должна обеспечивать герметичность разобщения полости колонны от заколонного пространства не только в период твердения тампонажного раствора, но также после разбуривания втулок в ней.

Расчет цементирования эксплуатационной колонны

Цементированием процесс заполнения заданного интервала скважины суспензией вяжущих материалов, способные в покое затвердевать и превращаться в прочной, практически не проницаемы камень.

В нефтегазодобывающей промышленности цементирование широко применяется для решения следующих задач:

а) изоляции насыщенных жидкостями и газами проницаемых горизонтов друг от друга после того, как они вскрыты скважиной;

б) создание высокопрочных мостов в скважине, способных воспринимать достаточно большие осевые нагрузки (например: при забуривании новых стволов, при опробовании горизонтов испытателями пластов с опорой на забой и др.);