Проект строительства наклонно направленной эксплуатационной скважины глубиной 2972 м на Фаинском нефтяном месторождении

Для бурения предварительно выбираем следующие компоновки:

- вертикальный участок: роторный способ бурения;

- участок набора зенитного угла: Д295,3-ТСШ-240-КП1,5-УБТ-203-СБТ;

- участок стабилизации зенитного угла: Д295,3-Ц-ТО2-240-УБТ-203-СБТ, Д215,9-Ц-ЗТСШ-195-СБТ

- участок снижения зенитного угла: Д215,9- ЗТСШ-195-УБТ-СБТ

Расчет проводим по следующей последовательности. Определим вспомогательный угол [1].

;

Максимальный зенитный угол будет больше б, примем его согласно данных дипломной практики 20⁰.

Согласно данным дипломной практики Пространственная интенсивность искривления ствола скважины в интервале набора кривизны должна быть не более 2 град/10 м.

R₁=; Примем R₁=410м ,

А в интервале спада кривизны до 3 град/100 м.

R₂=;

Примем R₂=1900м

Определим максимальный зенитный угол по формуле [1]:

, (2.1)

Где А₁ = А + R₂(1-cos) = 750 + 1900 (1-cos20⁰) = 865м;

H₁ = H + R₂sin = 2972 + 1900Чsin20⁰ = 3621,0 м;



Подставив соответствующие значения в формулу (2.1), получим:

;

Находим длины горизонтальных a, и вертикальных h, проекций, результаты расчета представлены в таблице 2.2 [1].

Таблица 2.2

Результаты расчета четырехинтервального профиля

Участок	Проекции, м	Длина li, м
	горизонтальная	вертикальная
вертикальный	a1=0	H1=100	L1=h1=100
набора зенитного угла	а2 = R1(1-cos) = 14,08	h2=R1sin=106,7	L2=R1
стабилизации зенитного угла	a3 = h3tg = 611,9	h3= H - (h1+h2+h4) = 2271	L3= h3/cos =2352,0
снижения зенитного угла	a4 = R2 (cos-cos) = 65,43	h4=R2(sin- sin) = = 494,32

2.2.2 Обоснование конструкции скважины

Число обсадных колонн и глубина их спуска определяются количеством интервалов, несовместимых по условиям бурения, которые устанавливаются по совмещенному графику индексов пластовых давлений и поглощения с глубиной скважины. Построим график коэффициента аномальности и коэффициент поглощения, необходимый для предварительного выбора плотности бурового раствора.

Коэффициент аномальности и коэффициент поглощения рассчитываются по формуле:

K_а=,(2.2)

K_пог=, (2.3)



где р_ПЛ - пластовое давление, МПа;

р_ПОГ -давление поглощения, МПа;

- плотность пресной воды, кг/м³;

H_i - текущая глубина скважины, м.

Рис. 2.2 Схема профиля ствола скважины

При известном пластовом давлении, давление поглощения может быть найдено по формуле [3]:



, (2.4)

Плотность бурового раствора определяется по формуле:

, (2.5)

Где - отношение плотности бурового раствора к коэффициенту аномальности, при Н1200 м а=1,1-1,15 и при Н>1200 м а=1,05-1,1;

- плотность бурового раствора.

При известном градиенте gradP_пл пластовое давление может быть найдено по формуле:

Р_пл= gradP_nл H_i ,(2.6)

Приведем пример расчета K_a , K_ГР по формулам (2.1), (2.2), (2.3),(2.4)::

K_a===1;

K_пог===2,04;

Остальные расчеты производятся аналогичным способом, результаты расчетов сведем в таблицу 2.3.

Таблица 2.3

Результаты расчетов К_а и К_гр

Индекс	Интервал, м	Рпл, МПа	Ргид., МПа	Ка	Кгр
	от	до	от	до	от	до	от	до	от	до
N1-P1	50	720	0.49	6,92	0,75	10,90	0,98	0,98	1,53	1,54
P1-J3	750	2972	7,39	29,30	10,90	45,49	1,00	1,00	1,54	1,56



По результатам расчетов строим совмещенный график индексов давлений, который показан на рис. 2.3.

Рисунок 2.3- Совмещенный график индексов давлений

Согласно данным дипломной практики скважина будет одноколонная (направление > кондуктор > эксплуатационная колонна). Такая конструкция обеспечит достаточную надежность и минимальную стоимость скважины.

Устье скважины укрепляется путем спуска направления на глубину 50 м.

Верхние неустойчивые отложения перекроем кондуктором до глубины 720м. Далее скважина обсаживается эксплуатационной колонной до глубины 2972 м.

Как правило, заказчик требует обсаживать скважину эксплуатационной колонной с внутренним проходным сечением не менее 120 мм, чему соответствуют обсадные трубы с наружным диаметром 146 мм. Исходя из этого, определим параметры конструкции скважины.

Диаметр долота для бурения под эксплуатационную колонну определяется по формуле:

=+2д,(2.7)

где - диаметр муфт труб эксплуатационной колонны, =166 мм;

д-зазор между муфтой и стенкой скважины, д=12…24 мм.

=166+2Ч20=206 мм.

Примем =215,9 мм.

Определяем диаметр кондуктора D_конд:

D_конд=+2(д+Д),(2.8)

где д - зазор между долотом и стенкой кондуктора, д=3-5 мм;

Д - толщина стенки кондуктора, ориентировочно Д=10 мм.

=215,9+2Ч(4+10)=243,9 мм.

Принимаем трубы диаметром 244,5 мм.

Диаметр долота для бурения под кондуктор определяется аналогично

=270+2Ч12=294 мм.

Принимаем долото диаметром 295,3мм

h_конд - глубина спуска кондуктора по вертикали, h_конд=515 м.

Для крепления верхних неустойчивых отложений используем обсадные трубы с треугольной резьбой 244,5Ч8,9-Д-ГОСТ 623-80. Практика показывает, что эти обсадные трубы выдерживают возникающие нагрузки.

Рассчитаем диаметр долота для бурения под направление по формуле (2.8)

D_напр=+2(д+Д)=295,3+2Ч(4+10)=323,3 мм.

Принимаем трубы 323,9x9,5-Д-ГОСТ-623-80, диаметр муфты труб D_м=351мм.

Определим диаметр долота для бурения под направление

=351+2Ч20=391 мм.

Примем долото диаметром 393,7 мм.

2.3 Обоснование выбора способа бурения скважины

Принятие решения о выборе того или иного способа бурения является ответственным этапом при проектировании технологии углубления, так как в дальнейшем выбранный способ бурения определяет многие технические решения: режимы бурения, гидравлическую программу, бурильный инструмент, тип буровой установки и многое другое.

Бурение под направление осуществляется роторным способом.

Интервал 50-3060 м проходится совмещённым способом (ротор / турбобур). Использование ротора здесь необходимо для проворота КБТ и ориентирования отклонителей при искривлении ствола.

Для бурения кондуктора выбран двигатель 3ТСШ-240, для бурения эксплутационной колонны - ЗТСШ1-195.

Таблица 2.4

Основные технические характеристики турбобуров

Характеристика	3ТСШ-240	ЗТСШ1-195
Наружный диаметр, мм	240	195
Расход жидкости (воды), 10-3 м3/c	32	30
Частота вращения, мин-1	420	400
Мощность, кВт	107,3	53,7
Длина. м	24	26
Масса, кг	5980	4850
Момент на валу двигателя, Н?м	2500	1300
КПД турбины	0,69	0,52

2.4. Выбор породоразрушающего инструмента

Выбор типа породоразрушающего инструмента во многом зависит от конкретных региональных условий, которые обуславливают возможные механические скорости проходки на долото и стоимость 1 м проходки. Для выбора долот используются классификационные таблицы соответствия горных пород категориям твердости и абразивности. Тип, конструкция долот и их размеры определяются способом бурения, физико-механическими свойствами разбуриваемых пород и геометрическими параметрами скважины.

Задачу выбора типа долота для разбуривания конкретной горной породы или пачки пород ВНИИБТ предлагает решать с учетом твердости и абразивности пород с помощью специальной классификационной таблицы (рис. 2.4). В ней на основании обобщения опыта отработки долот в различных районах эталонными точками помечены сочетания категорий твердости и абразивности пород, для разрушения которых наиболее подходят существующие типы шарошечных долот. [6]

Рис. 2.4 Классификационная таблица парных соответствий категорий твердости и абразивности по типам шарошечных долот

В соответствии с данными по категориям твердости и абразивности, геологический разрез разделяется на пачки пород, сходные по твердости и абразивности. Выбранные ПРИ приведены в табл. 2.5.

Таблица 2.5

№ пачки	Интервал бурения по стволу скважины, м	Литологическое описание пород	Категория твердости пород	Категория абразивности пород	Тип долота
I	0-50	Глина, песок, суглинок	2	4	393,7 М-ЦВ
II	50-720	Глина, песок, алевролит	3	4	295,3 МС-ЦВ
III	720-1930	Глина, песок, алевролит, песчаники	3	4	215,9 МЗ-ЦВ
IV	1930-2972	Глина, алевролит, аргиллит, известняк	4	4	215,9 СЗ-ЦВ

2.5 Выбор и расчет компоновок бурильного инструмента

Правильно выбранная компоновка бурильной колонны позволяет без осложнений и с наименьшими затратами пробурить скважину до проектной глубины. Для разрушения горной породы применяем трехшарошечные долота. Для создания на долоте отклоняющего усилия с целью искривления ствола скважины применяем кривой переводник. С целью повышения качества ствола и управления параметрами его искривления применяем калибраторы, центраторы и стабилизаторы. Для создания необходимой осевой нагрузки на долото и повышения жесткости бурильной колонны применяем УБТ. Для передачи вращения долоту используем турбобуры. Предлагаемая компоновка низа бурильной колонны, составленная с учетом опыта ЭГЭБ-3, приведена в таблице 2.6

Исходные данные:

- скважина наклонно-направленная с четырехинтервальным профилем, данные о радиусах искривления и о длинах участков профиля изложены в таблице 2.1;

- способ бурения турбинный, турбобур ЗТСШ-195, G_З.Д.=4790 кг, L_m=25,7 м;

- диаметр долота Д_д=0,2159 м;

- осевая нагрузка на долото G=180 кН;

- перепад давления в забойном двигателе и долоте Р_п=6 МПа;

- ориентировочная плотность бурового раствора 1120 кг/м³;

- условия бурения нормальные.

Таблица 2.6

Компоновка низа бурильной колонны по интервалам бурения

Типоразмер, шифр	Расстояние от забоя до места установки, м	Техническая характеристика	Суммарная длина КНБК, м	Суммар-ная масса КНБК, т
		Наружный диаметр, мм	Длина, м	Масса, кг	Угол перекоса осей отклонителя, %
Вертикальный участок (0-100 м)
Ш 393,7 С-ЦВ	0	393,7	0,5	167	-	12,5	2,6
УБТ- 229	0,5	203	12,5	3412	-
Участок набора зенитного угла (100-208 м)
Ш295,ЗМСГВ	0	295,3	0,4	73	-	22,6	5,0
КС 295,ЗСТ	0,4	295,3	1,3	315	-
Т02-240	1,7	240	15	2595	-
Кривой переводник	9,9	240	0,3	53	1,5°
КОБ- 178	10,2	178	0,4	42	-
УБТ-229	10,6	203	12	3276	-
215,9МЗ-ГВ	0	215,9	0,3	40,2		51,8	9,05
9КП215,9 МСТ	0,3	215,9	0,5	45
ЗТСШ-195	0,3	195	25,7	4790
Кривой переводник	9,9	240	0,3	53	1,5°
УБТ- 178	26,0	178	25,0	4178,4
Участок стабилизации (208-2560 м)
215,9МЗ-ГВ	0	215,9	0,3	40,2	-	51,5	9,05
9КП215,9 МСТ	0,3	215,9	0,5	45	-
ЗТСШ-195	0,3	195	25,7	4790	-
УБТ- 178	26,0	178	25,0	4178,4	-
Участок спада зенитного угла (2560-3060 м)
215,9МЗ-ГВ	0	215,9	0,3	40,2	-	51,5	9,05
ЗТСШ-195	0,3	195	25,7	4790	-
9КП215,9 МСТ	0,3	215,9	0,5	45	-
УБТ-178	26,0	178	12,0	1744,8	-

2.5.1 Расчет длины УБТ

Диаметр УБТ выбирается исходя из конструкции скважины и условия обеспечения необходимой жесткости труб. Для долота диаметром 215,9 мм с учетом нормальных условий выбираем УБТ диаметром 178 мм.

Определение длины УБТ

Длина УБТ рассчитывается по формуле [7]:

, (2.9)

где G_Д - нагрузка на долото, G_Д=180 кН;

в - коэффициент облегчения колонны труб в буровом растворе;

q₀ - вес 1 м УБТ, q₀= 1454 Н/м;

б - средний зенитный угол в зоне установки УБТ, б=20°;

G_3Д - вес забойного двигателя, G_ЗД =47,9 кН;

Р_КР - критическая нагрузка третьего порядка

Коэффициент облегчения труб в жидкости в рассчитывается по следующей формуле:

, (2.10)

где с_ПЖ, с_СМ - плотности промывочной жидкости и материала труб соответственно.

Критическая нагрузка рассчитывается по формуле [7]:



, (2.11)

где Е•I - жесткость при изгибе, ЕI=1575 кНЧм²;

l_кр - критическая длина стальных бурильных труб, которая рассчитывается по формуле

, (2.12)

Подставим соответствующие значения в формулы (2.16)-(2.19)

.

.

.

м.

Согласно проведенному расчету и практике бурения данной площади, примем длину УБТ L_УБТ=24 м

2.5.2 Расчет длины СБТ

Проектирование колонны бурильных труб заключается в выборе оптимального варианта из множества допустимых. За оптимальную колонну бурильных труб принимается такая, для которой вес минимален и максимально используются труб из низких групп прочности. В данном проектировании применяются СБТ ВК-127х9.

Определим длину секций бурильных труб по формуле[7]:



, (2.13)

, (2.14)

, (2.15)

, (2.16)

, (2.17)

где, i- порядковый номер секции бурильных труб;

- количество бурильных труб i-ой секции;

-расчетная длина i-ой секции, м;

- длина одной СБТ ПК 127х9=11,5 м;

- длина i-ой секции, м;

- коэффициент, учитывающий влияние касательных напряжений на напряженное состояние трубы, для наклонно-направленных скважин =1,04

К- коэффициент, учитывающий влияние сил трения, в том числе сил гидродинамического происхождения и инерционных сил, рекомендуется принимать не менее 1,15;

- сумма весов в буровом растворе секций находящихся ниже рассматриваемой, Н;

- вес КНБК, Н;

,- площадь сечения соответственно канала и тела рассматриваемой колонны м²;

- масса 1 метра трубы для формирования рассматриваемой секции, ;

- предел текучести материала, из которого изготовлена рассматриваемая труба, МПа;

- нормативный коэффициент запаса прочности для наклонно-направленного бурения при градиенте набора кривизны более 4⁰ на 100м =1,5.

Приведем пример расчета расчетной длины первой секции для бурения эксплуатационной колонны бурильной колонной группы стали Д по формулам (2.19), (2.20):

Количество труб первой секции и длина первой секции определяются по формулам (2.16), (2.17).

Определим вес первой секции по формуле 2.21:

Для второй секции, применяются бурильные трубы из группы стали К. Длина второй секции определяется по формуле:

Принимаем

Количество труб второй секции и длина второй секции:

Определим вес второй секции по формуле 2.21:

До устья осталось 349 м

Для третьей секции, применяются бурильные трубы из группы стали Е. Длина второй секции определяется по формуле:

Количество труб третьей секции и длина третьей секции:

Таблица 2.7

Состав бурильной колонны снизу вверх

№ участка	Интервал установки, м	Длина секции, м	Шифр трубы	Вес секций, Н
	от	до
1	3036	1357	1679	СБТ ВК-127х9 Д	546836
2	1357	437	920	СБТ ВК-127х9 К	299636
3	437	8	431	СБТ ВК-127х9 Е	112364

2.5.3 Проверочный расчет на разрыв

Целью расчета является определение запаса прочности сечения, которое воспринимается как опасное. Вначале на экспертной основе выбирается опасное сечение для которого необходимо определить запас прочности. Наиболее вероятным местонахождением опасных сечений при роторном бурении являются верхние сечения секций бурильных труб.

Наибольшее растягивающее усилие вычисляют по формуле:

, (2.18)

Напряжение растяжения в избранном сечении определяется по формуле:

, (2.19)

Запас прочности вычисляют по формуле:

, (2.20)

Исходные данные:

глубина скважины =2972 м,

длина секций, вес первой и второй секций из табл. 2.9,

=0,85

Приведем пример расчета для верхнего сечения первой секции по формуле 2.24, 2.25, 2.26:

Для бурения наклонно-направленной скважины забойным двигателем , так как =1,325 то данная секция колонна имеет недостаточную прочность. Необходимо заменить третью секцию труб на высшего класса прочности. Возьмем трубы прочности класса Л. Тогда условие прочности выполняется.

Рассчитаем второе опасное сечение.

При n=1,45 по формуле (2.26) =338 МПа и находим максимальную растягивающую нагрузку, которую первая секция может удержать по формуле (2.24) и находим =1148965,5Н. После этого, находим вес необходимой второй секции по формуле (2.24) =172589,8Н. Определяем длину секции труб прочности К и Е по формулам . Исправленный состав бурильной колонны приведен в табл. 2.11.

Таблица 2.8

Исправленный состав бурильной колонны снизу вверх

№ участка	Интервал установки, м	Длина секции, м	Шифр трубы	Вес секций, Н
	от	до
1	3060	1357	1679	СБТ ВК-127х9 Д	530365
2	1357	951	406	СБТ ВК-127х9 К	128248
3	951	437	514	СБТ ВК-127х9 Е	162363
4	437	8	429	СБТ ВК-127х9 Л	135513

Таблица 2.9

Наибольшее растягивающее усилие, напряжение растяжения и запас прочности в опасных сечениях

Сечения секций	,МПа		Характеристика колонны
Первое сечение	406,7	1,57	прочная
Второе сечение	374	1,53	прочная

2.6 Выбор растворов и их химическая обработка по интервалам бурения

Тип бурового раствора выбирается в первую очередь из условия обеспечения устойчивости стенок скважины, определяемой физико-химическими свойствами слагающих горных пород и содержащихся в них флюидов, пластовым и горным давлениями, а так же забойной температурой. При этом следует руководствоваться накопленным опытом бурения в проектном районе. Критерием оптимальности бурового раствора являются затраты времени и средств на борьбу с осложнениями, связанными с типом бурового раствора. Если затраты времени на борьбу с подобными осложнениями в балансе времени бурения скважин отсутствуют, то применяемый тип бурового раствора следует считать оптимальным.

При этом следует иметь в виду, что тип бурового раствора определяет не только осложнения, но и эффективность бурения. Чем быстрее бурится скважина, тем меньше, как правило, наблюдается осложнений. Поэтому при решении этого вопроса следует анализировать и учитывать отечественный и зарубежный опыт бурения скважин в аналогичных разрезах. При прочих равных условиях всегда следует отдавать предпочтение буровым растворам с минимальным содержанием твердой фазы, вводить противоизносные и смазочные добавки, ингибиторы коррозии.

Отдельно решается вопрос выбора бурового раствора для вскрытия продуктивных горизонтов. Буровой раствор следует выбирать так, чтобы предупредить ухудшение коллекторских свойств продуктивных пластов вследствие возникновения капиллярного эффекта при вытеснении из приствольной зоны продуктивного пласта фильтрата бурового раствора; набухания глинистого материала, содержащегося в коллекторах, в результате взаимодействия пластовых флюидов с фильтратом бурового раствора; блокирования трещин пласта фильтратом бурового раствора и т.д. Поэтому при выборе бурового раствора для вскрытия продуктивных пластов учитывают следующие рекомендации:

1) Следует применять растворы на углеводородной основе - РУО (безводные или инвертно-эмульсионные) при:

- низкой проницаемости коллектора (менее 0,05-0,1 мкм²);

- насыщении коллектора высоковязкой нефтью;

- трещинном и порово-трещинном типе коллектора с проницаемостью более 1 мкм². В данном случае необходимо применять только безводные РУО.

- наличия в коллекторе набухающих глин. Водная фаза РУО должна быть минерализована.

2) В остальных случаях допускается применение буровых растворов на водной основе. Если в коллекторе содержатся набухающие глины, применяют ингибированные буровые растворы, как и для бурения глинистых пород.

Бурение под направление начинается на свежеприготовленном глинистом растворе. Возможно бурение под направление на растворе, оставшемся от бурения предыдущей скважины.

При бурении под кондуктор разбуривают слои вечной мерзлоты, рыхлых песчаников и неустойчивых глинистых отложений. В связи с этим требуется решать следующие основные проблемы:

- укрепление стенок скважины;

- уменьшение растепляющего действия бурового раствора;

- увеличение выносной способности бурового раствора.

Данные проблемы решаются с использованием высокоэффективных полимеров - структурообразователей, поддержания низкой температуры, образования прочной фильтрационной корки, созданием высокой скорости потока раствора. Для бурения под кондуктор проектом предусматривается буровой раствор, приготовленный из бентонитового глинопорошка, обработанный химическими реагентами. Допускается использовать раствор, оставшийся от бурения направления.

При бурении под эксплуатационную колонну основные проблемы, которые требуется решить, следующие: предупреждение поглощения раствора и водопроявлений при прохождении отложений сеномана, предупреждение прихвата бурильного инструмента при прохождении через проницаемые пласты. Бурение из-под кондуктора начинается с промывкой забоя глинистым раствором, обработанным химическими реагентами (структурообразователи, разжижители и т.п.). Во избежание изменений параметров бурового раствора вследствие наработки во время разбуривания глинистых отложений обработка раствора химреагентами должна проводиться периодически. Главная проблема - это сохранение коллекторских свойств продуктивных пластов.

2.6.1 Обоснование параметров бурового раствора

При проектировании параметров буровых растворов всегда нужно стремиться к тому, чтобы достигались высокие скорости бурения, высококачественное вскрытие продуктивных пластов, предупреждались всевозможные осложнения.

Плотность раствора влияет на гидростатическое давление, на забой и стенки скважины. При наличии в разрезе водо-, газо-, нефтепроявляющих пластов обычно давление бурового раствора поддерживают несколько большим пластового с тем, чтобы предотвратить или резко уменьшить интенсивность поступления флюидов в скважину. Иногда плотность увеличивают для предупреждения обвалообразований. Плотность раствора уменьшают при поглощении, для снижения гидравлических потерь в циркуляционной системе и дифференциального давления на забое, повышения буримости горных пород и т.д.

Плотность бурового раствора рассчитывается для каждого интервала совместимых условий бурения по горизонту с максимальным градиентом пластового давления по формуле [3].

(2.21)

где К_пр - коэффициент превышения гидростатического давления бурового раствора над пластовым;

g - ускорение свободного падения, м/с²;

z - глубина залегания кровли горизонта с максимальным градиентом пластового давления, м.

Рекомендуется принимать:

К_пр=1,1-1,15 при z<1200 м;

К_пр=1,05-1,1 при z=1200-2500 м;

К_пр=1,04-1,07 при z>2500м.

Пользуясь формулой (2.21), рассчитаем плотность бурового раствора по интервалам бурения, результаты запишем в табл. 2.10

Таблица 2.10

Параметры бурового раствора по интервалам бурения

Tип раствора	Интервал по стволу, м	Параметры бурового раствора
		плотность, кг/м3 расчетная	УВ, с	ПФ, см3/30 мин	рH	СНС, Па	К,мм	П, %
	от	до
							1 мин	10 мин
Глинистый раст	0	50	1120	55-60	8-9	7-9	1,5	3,5	1-2	2
Глинистый раст.	50	747	1120	55-60	8-9	7-9	1,5	3,5	1-2	2
Глинистый раст	747	3060	1140	22-25	6-8	7-9	0,8-1,0	1,2-2,0	<1	1

2.6.2 Обработка бурового раствора

При бурении для снижения ПФ и увеличения вязкости глинистый раствор обрабатывается реагентами УНИФЛОК и каустической содой.

При бурении под кондуктор для обработки бурового раствора применяют КМЦ, УНИФЛОК, ФК- 2000, графит, каустическую соду.

При разбуривании цементных стаканов в направлении и кондукторе раствор обработать кальцинированной содой (для нейтрализации воздействия цемента на буровой раствор).

При бурении под эксплуатационную колонну раствор будет обрабатываться для снижения вязкости во всех интервалах бурения, за исключением продуктивных, при необходимости с добавлением НТФ. Поскольку свойства раствора улучшаются при рН = 8-9, в буровой раствор при бурении под кондуктор, промежуточную и эксплуатационную колонну добавляется каустическая сода для поддержания указанных значений рН.

В связи с ужесточением в последние годы экологических требований к производству буровых работ возникла необходимость применения малоопасного для окружающей среды бурового раствора. Применение такого раствора стало возможным благодаря использованию малотоксичных химреагентов и материалов, включая экологически безопасные смазочные добавки и противоприхватные средства. В настоящем проекте предусматривается использовать в качестве смазочной добавки ФК-2000 и графит. ФК-2000 получен из растительных масел и рыбожировых отходов. Эта добавка не токсична.

Буровой раствор, обработанный КМЦ, НТФ и ФК-2000 разрешен к применению как экологически малоопасный раствор.

Глинистый раствор для первичного вскрытия продуктивного пласта представляет собой суспензию высокоактивной бентонитовой глины, с добавлением мела, обработанную кальцинированной содой, смазочными добавками и ПАВ, обладающим способностью понижать поверхностное натяжение фильтрата и гидрофобизировать поверхность поровых каналов пласта-коллектора. В качестве понизителя фильтрации используется КМЦ и УНИФЛОК. В качестве понизителя вязкости раствора, который одновременно придает раствору ингибирующие свойства и улучшает реологические свойства, могут служить известные реагенты, в частности НТФ.

2.6.3 Расчет потребного количества химических реагентов для приготовления и обработки бурового раствора

Количество бурового раствора V, необходимого для бурения скважины, определяется из выражения:

V = V_n + V₆ + a Ч V_c, (2.22)



где V_n-объем приемных емкостей буровых насосов и желобов, можно принять V_n=50м³;

V_б - объем бурового раствора, расходуемого в процессе бурения интервала с частичными поглощениями, при очистке от шлама и т.д.

а - коэффициент запаса, а=1,5 для нормальных условий бурения и а=2 для осложненных условий бурения;

V_c - объем скважины в конце интервала бурения с промывкой данным раствором.

V_c и V₆ рассчитываются по формулам (2.12) и (2.13):

, (2.23)

, (2.24)

где n_i - норма расхода бурового раствора на 1 м проходки;

l_i, - длина i интервала;

D_сквi - диаметр скважины на рассчитываемом участке.

Нормы расхода бурового раствора следующие:

- n=0,17 м³/м при бурении под направление;

- n=0,086 м³ /м при бурении под кондуктор;

- n=0,031 м³/м при бурении под промежуточную и эксплуатационную колонны.

Пользуясь формулами (2.22)-(2.24), рассчитаем объем бурового раствора, результаты запишем в табл. 2.11.

Таблица 2.11

Потребные объемы бурового раствора по интервалам бурения

Интервал бурения, м	Dскв, мм	Vn, м3	Vс, м3	Vб, м3	V, м3
от	до
0	50	591	50,00	13,71	8,5	72,21
50	747	413	50,00	93,73	60,2	203,93
747	3060	248	50,00	110,46	70,92	231,38

Примечание. Значения диаметров скважины приведены с учетом коэффициента кавернозности к: для направления к = 1,5; для кондуктора к = 1,4; для промежуточной и эксплуатационной колонн к = 1,15.

Масса глины без учета влажности, необходимая для приготовления требуемого количества глинистого раствора (в кг) определяется по формуле:

(2.25)

Масса воды, необходимая для приготовления требуемого количества глинистого раствора (в кг) определяется по формуле:

, (2.26)

Масса барита, необходимая для повышения плотности глинистого раствора (в кг) определяется по формуле:

, (2.27)

Где - плотность глины=2250 кг/м³;

- масса глины, кг;

- масса воды, кг;

- объем бурового раствора из табл. 2.5, м³;

- плотность бурового раствора из табл. 2.4, кг/м³;

-повышенная плотность бурового раствора, кг/м³;

- плотность барита, кг/м³;

- плотность воды, кг/м³.

Приведем пример расчета по формулам (2.25), (2.26) для бурения в интервале 50-747 м:

кг

кг

Масса барита для повышения плотности бурового раствора в интервале 747-2972 м определяется по формуле (2.27):

кг

Остальные расчеты производятся аналогичным способом, результаты расчетов сведем в табл. 2.6.

Определяем потребное количество реагентов для бурения скважины, пользуясь нормами расхода, полученными в ЭГЭБ № 23 ООО «РН-Бурение» в процессе многолетней работы на данной площади. Результаты представлены в табл. 2.12.

Таблица 2.12

Потребность бурового раствора и компонентов для его приготовления и обработки

Интервал, м	Наименование реагентов и материалов	Расход на бур. 1 м. интервала., кг	Потребность компонентов на интервал
от	до	название	един. измер.
0	50	тех. вода	м3	0,963*	48,15
Приготовление 100 м3 БР на первую скважину куста	Глинопорошок ПБНВ	кг.	140*	14000
	Каустическая сода	кг.	0,9*	90
	КМЦ-700	кг.	2,2*	220
	Унифлок	кг.	0,8*	80
50	747	Унифлок	кг.	0,12	55,6
		НТФ	кг.	0,067	31,0
747	3060	Унифлок	кг.	0,3	111,3
		КМЦ-700	кг.	0,53	196,63
		НТФ	кг.	0,19	70,49
		ФК-2000	л	0,35	129,85

2.7 Проектирование режима бурения

Эффективность процесса и показатели бурения при прочих равных условиях в большей мере зависят от режима бурения.

Под режимом бурения понимают сочетание некоторых параметров, существенно влияющих на процесс и показатели бурения, которыми можно управлять с устья. Так, параметрами режима роторного способа бурения являются: осевая нагрузка на долото, частота его вращения, расход бурового раствора. К параметрам режима бурения причисляют также "качество" бурового раствора, которое, в свою очередь, определяется рядом показателей, важнейшими из которых являются: плотность, вязкость, показатель фильтрации, теплоемкость, теплопроводность, смазывающая способность. Другие показатели качества раствора являются не менее важными, они также в той или иной степени влияют на процесс и показатели бурения, но это влияние в большей мере проявляется через возможность возникновения осложнений.

2.7.1 Разработка гидравлической программы проводки скважины

Для бурения скважины без осложнений необходимо чтобы очистка была совершенной. Очистка забоя считается совершенной, если образующийся при бурении шлам немедленно подхватывается потоком бурового раствора и удаляется с забоя. Расход промывочной жидкости выбирается исходя из трех условий [5]:

- обеспечение выноса крупных частиц шлама (условие 1);

- обеспечение работы турбобура (условие 2);

- обеспечение удовлетворительной очистки забоя (условие 3).

Для дальнейших расчетов рассчитаем параметры бурового раствора по интервалам.

Значения ДНС рассчитаем по формуле:

ф_о = 8,5 Ч 10^-3 Ч с-7(2.28)

Пластическую (структурную) вязкость рассчитываем по формуле:

з = 0,0045ф_о (2.29)

Подставим соответствующие значения плотностей бурового раствора по интервалам бурения из таблицы 2.4 в формулы (2.27)-(2.28), результаты сведем в таблицу 2.13.

Таблица 2.13

Параметры промывочной жидкости по интервалам бурения

Интервал по стволу, м	Плотность, кг/м3	фо, Па	з, Па•с
от	до
0	50	1120	2,52	0,0117
50	747	1120	2,52	0,0113
747	3060	1140	2,61	0,0113

Расход, обеспечивающий вынос крупных частиц шлама:

Расчет расхода, необходимого для выноса крупных частиц шлама, рассчитывается по формуле:



Q_i = 1,15ЧU_ОСЧF_КП, (2.30)

где U_ОС - скорость оседания крупных частиц шлама, м/с;

F_КП - площадь кольцевого пространства, м².

Скорость оседания крупных частиц шлама рассчитывается по формуле [5]:

(2.31)

где d_Ш - размер наиболее крупных частиц шлама, м;

с_П и с_БР - плотность породы и промывочной жидкости соответственно, кг/м³.

Размер наиболее крупных частиц шлама рассчитывается по формуле [8]:

d_ш = 0,002 + 0,037 Ч D_Д, (2.32)

где D_Д - диаметр долота, м.

Подставим соответствующие результаты (2.30)-(2.31) и получим:

для интервала 0-50 м:

d_Ш = 0,002+0,037·0,3937=0,0166 м.

Расчет для других интервалов ведется аналогично, результаты сведем в таблицу 2.14.



Таблица 2.14

Расход, обеспечивающий вынос крупных частиц шлама по интервалам бурения

Интервал по стволу, м	Плотность, кг/м3	Диаметр долота DД, м	Скорость оседания частиц Uoc, м/с	Необходимый расход Qi, м3 /с
от	до	бурового раствора	породы
0	50	1120	2000	0,3937	0,46	0,05
50	747	1120	2200	0,2953	0,45	0,023
747	3060	1140	2600	0,2159	0,46	0,006

Расход, необходимый для удовлетворительной очистки забоя

Расход необходимый для удовлетворительной очистки забоя рассчитывается по формуле:

Q_i?qЧF_З, (2.33)

где q - удельный расход жидкости, необходимый для удовлетворительной очистки забоя, можно принять q=0,60 м/с;

F₃ - площадь забоя скважины, м.

Площадь забоя рассчитывается с учетом коэффициента кавернозности К_К по формуле:

(2.34)

Подставим соответствующие данные для интервала 0-50 м в выражения (2.33)-(2.34) и получим:

Q_i?0,60•0,122=0,073 м³/с

Остальные значения расхода рассчитываются аналогично. Результаты расчета приведены в таблице 2.13.

Таблица 2.15

Расход, обеспечивающий удовлетворительную очистку забоя

Интервал по стволу, м	Диаметр долота DO, м	Необходимый расход Qi, м3/с
от	до
0	50	0,3937	0,073
50	747	0,2953	0,041
747	3060	0,2159	0,0183

Далее выберем наибольший расход, исходя из условий 1-3 по интервалам бурения.

Таблица 2.16

Расход промывочной жидкости по интервалам бурения

Интервал по стволу, м	Плотность бурового раствора, кг/м3	Расход промывочной жидкости, л/с
от	до		по условию 1	по условию 2	Выбранный, не менее
0	50	1120	50	73	73
50	747	1120	23	41	41
747	3060	1140	12	18,3	18,3

Расчет диаметров гидромониторных насадок

Суммарная площадь сечения насадок f_Н, рассчитывается по формуле [8]:

,(2.35)

где µ_Н - коэффициент расхода, можно принять µ=0,9;

ДP_д - перепад давления в долоте;

Q_i - расход промывочной жидкости, м³/с.

Диаметр насадки рассчитывается по формуле:

(2.36)

Подставим соответствующие значения в выражения (2.35)-(2.36) и результаты приведем в таблице 2.15.

Таблица 2.17

Результаты расчета диаметра гидромониторных насадок по интервалам бурения

Интервал по стволу, м	сБР, кг/м3	ДPд, МПа	fH•10-4•м2	dH, м
от	до
0	50	1120	5	5,88	0,016
50	747	1120	5	4,82	0,014
747	3060	1140	5	2,17	0,010

Расчет потерь давления в бурильной колонне и кольцевом пространстве

Для расчета потерь давления необходимо рассчитать скорость течения жидкости внутри труб (кольцевого пространства) по формуле:

(2.37)

где F_n - площадь канала труб (кольцевого сечения), м²;

Q - расход промывочной жидкости, м³/с.

Площадь канала труб находится по формуле:

(2.38)

где d_M - внутренний диаметр труб, м.

Площадь кольцевого пространства рассчитывается из выражения:

(2.39)

где D_CKВ, - внутренний диаметр, скважины, м.

d_НАР - наружный диаметр элемента бурильной колонны, для которого ведется расчет потерь давления, м.

Для оценки режима течения необходимо найти обобщенный параметр Рейнольдса по формуле:

(2.40)

где с_БР и ф_о - плотность, структурная вязкость и ДНС промывочной жидкости соответственно;

d_Г - гидравлический диаметр, для внутритрубного пространства d_Г=d_ВН, для кольцевого пространства d_Г =D_CКВ - d_HАР.

При Re*>2000 режим течения считается турбулентным, а при Re*<2000 -структурным. Коэффициент гидравлического сопротивления л рассчитывается по формулам (2.45)-(2.46) [8], в зависимости от значения Re*.

При 50000>Re>2000:

, (2.41)

При Re>50000:

л=0,018+0,022D, (2.42)

Потери давления внутри труб находятся по формулам (2.47)-(2.48) [8], в зависимости от вида течения жидкости. При турбулентном режиме:

, (2.43)

При структурном режиме:

, (2.44)

где - безразмерный коэффициент, зависящий от числа Сен-Венана-Илюшина, находится по графику, представленному на рисунке 2.7.

Число Сен-Венана - Илюшина находится по формуле:

(2.45)

Рис. 2.5 - Кривые зависимости безразмерных коэффициентов в и в_к от числа Сен-Венана-Илюшина; 1-для труб круглого сечения, 2 - для концентричного кольцевого пространства

Расчет потерь давления в элементах циркуляционной системы, долоте и турбобуре

Потери давления в циркуляционной системе буровой установки определяются как сумма всех потерь давления в элементах циркуляционной системы состоящей из:

1) стальных бурильных труб;

2) утяжеленных бурильных труб;

3) бурового долота (насадки);

4) наземной обвязки, включающей стояк, буровой шланг, вертлюг, ведущую трубу;

Расчет ведется для потерь давления при бурении под эксплуатационную колонну.

Внутри труб СБТ _БТ

, U>U_кр

Режим турбулентный

Аналогично рассчитываются перепад давления в УБТ.

Внутри труб СБТ _БТ

, U>U_кр

Режим турбулентный

.

.

Перепад давления в турбобуре 3ТСШ1-195 определяется по формуле

=аЧQ²Ч= 4,3Ч10⁶Ч0,0183²Ч1140=1,64Ч10⁶ Па.

а= ?Р_с /Q_с²Чс_с = 3,9•10⁶/0,03²·1000 = 4,3Ч10⁶.

Перепад давления в долоте

, (2.46)

, (2.47)

где а - коэффициент гидравлического сопротивления в насадке долото, м^-4;

- площадь сечения насадок из таблицы 2.15, м²;

µ - коэффициент расхода, можно принять µ=0,9.

Для бурения под эксплуатационную колонну:

.

.

Расчет потерь давления при бурении под эксплуатационную колонну в кольцевом пространстве

Перепад давления в КП забойного двигателя.

D_ЗД=195мм, D_СК=215,9мм, d_Г=0,0209м, F_КП=0,0067 м²,

.

Режим турбулентный U>U_кр

.

.

.

Перепад давления вУБТ-177,8.

D_УБТ=177,8мм, D_СК=215,9 мм, d_Г=0,0381мм, F_КП=0,0118 м²,

.

Режим турбулентный U>U_кр

.

.

.

Потери давления на остальных участках КП рассчитываем аналогично, результаты запишем в таблицу 2.16.

Перепад давления СБТ.

D_УБТ=127мм, D_СК=215,9 мм, d_Г=0,0889мм, F_КП=0,0083 м²,

.

Режим турбулентный U>U_кр

.

.

.

Сумма потери давления в поверхностной обвязки буровой определяется по формуле

У?Робв =(а_с + а_ш + а_в + а_вт + а_м)ЧQ²Ч (2.48)

где а_с - коэффициент потери в стояке;

а_ш - коэффициент потери в шланге;

а_в - коэффициент потери в вертлюге;

а_вт - коэффициент потери в ведущей трубе;

а_м - коэффициент потери в манифольде.

Коэффициенты потерь давления в поверхностной обвязки буровой берутся из таблицы 4.4 [4]. Рассчитанное значение У?Робв представлено в таблице 2.18.

Суммарные потери давления определяется по формуле:

Р=Р_обв+Р_кп+Р_СБТ+Р_УБТ+Р_Д (2.49)

где Р_обв - суммарные потери давления в поверхностной обвязки буровой;

Р_кп - суммарные потери давления в кольцевом пространтстве;

Р_СБТ - потери давления в бурильных трубах;

Р_УБТ - потери давления в УБТ;

Р_Д - потери давления в долоте.

Таблица 2.18

Потери давления в элементах циркуляционной системе

параметры	?, м	D,мм	d, мм	V, м/с	Re (Re*)	Режим течения	Sen	Р, МПа
Элементы	интервал	участок
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11
СБТ	Направление	Внутр.	50	127	109	9,98	80543,29	турбул.	-	4,88
		КП		393,3	127	0,65	1135,70	структр.	107,99	0,019
	Кондуктор	Внутр.	747	127	109	4,40	23584,82	турбул.	-	4,46
		КП		295,3	127	0,74	1232,45	структр.	50,80	0,20
	Экспл.	Внутр.	3060	127	109	1,83	5506,47	турбул.	-	0,97
		КП		215,9	127	1,08	1095,38	структр.	13,07	0,77
УБТС2-229	Кондуктор	Внутр.	6	229	90,4	2,72	132217	турбул.	-	0,28
		КП		295,3	229	0,76	1488,29	структр.	70,79	0,00033
УБТС2-178	Кондуктор	Внутр.	6	178	80	18,52	123350,01	турбул.	-	0,28
		КП		295,3	178	0,72	1337,49	структр.	82,88	0,00033
	Эксплуат.	Внутр.	18	178	80	8,18	100587,26	турбул.	-	0,17
		КП		215,9	197	0,94	1855,78	структр.	27,66	0,0029
долото	Кондуктор	-	-	-	-	-	-	-	-	10,01
	Промежут.	-	-	-	-	-	-	-	-	10,04
	Экспл.	-	-	-	-	-	-	-	-	10,11
	Кондуктор	-	-	-	-	-	-	-	-	0,45
	Промежут.	-	-	-	-	-	-	-	-	0,23
	Экспл.	-	-	-	-	-	-	-	-	0,11

КП - кольцевое пространство, внутр.- внутри трубы, структр.- структурный режим, турбол.- турбулентный.

Суммарные потери давления при бурении под эксплуатационную колонну:



Р = Р_обв + Р_кп + Р_СБТ + Р_УБТ + Р_Д = 0,11 + 0,77 + 1,74 + 1,34

+ 10,11 = 13,5 МПа

Суммарные потери давления на остальных участках рассчитываем аналогично, результаты запишем в табл. 2.19.

Таблица 2.19

Суммарные потери давления

Участок	Суммарные потери давления, МПа
Кондуктор	16,73
Промежуточная колонна	15,77
Эксплуатационная колонна	13,50

2.7.2 Выбор бурового насоса

Для выбора бурового насоса, необходимо определить полезную мощность для прокачки раствора при бурении по формуле:

(2.50)

где - полезная мощность, кВт;

- подача насосов, м³/с;

- давление насосов, МПа.

Приведем пример для бурения под эксплуатационную колонну:

Остальные значения полезной мощности рассчитываются аналогично. Результаты расчета приведены в табл. 2.20.

Общие гидравлические потери при промывке эксплуатационной скважины составляют =13,5 МПа. Выбор бурового насоса производится из условия обеспечения расхода бурового раствора, не ниже расчетного, при расчетном давлении.

Таблица 2.20

Полезная мощность для прокачки раствора

Интервал	Полезная мощность, кВт
Кондуктор	1555,89
Промежуточная колонна	646,57
Эксплуатационная колонна	229,5

По результатам гидравлических расчетов для успешного доведения скважины до проектной глубины требуются насосы, развивающие производительность Q 0,017 м³/с при давлении Р 13,5 МПа. Наиболее подходящим буровым насосом, согласно его технической характеристике, является насос типа У8-7МA2. Для бурений под эксплуатационную и промежуточную колонны, применяется только 1 насос, а для бурения под кондуктор применяются 2 бурового насоса, хотя не хватает мощности 55,89 кВт.

Таблица 2.21

Параметры бурового насоса У8-7МА2

Показатели	значение
Полезная мощность насоса, кВт	750
Число цилиндров	2
Максимальное число ходов поршня в минуту	65
Максимальная частота входного вала, об/мин	332
Длина хода поршня, мм	400
Максимальное давление на выходе, МПа	32
Максимальная идеальная подача, л/с	46,2
Передаточное число редуктора	5,11
Диаметр клапана, мм: всасывающего нагнетательного	275 125
Масса, кг	26400

2.7.3 Расчет рабочих характеристик турбобура 3ТСШ1-195

При расчете рабочих характеристик турбобура пользуемся формулой (2.49) а также формулами (2.50)-(2.52) [1]:

,(2.50)

,(2.51)

,(2.52)

Подставим соответствующие данные в выражения (2.49)-(2.52) и получим:

Частота вращения n_х будет равна

n_х=2Чn_O=2Ч404,7=809,4 об/мин

Тормозной момент М_ТОР=2ЧМ_Т=2Ч1905,49=3526,88 Н•м

Потери давления в долоте рассчитаем по формулам (2.48)-(2.49):

Далее необходимо рассчитать гидравлическую нагрузку на опору по формуле:

(2.53)

где D_C и D_В - средний диаметр проточной части турбины и диаметр вала турбобура соответственно, D_c=129 mm; D_в=135 мм;

В - вес вращающихся частей турбобура, Н.

Вес вращающихся частей турбобура рассчитывается по формуле [9]:

B = 0,5ЧG_m,(2.54)

где G_m - вес турбобура.

Для расчета потерь крутящего момента в опорах турбобура необходимо найти средний диаметр вращения R_cp по формуле [1]:

(2.55)

где D₁ и D₂ - соответственно внутренний и наружный диаметр диска пяты.

Для ЗТСШ1-195 R₁=62 мм; R₂=74,5 мм, подставим эти данные в выражение (2.53) и получим:

Рассчитаем удельный момент в опоре

М_удоп=µЧD_cp=0,1Ч0,068=6,84 Нм/кН

Потери крутящего момента в опоре рассчитываются по формуле [1]:

(2.56)

Потери крутящего момента на вращение ненагруженного долота рассчитаем по формуле:

M_X=550ЧD_о=550Ч0,2159=118,8 Нм

Тогда суммарные потери крутящего момента будут равны



Найдем разгонную частоту вращения вала по формуле:

(2.57)

Минимальную устойчивую частоту вращения определяем в долях от n_р,

n_у=0,35Чn_p(2.58)

Удельный момент на долоте для трехшарошечного долота, пород средней твердости М_уд=7 Н•м/кН.

Наибольшую нагрузку на долото, соответствующую наименьшей частоте вращения, определим по формуле [1]:

(2.59)

Вычислим значения М_В, М_Д, n_В, N_В, N_Д при последовательно возрастающих значениях G_Д. Прежде всего, отмечаем характерные точки G_di:

0 кН; 147,5 кН; 200 кН.

Кроме того, выделим по две точки в окрестности G_Г и разобьем весь интервал изменения G_Д через каждые 30 кН.

Далее расчет ведем по перечисленным ниже формулам [9].

, (2.60)

, (2.61)

, (2.62)

При G_i>G_Г:

, (2.63)

, (2.64)

При G_i<G_Г:

, (2.65)

, (2.66)

Результаты расчета занесем в таблицу 2.22.

Таблица 2.22

Результаты расчета рабочих характеристик турбобура

GД, кН	0	30	60	80	100	147,25	180	20
n, об/c	8,8	9,0	9,2	9,4	9,6	9,9	8,3	7,3
MдНм	118,7	298,7	478,7	598,7	718,7	1002,2	1198,7	1318,7
NД, кВт	6,56	16,94	27,85	35,42	43,23	62,61	62,47	60,39

По результатам расчетов, произведенных в п. 2.7, составляем таблицу 2.22 с учетом опыта разбуривания данной площади.

Таблица 2.23

Проектный режим бурения

Интервал	1	2	3
Глубина по стволу, м	0-50	50-747	747-3060
Способ бурения	роторный	ТО2-240	3ТСШ1-195
Типоразмер долота	393, 7	III 295,3 МСГВ	III 215,9 МЗГВ, (СГВ, МГВ)
Тип насоса	У8-6МА2
Диаметр втулок, мм	160	160
Расход, Q, л/с	50	28-30	28-30
Плотность бурового раствора р, г/см3	1,13	1,12	1,12
Осевая нагрузка, кН	Вес инстр.	Вес инстр.	160-180

2.8 Расчет и подбор обсадных колонн

Обсадные колонны должны удовлетворять условиям прочности от сминающих нагрузок (в случае уменьшения давления внутри колонны при газонефтепроявлении или эксплуатации скважины) и от внутренних (при опрессовке, работах по интенсификации пласта и т.п.). Распределение наружного и внутреннего давлений между граничными точками принимается линейным. Поскольку скважина вертикальная, и она планируется на добычу нефти, повышенная герметичность не требуется, поэтому применяем обсадной колонны с треугольной резьбой.

2.8.1 Расчет обсадных колонн на прочность при растяжении

Необходимо определить количество труб, необходимых спустить в каждом интервале. Оно определяется по формуле:

, (2.67)

где N- количество обсадных труб;

Н- глубина спуска обсадных труб, м;

- длина обсадной трубы=11м.

После этого, определяем вес обсадной колонны по формуле:

, (2.68)

где Р - вес обсадной колонны, Н;

q- масса 1 м обсадной трубы с учетом муфты, кг/м;

g- ускорение свободного падения = 9,81 м/с².

Критическая сила определяется по формуле:

, (2.69)

где -критическая сила, Н;

- наружной диаметр обсадной трубы, м;

- внутренний диаметр обсадной трубы, м;

- предел текучести обсадной трубы из табл. 2. , МПа.

Таблица 2.24

Предел текучести сталей

Класс стали	Д	К	Е	Л	М	Р
	635	685	735	785	880	1080

По справочнику буровика [5] находим страгивающую нагрузку (Р_с) на резьбовые соединения и сведем на табл. 2.25.

Приведем пример расчета для эксплуатационной колонны по формуле (2.67), (2.59), (2.60):

Расчет для других интервалов ведется аналогично, результаты сведем в табл. 2.25.

Таблица 2.25

Вес колонны, класс стали, критические силы, допустимые страгивающие нагрузки

Интервал	Количество труб, шт.	Вес колонны (Р), кН	Класс стали	,кН		, кН
Направление	5	52,55	Д	2040	выполняется	7700	выполняется
Кондуктор	69	443,77	Д	1870	выполняется	4700	выполняется
Экспл.	271	956,27	Д	1000	выполняется	2585	выполняется

2.8.2 Расчет избыточных давлений

Направление и кондуктор цементируются до устья. Обсадная колонна цементируется в одну ступень.

Перед началом расчета цементирования эксплуатационной колонны убедимся, что при прокачке цемента не произойдёт его поглощение в продуктивный пласт. Для этого должно соблюдаться следующее условие:

, (2.70)

где - давление поглощения пласта, МПа;

- плотность цементного раствора = 1800 кг/м³;

- высота столба цементного раствора.

Наружное давление в зацементированной зоне определяется по формуле:

, (2.71)

После ОЗЦ колонна испытывает гидростатическое давление поровой воды плотностью , находящейся внутри цементного камня. Определим это давление по формуле:

, (2.72)

Перейдем к расчету внутренних давлений. Определим устьевое давление по формуле:

, (2.73)

где - устьевое давление, МПа;

- пластовое давление, МПа;

- плотность пластовой нефти = 734 кг/м³;

- длина столба пластовой нефти, м.

Если Р_у равно нормативному давлению (Р_норм=12,5 МПа), принимаем давление опрессовки на устье () 12,5 МПа. Если Р_у больше нормативного, определяется по формуле:

, (2.74)

Суммарное давление опрессовки в скважине определяется по формуле:



, (2.75)

где - суммарное давление опрессовки, МПа;

- плотность жидкости для опрессовки = 1050 кг/м³;

- длина столба жидкости, м.

В конце эксплуатации пласт истощается, давление на устье равно нулю, тогда уровень нефти определяется по уравнению:

, (2.76)

где - пластовое давление в конце эксплуатации, принимаем его равно 3,5 МПа.

Внутренние избыточные давления принимаем равными разности давлений после окончания цементирования и давлений при опрессовке:

, (2.77)

где - избыточное внутреннее давление, МПа;

- давление после окончания цементирования, МПа.

Наружные избыточные давления принимаем равными разности давлений после ОЗЦ и давлений в конце эксплуатации:

, (2.78)

где - избыточное наружное давление, МПа;

- давление после ОЗЦ, МПа.

- давление в конце эксплуатации, МПа.

Приведем пример расчета по формулам (2.70)-(2.78) , где на глубине 3220 м =45,49 МПа:

Наружное давление в зацементированной зоне 0-3220 м:

.

Определим давление во время ОЗЦ:

Определим устьевое давление:

Поскольку Р_у равно нормативному(Р_норм=12,5 МПа ), то при расчете давления принимаем Р_{опр у} =12,5 МПа.

В конце эксплуатации пласт истощается, давление на устье равно нулю, тогда уровень нефти определяется по уравнению:



После всех необходимых расчётов построим график внутренних давлений от глубины:

Определим внутреннее избыточное давление:

Определим наружные избыточные давления:

После всех необходимых расчётов построим график избыточных давлений от глубины:

Рис. 2.7 - График избыточных давлений от глубины

2.8.3 Расчёт секций обсадных колонн по избыточным давлениям

Этот расчёт выполняется с использованием графиков избыточных наружных и внутренних давлений. В нижней части наибольшее нагружение колонны возникает от избыточного наружного давления, поэтому оно и принимается, прежде всего, во внимание. Для первой секции колонны рекомендуется использовать трубы с большей толщиной из стали самой низкой группы прочности.

Подбор компоновки эксплуатационной колонны ведется по графику избыточных давлений, с учетом страгивающих давлений.

1. Первая (нижняя секция) должна перекрывать продуктивный горизонт в интервале 3060-3010 м + 50м:

По графику избыточных давлений (2.) определяем величину давления на глубине 2910 м:

Критическое давление обсадных труб определяется по формуле:

, (2.70)

где - критическое давление, МПа;

- избыточное наружное давление, МПа;

- коэффициент запаса прочности на смятие, принимаем равно 1,2.

Для первой секции, критическое давление равно:

По спутнику буровика [5], находим критическое давление обсадных труб. Такое давление выдерживает труба, диаметра 146 мм, исполнения Б, группы прочности Д с толщиной стенки .

Количество труб первой секции:

Соответственно длина первой секции будет равно:

С учетом толщины стенки определяем вес 1-й секции:

Для второй секции выбираем трубы с толщиной стенки , имеющие , критическое давление определяется по формуле:

. (2.71)

где - растягивающая нагрузка при которой напряжение в теле труб достигают предела текучести из табл. 9.7 [3], кН.