3.3.3 Выбор инструмента для вырезания окна в обсадной колонне

После выбора и уточнения конструкции скважины необходимо подобрать режущий инструмент для вскрытия «окна» в колонне.

Размеры «окна» должны быть таким, чтобы спускаемые долота, колонна, геофизическая аппаратура и т.д., свободно проходили через него в процессе работы. Максимальный диаметр райбера определяют по формуле:

D_p = D_д + 23 мм(3.11)

D_p = 139,7 + 3 = 142,7 мм.

Выбираем райбер ФРС 148-2, у которого наибольший диаметр равен 142мм, наименьший- 70мм, рабочая длина 496мм. Далее выбираем размер отклонителя.

Выбираем клин-отклонитель ОЗС-186, с диаметром Dо = 136 мм,

длиной L₀ = 4,6 м, длиной желоба Lж=2.5 м и углом скоса = 2.5 град.

Перед спуском отклонителя колонна, в которой производятся работы по зарезке и бурению второго ствола обследуется шаблоном, диаметр и длину которого определяют по формулам:

D_Ш = D_о + 34 мм(3.12)

L_Ш = L_о + 23 мм(3.14)

где D₀ - наибольший диаметр от спускаемого отклонителя, мм;

Lo - длина спускаемого отклонителя, м.

D_Ш = 136 + 4 = 140 мм.

L_Ш = 4.6 + 2 = 6,6 м.

3.4.Технология строительства бокового ствола

Технология строительства бокового ствола предусматривает:

- выбор наземного оборудования,

- определение оптимальной глубины интервала забуривания ствола,

предварительный расчет длины участка обсадной колонны подлежащего вскрытию,

- выбор режимных параметров вскрытия обсадной колонны,

- расчет установки цементного моста,

- расчет проектного профиля и конструкции ствола,

- расчет отклоняющих и неориентирующих компоновок бурильного инструмента,

- выбор способа и технических средств ориентирования отклоняющей компоновки и контроля параметров ствола скважины,

- выбор режимных параметров забуривания и бурения БС,

- заканчивание ствола.

Применение технологии забуривания БС обеспечивает:

1. забуривание ствола в интервал вырезанного участка обсадной колонны диаметром от 140мм с цементным мостом на глубине до 3500м.

2. максимальную интенсивноть изменения зенитного угла ствола скважины.

3. свободный пропуск в БС бурильного инструмента, геофизических приборов, отклоняющих КНБК, хвостовика, фильтра, пакеров и т.д.

4. безопасность бурения, крепления и последую щей эксплуатации скважины.

Технологический процесс включает следующие операции:

1. подготовка скважины к забуриванию.

1.1 отсечение нижерасположенной части эксплуатационной колонны путем установки цементного моста (мостовой пробки или пакера).

1.2 опрессование обсадной колонны.

1.3 шаблонирование эксплуатационной колонны.

1.4 выделение местоположения муфтового соединения.

2. вырезание окна или участка обсадной колонны необходимой длины.

3. установка клинового отклонителя или цементного моста в интервале вырезанного участка обсадной колонны.

4. забуривание ствола.

5. бурение ствола в заданном напралении

6. крепление бокового ствола.

3.4.1 Расчет осевой нагрузки на долото

Осевая нагрузка на долото с учетом показателей механических свойств горной породы и конструктивных данных о площади контакта с забоем рабочих элементов долота определяется по формуле

= Р_Ш F_К(3.15)

Рш-твердость породы, определяемая по методике А.А. Шнейнера, Па

Fk- площадь контакта долота с забоем в момент приложения всей величины нагрузки, м2

(3.16)

где: - средняя сумма длин зубцов по образующим от трех шарошек долота в предположении, что все три шарошки находятся в одновременном силовом контакте с забоем;

= 76,5мм,

b_з - средняя ширина зубца (по венцам) при его вершине,

b_з =4мм.

для алевролитов и песчаников Рш=2,5 10⁶ Па.

Fk = 0,4 76,5 10^-3 4 10^-3 = 1,2 10^-4 м².

Находим осевую нагрузку на долото.

= 2,5 10⁶ 1,2 10^-4 = 30 кН

3.4.2 Расчет частоты вращения долота

При турбинном бурении

(3.17)

где t_з - средняя величина шага зубцов долота по венцам Б, В и периферийному венцу шарошки, см;

R - радиус шарошки, см;

ф_к - время контакта долота с горной породой, млс;

t_з = 1,6см,

R = 6,985см

ф_к =4,4млс.

об/мин.

пылинский скважина ствол забой



3.4.3 Определение максимальной величины давлений на выкиде буровых насосов

(3.18)

где Gmax- максимальная нагрузка на долото, Н,

Gmax=30KH.

Gвp- вес вращающихся элементов турбобура (забойного двигателя), Н.

Gвp=(0,4...4,48)G_Т b, (3.19)

G_Т - вес турбобура, Н

G_Т =280 кг = 2800 H

b-коэффициент, учитывающий архимедову силу,

,(3.20)

Тп- осевая нагрузка на осевую опору, Н

Тп=45кН.

Fp=0,785*dcp²,

dcp - средний диаметр вала двигателя, м

Fp=0,785 * (4,25 * 10^-3)² = 0,l42 * 10^-4 м².

Gвр = 0,5 * 2800 * 0,861 = 1205,4 H.

Рт = 5 МПа.

,(3.21)



где No-мощность для очистки забоя от выбуренной породы, рассчитывается по формуле

,(3.22)

где dc - диаметр скважины, м,

dc = 0.123M

Vm - механическая скорость бурения, м/с,

Vm =10 м/ч = 0,0028 м/с,

Н- глубина скважины, м,

Н=2800м.

Вт

3.4.4 Определение расхода бурового раствора

Qmin < Q < Q_ТН,(3.21)

где Qmin- минимально необходимый расход промывочной жидкости для очистки забоя от шлама;

Q- удовлетворяющая техническим требованиям процесса углубления;

Q_ТН - технологически необходимая величина производительности насоса.

Qmin = ,(3.22)

где d_ч - диаметр частиц шлама, м,

d_ч =0,003м.

с_п -плотность породы, кг/м3,

с_ж =2100 кг/м3.

F_кп - площадь кольцевого пространства (между стенкой скважины и наружным диаметром бурильных труб).

F_кп =0,0092m.

Qmin = м²

(3.23)

где Р_max- максимальное давление на выкиде бурового насоса, Па;

Ргд- перепад давления в промывочном узле долота, Па;

Роч- давление необходимое для очистки забоя от выбуренной породы, Па;

Р_R - гидроимпульсное давление (2МПа);

с₁, с₂ - плотность промывочной жидкости внутри бурильного инструмента и в заколонном пространстве, кг/м³;

b_i, b_j - коэффициенты гидросопротивлений, зависящие от глубины скважины, м^-5;

ai - коэффициент гидросопротивления, не зависящий от глубины скважины, м^-4;

ai = a мс+ а ш+ ав+атв,(3.24)

амс - коэффициент гидросопротивления, учитывающий сопротивление в монифольде и стояке, м^-4;

аш- коэффициент гидросопротивления, учитывающий сопротивление в буровом шланге, м^-4;

а в- коэффициент гидросопротивления, учитывающий сопротивление в вертлюге, м^-4;

а тв- коэффициент гидросопротивления, учитывающий сопротивление в ведущей трубе, м^-4.

(3.25)

где уср =35кН,

увр = 1205,4кН,

Тп = 45кН,

Рт = 5МПа,

Р_R=2МПа.

МПа

а мс= 1,005

а ш=0,36

а в=0,27

а тв=0,54

а_t = 1,005+0,36+0,27+0,54=2,175 м^-4.

м^-3

l_i = l_j = 1900 м

= 9,4 1900 = 17,860 м^-4

= 3,74 1900 = 7,106 м^-4

л/с

3.4.5 Расчет выноса частиц шлама из горизонтального ствола скважины

Для транспортировки частиц шлама в вертикальном или слабонаполненном стволе скважины необходимо, чтобы средняя скорость восходящего потока промывочной жидкости в кольцевом пространстве х_ж была на 10-15% скорости оседания самых крупных частиц шлама х_ос,

отсюда минимально необходимый для подъема частиц шлама расход промывочной жидкости:

Q ? (1,1 - 1,15) х_ос S_кп,(3.26)

где S_кп - наибольшая площадь кольцевого пространства, м².

При бурении горизонтальных стволов все частицы стремятся опустится на нижнюю стенку скважины. Возможны 2 механизма транспортировки шлама:

1) при достаточно высокой скорости потока турбулентной пульсации подхватывают частицы шлама и переносят их в область высоких скоростей течения. При затухании вихря частицы начинают оседать пока не будут подхвачены следующим вихрем. Таким образом, осуществляется перенос частиц во взвешенном состоянии.

2) если средняя величина поперечной пульсации скорости будет меньше твердых частиц, то твердая фаза оседает на нижнюю стенку скважины, образуя наносы. Осевшие частицы могут перемещаться по поверхности наноса, если сила воздействия на частицу со стороны жидкости будет больше сил сопротивления движению частицы. Такой механизм перемещения частиц называется перемещением во взвешенном состоянии.

Среднее значение пульсационной скорости у стенок канала

,(3.27)

л - коэффициент гидравлических сопротивлений,

х - средняя скорость потока.

Принимая для турбулентного потока л = 0.02 - 0.025 получим щ = 0.05 х. Следовательно, турбулентный поток может транспортировать твердые частицы, скорость оседания которых не более 5-6% от скорости потока,

х > (18-20) х_ос(3.28)

Одна бурильная колонна в скважине практически всегда располагается эксцентрично. Для выполнения условия х > (18-20) х_ос в узкой части кольцевого пространства необходим расход

Q = (15-20) х_ос S_кп (е + 0,21е²)(3.29)

е - относительный эксцентриситет бурильной колонны, когда бурильная колонна своими замками лежит на нижней стенке скважины.

е=(Дс-Дз)/(Дс-Дт),(3.30)

где Дс, Дз, Дт- соответственно диаметр скважины, наружные диаметры замков и бурильных труб, м.

е=(0.140-0.11)/(0.140-0.089)=0.382

х_ос =0,3 м/с

х =5.4 м/с

Расчеты показывают, что транспортировать во взвешенном состоянии возможно частицы шлама размером не более 1-2мм. Более крупные частицы даже при турбулентном режиме течения будут оседать на нижнюю стенку скважины и могут перемещаться лишь во взвешенном состоянии.

Касательные напряжения на стенке канала, создаваемые потоком жидкости

(3.31)

где j - гидравлический уклон,

с - плотность жидкости, кг/м,

g - ускорение свободного падения, м/с,

R,D- соответственно гидравлический радиус и диаметр канала, м,

- градиент давления.

Сила сопротивления движению частиц

F_c = ф_c S = (G - F_a) f,(3.32)

ф_c - касательное напряжение сопротивления, Па,

S - площадь проекции частицы на дно канала, м²,

S = 0.0057 м²

G - вес частицы, кг,

Fa - сила Архимеда,

f - коэффициент сопротивления движению.

Для частиц шарообразной формы

ф_c = (G - F_a)f/S = 0,67(с_т - с)g f d,(3.33)

с_т = 2100 кг/м³ - плотность твердой частицы,

с - плотность жидкости, кг/м,

d = 0.003 м - эквивалентный диаметр частицы.

ф_c =0.67(2100 - 1080)9.81 * 0.5 * 0.003 = 9.37 Па.

Fc=9.37 * 0.0057 = 0.053 H.

Из формул (39) и (41) получаем условие транспортировки частиц по дну канала

> (0,67f g d)/R(3.34)

При турбулентном режиме перепад давления в эксцентричном кольцевом пространстве

> л , (3.35)

D = 0.017м- гидравлический диаметр канала,

> л = 2,023 кПа

> (0,67 0,5 2,023 10³ 9,81 0,003))/0,0085 > 2,35 кПа/м.



Находим касательное напряжение на стенки канала, создаваемое потоком жидкости

Па.

Отсюда получаем условие транспортирования частиц шлама по дну канала турбулентным потоком

,(3.36)

Q = 0.03 ? 0.0147 м³/c,

Условие соблюдается.

Увеличение вязкости воды до 3-5 10² Па с способствует увеличений касательных напряжений и соответственно размера транспортируемых частиц в 2 раза.

Для жидкости Бингама перепад давления в эксцентричном кольцевом пространстве

,(3.37)

Из формул видно, что чем больше эксцентрируется бурильная колонна, тем больше при прочих равных условиях должен быть расход промывочной жидкости. С этой точки зрения предпочтительнее использовать трубы с замками ЗУ или трубы типа ТБПВ. Транспортировка шлама в эксцентричном кольцевом пространстве улучшается с увеличением отношения при промывке жидкостью Бингама.

Очень важно уменьшать коэффициент сопротивления частиц движению потока путем использования гидрофобирующих и смазывающих добавок, поскольку до выбора расхода промывочной жидкости режим ее течение неизвестен, то им следует задаваться, а после определения расхода проверить справедливость сделанного допущения.

3.4.6 Расчет гидравлических потерь при бурении БС

Качество промывочной жидкости влияет на загрязнение прискважинной зоны пласта при вскрытии его бурением, на устойчивость стенок скважины, промывку забоя и работу бурильной колонны.

Эти и некоторые другие1 факторы влияют на скорость и стоимость проводки скважины и вызывают необходимость проведения анализа влияния свойств промывочных жидкостей и режимов их сечения в трубах и заколонном пространстве на гидромеханику системы скважина -- бурильная колонна, и на процесс бурения.

В связи с этим рассмотрим гидравлические потери, МПа, при течении жидкости в тубах при бурении с использованием вязкопластичных жидкостей.

,(3.38)

где л - коэффициент гидравлического сопротивления

L - длина канала, м

х² - скорость потока, м/с

х = Q/F(3.39)



Q- расход жидкости, м³/с

F- площадь поперечного сечения, м²

с - плотность жидкости, кг/м³

д- гидравлический радиус потока, м.

Гидравлические потери при течении промывочной жидкости в колонне труб или, кольцевом пространстве зависят от числа Рейнольдса и находится по формуле

,(3.40)

где м, н, з_р - динамическая, кинематическая, пластическая вязкости,

ф₀ - статическое напряжение сдвига.

Анализ гидравлических потерь проведем для бурения бокового ствола из 146мм обсадной колонны.

Пример: Определить гидравлические потери давления (условно приведенные к 1000м длины) в системе скважина - бурильная колонна.

Исходные данные: основной ствол скважины обсажен 146*7 обсадной колонной (внутренний диаметр Дос = 132мм), диаметр бокового ствола равен 123мм. Конструкция бурильной колонны- долото, винтовой двигатель, УБТ 104,8(50,3) длиной 18м, бурильные трубы ТБПВ 88,9*6.5 (внутренний диаметр равен 76мм) с замками ЗПН-110.

Промывочная жидкость - вязкопластичный (глинистый раствор) с параметрами: с = 1200 кг/м³, ф₀ = 2Па, з_р =0.014 Па*с. Потери рассчитать при

давлении на стояке 7 МПа и расходах промывочной жидкости Q = l.3 м/с.

Решение:

1) находим гидравлический радиус потока в колонне труб 88.9*6.5

д = d/4,(3.41)



где d-внутренний диаметр бурильных труб, м

д = 0.076/4 = 0.019м

Аналогично находим гидравлические радиусы в кольцевом пространстве

В зоне обсадной колонны

д = (Д_ОС - Д_НАР)/4,(3.42)

где

Дос - внутренний диаметр обсадной колонны, м

Днар - наружный диаметр бурильных труб, м

д = (0,132 - 0,089)/4 = 0,01075 м.

В зоне БС

д = (Д_СКВ - Д_НАР)/4,(3.43)

Дскв- диаметр скважины,

д = (0,123 - 0,089)/4 = 0,0085 м.

2) По формуле х = 10 Q/F,

где Q- расход жидкости, м³/с

F- площадь поперечного потока в рассматриваемом сечении в колонне или в кольцевом пространстве, см², определяем скорости потока промывочной жидкости.

F = р r²,(3.44)



в колонне труб

F=3.14*(7.6/2)2/4=45.3 см²

х = 10*1.3/45.3=0.29м/с

Аналогично находим и в кольцевом пространстве в зоне обсадной колонны,

F=3.14 * (13.2 - 8.9)2/4 = 14.5 см²

х = 10 * 1.3/14.5 = 1.7 м/с

в зоне БС

F=3.14*(12.3-8.9)2/4=9.1 см²

х = 10*1.3/9.1=2.3м/с

3) для вязкопластичной жидкости определяем число Рейнольдса в колонне труб при Q=1.3 л/с.

Критерий Бингама

,(3.45)



Аналогично вычисляем Re и Bi в кольцевом пространстве в зоне обсадной колонны

в зоне БС

1 + 9*4*0 0085

4) коэффициент гидравлического сопротивления при R > 2100 определяем по упрощенному виду формулы Никурадзе:

(3.46)

в колонне труб

в кольцевом пространстве в зоне обсадной колонны

в зоне БС

5) потери давления, условно отнесенные к 1000-м длин колонны

(3.47)

в колонне труб

МПа

в кольцевом пространстве в зоне обсадной колонны

МПа

в зоне БС

МПа

6) для труб с приварными замками местный коэффициент потерь в колонне труб 123мм скважины при длине одной трубы 1=9м, условно приведенной к длине скважины равной 1000м, составляет

Принимаем для открытого ствола (из-за возможного влияния глинистой корки) = 1.5.

Аналогично определяем для кольцевого пространства в 146* 7мм обсадной колонне = 1.4-1.6, принимаем = 1.59.

3.5 Технология спуска и крепления хвостовика

3.5.1 Расчет колонны-хвостовика на прочность

1) определяем наружное избыточное давление у забоя скважины по формуле

,(3.48)

где L - глубина скважины, м;

L = 1900м.

- плотность бурового раствора, кг/м³

Н=2/3* L =2/3* 1900=1267 м

высота снижения уровня жидкости к колонне.

МПа

2) проверим условие прочности хвостовика:

К = Ркр/Ризб 1,3,(3.49)

где Ркр- значение критической нагрузки. Для стали группы прочности Е, Ркр= 550 МПа.

К=550/150=3,7>1.3

Условие прочности соблюдается.

3) проверим коэффициент запаса прочности на страгивающую нагрузку в резьбовом соединении:

Кстр=Рстр/Рраст 1.15-1.3,(3.50)

где Рстр- страгивающая нагрузка для стали группы прочности Е, Рстр=750 МПа,

Рраст- растягивающая нагрузка (вес колонны с учетом нахождения ее в жидкости)

Ppacт=K*P'/f,(3.51)

где К- коэффициент, учитывающий вес колонны, погруженный в жидкость;

f- площадь сечения хвостовика, м²;

,(3.52)

где Дн- наружный диаметр хвостовика, м

Двн- внутренний диаметр хвостовика, м.

f= (3.14/4)*(0.1142 -0.098 2)=27см².

Р' -вес хвостовика в воздухе, кг*м;

Р'=Я*lхв,(3.53)

где q=18.9 кг- вес 1 погонного метра колонны-хвостовика.

1хв-1₁ + 1₂ + 1₃+1₄+100=20+874+150+100=1144м.

Р'=18.9*1144=21621,6кг*м

, (3.54)

где = 7800кг/м³ - плотность металла.

=1080 кг/м³ - плотность промывочной жидкости.

К=(7800-1080)/7800=0.862

Рраст=0.862*21621,6/27=690 МПа,

Кстр=75 0/690=1.15 > 1.15-1.3.

Условие прочности соблюдается.

3.5.2 Расчет цементирования колонны-хвостовика

Произведем расчет необходимого количества цементного раствора и его составляющих цементирования хвостовика.

1) интервал цементирования

Lц = L1+ L2 = 20 + 874 = 894м.

2) объем цементного раствора для цементирования хвостовика

где 1.05 - коэффициент потерь

Дс - диаметр скважины, м

Дс = 0.140м.

Дн - наружный диаметр хвостовика, м

Дн = 0.114м.

3) количество сухого цемента, необходимого для приготовления

цементного раствора:

Qсц = q Vцр,(3.55)

где q- количество сухого цемента, необходимого для приготовления

1 м³ цементного раствора

,(3.56)

где ц - плотность сухого цемента=3.15 т/м3,

в- плотность воды затворения =1т/м3,

А- водоцементное отношение=0.5

Qсц = 1,223 4,87 = 5,96 т.

4) объем воды, требуемый для затворения

Vвз = Ф Qсц/в,(3.57)

Vвз = 0,5 5,96/1 = 2,98 м³

5) объем продавочной жидкости:

,(3.58)

где Двн- внутренний диаметр хвостовика, м

Двн=0.098м

dвнсбт = 0.072м - внутренний диаметр бурильных труб,

Нв- глубина врезки, м

Нв=900м.

4 м³

6) общее время цементирования хвостовика:

Т = tзак + tпр + tо,(3.59)

где tзак - время закачивания цементного раствора, ч,.

tпр- время продавливания, ч,

tо=4мин- время для отвинчивания бурильные трубы от хвостовика, ч.

Определяем количество цементировочных агрегатов:

,(3.60)

где q_max = 0.0135м3/с- максимальная подача агрегата ЦА 320,

=2 м/c- скорость восходящего потока наибольшего количества цементного раствора в затрубном пространстве,

Дс- диаметр скважины, м

Дс= 0.123м.

Дн- наружный диаметр хвостовика, м

Дн=0.1016м.

Принимаем 1 цементировочный агрегат.

,(3.61)

где qззa.cp = q5=0.0135 м³/с.

q5 - подача агрегата на соответствующей скорости,

q5 =0.0135м3 /с.

ч.

Определим время продавливания жидкости

,(3.62)

где qcc.прод. =q4=0.009 м³/с,

qп - производительность цементировочного агрегата на 2 скорости (0.003 м³/с).

ч.

Т=0.1+0.392+0.067=0.559ч.

Необходимое условие цементирования:

Тобщ 0.75*Тсхв

0.559 0.75*1.75

0.559 1.3125

В результате проведенных расчетов принимаем решение закачать в скважину 4,87м3 цементного раствора и продавить его продавочной жидкостью в объеме 10,7 м3. Общее время цементирования составляет 0.559ч или 33.54 минуты.

3.6 Выбор и расчет рациональных схем КНБК для бурения БС

Для бурения бокового ствола скважины используются два типа КНБК:

1. отклоняющая КНБК (отклонитель). Обеспечивает искривление ствола скважины в проектном азимуте с заданной интенсивностью.

2. неориентируемые КНБК для реализации прямолинейного участка бокового ствола скважины.

Применяемые КНБК должны удовлетворять следующим требованиям:

обладать жесткостными характеристиками, обеспечивающими стабильность показателей назначения и управляемость в процессе работы КНБК,

создавать минимальные силы трения при спуско-подъемных операциях,

позволять производить контроль параметров ствола скважины и геофизические исследования в процессе бурения на минимальном расстоянии от забоя.

Для проводки искривленного участка бокового ствола скважины применяется отклонитель.

Отклонитель состоит из 2 секций, соединенных между собой искривленным переводником с углом перекоса, величина которого определяется из условий получения требуемой интенсивности искривления ствола скважины и свободного прохождения отклонителя в эксплуатационной колонне и в искривленном стволе скважины.

Выбор отклоняющей компоновки производится исходя из совокупности требований и возможностей бурения по принятому профилю бокового ствола.

Проверочный расчет отклоняющих компоновок производится исходя из: условия на прочность

,(3.63)

где - напряжение изгиба, Па;

- 6.9*107кгс/м2- для стали 40ХН2МА;

где А=D_c - d_зд,(3.64)

d_зд -диаметр винтового забойного двигателя, м;

Е - модуль упругости материала, из которого изготовлен забойный двигатель

,(3.65)

где _п - угол перекоса искривленного переводника, рад;

d_вк - внутренний диаметр кондуктора, м.

4.условия нормальной проходимости отклоняющий компоновки по вертикальному стволу (в кондукторе)

d_вк d_зд + с,(3.66)

d_вк - внутренний диаметр кондуктора, м.

,(3.67)

Где

,(3.68)

- угол наклона оси КНБК к оси скважины, град.

град.

м

d_вк =0.0085+0.106=0.1145м. АО. 1397-0.106=0.0337м.

А = 0,1397 - 0,106 = 0,0337 м.

м

Па

не превышает , следовательно, соблюдается условие прочности.

3.7 Подготовка ствола бокового скважины к спуску эксплуатационной колонны

Основное требование к подготовке ствола скважины перед креплением обсадной колонной - обеспечить успешный спуск ее до намеченной глубины, и при необходимости, качественное цементирование скважины. По результатам инклинометрических работ проводится оценка возможности спуска обсадной колоны на отдельных участках резкого изменения параметров искривлении в следующих случаях:

1. когда ось скважины имеет изгиб, условиями безопасности являются:

,(3.69)

,(3.70)

,(3.71)

где мах - максимально допустимая величина изгиба, град;

- фактическое приращение искривления, град;

=4град.

д - радиальный зазор между муфтой трубы и стенкой скважины, м;

д =0.017м.

- предел текучести материала труб, Па;

=387*10⁶ Па.

Е - модуль упругости материала труб, Па;

Е=2.1*10¹¹ Па.

- коэффициент запаса прочности;

= 1.3

dн - наружный диаметр обсадной колонны, м;

dн =0.1016м.

д min- минимально допустимый радиальный зазор при АаФАкТ> в мах.

- фактический угол изгиба, град.

=45.646град.

град

Условие безопасности выполняется

1.2 Когда ось скважины искривлена с высокой интенсивностью, условиями безопасности являются:

,(3.72)

(3.73)

или

,(3.74)

где - максимально допустимое приращение искривления на участке длины (м), град;

- минимально допустимый радиальный зазор при

град

12,36 ? 4

Условие безопасности выполняется

2. В отдельных случаях, в скважинах, где отмечаются участки резкого изменения кривизны, а также при близких значениях допустимых и фактических значений критериев безопасности перед спуском обсадных колонн может производиться шаблонирование ствола (сборка из обсадных труб, спускаемых для проверки проходимости обсадной колонны).

2.1 В зависимости от характера изменения параметров искривления размеры шаблона определяются:

2.1.1 Вогнутый изгиб

(3.75)

м

2.1.2 Вогнутый искривленный участок

,(3.76)

,(3.77)

l1 = lu - l2,(3.78)

,(3.79)

м.

lu - длина криволинейного участка, м;

lu 1 = 15.3м -длина первого криволинейного участка,

lu 2 = 55.5м -- длина второго криволинейного участка.

R- радиус искривленного участка, м.

R=46.6 м.

1) l1=15.3-2.18=13.12м

м

м

2) l1 = 55,5 - 2,18 = 53,32 м

м

м

3. В общем случае, проходимость обсадных колонн при спуске в ствол скважины с большим зенитным углом обеспечивается при условии

,(3.80)

где G- допустимая нагрузка обсадной колонны при необходимости ее принудительного проталкивания, Н;

- суммарная сила сопротивления движению колонны в искривленном стволе скважины, Н;

В - осевая составляющая собственного веса колонны, расположенной ниже начала участка искривления, под действием которой осуществляется движение колонны в наклонном стволе,

B = q L cosб_ср,(3.81)

q- вес одного метра трубы с учетом потери веса в буровом растворе, Н/м;

q= 15.2кг.

L- длина участка ствола, в пределах которого определяется проходимость колонны, м;

Ь=80508см.

б_ср - средний угол наклона ствола скважины на определяемом участке ствола, град;

B = 15,2 70170 cos11 = 10469,9 Н.

Gкр- критическая нагрузка на колонну весом труб, расположенных выше искривленного участка ствола скважины, при которой начинается продольный изгиб первого порядка колонны труб, Н;

,(3.82)

где Е - модуль упругости материала труб, Па;

Е=2.1*10"Па.

I - осевой момент инерции труб, м4;

І = 0.049(Д⁴ - Дв⁴),(3.83)

Д- наружный диаметр обсадной колонны, см.

Д=10.16см.

Дв- внутренний диаметр обсадной колонны, см.

Дв=8.66см.

I =0.049(10.1 б4 -8.664)=246.5см=2.465*10-6м.

Н

= Тн + Тк + Ту,(3.84)

Тн - сила сопротивления, вызванная трением колонны по стенке скважины, Н;

,(3.85)

где м - коэффициент трения стали о породу (м =0.05-0.6),

Тн=10*0.3*15.2*70170* sin11=3940 Н.

Ту - сила сопротивления, вызванная контактным давлением под действием упругости колонны при прохождении искривленного участка, Н;

Ty = м t L,(3.86)

,(3.87)

,(3.88)

где t- равномерно распределенная по длине участка колонны удельная сила контактного давления, Н/см;

l - длина прямолинейного участка колонны труб, вписывающегося в искривленную часть ствола скважины, в пределах которой проверяется проходимость, см;

R- пространственный радиус кривизны ствола скважины на участке L, см;

R=46600 см,

- зазор между стенкой скважины и муфтой, см;

= Дс - Дм,(3.89)

где Дс - диаметр скважины по кавернометрии на участке L, см;

Дм - диаметр муфты трубы, см;

= 12.3-11 = 1.3 см.

м

Н/м.

Ту = 0,3 3,51 70170 = 738,9 Н

Тк -- сила сопротивления движению башмака колонны в искривленном участке ствола, Н;

Тк = м N - F,(3.90)

где N- сила нормального давления башмака колонны на стенку скважины, Н,

,(3.91)

Н

F - сила, направленная вдоль оси колонны от воздействия башмака колонны на стенку искривленного ствола скважины, Н,

,(3.92)

Н

Тк=0.3*2.03* 106-23926= 585074Н.

=8839.8+0.649*10⁶+6753=589752.9Н.

589752.9-220280<443650

369472.9<443650.

Условие выполняется

3.8 Освоение скважин с боковыми стволами

Освоением скважины называется вызов притока жидкости из скважины. Физически процесс освоения основан на неравенстве:

,(3,93)

Применяют следующие методы освоения скважин с БС:

1. уменьшение уровня жидкости в скважине,

2. уменшение плотности жидкости в скважине,

З. свабирование,

4. закачка аэрированной жидкости,

5. закачка пенных систем,

6. по согласованию с геологической службой допускается вызов притока производить механизированным способом.

Величина депрессии на пласт выбирается с учетом конкретных геолого-физических характеристик пласта, степени его загрязнения и ограничений по допустимому перепаду давлений в зоне эксплуатационного объекта.

Выбор метода освоения зависит от:

1. геологических условий,

2. условий разработки,

3. технического состояния колонны,

4. учета организационно-технических условий,

5. экономических факторов.

При освоении каждой скважины составляется план. Существуют типовые и индивидуальные планы. В плане указываются мероприятия по:

1. предотвращению деформации эксплуатационной колонны,

2. предотвращению нефтегазоводопроявлений,

3. предотвращению прорыва воды,

4. предотвращению снижения проницаемости,

5. предотвращению замазученности.

В начальный период эксплуатации (в течение первых 6 месяцев), рекомендуется осуществлять гидродинамические исследования скважин на установившемся и неустановившемся режимах с целью определения гидродинамических параметров пласта (продуктивность, проницаемость и ДР)

На Пылинском месторождении наибольшее применение получили методы освоения скважины на уменьшении уровня жидкости в скважине и уменьшении плотности скважинной жидкости. В этом случае давление столба жидкости на забое снижается до того момента, пока пластовое давление не превысит гидростатическое и не начнется приток жидкости из пласта.

Скважина считается освоенной, если в результате проведенных работ определена продуктивность пласта и получен приток жидкости.



Список используемой литературы:

1. Расчеты при капитальном ремонте скважин. Учебное пособие - Тюмень: Кафедра РиВС,2003.-187с.

2. Научно-технический журнал - Нефтепромысловое дело №6. ОАО "ВНИИОЭНГ" 1999 г.

3. Инструкция по расчёту колонн насосно-компрессорных труб.

4. Методические указания по оформлению курсовой работы В.М.Шенбергер

5..Шенбергер В.М., Кулябин Г.А., Долгов В.Г., ФроловА.В., Овчинников Л.В. Учебное пособие проектирования профилей наклонно направленных, пологих и горизонтальных скважин и расчет усилий на буровом кране. Тюмень. "Вектор Бун",2003-86с.

6. Журнал "Коммерсантъ" приложение "Нефть и газ"

Размещено на Allbest.ru