2.2. Проектирование конструкции скважины

Дата: 2025-06-02; Просмотры: 14

Оценка:

0.00 из 5.00 — оценок

Скачиваний: 0

Скачать

2.2.1. Обоснование и расчет профиля проектной скважины

Согласно основным данным для разработки проекта, необходимо построить горизонтальную скважину глубиною 2400 м., и протяженностью 3221 м..

Расчет произведен при помощи программы AutoCAD, результаты представлены в таблице 2.

Таблица 2. Основные данные профиля скважины №119.

Вид участка профиля	Проекция участка, м.		Длина участка, м.
	Горизонтальная	Вертикальная
Вертикальный (кондуктор)	0	990	990
Вертикальный	0	10	10
Начало искривления	51,6	151,5	165
Тангенциальный участок (тех. Колонна)	627,6	1008	1176
Увеличение зенитного угла	435,8	237,5	495
Корректировка ЗУ	33	3,5	33
	1148	2400	3221

2.2.2. Расчет и обоснование диаметров обсадных колонн и глубины спуска.

Основным требованием при выборе конструкции ствола скважины служит: график совмещенных давлений, приложение . Согласно построенному графику совмещенных давлений, зон несовместимых по бурению на рассматриваемом участке нет. Следовательно, конструкция скважины опирается на требования, указанные в правилах безопасности в нефтяной и газовой промышленности и опыта бурения предыдущих скважин куста.

Глубину спуска кондуктора определю из условия требующего спуск кондуктора до вскрытия продуктивных горизонтов, а также исходя из критерия предотвращения разрыва пород у башмака колонны. Нефтепроявление при бурении может возникнуть из двух вскрываемых пластов: АС₁₀, АС₁₁. Для оценки минимальной глубины будем считать, что столб жидкости полностью замещен нефтью, а скважина закрыта. Соответственно в закрытой скважине столь нефти вместе с дополнительным давлением пласта оказывается воздействие на слабый участок колонны – башмак.

Проявление из АС₁₀. Плотность жидкости 740 кг/м³, пластовое давление 22,5 МПа, кровля пласта 2392 метров. Градиент гидроразрыва по скважине 1.79МПа/100м. Запас прочности гидроразрыва 10%.

1) Условие разрыва башмака колонны: P_устье + P_{столб. нефти.} > P_{гидр.породы.}

Минимальная глубина, на которой возможно развитие гидроразрыва из условия 1 находится по зависимости 1. Где давление гидроразрыва породы и давление столба нефти зависит от искомой глубины.

(2.1)

H = 700, то Следовательно на глубине менее 700 метров возможен гидроразрыв пород.

Проявление из АС₁₁. Плотность жидкости 750 кг/м³, пластовое давление 25,6 МПа, кровля пласта 2398 метров. Градиент гидроразрыва по скважине 1.85 МПа/100м. Запас прочности гидроразрыва 10%.

Следовательно, на глубине 0 - 700 метров возможен гидроразрыв пород.

H = 850, то . Следовательно, на глубине менее 850 метров возможен гидроразрыв пород.

Проявление из ЮС_1-2. Плотность жидкости 783 кг/м³, пластовое давление 30,1 МПа, кровля пласта 2950 метров. Градиент гидроразрыва по скважине 1.86 МПа/100м.

Если H = 720, то Следовательно на глубине H < 720 метров возможен гидроразрыв пород.

Минимальная глубина возможного гидроразрыва башмака кондуктора 950 метров. С учетом возможных погрешностей в 5%, минимальная глубина спуска кондуктора 990 метров по вертикали. Опираясь на опыт бурения предыдущих скважин, новая глубина спуска кондуктора по вертикали составит 1000 м.

Глубину спуска промежуточной колонны определю исходя из цели в перекрытии участка, на котором возможны осыпи и обвалы и необходимости в минимизации рисков осложнений при бурении наклонно-направленного участка. Для пласта АС₈ подошва 1700 метров. Следовательно, минимальная глубина спуска промежуточной колонны по первому критерию 1800 метров. С учетом расчетов для создания проводящего канала углеводородов глубина спуска по 2 критерию 1792 м. Интервал спуска промежуточной колонны 0 - 1800 метров по вертикали с учетом профиля скважины пункт 2.2.1.

Глубину спуска эксплуатационной колонны определю исходя из цели в разобщении неиспользуемых при эксплуатации пластов АС₉ и АС₁₂ и необходимости в минимизации рисков осложнений при бурения горизонтального участка. Для пласта АС₁₀ подошва 2392 метров. Следовательно, минимальная глубина спуска эксплуатационной колонны по первому критерию 2392 метров. С учетом расчетов для создания проводящего канала углеводородов глубина спуска по 2 критерию 2396 м. Интервал спуска эксплуатационной колонны 0 - 2390 метров по вертикали с учетом профиля скважины пункт 2.2.1.

Подвесное и герметизируемое устройство потайной колонны устанавливается на 75 метров для нефтяных скважин. Хвостовик спускается на полную глубину вскрытия АС₁₁. Интервал спуска хвостовика 2390 – 2400 метров по вертикали.

Расчет диаметра хвостовика.

Согласно ожидаемому дебиту на данном месторождении в горизонтальном участке используют активируемые обсадные трубы повышенной герметичности ОТТГ с толщиной стенки 7,5 мм., внутренним диаметром 117 мм., внешним диаметром 127 мм., диаметр муфты 146 мм.

Расчет диаметра эксплуатационной колонны.

Исходя из расчетов внутренний диаметр эксплуатационной колонны должен быть более 127 мм., для беспрепятственного прохода муфты хвостовика колонны. Ближайшим по диаметру является обсадная колонна внешним диаметром 178 мм., толщиной стенки 10,4 мм., внутренний диаметр 157 мм., диаметр муфты 194,5 мм.

Расчет диаметра промежуточной колонны.

Исходя из расчетов внутренний диаметр промежуточной колонны должен быть более 178 мм., для беспрепятственного прохода муфты эксплуатационной колонны. Ближайшим по диаметру является обсадная колонна внешним диаметром 245 мм., толщиной стенки 9,2 мм., внутренний диаметр 228 мм., диаметр муфты 270 мм.

Расчет диаметра кондуктора.

Исходя из расчетов пункта внутренний диаметр кондуктора колонны должен быть более 194,5 мм., для беспрепятственного прохода муфты эксплутационной колонны и более 238,1 мм. для спуска долота. Ближайшим по диаметру является обсадная колонна внешним диаметром 324 мм., толщиной стенки 8,9 мм., внутренний диаметр 333 мм., диаметр муфты 357 мм. (ОТТМ)

2.2.3. Расчет диаметров долот для бурения

Диаметр долота под хвостовик.

Минимально необходимая разница диаметров 15 мм., следовательно, диаметр долота составит 155,6 мм.

Диаметр долота под эксплуатационную колонну.

Минимально необходимая разница диаметров 25 мм., следовательно, диаметр долота составит 215,9 мм.

Диаметр долота под колонну техническую.

Минимально необходимая разница диаметров 25 мм., следовательно, диаметр долота составит 295,3 мм.

Диаметр долота под колонну кондуктора.

Минимально необходимая разница диаметров 25 мм., следовательно, диаметр долота составит 393,7 мм.

Диаметр долота под колонну направление.

Минимально необходимая разница диаметров 25 мм., следовательно, диаметр долота составит 490 мм.

Табл. 3. Данные по конструкции скважины

2.2.4. Выбор долота для бурения

Исходя из категории буримости пород и необходимости в обеспечении полной проходки скважины без замены долота на забое, опыта бурения, выберу долота.

Для бурения под потайную колонну выбрано долото PDC, серии ONYX II компании Schlumberger 155,6 мм, V категории буримости, 6 лопастей, 16 мм. диаметр резца.

Таблица 3.1. Основные характеристики долота серии ONYX

Для бурения под эксплуатационную колонну выбрано долото PDC, серии ONYX II компании Schlumberger 215,9 мм, V категории буримости, 6 лопастей, 16 мм. диаметр резца.

Таблица 3.2 Основные характеристики долота серии ONYX

Для бурения под техническую колонну выбрано долото PDC, серии SPEAR, компании Schlumberger 295,3 мм, V категория буримости, 6 лопастей, 16 мм. диаметр резца.

Таблица 3.3 Основные характеристики долота серии SPEAR

Для бурения под колонну кондуктора выбрано шарошечное долото, компании НПО «БУРИНТЕХ» 393,7 мм, IV категория буримости, 8 мм. диаметр резца.

Таблица 3.4 Основные характеристики долота НПО «БУРИНТЕХ»

Для бурения под колонну направление выбрано шарошечное долото, компании НПО «БУРИНТЕХ» 490 мм, IV категория буримости, 8 мм. диаметр резца.

Таблица 3.5 Основные характеристики долота НПО «БУРИНТЕХ»

2.3. Выбор промывочного агента для бурения и расчеты основных параметров.

2.3.1. Расчет плотности бурового раствора

Раствор должен создать репрессию на пласт для предотвращения ГНВП и сохранения устойчивости горных пород, слагающих стенки скважины.

Для бурения до 1000 плотность раствора: градиент пластового давление 0.98 МПа/100м, величина превышения давление пласта 10%.

Для бурения от 1000 до 1800 плотность раствора: градиент пластового давления 1.04 МПа/100м, величина превышения давления 10%.

Для бурения от 1800 до 2400 проектный горизонт: градиент пластового давления АС_10-11 1.1 МПа/100м, величина превышения давления 5%.

Вывод: для бурения под кондуктор примем раствор плотностью 1100 ,при бурении технической колонны примем раствор плотностью 1164 кг/м³, при бурении эксплуатационной и потайной колонн примем раствор плотностью 1178 кг/м³.

2.3.2. Выбор бурового раствора

Исходя из условий сохранения устойчивости горных пород при бурении под кондуктор, а также на основании анализа эффективности бурения соседних скважин «Газпром-бурение» со схожим, литологическим строением разреза бурения, выбираю под кондуктор буровой раствор с плотностью 1100 кг/м³. Необходимый объем раствора составит 154 м³.

Для приготовления раствора используются следующие реагенты:

Табл. 4 реагенты раствора

Табл. 4.1 Параметры ГОСТ бурового раствора

Интервал бурения под техническую колонну с учетом литологических свойств слагающих разрез пород анализа эффективности бурения соседних скважин со схожим литологическим строением разреза бурения, включая анализ осложнений в процессе бурения, к примененинию выберу высокоингибированный раствор. Необходимый объем раствора под техническую колонну составит 200 м³.

Для приготовления раствора используются следующие реагенты:

Табл. 4.2. Реагенты высокоингибированного бурового раствора

Продолжение таблицы 2.7

Табл. 4.3 Параметры ГОСТ высокоингибированного бурового раствора

Продолжение таблицы 4.3

Интервал бурения под эксплуатационную колонну и хвостовик с учетом литологических свойств слагающих разрез пород анализа эффективности бурения соседних скважин со схожим литологическим строением разреза бурения, включая анализ осложнений в процессе бурения, к примененинию выберу раствор на углеводородной основе. Необходимый объем раствора под техническую колонну составит 219 м³. Данного объема бурового раствора достаточно для бурения хвостовика.

Для приготовления раствора используются следующие реагенты:

Табл. 4.4 Реагенты РУО

Табл. 4.5 Параметры ГОСТ РУО

Необходимое количество бурового раствора под каждый из интервалов приведено в таблице 4.6.

Табл. 4.6 Количество раствора необходимое под каждый из интервалов бурения

Продолжение таблицы 4.6

2.4. Технология бурения

2.4.1. Определение длины УБТ

Выбор диаметров утяжеленных бурильных труб (УБТ), стальных бурильных труб (СБТ) и ВЗД сделан исходя из эмпирических формул обеспечения прочности ступенчатой конструкции.

D_УБТ D_долото (2.2.)

0,75 D_УБТ> D _{бурильной трубы.} (2.3.)

D_ВЗД D_долото (2.4.)

Длину УБТ компоновки выберу исходя из условия создания максимального возможного давления на долото. Буду рассматривать одноступенчатую компоновку по формуле 2.5. в вертикальном участке.

(2.5.)

Длину УБТ для наклонно-направленного участка для бурения под эксплуатационную колонну буду рассчитывать по формуле 2.6.

(2.6.)

В формуле 2.6. P_кр – критическая нагрузка, которая рассчитывается в ф. 2.7.

(2.7.)

Критическая длина УБТ - рассчитывается по формуле 2.8.

(2.8.)

Длина УБТ для горизонтального участка бурения под хвостовик расчёту не подлежит, так как сопротивление движению колонны труб в горизонтальном направлении велико. Для горизонтального участка будут применяться спиральные ТБТ.

Для бурения направления используем нагрузку с навеса.

Для расчёта длины УБТ под кондуктор приму нагрузку на долото равную 80% от максимальной 128000 Н; коэффициент учитывающие влияние трения k – условно принимаем за 1,1; Масса УБТC2-273 - q_(УБТ) принимаем 415,4 кг/м; плотность бурового раствора – 1100 кг/м³; плотность металла 7500 кг/м³.

= 46 м

Для расчёта длины УБТ под техническую колонну приму нагрузку на долото равную 80% от максимальной 112000 Н; коэффициент учитывающие влияние трения k – условно принимаем за 1,1; Масса УБТC2-229 - q_(УБТ) принимаем 289,9 кг/м; плотность бурового раствора – 1164 кг/м³; плотность металла 7500 кг/м³.

= 69 м

Для расчета длины УБТ под эксплуатационную колонну приму следующие значения: – 31⁰; =104000 Н; Жесткость при изгибе E * I = 9666 кН*м; Масса УБТC2-178 - q_(УБТ) принимаем 153,2 кг/м; плотность бурового раствора – 1178 кг/м³; плотность металла 7500 кг/м³. Примем длину расположения ЯСА от долота на расстоянии 350 метров; – принимаем 17658 Н.

= 80,5 м

= 138 м.

= 19977 Н

м

2.4.2. Определение допускаемой глубины спуска бурильной колонны и нагрузки талевой системы

Диаметр бурильных труб выбираю согласно с ГОСТ Р50278-92 - ТБПВ 89х9, группа прочности Д для бурения под хвостовик, ТБПВ 127х9, группа прочности Д для бурения под эксплутационную колонну. Для бурения под промежуточную колонну выбирают ТБПВ 146х9, группа прочности Д. Для бурения под кондуктор выбирают ТБПК 168х9, группа прочности Д. Выбор данных труб для бурения разных секций скважин обусловлен тем, что применение одноразмерной, стандартной секции труб положительно влияет на скорость проведения СПО.

Допускаемую длину спуска труб группы прочности Е с толщиной стенки 10 мм , для вертикальных скважин рассчитывают по формуле 2.9.

= (2.9.)

Q _р1 = Q _пр1 / п (2.10.)

Q _пр1 – предельная нагрузка, МН; п – коэффициент запаса прочности (принимают n = 1.35 для осложненных условий); k – коэффициент, учитывающий влияние сопротивления движению раствора (принимаю условно k=1,15); Q _УБТ – вес УБТ, МН; G – вес забойного двигателя и долота, МН; r _б.р, r _м – плотности бурового раствора и материала труб, г/см³; р_рус, р_лолота – перепады давления на забойном двигателе и долоте, МПа; F _к – площадь проходного канала трубы, м²;

F _к = 0,785×d _вн² , (2.11.)

здесь d _вн – внутренний диаметр трубы, м; q _БТ – приведенный вес 1 погонного м бурильной трубы (с учетом высадки муфт и замков), МН.

Исходя из предположения, что наибольшая нагрузка на талевую систему будет при подъеме, найду эквивалентную нагрузку, создаваемую при помощи УБТ по формуле 2.12. Данная формула выведена исходя из предположения, что бурильная труба находится в равновесном положении под действием силы тяжести, реакции опоры, силы трения и нагрузки на талевую систему Архимедова сила не учитывается в формуле). Значение коэффициента трения f - для открытого ствола 0,5 [2] ; – для прямого участка 31⁰.

= , (2.12.)

Для оценки максимальной длины спуска ТБПВ проведу расчет по формулам 2.9 – 2.12. Для расчёта использую участок бурения под эксплуатационную колонну, так как в выбранном промежутке ожидаются наибольшие нагрузки на талевую систему.

Q_пр1= 3,2 МН; G= 0,020 МН; _б.р=1,18 г/см³; _м =7,85 г/см³; Р_взд= 7 МПа; Р_д= 5 МПа; F_к= × =0,0058 м²; q_БТ= 0.000293 МН/м; Q_р1 = 2,5/1,35 = 1,85 МН; = 0,933 МН.

= = 1,02 МН

Эквивалентная длина колонны наклонно-направленного участка, при условии, что нагрузка на крюке при подъеме ТБПВ будет эквивалентна вертикальной.

< 2966 м.

Длина бурильной колонны при бурении эксплуатационной колонны:

= 2879 – 609 = 2270 м.

Табл. 4.7 Максимальная нагрузка на крюке вовремя СПО

Предельная длина колонны труб ТБПВ и ТБПК для бурения под хвостовик, промежуточную колонну и кондуктор не рассчитывается, так как в данных участках испытываются меньшие нагрузки. Суммарная необходимая длина бурильных труб и их типовая характеристика сведена в таблицу 2.11.

Табл. 4.8 основные характеристики применяемых бурильных труб.

2.4.3. Определение максимальное нагрузки на крюке от веса наиболее тяжелых обсадных колонн.

Нагрузку на крюке в вертикальной скважине G _нК, кН, от веса наиболее тяжелых обсадных колонн определяю по формуле 2.12.

(2.13.)

где L – длина обсадной колонны, м; q – вес 1м обсадной колонны, кг. Для определения нагрузки в наклонно-направленных участках буду использовать эквивалентную формулу оценки нагрузки талевой системы из ф. 2.12.

Проведу расчёт нагрузки на крюке G _нК, от веса обсадных колонн.

Для кондуктора: 324Æ мм; = = 0.585 МН

Для технической колонны: 245 Æ мм;

Вертикальный участок: = *9,81 = 0.436 МН Наклонно-направленный участок: = *9,81 = 0.489 МН

Эквивалентная нагрузка на наклонно-направленном участке:

= = 0.547 МН

Суммарная нагрузка: = 0.547 + 0.436 = 0.983 МН

Для эксплуатационной колонны: 178 Æ мм;

Вертикальный участок: = *9,81 = 0.359 МН Наклонно-направленный участок: = *9,81 = 0.671 МН

Эквивалентная нагрузка на наклонно-направленном участке:

= = 0.750 МН

Суммарная нагрузка: = 0.750 + 0.359 = 1.109 МН

Для хвостовика: 127 Æ мм; Расчёт сводится к определению нагрузок в трех участках: вертикальном, наклонно-направленном и горизонтальном. Длина активируемых труб хвостовика ОТТГ составляет 342 метров. Спускают активируемые трубы на колонне труб ТБПВ 89х9. Длина наклонно-направленного интервала составляет 1879, вертикальный 1000. Для наклонно-направленного участка приму трение колонны f = 0.15, так как ствол обсаженный.

Вертикальный участок: = *9,81 = 0.219 МН

Наклонно-направленный участок: = *9,81 = 0.410 МН

Горизонтальный: = *9,81 = 0.064 МН

Эквивалентная нагрузка на наклонно-направленном участке и горизонте:

= = 0,293 МН

= = 0,032 МН

Суммарная нагрузка: = 0.219 + 0.291 + 0.032 = 0.542 МН

Табл. 4.9 нагрузка талевой системы при спуске обсадных колонн.

2.4.4. Выбор буровой установки.

Опираясь на результаты расчетов максимальных нагрузок, возникающих в талевой системе, можно сделать вывод о том, что 1.109 МН – максимально возникающая нагрузка в талевой системе при СПО бурильной колонны в пробуренной скважине. Принятые запас прочности для данных условий бурения 1,35. Следовательно запас прочности по нагрузки должен быть более 1,497 МН. Для данных условий подходит буровая установка 5 класса с условной глубиной бурения 3200 м.

Исходя из условий бурения и парка буровых установок предприятия ООО «РН-Бурение» выберу БУ 3200/200 ЭУК. Данная буровая установка, оснащена электрическим приводом переменного тока с цифровой системой управления, которая предназначена для кустового бурения скважин на нефть и газ.

2.4.5. Расчет оснастки талевой системы.

Полиспастная система необходима для уменьшения напряжения рабочей ветви каната по сравнению с весом поднимаемого груза. С увеличением глубины скважины необходимо сохранить прочность талевой системы при увеличивающейся нагрузки за счет СПО бурильной колонны и обсадных колонн. Скорость намотки ведущей струны каната при этом должна быть максимальной.

Для расчета приму максимальный вес талевой системы (бурение под эксплуатационную колонну). При максимальном нагрузки в 1,109 МН, приму оснастку 5х6 с талевым канатом 25 мм.

Определю статическую нагрузку 2.13. на одну струну каната при числе струн талевой системы равной 10. Длину талевого каната для оснастки по 2.14.

(2.13.)

(2.14.)

(2.15.)

= 1600/10 = 16кН
239 м

5,9 кН.

где – длина талевого каната, м; – вес 1 м смазанного каната, кг; H – высота вышки, м; m₀ – общее число струн талевой оснастки; D_б – диаметр бочки барабана лебедки, м.

Число подвижных струн 5, следовательно, выбираю крестовую оснастку талевой системы 5х6. При нагрузке на крюке 1956 кН, оснастке 5х6 и диаметре талевого каната 25 мм., максимальное натяжение ходовой струны 195,6 кН, запас прочности каната k = 3. Усталостная долговечность составляет 46%.

Выбираю стальной талевый канат правой крестовой свивки, диаметром 25 мм., с шестью прядями по 31-й проволоке в пряди плюс один органический сердечник, марки В, повышенной точности изготовления Т, маркировочной группы 1570 Н/мм² ГОСТ 16853-88, длиной 450 м.

2.4.6. Расчет осевых нагрузок на долото.

Осевая нагрузка на долота для каждого из интервалов бурения будет рассчитана по формуле, 2.16.

= (2.16.)

где: коэффициент аномалии забойных условий б/з.; – средневзвешенная твердость горных пород по штаму, МПа; - опорная площадь контакта долота с забоем, м²;

Опорная площадь контакта долота с забоем будет определяться по формуле 2.17.

= (2.17.)

где: число зубцов на рабочей поверхности; – средний диаметр зубцов, см².

Исходя из данных физико-механических свойств горных пород в рассматриваемого разрезе скважины. Составляю таблицу твердости 2.12.

Табл. 5 Наибольшая твердость горных пород в интервале бурения.

Интервал направление: Диаметр долота 490 мм.; Диаметр резцов 8 мм²; Среднее число зубцов на рабочей поверхности 115; - 1, так как значение не известно.

= = 828 мм² = 8.28 см²

= = 2070 кгс = 2.07 тс.= 20,3кН

Интервал кондуктора: Диаметр долота 393,7 мм.; Диаметр резцов 8 мм²; Среднее число зубцов на рабочей поверхности 105; - 1, так как значение не известно.

= = 756 мм² = 7.56 см²

= = 3024 кгс = 3.024 тс. = 29,66кН

Интервал технической колонны: Диаметр долота 295,3 мм.; Диаметр резцов 16 мм²; Среднее число зубцов на рабочей поверхности 81 ; - 1, так как значение не известно.

= = 1166,4 мм² = 11.66 см²

= = 11664 кгс = 11.66 тс.=114.3кН

Интервал эксплуатационная: Диаметр долота 215,9 мм.; Диаметр резцов 16 мм²; Среднее число зубцов на рабочей поверхности 74; - 1, так как значение не известно.

= = 1065,6 мм² = 10.66 см²

= = 10656 кгс = 10.66 тс.=104.53кН

Интервал хвостовика: Диаметр долота 155,6 мм.; Диаметр резцов 16 мм²; Среднее число зубцов на рабочей поверхности 68; - 1, так как значение не известно.

= = 979,2 мм² = 9.79 см²

= = 4895 кгс = 4.9 тс.=48,02 кН

Расчетные значения нагрузки долота запишу в таблицу 2.13. Исходя из необходимости в сохранении ресурса долота при бурении скважины, принимаю значение принимаемой нагрузки равной 0.8 от максимальной ^[6].

Табл. 5.1 Минимальная нагрузка долот при бурении.

2.4.7. Расчет частоты вращения долота.

Минимальную частоту вращения долота n, об/мин, определю по величине средней окружной скорости вращения долота.

(2.17.)

где – средняя окружная скорость вращения долота (принимаю значение порядка 1 м/с); – диаметр долота.

= 48 об/мин

Интервал технической колонны: бурение предполагается с применение ВЗД Д-240.

= 85 об/мин

Интервал эксплуатационной колонны: бурение предполагается с применение ВЗД Д-195.

= 130 об/мин

Интервал хвостовика: бурение предполагается с применение Д-127.

= 113 об/мин

Результаты расчёта представлены в таблице 2.14.

Табл. 5.2 Частота вращения долота и СВП при бурении.

2.4.8. Расчет расхода промывочной жидкости

Расход, обеспечивающий необходимую скорость восходящего потока для достижения своевременной, бесперебойной и качественной очистки ствола скважины, л/с:

, (2.18.)

где υ _min – минимальная скорость восходящего потока, при которой в данном районе работ не возникает осложнений, связанных с неудовлетворительной очисткой ствола скважины, м/с; k – коэффициент кавернозности (уширения ствола скважины); D _д – диаметр долота, м; d _н.б.т. – наружный диаметр бурильных труб, м.

Практикой установлено ^[6], что в большинстве случаев бурение идет нормально, если υ _min =0,9–1,3 м/с при бурении в глинах, глинистых сланцах и песках и 0,7–1,0 м/с при разбуривании скальных пород.

Интервал от 0 до 990 м; принимаю диаметр скважины равный 415 мм., диаметр КНБК 324 мм;

= 0.785*(1.08*0.415²-0.324²)*1,1 = 0.070 м³/с = 70 л/с

Интервал от 990 до 1800 м; принимаю диаметр скважины равный 310 мм., диаметр КНБК 229 мм;

0.785*(1.08*0.310²-0.245²)*1,1 = 0.044 м³/с = 44 л/с

Интервал от 1800 до 2390 м; принимаю диаметр скважины равный 230 мм., диаметр КНБК 178 мм;

0.785*(1.08*0.230²-0.178²)*1,1 = 0.022 м³/с = 22 л/с

Интервал от 2390 до 2400 м; принимаю диаметр скважины равный 165 мм., диаметр КНБК 127 мм;

0.785*(1.08*0.165²-0.127²)*1,1 = 0.011 м³/с = 11 л/с

Расход, обеспечивающий вынос частиц без переобогащения раствора частицами выбуренной породы (шламом), л/с (формула В.С. Федорова):

(2.19.)

где γ_п, γ_ж, γ – плотность разбуриваемой породы, раствора в кольцевом пространстве и раствора в бурильной колонне, кг/м³; υ_мех – механическая скорость бурения, м/с; d _п – расчетный диаметр частицы, см; k – коэффициент, зависящий в основном от формы (принимаю k = 40); а – коэффициент стеснения потока в кольцевом пространстве, 1–1,14; λ' – коэффициент, учитывающий винтообразное движение жидкости. Принимается (по данным В.С. Федорова) в пределах от 1,25 до 1,27. При бурении забойными двигателями λ'=1; F _з – площадь забоя, см²; F _ф – фактическая площадь кольцевого пространства, см²,

(2.20.)

(2.21.)

Интервал от 0 до 990 м; принимаю диаметр скважины равный 415 мм., диаметр КНБК 324 мм;

=1352 см²

= 528 см²

= 64 л/с

Интервал от 990 до 1800 м; принимаю диаметр скважины равный 310 мм., диаметр КНБК 229 мм.;

= 756 см²

= 343 см²

= 39 л/с

Интервал от 1800 до 2390 м; принимаю диаметр скважины равный 230 мм., диаметр КНБК 178 мм.;

= 416 см²

= 167 см²

= 13 л/с

Интервал от 2390 до 2400 м; принимаю диаметр скважины равный 165 мм., диаметр КНБК 127 мм.;

= 214 см²

= 87 см²

= 11 л/с

Расход, обеспечивающий турбулентный режим движения раствора в кольцевом пространстве, л/с:

, (2.22)

где D_c – диаметр скважины, см; d _н.б.т. – наружный диаметр бурильных труб, см; (Re*_к.п.)_кр – критическое значение обобщенного параметра Рейнольдса; τ₀ – динамическое напряжение сдвига раствора, г/см²; g – ускорение свободного падения, см/с²; γ – удельный вес глинистого раствора, г/см³.

Интервал 0 – 990 м.,

= 86 л/с

Интервал 990 – 1800 м.,

= 55 л/с

Интервал 1800 – 2390 м.,

= 26 л/с

Интервал 2390 – 2400 м.,

= 14 л/с

Расход, обеспечивающий достаточную подачу очистного агента на единицу площади забоя, л/с:

, (2.23)

Теоретически ^[6] установлено, что максимальный удельный расход раствора, превышение которого уже не ведет к заметному росту механической скорости проходки, при бурении составляет 0,057–0,065 л/с∙см².

Интервал от 0 до 890 м.,

0,065 * 1352 = 88 л\с

Интервал от 890 до 2300 м.,

0,065 * 756 = 50 л\с

Интервал от 2300 до 3550 м.,

0,065 * 416 = 27 л\с

Интервал от 3550 до 3560 м.,

0,065 * 214 = 14 л\с

Табл. 5.3 Необходимые расходы раствора, обеспечивающие проводку скважину

2.4.8. Потери давления в циркуляционной системе

Потери напора Р_S, кгс/см², в циркуляционной системе буровой рассчитываются по формулам ^[6] 2.24-2.34;

Для расчета суммарной потери давления в колонне без забойного двигателя использую формулу 2.24.

, (2.24.)

Для расчета суммарной потери давления в колонне включающий забойный двигатель использую формулу 2.25.

, (2.25.)

Для расчета потери давления в манифольдной линии использую формулу 2.26

, (2.26.)

Для расчета потери давления в бурильных трубах линии использую формулу 2.27

λ* ) * , (2.27.)

Для расчета потери давления затрубном пространстве использую формулу 2.28

, (2.28.)

Для расчета коэффициента трения в зависимости от режима течения раствора использую формулу 2.29

, (2.29.)

Для расчета режима течения раствора использую формулу 2.30

∗ 𝑣 𝑐𝑝 (2.30.)

Для расчета скорости течения раствора в затрубном пространстве использую формулу 2.31

(2.31.)

Для расчета перепада давления на долоте в зависимости расхода раствора и геометрических характеристик использую формулу 2.32-34.

(2.32.)

(2.33.)

(2.34.)

где Р_М – потери напора при движении бурового раствора по манифольду,; Р_БТ – потери напора при движении во внутритрубном пространстве; Р_к.п. – потери напора при движении бурового раствора в затрубном кольцевом пространстве; Р_Д – потери напора при движении бурового раствора через промывочные отверстия бурового долота; Р_ЗД – потери напора в забойном двигателе; λ – безразмерный коэффициент гидравлических сопротивлений, 0.016; Q – расход бурового раствора, л/с; γ – удельный вес раствора, г/см³; d – внутренний диаметр бурильных труб, см; L _э – эквивалентная длина наземных трубопроводов, м, которую можно принять равной 200 м; L _БК – длина бурильной колонны, м; l _э – эквивалентная длина замковых соединений, м; l – расстояние между замковыми соединениями, м; L _э.УБТ – эквивалентная длина УБТ, м; d _УБТ, L _УБТ – внутренний диаметр и длина УБТ, мм и м, соответственно; L – длина бурильной колонны, м; d _н – наружный диаметр бурильных труб, см; D _д – диаметр долота, см; l₁ – коэффициент гидравлических сопротивлений при движении в кольцевом пространстве, – структурная вязкость, сП; u _ср – средняя объемная скорость при движении бурового раствора, см/с; С – коэффициент, характеризующий потери напора в промывочных отверстиях долота; – коэффициент расхода; – суммарная площадь сечений промывочных отверстий, см² ; – средняя скорость истечения бурового раствора из сопла; – средняя скорость движения раствора в затрубном пространстве.

Расчет потерь давления при бурении ствола под колонну кондуктора:

Потери давления в манифольде:

= 2.94 кгс/см²

Потери давления в бурильных трубах:

0.016* * = 8.778 кгс/см²

0.016* ) * = 8,04 кгс/см²

Потери давления в затрубном пространстве:

= 80 см/с,

= 7925, = 0,030

кгс/см²

кгс/см²

Потери давления в долоте: С –условный коэффициент потери напора.

см/с = 1,73 м/с

= 29 кгс/см²

Суммарная потеря давления в циркуляционной системе на участке бурения кондуктора составит:

= 2,94+8,778+8,04+0,490+0,210+29 = 49 атм. = 4,9 МПа

Расчет потерь давления при бурении ствола под техническую колонну:

Потери давления в манифольде:

= 2.71 кгс/см²

Потери давления в бурильных трубах:

0.016* * = 21.89 кгс/см²

0.016* ) * = 9,3 кгс/см²

Потери давления в затрубном пространстве:

= 96 см/с,

= 3235, = 0,038

кгс/см²

кгс/см²

Потери давления в долоте

см/с = 1,08 м/с

= 11,97 кгс/см²

При принятом расходе жидкости, согласно паспортным данным Д1-240 потеря давления в циркуляционной системе составит: 47,97 кгс/см²

Суммарная потеря давления в системе под техническую колонну составит:

= 2,71+21,89+9,3+2,582+1,609+47,97 = 86 атм. = 8,6 МПа

Расчет потерь давления при бурении ствола под эксплуатационную колонну:

Потери давления в манифольде:

= 1.62 кгс/см²

Потери давления в бурильных трубах:

0.016* * = 18.4 кгс/см²

0.016* ) * = 6,73 кгс/см²

Потери давления в затрубном пространстве:

= 101 см/с,

= 2244, = 0,040

кгс/см²

кгс/см²

Потери давления в долоте

см/с = 0,77 м/с

= 2,92 кгс/см²

При принятом расходе жидкости, согласно паспортным данным Д2-195 потеря давления в циркуляционной системе составит: 38,92 кгс/см²

Суммарная потеря давления в системе под эксплуатационную колонну составит:

= 1,62+18,4+6,73+6,057+4,14+38,92 = 75,87 атм. = 7,59 МПа

Расчет потерь давления при бурении ствола под хвостовик:

Потери давления в манифольде:

= 3,90 кгс/см²

Потери давления в бурильных трубах:

0.016* * = 62,95 кгс/см²

Потери давления в затрубном пространстве:

= 82 см/с = 0,82 м/с

= 3029, = 0,038

кгс/см²

Потери давления в долоте:

см/с = 0.359 м/с

= 0,79 кгс/см²

При принятом расходе жидкости, согласно паспортным данным Д1-127 потеря давления в циркуляционной системе на участке бурения хвостовика колонны составит: 36,8 кгс/см²

Суммарная потеря давления в циркуляционной системе на участке бурения потайной колонны:

= 36,8+0,79+3,86+62,95+3,9 = 108,3 атм. = 10.8 МПа

Табл. 5.4 Потери давления при циркуляции раствора

2.4.9. Выбор насоса и циркуляционной системы.

В составе стандартного оборудования, поставляемого в комплекте с БУ 3200/200 ЭУК включена 4-ступенчатая циркуляционная система и насос УНБТ-950.

Для циркуляции раствора с подачей 88 л/с под направление и кондуктор необходима работа 2х насосов на поршне диаметром 180мм,. с количеством ходов равным 125. Развиваемое давления насосов 19 МПа.

Для циркуляции раствора с подачей 55 л/с под техническую колонну необходима работа 2х насосов на поршне диаметром 170 мм,. с количеством ходов равным 100. Развиваемое давления насосов 21 МПа.

Для циркуляции раствора с подачей 27 л/с под эксплуатационную необходима работа 1 насоса на поршне диаметром 160 мм,. с количеством ходов равным 100. Развиваемое давления насоса 24 МПа.

Для циркуляции раствора с подачей 14 л/с под хвостовик необходима работа 1 насоса на поршне диаметром 140 мм,. с количеством ходов равным 75. Развиваемое давления насоса 32 МПа.

Циркуляционная система БУ опциональна и представлена оборудованием фирмы MI-SWACO и Derrick. В ее составе включено 2 ед. вибросита; 2 ед. центрифуг; 1 ед. дегазатор.

Общий объем емкостей для бурового раствора составляет 270 м³. Доливная емкость 12 м³. Пропускная способность системы очистки 50 т/час.

Максимальные объем раствора необходимого для скважины составит по формуле 2.35. 170 м³, что в 1,5 раза меньше максимального объема емкостей БУ.

2.5. Расчет цементирования скважины

Необходимый объем цементного раствора V_цр, м³:

V _цр = 0,785 k₁[( ² – d _н²)L + d _в²h₀], (2.35).

где – диаметр долота, м; d _н – наружный диаметр обсадной колонны, м; L – длина цементирования, м; d _в – внутренний диаметр обсадных труб, м; h₀ – высота цементного стакана, м; k₁ – коэффициент кавернозности.

Потребное количество сухого цемента для приготовления цементного раствора G _ц, кг:

G _ц = (1 / (1 + m)) V _цр r _ц, (2.36).

где r _ц – плотность сухого цемента, г/см³ (принимаю γ _ц=3,15 г/см³); m – водоцементное отношение (принимаю m=0,5); V _цр – объём цементного раствора, м³; Количество сухого цемента, которое необходимо заготовить с учетом потерь при затворении цементного раствора, кг:

(2.37).

где k₂ – коэффициент, учитывающий наземные потери при затворении цементного раствора. Если затворение производится без цементосмесительных машин k₂=1,05¸1,15, при использовании машин k₂=1,01.

Количество воды V _в, кг, необходимое для приготовления цементного раствора 50%-й консистенции:

G _в = G^I _ц×m. (2.38).

Потребное количество продавочной жидкости V _пж, м³ (воды):

V _пж = 0,785 k _ж d _в²(L – h₀), (2.39).

где k _ж – коэффициент, учитывающий сжатие жидкости (принимают k _ж=1,04).

Давление, развиваемое насосом в последний момент закачки продавочной жидкости, р _{m ах}, Па:

р _{m ах} = р₁ + р₂ (2.40).

где р₁ – давление, необходимое для преодоления сопротивления, обусловленного разностями плотностей жидкости в трубах и затрубном пространстве; р₂ – давление, необходимое для преодоления гидравлических сопротивлений.

Гидравлические потери давления р₁, Па:

р₁ = [(L – h₀)×(r _цр – r _р)] (2.41).

Для определения гидравлических потерь давления р₂, Па, пользуются формулой Шишенко-Бакланова:

р₂ = 0,001 L + 1.6 (2.42.)

Время цементирования t, мин.:

t = (V _цр + V _пж) / Q _ца + t _во, (2.43).

Q _ца – производительность цементировочного агрегата; t _во – время на вспомогательные операции (t _во=15мин).

Технологически необходимое количество цементировочных агрегатов буду определять из условия достижения эффективности процесса, а потребное число цементосмесительных машин из условий:

1) Размещения в них расчетного количества сухого цемента;

2) Установившейся практики обвязки одной машины 2СМН-20 с 2 ЦА-320М.

Формула для определения необходимого количества цементировчных агрегатов:

+1, (2.44).

Q – производительность цементировочного агрегата на IV скорости, м³/с; ω – скорость подъема цементного раствора в затрубном пространстве, ω=0,1¸0,4 м/с.

Число цементосмесительных машин п_с, шт., исходя из условий обеспечения цементным раствором всех работающих агрегатов:

(2.45).

где Q _ср – средняя производительность одного работающего агрегата при закачке цементного раствора в колонну, м³/мин; q _см – средняя производительность смесительных машин, м³/мин.

Число смесительных машин из условия размещения необходимого количества сухого цемента в бункерах:

(2.46).