Vг=358 ·(1-0,08+ 0,08·2,25·10⁴)/ 2,25·10⁴ =0,175м³;

Vв=1- 0,175=0,825 м³ ;

m_В= 0,825 · 1,0·10⁴ =825кг.

Для бурения кондуктора необходимо приготовление 96 м³ бурового раствора с заданным удельным весом, для этого потребуется:

m_Г =358 ·96=34368 кг;

Vг=0,175 ·96=16.8 м³;

Vв=0,825 · 96=79.2м³;

m_В=825 · 96=79200 кг.

Регулирование фильтрации бурового раствора осуществляется реагентами : сайпан или КМЦ. Для обработки бурового раствора сайпаном готовится 1,5 % - и водный раствор (15 кг сухого реагента на 1 м³ воды). При первичной обработке добавка сайпана составляет 0,1 %,то есть 1 кг сухого реагента на 1 м³ бурового раствора. Раствор сайпана вводится за 1 цикл циркуляции. Для последующих обработок достаточно введения 1% - го (10 кг на 1 м³ воды) водного раствора сайпана из расчета 0,5 кг на 1 м³ бурового раствора. Раствор реагента вводится за 2 цикла.

При бурении под кондуктор сайпан вводится из расчета не более 0,3 кг на 1 м³ бурового раствора, что обеспечивает вязкость 35 - 40 секунд и фильтрацию 8 см³ за 30 мин, при бурении интервала 670 - 1300 м в количестве 0,7 кг/м³ бурового раствора, при бурении интервала 1300 -1830 м 1,4 кг/м³ раствора для снижения фильтрации до 5 см³/30 мин.

Для увеличения вязкости бурового раствора необходимо применение химреагента КМЦ высоковязкой марки. Обработка бурового раствора производится водным раствором КМЦ марки Габройл НV из расчета 1: 10 от количества химреагента сайпан.

Для снижения коэффициента трения и липкости глинистой корки а также для сохранения коллекторских свойств пласта применяется химреагент ФК - 2000. Обработка бурового раствора производится 10 % - й водной эмульсией из расчета 5 кг на 1 м³ бурового раствора.

В интервале бурения из-под кондуктора в целях исключения действия соединений Са необходимо сбросить раствор, на котором разбуривается цементный стакан, обязательна обработка бурового раствора кальцинированной содой.

Перед вскрытием продуктивного пласта для сохранения коллекторских свойств вводится ПАВ. Приготовление раствора ПКД - 515 из товарного продукта производят в глиномесе, используя техническую воду. ПКД - 515 вводят в глиномес, наполненный на 2/3 объёма водой в количестве 200 литров товарного продукта и тщательно перемешивают в течение 30-40 минут. Водный раствор ПКД - 515 вводят в буровой раствор в течение 2-х циклов, непосредственно при вскрытии продуктивного пласта.

В качестве разжижителя используется НТФ, которая вводится в буровой раствор в виде 1% водного раствора (10 кг реагента на 1 м³ воды). Добавки фосфоновых комплексонов составляют 0,01-0,05% от массы бурового раствора.

Для первоначального утяжеления бурового раствора используется бентонитовый глинопорошок марки ПБМА с выходом 12-13 м³ из 1 тонны , плотностью 2,2 - 2,3 г/см³, влажностью 6-10 %. Для утяжеления бурового раствора вводится глинопорошок из расчета на каждые 0,01 г/см³ - 20 кг на 1 м³ раствора.

Так как предлагаемая рецептура приготовления бурового раствора не претерпела изменений, то принимаются данные о расходе химреагентов на 1 м проходки взятые из группового технического проекта на строительство скважин на Западно-Моисеевском месторождении и приведены в табл. 2.9.

Таблица 2.9 Нормы расхода химреагентов при строительстве скважины

Наименование	Количество
	На 1 м проходки в интервале 0 - 670	На 1 м проходки в интервале 670 - 2774	На скважину
Сайпан	0,14 кг	0,36 кг	852 кг
ФК-2000	0,55 кг	1,0 кг	2600 л
ПАВ (ПКД-515)	--	--	200 л
НТФ	--	0,04 кг	85 кг
Кальцинир. сода	--	0,05 кг	105 кг
Габроил НV	0,04 кг	0,04 кг	111 кг
Бентонит	--	--	30800 кг

2.5 Выбор и обоснование типа забойного двигателя

Выбор типа забойного двигателя производится в зависимости от проектного профиля скважины, размера долот, режимных параметров. Выбор забойного двигателя с оптимальными характеристиками позволяет достичь высоких качественных показателей. Основные требования к забойным двигателям:

1. Диаметр забойного двигателя должен лежать в интервале 80-90% от Дд.

2. Расход промывочной должен быть близким к номинальному забойного двигателя (см. табл. 2.7.).

3. Крутящий момент, развиваемый забойным двигателем, должен обеспечить эффективное разрушение горной породы на забое скважины.

4. Забойный двигатель должен обеспечивать частоту вращения долота, находящуюся в пределах или не менее этих значений, необходимых для разрушения горных пород (см. табл. 2.6.).

Характеристики применяемых турбобуров и турбинных отклонителей производства Пермского филиала ВНИИБТ представлены в табл. 2.10;2.11, характеристика универсального забойного двигателя производства ООО ”Радиус-Сервис” приведена в табл. 2.10.

Таблица 2.10 Характеристики турбобура

Характеристики	ТСШ-240
Наружный диаметр корпуса, м	0,240
Дина в сборе, м	23,3
Расход бурового раствора, м3/сек	0,045
Момент силы на выходном валу, Нм	3060
Частота вращения вала в рабочем режиме, об/мин	246
Перепад давления в рабочем режиме, МПа	5,5
КПД,% не менее	32
Наработка на отказ турбинной секции, ч	1200
Масса, кг	6125

Таблица 2.11 Характеристики турбинного отклонителя и универсального двигателя

Характеристики	ТО-240К	УД-195РС
Наружный диаметр корпуса, м	0,240	0,195
Дина в сборе, м	10,2	6,4
Угол перекоса, град	1,5	1,5
Расход бурового раствора, м3/сек	0,045	0,030
Момент силы на выходном валу, Нм	1489	5000
Частота вращения вала в рабочем режиме, об/мин	398	108
Перепад давления в рабочем режиме, МПа	3,4	4,5
КПД,% не менее	32	48
Наработка на отказ турбинной секции, ч	400	400
Масса, кг	2700	955

При выборе турбобура необходимо выполнение основного условия:

Мзд>М, (2.45)

где Мзд - необходимый крутящий момент на валу забойного двигателя, Нм;

М - необходимый крутящий момент на валу забойного двигателя при работе его на воде, Нм, определяемый по формуле:

М=500· Дд+(Qоп+120· Дд) · G Нм, (2.46)

где Qоп - опытный коэффициент (Qоп =1…2 Нм/кН) [7];

G - осевая нагрузка на интервале бурения (см. табл. 2.4), кН.

Необходимый крутящий момент на валу забойного двигателя определяется по формуле:

Мзд=2·Мтн·((q·Q²)/ (q_В·Qтн²)) Нм, (2.47)

где Мтн -номинальный крутящий момент на валу забойного двигателя, Нм;

q - удельный вес бурового раствора, Н/см³;

q_В - удельный вес воды, Н/см³;

Q - расход промывочной жидкости,м³/сек;

Qтн - номинальный расход промывочной жидкости,м³/сек.

При бурении под кондуктор по формуле (2.46):

М=500· 0,3492+(2+120· 0,3492) · 59=2765 Нм.

Для турбобура ТСШ-240 по формуле (2.47):

Мзд=2·3060·((1,17·10⁴ ·0,059²)/ (1·10⁴ ·0,045²))=12308>2765 Нм.

Условие (2.45) выполняется, следовательно, по этому условию турбобур подходит.

Для турбинного отклонителя ТО - 240К по формуле (2.47):

Мзд=2·1489·((1,17·10⁴ ·0,059²)/ (1·10⁴ ·0,045²))=5989>2765 Нм.

Условие (2.45) выполняется, следовательно, по этому условию турбинный отклонитель подходит.

При бурении под эксплуатационную колонну на интервале 670 - 2674 м по формуле (2.46) :

М=500· 0,2445+(2+120· 0,2445) · 100=3256 Нм.

Для турбобура УД -195РС по формуле (2.47) :

Мзд=2·5000·((1,12·10⁴ ·0,029²)/ (1·10⁴ ·0,030²))=10465>3256 Нм.

Условие (2.45) выполняется, следовательно, по этому условию турбобур подходит.

При бурении под эксплуатационную колонну на интервале 2674 - 2774 м по формуле (2.46):

М=500· 0,2445+(2+120· 0,2445) · 200=6390 Нм.

Для забойного двигателя УД -195РС по формуле (2.47) :

Мзд=2·5000·((1,08·10⁴ ·0,030²)/ (1·10⁴ ·0,030²))=10092>6390 Нм

Условие (2.45) выполняется, следовательно, по этому условию турбобур подходит.

2.6 Гидравлический расчет промывки скважины

Цель составления гидравлической программы бурения - определение рационального режима промывки скважины, обеспечивающего наиболее эффективную отработку долот, при соблюдении требований и ограничений, обусловленных геологическими особенностями вскрываемого интервала, энергетическими, техническими и эксплуатационными характеристиками применяемого инструмента.

Расчет производится по методике, предложенной в [8].

Исходные данные для расчета:

Глубина бурения скважины L, м 2665.

Удельный вес разбуриваемых пород q_ГП, Н/м³ 2,4·10⁴.

Механическая скорость бурения Vм м/с 0,005.

Момент турбобура, необходимый для разрушения породы, Мр Н·м 5000.

Реологические свойства жидкости

- динамическое напряжение сдвига _О, Па 20.

- пластическая вязкость , Па·с 0,027.

Удельный вес бурового раствора q_ГП, Н/м³ 1,08·10⁴.

Тип бурового насоса УНБТ 950

Число буровых насосов 1.

Наминальный расход насоса Qн ,м³/сек 0,037.

Наминальное рабочее давление Рн, МПа 23.

Элементы бурильной колонны

УБТ - 178x90:

длина l₁,м 62;

наружный диаметрdн₁,м 0,178;

внутренний диаметр dв₁, м 0,080.

УБT - 146x74:

длина l₂,м 8;

наружный диаметр dн₂ ,м 0,146;

внутренний диаметр dв₂, м 0,074.

ТБПВ:

длина l₃, м 250;

наружный диаметр dн₃, м 0,127;

внутренний диаметр dв₃, м 0,109;

наружный диаметр замкового соединения dз₃, м 0,170.

ЛБТ:

длина l₄, м 2454;

наружный диаметр dн₄, м 0,147;

внутренний диаметр dв₄, м 0,125;

наружный диаметр замкового соединения dз₄, м 0,172.

Элементы наземной обвязки:

Условный диаметр стояка, м 0,168.

Диаметр проходного сечения, м:

бурового рукава 0,102;

вертлюга 0,100;

ведущей трубы 0,85.

Определяются потери давления в бурильных трубах.

Вычисляются потери давления внутри бурильных труб. Для этого определяются значения критических чисел Рейнольдса в бурильной колонне по формуле:

Rекр=2100+7,3·((q·dв²·_О)/10·²)^0,58 . (2.48)

В ЛБТ:

Rекр=2100+7,3·((1,08·10⁴ ·0,125²·20)/ 10·0,027²)^0,58=16204.

В ТБПВ:

Rекр=2100+7,3·((1,08·10⁴ ·0,109²·20)/ 10·0,027²)^0,58=14132.

В УБТ-178:

Rекр=2100+7,3·((1,08·10⁴ ·0,090²·20)/ 10·0,027²)^0,58=10504.

В УБТ-146:

Rекр=2100+7,3·((1,08·10⁴ ·0,074²·20)/ 10·0,027²)^0,58=9778.

Определяются действительные числа Рейнольдса в бурильной колонне по формуле:

Rеm=(4·q·Q)/(10··dв·) . (2.49)

В ЛБТ:

Rеm=(4·1,08·10⁴ ·0,030)/(10·3,14·0,125·0,027)=12230

В ТБПВ:

Rеm=(4·1,08·10⁴ ·0,030)/(10·3,14·0,109·0,027)=14024

В УБТ-178 :

Rеm=(4·1,08·10⁴ ·0,030)/(10·3,14·0,090·0,027)=19108

В УБТ-146:

Rеm=(4·1,08·10⁴ ·0,030)/(10·3,14·0,074·0,027)=20657

В бурильной колонне в ЛБТ и ТБПВ Rеm<Rекр, значит движение происходит при ламинарном режиме и описывается уравнением Сен-Венана, а вУБТ-178 и УБТ-146 Rеm>Rекр, следовательно движение происходит при турбулентном режиме и описывается уравнением Дарси-Вейсбаха. Определяются потери давления. Рассчитывается число Сен-Венана для колонны труб ЛБТ и ТБПВ формуле:

Sт=(·_О·dв³)/(4··Q). (2.50)

В ЛБТ:

Sт=(3,14·20·0,125³)/(4·0,027·0,030)=303.

В ТБПВ:

Sт=(3,14·20·0,109³)/(4·0,027·0,030)=230.

Определив значение Sт, по рис. 6.7.[8, стр 72] определяется значение коэффициента : для ЛБТ - 0,84; для ТБПВ - 0,82.

Вычисляются потери давления внутри бурильной колонны по формуле:

Рт=(4·_О·l)/(·dв) МПа. (2.51)

В ЛБТ:

Рт=(4·20·2595)/(0,84·0,125)=2,117 МПа.

В ТБПВ:

Рт=(4·20·250)/(0,84·0,109)=0,224 МПа

Рассчитывается значения коэффициентов гидравлического сопротивления для УБТ-178 и УБТ-146 по формуле:

=0,1·(1,46·К/dв+100/ Rеm), (2.52)

где К - коэффициент шероховатости стенок, принимается для УБТ=3,0·10^-4, м.

В УБТ-178:

=0,1·(1,46·3,0·10^-4/0,090+100/19108)=0,0322.

В УБТ-146:

=0,1·(1,46·3,0·10^-4/0,074+100/20657)=0,0326.

Вычисляются потери давления внутри УБТ-178 и УБТ-146 по формуле:

Рт=(·0,8·q·Q²·l)/( ²·dв⁵) МПа. (2.53)

В УБТ-178 :

Рт=(0,0322·0,8·1,08·10⁴·0,030²·62)/( 3,14²·0,090⁵)= 0,48 МПа.

В УБТ-146:

Рт=(0,0326·0,8·1,08·10⁴·0,030²·8)/( 3,14²·0,074⁵)=0,093 МПа.

Суммарные потери давления внутри колонны бурильных труб и секций УБТ составит:

Рт=0,093+0,48+2,117+0,224=2,92 МПа.

Местными потерями давления в приварных замках ТБПВ пренебрегают, так как потери не значительны .

Вычисляются потери давления в наземной обвязке по формуле:

Ро=(а_С+а_Р+а_В+а_К) ·q·Q МПа, (2.54)

где а_С=0,4,а_Р=0,3,а_В=0,3,а_К=0,9-коэффициент гидравлических сопротивлений различных элементов обвязки (см.табл. 6.1[8,стр. 118]).

Ро=(0,4+0,3+0,3+0,9) ·10⁵·1,08·10⁴·0,030=1,85 МПа.

Вычисляются потери давления в затрубном пространстве. Для этого определяются значения критических чисел Рейнольдса по формуле:

Rекр=2100+7,3·((q·(dс-dн)²·_О)/10·²)^0,58 . (2.55)

В затрубном пространстве за ЛБТ на интервале 0-670 м:

Rекр=2100+7,3·((1,08·10⁴ ·(0,255-0,147)²·20)/ 10·0,027²)^0,58=16597.

В затрубном пространстве за ЛБТ на интервале 670-2454 м :

Rекр=2100+7,3·((1,08·10⁴ ·(0,2445-0,147)²·20)/ 10·0,027²)^0,58=13672.

В затрубном пространстве за ТБПВ по формуле (2.55):

Rекр=2100+7,3·((1,08·10⁴ ·(0,2445-0,127)²·20)/ 10·0,027²)^0,58=15227.

В затрубном пространстве за УБТ-178:

Rекр=2100+7,3·((1,08·10⁴ ·(0,2445-0,178)²·20)/ 10·0,027²)^0,58=8883.

В затрубном пространстве за УБТ-146 :

Rекр=2100+7,3·((1,08·10⁴ ·(0,2445-0,146)²·20)/ 10·0,027²)^0,58=12798.

В затрубном пространстве за забойным двигателем:

Rекр=2100+7,3·((1,08·10⁴ ·(0,2445-0,195)²·20)/ 10·0,027²)^0,58=6916.

Вычисляются действительные значения чисел Рейнольдса в затрубном пространстве по формуле:

Rеm=(4·q·Q)/(10··(dс+dв)·) . (2.56)

В затрубном пространстве за ЛБТ на интервале 0-670 м:

Rеm=(4·1,08·10⁴ ·0,030)/(10·3,14·(0,255+0,147)·0,027)=3802

В затрубном пространстве за ЛБТ на интервале 670-2454 м:

Rеm=(4·1,08·10⁴ ·0,030)/(10·3,14·(0,2445+0,147)·0,027)=3904.

В затрубном пространстве за ТБПВ:

Rеm=(4·1,08·10⁴ ·0,030)/(10·3,14·(0,2445+0,127)·0,027)=4115.

В затрубном пространстве за УБТ-178 :

Rеm=(4·1,08·10⁴ ·0,030)/(10·3,14·(0,2445+0,178)·0,027)=3618.

В затрубном пространстве за УБТ-146:

Rеm=(4·1,08·10⁴ ·0,030)/(10·3,14·(0,2445+0,146)·0,027)=3915.

В затрубном пространстве за забойным двигателем:

Rеm=(4·1,08·10⁴ ·0,030)/(10·3,14·(0,2445+0,195)·0,027)=3478.

В затрубном пространстве Rеm<Rекр, значит движение бурового раствора происходит при ламинарном режиме и описывается уравнением Сен-Венана:

Sкп=(·_О·(dс-dн)²+(dс+dн))/(4··Q). (2.57)

В затрубном пространстве за ЛБТ на интервале 0-670 м :

Sкп=(3,14·20·(0,255-0,147)²+(0,255+0,147))/(4·0,027·0,03)=350.

В затрубном пространстве за ЛБТ на интервале 670-2454 м :

Sкп=(3,14·20·(0,2445-0,147)²+(0,2445+0,147))/(4·0,027·0,03)=305.

В затрубном пространстве за ТБПВ:

Sкп=(3,14·20·(0,2445-0,127)²+(0,2445+0,127))/(4·0,027·0,03)=382.

В затрубном пространстве за УБТ-178 :

Sкп=(3,14·20·(0,2445-0,178)²+(0,2445+0,178))/(4·0,027·0,03)=216.

В затрубном пространстве за УБТ-146:

Sкп=(3,14·20·(0,2445-0,146)²+(0,2445+0,146))/(4·0,027·0,03)=308.

В затрубном пространстве за забойным двигателем :

Sкп=(3,14·20·(0,2445-0,195)²+(0,2445+0,195))/(4·0,027·0,03)=183.

Определив значение Sкп, по рис. 6.7.[8, стр 72] определяется значение коэффициента кп: для ЛБТ на интервале 0-670 м - 0,66; для ЛБТ на интервале 670-2454 м - 0,87; для ТБПВ - 0,74; для УБТ-146 - 0,7; для УБТ-178 - 0,58; для забойного двигателя - 0,45.

Вычисляются потери давления в затрубном пространстве по формуле:

Ркп=(4·_О·l)/(кп·(dс-dн)) МПа. (2.58)

В затрубном пространстве за ЛБТ на интервале 0-670 м:

Ркп=(4·20·670)/(0,66·(0,230-0,147))=0,75.

В затрубном пространстве за ЛБТ на интервале 670-2595 м :

Ркп=(4·20·1784)/(0,87·(0,2445-0,147))=1,68.

В затрубном пространстве за ТБПВ:

Ркп=(4·20·250)/(0,74·(0,2445-0,127))=0,23.

В затрубном пространстве за УБТ-178 :

Ркп=(4·20·62)/(0,58·(0,2445-0,178))=0,13.

В затрубном пространстве за УБТ-146:

Ркп=(4·20·8)/(0,7·(0,2445-0,146))=0,01.

В затрубном пространстве за забойным двигателем:

Ркп=(4·20·6,4)/(0,45·(0,2445-0,195))=0,02.

Суммарные потери давления в затрубном пространстве составит:

Ркп=0,75+1,68+0,23+0,13+0,01+0,02 =2,82 МПа.

Вычисляются потери давления от замков в затрубном пространстве по формуле:

Рзс=l/lm·0,1·((dc²-dн²)/(dc²-dн²)-1)² ·q ·Vкп² МПа , (2.59)

где lm - средняя длина трубы;

Vкп - минимальная скорость жидкости в затрубном пространстве, в интервале ТБПВ определяется по формуле:

Vкп=(4·Q)/( ·(dc²-dн²)) м/с. (2.60)

Vкп=(4·0,03)/(3,14 ·(0,2445²-0,127²))=0,87 м/с.

В затрубном пространстве за ЛБТ на интервале 0-670 м:

Рзс=670/12·0,1·((0,255²-0,147²)/(0,255²-0,172²)-1)² ·1,08·10⁴ ·0,87²=0,002 МПа.

В затрубном пространстве за ЛБТ на интервале 670-2454 м:

Рзс=1784/12·0,1·((0,2445²-0,147²)/(0,2445²-0,172²)-1)² ·1,08·10⁴ ·0,87²=0,008 МПа.

В затрубном пространстве за ТБПВ:

Рзс=250/12·0,1·((0,2445²-0,127²)/(0,2445²-0,170²)-1)² ·1,08·10⁴ ·0,87²=0,003 МПа.

Суммарные потери давления в затрубном пространстве от замков составит:

Рзс=0,002+0,008+0,003 =0,013 МПа.

Определяется перепад давления в забойном двигателе по формуле:

Рзд=(Ртн·q·Q²)/ (q_С·Qтн²) МПа. (2.61)

Рзд=(4,5·1,08·10⁴ ·0,03²)/ (1·10⁴ ·0,03²)=4,86 МПа.

Определяется вспомогательный параметр :

= Q/(/4· Vмех ·dc²+Q). (2.62)

= 0,03/(3,14/4· 0,005 ·0,2445²+0,03)=0,992.

Определяется перепад давления, связанный с выносом шлама по формуле:

Р=(1- ) · (q_Ш- q) ·g·L МПа (2.63)

Рг=(1- 0,992) · (2,4·10⁴ - 1,08·10⁴) ·9,81·2665=2,7 МПа.

Определяется сумма потерь давления во всех элементах циркуляционной системы за исключением долота:

Р-Рд=2,92+1,85+2,82+0,013+4,86=12,463.

Рассчитывается резерв давления на долоте по формуле:

Рр=b·Рн- (Р-Рд) МПа. (2.64)

Рр =0,8·23,0 - 12,463=5,937 МПа.

Определяется возможность гидромониторного эффекта, вычислив скорость течения жидкости в насадках долота по формуле:

Vд= · (0,2· Рр/q)^{0, 5} м/с , (6.65)

где - коэффициент расхода (=0,95 [8]).

Vд= 0,95· (0,2· 5,937·10⁶/1,08·10⁴)^{0, 5} =99 м/с.

Так как Vд>80 м/с и перепад давления на долоте меньше критического (Ркр=12 МПа), то бурение данного интервала возможно с использованием гидромониторных долот.

Принимая Vд=80 м/с, вычисляется перепад давления в долоте по формуле:

Рд= (q·Vд²)/(20·²) МПа. (2.66)

Рд= (1,08·10⁴ ·80²)/(20·0,95²)=3,83 МПа.

Определяется расчетное рабочее давление в насосе как Р = 3,83 + 12,463 = 16,293 МПа.

Определяется по графику[8 ,рис. 6.28] утечки промывочной жидкости через уплотнение вала забойного двигателя Qу=0,0005.

Определяется площадь промывочных отверстий по формуле:

Ф=(Q - Qу)/ Vд м². (2.67)

Ф=(0,030 - 0,0005)/ 80=0,000368 м².

Применяются три насадки с внутренним диаметром 12 мм.

Таким образом, из вышеприведенных расчетов видно, что суммарные потери давления в трубном и затрубном пространствах меньше давления развиваемого буровым насосом типа УНБТ-950 при диаметре цилиндровых втулок 160 мм, следовательно технологический режим промывки скважины выбран верно.

2.7 Режимы бурения при вскрытии продуктивных горизонтов

Одним из важных моментов в процессе строительства скважины является обоснование и соблюдение правильной технологии первичного вскрытия продуктивного пласта. Сюда входит правильный выбор промывочной жидкости, на которой вскрывается пласт, обоснование параметров промывочной жидкости, способ бурения и выбор компоновки низа бурильной колонны. Все перечисленные факторы должны обеспечить наименьшее негативное воздействие на продуктивный горизонт.

Исходя из опыта бурения на Западно-Моисеевском месторождении, для вскрытия продуктивного пласта используется полимерглинистый буровой раствор. Данный буровой раствор относительно дешев по сравнению с другими, не оказывает вредного воздействия на окружающую среду и может иметь необходимые характеристики для качественного вскрытия продуктивного горизонта.

При обосновании параметров промывочной жидкости для первичного вскрытия продуктивного пласта целесообразно руководствоваться следующими положениями:

Для уменьшения загрязнения пласта плотность промывочной жидкости необходимо выбирать так, чтобы превышение гидростатического давления над пластовым в скважине было минимально допустимым. Для конкретных условий это превышение составляет 5 % [3].

Проницаемость приствольной зоны пласта очень сильно уменьшается при проникновении в неё большого количества твёрдой фазы бурового раствора. Поэтому желательно, чтобы твердая фаза состояла из материалов, которые могут раствориться в соляной или других кислотах, обычно применяемых для стимуляции притока из пласта. Допустимая концентрация твердой фазы не более 1%.

Поскольку проникающая в пласт дисперсионная среда может способствовать значительному уменьшению проницаемости, показатель фильтрации промывочной жидкости должен быть минимальным, принимаем его 4 - 6 см³/30минут.

Промывочная жидкость должна иметь невысокие значения СНС, чтобы свести к минимуму гидродинамическое давление при восстановлении циркуляции и может обеспечить при освоении скважины извлечение промывочной жидкости, проникшей в приствольную зону. СНС_1/10 принимаем 10/20 дПа. Условная вязкость принимается равную 25 сек.

Водоотдачу снижают путем химической обработки бурового раствора химреагентом сайпан. Вязкость повышают обработкой раствора химреагентом габроил. Содержание твердой фазы в растворе регулируется качественной очисткой бурового раствора, применением четырехступенчатой системы очистки.

Параметры бурового раствора при вскрытии продуктивного горизонта представлены в таблице 2.12.

Таблица 2.12 Параметры раствора при вскрытии продуктивного горизонта

Удельный вес, Н/м3	Условная вязкость, сек	Показатель фильтрации, см3/30 мин	Содержание песка, %	СНС1/10, дПа	рН
1,08104	25	4 - 6	1	10/20	7-8

Перед вскрытием продуктивного пласта для сохранения коллекторских свойств в буровой раствор вводятся поверхностно-активные вещества - ПАВ (ПКД 515 или сульфанол) в соотношении 0,02% от общего объема бурового раствора. ПАВ гидрофобизируют поверхность поровых каналов, препятствуют образованию в них водонефтяной эмульсии. Добавки ПАВ к промывочной жидкости позволят:

ускорить процесс разрушения горных пород на забое;

снизить силы трения между стенками скважины и бурильными трубами;

повысить износостойкость породоразрушающего инструмента.

На качественное вскрытие пласта влияет скорость бурения. Чем быстрее проходится продуктивный горизонт, тем меньше оказывается воздействие на него. При вскрытии продуктивного горизонта нужно увеличить механическую скорость бурения, применение ПАВ, несомненно, приводит к увеличению скорости.

Для минимизации времени сообщения продуктивного пласта с промывочной жидкостью, пласт вскрываем одним долблением, используя винтовой забойный двигатель с долотом имеющим маслонаполненные опоры. Применение малолитражного винтового забойного двигателя при вскрытии дает меньшее негативное воздействие на продуктивный горизонт, а применение долота с маслонаполненными опорами, имеющим большую проходку, позволяет вскрыть пласт одним долблением. Компоновка включает в себя: долото 9?FG-15 диаметром 0,2445 м, калибратор КЛС-243 МС , универсальный винтовой забойный двигатель УД-195РС.

2.8 Обоснование критериев рациональной отработки долот

Под показателем отработки долот, в настоящее время, обычно подразумевают данные, позволяющие оценить результаты его эксплуатации, в данных условиях, эффективность бурения. К показателям отработки породоразрушающего инструмента относят [9]:

Проходка на долото.

Продолжительность (срок службы) работы.

Механическая скорость бурения.

Стоимость бурения единицы длины ствола скважины.

Проходка на долото - позволяет судить об объемах полезной работы, выполненным конкретным буровым инструментом в линейных единицах - данные пробуренного ствола скважины. Для трехшарошечных и лопастных долот этот показатель, как правило, совпадает с проходкой на рейс, так как они в большинстве случаев выходят из строя в течении первого же рейса. Низкие значения проходки на долото приходятся на высокооборотный турбинный способ бурения в очень крепких формациях, а высокие - на низкооборотный - роторный способ при разбуривание относительно мягких пород. Максимальную проходку на долото можно получить при полном износе долота, то есть при длительной его работе на забое.[9]

Продолжительность работы инструмента - дополняет первый. Он характеризует работу инструмента уже не со стороны её объема, а со стороны её длительности. По оценке работы вспомогательно-технологического инструмента это весьма важно и указанный показатель приобретает функцию основного.

Увеличение длительности работы инструмента может привести не только к полезным результатам, которые особенно ощутимы в глубоком бурении, где прирост рассматриваемого показателя по отношению к продолжительности спускоподъемных, подготовительно-заключительных и иных работ особенно ценен, но и отрицателен.

Отрицательные результаты могут быть выражены чрезмерным износом инструмента (вплоть до аварии или необходимости перебуривания ствола из-за уменьшения диаметра). Работа долота может прерваться при возникновении критической ситуации, определяемой бурильщиком, которая наступает под действием одного, реже нескольких обстоятельств следующего характера:

а) Экономического (обычно вследствие изменения свойств пород бурение которых данным долотом оказывается экономически не выгодным).

б) Физического (предельно допустимое изнашивание долот по вооружению, его диаметру, опоре шарошки или сочетанием того и другого).

в) Технологического (необходимость срочной замены забойного двигателя, элементов бурильной колонны, аварии).

г) Геолого-технологического (достижение глубины, на которой необходимо переходить на долото другого диаметра, отбирать керн, проводить каротаж, цементировочные работы).

Механическая скорость - является производной от проходки на долото по времени и поэтому неразрывно связана с первыми двумя показателями. Она характеризует интенсивность процесса бурения. Максимальная механическая скорость может быть достигнута сокращением времени пребывания долота на забое. Поэтому об оптимальном времени пребывания долота на забое судят не по проходке за рейс и не по механической скорости, а по рейсовой скорости проходки. Средняя механическая скорость равна:

V_M=h/t м/час, (2.68)

где h - прохода на долото, м;

t - время бурения интервала, час.

Стоимость проходки единицы длины скважины обычно выражается стоимостью 1 метра бурения.

Минимизация стоимости единицы проходки ствола скважины главное и непременное требование, которому должны удовлетворять выбор оптимальных значений параметров инструмента.

Из всех перечисленных параметров наиболее подходящим является рейсовая скорость бурения, максимально учитывающая все факторы, поэтому в качестве основного критерия отработки долот выбирается этот показатель [9].

Чтобы рассчитать максимальную рейсовую скорость на ведущей трубе ставят метку и по ней определяют количество пробуренных метров за определённый промежуток времени (обычно 5 минут). Рейсовую скорость находят, подставив данные значения в формулу:

V_P= Н_В / УТ_Б +Т_СПО м/час, (2.69)

где Н_В - проходка за отрезок времени, м;

Т_Б - время бурения, час;

Т_СПО - время СПО, час.

Через определенный равный предыдущему интервал времени, заново рассчитывают рейсовую скорость, учитывая, что Н_В равно сумме пробуренных метров за два интервала, а Т_Б равно времени, затрачиваемому на бурение этих интервалов. И так далее пока последующие расчетные значения не будут меньше предыдущего значения. Тогда поднимают инструмент и производят замену долота.

2.9 Разработка мероприятий по предупреждению осложнений и аварий при сооружении скважины

Основная цель бурения - качественное, технологически грамотное с минимальными затратами времени и средств выполнение всех процессов и операций соответствующих сооружению скважины. Одним из основных критериев высокого качества строительства скважин является бурение без осложнений и аварий. В ходе строительства скважины возможны осложнения представленные в табл. 1.5. Для их предотвращения необходимо принять комплекс разработанных мероприятий, описанных в этой части [10].

Обвалы и осыпи стенок скважины.

Обвалы стенок скважины могут происходить в результате недостаточного противодавления на стенки скважины, нарушая их прочности и устойчивости фильтратом бурового раствора, а так же в результате резких колебаний гидростатического и гидродинамического давлений на стенки скважины.

Обвалы стенок, носящие катастрофический характер, могут происходить в результате резкого и значительного снижения гидростатического давления, вызванного поглощением промывочной жидкости или её разгазированием, а так же недоливом скважины во время подъема.

Для предотвращения обвалов необходимо выполнять следующие мероприятия:

1. Для предотвращения резкого воздействия на стенки скважины при СПО обязательно производят, долив скважины через каждые 5 - 7 свечей.

2. Перед подъемом инструмента делается промывка скважины, обрабатывается и производится очистка промывочной жидкости по циклу. Не допускается подъем инструмента при повышенных значений вязкости и СНС.

3. Подъем инструмента с сальником, в интервале затяжек производится на пониженной скорости, до 0,4 м/с.

4. После подъема с затяжками на значительном интервале, запрещается спускать в скважину компоновки с отклонителями, а также жесткие компоновки, включающие УБТ, калибраторы большого диаметра, центраторы и т.п.

Прихваты бурильной колонны.

Для предупреждения прихватов необходимо придерживаться тре бований «Инструкции по борьбе с прихватами колонн труб при буре нии скважин». При этом должны соблюдаться следующие основные требования.

1. Нельзя допускать отклоне ний от установленной плотности промывочной жидкости более чем на ± 0,02 г/см³ .

2. Для повышения противоприхватной способности необходимо в течение всего цикла бурения скважины поддерживать в промы вочной жидкости определенное со держание смазочных веществ (см. 2.4.).

3.Необходимо непрерывно контролировать циркуляцию про мывочной жидкости, по возмож ности устанавливать автоматиче ские сигнализаторы ее прекраще ния.

4.Нельзя оставлять бурильную колонну без движения в открытой части ствола, особенно при вскры тых неустойчивых пластах, в про дуктивных горизонтах, сильнопо ристых и проницаемых породах, а также напротив пород, склонных к образованию осыпей и обвалов.

В случае вынужденного остав ления бурильной колонны в от крытом стволе скважины буриль щику запрещается оставлять тор моз лебедки и вменяется в обя занность принять меры к подъему колонны и обеспечению постоян ной промывки забоя по возмож ности с вращением колонны рото ром или ключами.

5. При кратковременном (до 0,5 ч) прекращении циркуляции бурового раствора надо поднять колонну бурильных труб от забоя не менее чем на 15 м и через 2--5 мин расхаживать и проворачи вать ротором. При прекращении циркуляции или неисправности оборудования, на устранение непо ладок которых потребуется более 30 мин, бурильную колонну надо поднять в кондуктор.

6. При возникновении поса док надо приостановить спуск ко лонны, поднять ее на длину 15 - 20 м, проработать опасный интер вал и только тогда продолжить спуск колонны.

7. Интервал затяжек, уступов, желобов обвалов необходимо за фиксировать в буровом журнале.

8. Необходимо следить за исправной работой насосов и механизмов очистки промывочной жидкости (гидроциклоны, вибросита и т.д.).

9. После длительных переры вов в бурении, более 48 часов, ствол скважины следует проработать.

10. При бурении следует де лать контрольный приподъем бу рильной колонны на 10-15 м че рез 45 мин бурения при отсутст вии затяжек и не реже чем через 15--17 мин бурения при их нали чии. В последнем случае перед на ращиванием надо прорабатывать пробуренный участок до полного устранения затяжек.

Мероприятия по предупреждению газонефтеводопроявлений и открытых фонтанов при бурении скважин.

1. После цементирования кондуктора на устье скважины устанавливается противовыбросовое оборудование (ПВО) ОП2-350x35, в комплект которого входят: универсальный превентор ПУ1-350x35; два плашечных превентора ППГ-350x35 (нижний превентор с глухими плашками); манифольд МПБ2-8x35.

2. Перед установкой ПВО на устье скважины устанавливается колонная головка ОКО-21-273Ч194.

3. Запрещается углубление скважины и подъем инструмента, если параметры бурового раствора не соответствуют параметрам, указанным в геолого-теехническом наряде.

4.Бурение в интервалах с возможными газонефтеводопроявлениями необходимо осуществлять с установкой под рабочей трубой шарового крана или обратного клапана.

Должен быть обеспечен объем запаса бурового раствора 120 м ³.

При подъеме бурильной колонны следует обеспечить непрерывный долив скважины и контроль за объемом доливаемой жидкости, пользуясь уровнемером.

При наличии признаков сальникообразования запрещается подъем инструмента из скважины до полной ликвидации сальника путем интенсивной промывки и расхаживания инструмента.

При простоях скважины без промывки более 48 часов, перед подъемом инструмента необходимо произвести выравнивание раствора в соответствии с параметрами, указанными в ГТН.

При простоях скважины более 48 часов, спуск бурильной колонны должен производится с промежуточными промывками через 300 м и замером параметров бурового раствора, выходящего из скважины.

При наличии вскрытых пластов, склонных к газопроявлениям, подъем инструмента следует производить на пониженных скоростях, до 0,4 м/с.

Опрессовку обсадных колонн, цементного камня, противовыбросового оборудования необходимо производить в соответствии с требованиями «Правил безопасности в нефтяной и газовой промышленности » и «Инструкцией по монтажу и эксплуатации противовыбросового оборудования на буровой».

При спуске обсадных колонн необходимо ограничивать скорость спуска в целях предотвращения гидроразрыва пластов.

Запрещается бурение скважин при незагерметезированном устье ранее пробуренных на кусте.

14. К работам на скважинах с возможными газонефтеводопроявлениями не допускаются специалисты и бурильщики, не прошедшие обучение в специализированных учебно-курсовых комбинатах по курсу «Контроль скважины. Управление скважиной при газонефтеводопроявлении».

15. С членами буровых бригад проводится инструктаж по предупреждению газонефтеводопроявлений и открытых фонтанов согласно программы, утвержденной главным инженером предприятия.

16. При появлении признаков газонефтеводопроявлений первым закрывается универсальный превентор.

17. После герметизации устья скважины дальнейшие работы по ликвидации газонефтеводопроявления проводятся под руководством мастера или ответственного инженерно-технического работника.

Утяжеление и обработка бурового раствора производится в соответствии с разработанной рецептурой приготовления (см. 2.4.).

2.10 Проектирование и обоснование компоновки бурильной колонны и её расчет

Бурильная колонна (БК) состоит ив компоновки низа бурильной колонны (КНБК) и колонны бурильных труб (КБТ).

В общем случае КНБК включает в себя долото, забойный двига тель, калибраторы, центраторы, стабилизаторы, расширители, маховики, отклонители и утяжеленные бурильные трубы (УБТ).

КБТ состоит из секций бурильных труб (БТ), одинаковых по типу, наружному диаметру, толщине стенки, группе прочности (марке) материала, типоразмеру замковых соединений.

Последовательно расположенные секции БТ одного наружного ди аметра - ступень КБТ.

Бурильная колонна предназначена в общем случае для:

1. Передачи вращения от ротора к долоту.

2. Восприятия реактивного момента забойного двигателя.

3. Подвода промывочной жидкости к забойному двигателю, доло ту, забою скважины.

4. Создания осевой нагрузки на долото.

6. Подъема и спуска долота и забойного двигателя.

6. Проведения вспомогательных работ.

Исходя из назначения, требования к бурильной колонне сво дятся к следующим:

1. Достаточная прочность при минимальном весе, обеспечиваю щем создание требуемой осевой нагрузки.

2. Обеспечение герметичности при циркуляции бурового раство ра, причем с минимальными гидравлическими потерями.

3. Минимальные затраты времени при спуско-подъемных операци ях, при этом соединения должны обеспечивать прочность не менее прочности тела трубы, быть взаимозаменяемыми.

В процессе бурения на бурильную колонну действуют различные силы и моменты. К ним в общем случае относятся:

растягивающие силы от собственного веса;

растягивающие гидравлические нагрузки за счет перепада давления в забойном двигателе и долоте;

силы внутреннего и наружного давления промывочной жидкости;

силы взаимодействия колонны со стенками скважины (силы трения)

силы инерции как самой колонны, так и промывочной жидкос ти;

изгибающие моменты на участках естественного и искусственного искривления ствола скважины;

осевая сжимающая сила в нижней части колонны;

крутящий момент при вращении колонны;

изгибающей момент за счет потери колонной прямолинейной формы;

динамические составляющие продольных и поперечных сил, изгибающего и крутящего моментов за счет различного рода колебаний колонны.

Совместное действие всех этих сил и моментов приводит к тому, что бурильная колонна находится в условиях весьма сложного напряженного состояния.

В связи с тем, что при проектировании и расчетах бурильной колонны практически невозможно учесть все нагрузки, а некоторые из них не поддаются точному определению, поэтому рассматриваются только основные, наиболее существенные и опасные. К их числу от носятся растягивающие силы, крутящий и изгибающие моменты, наруж ное и внутреннее избыточные давления промывочной жидкости [11].

Максимальная растягивающая нагрузка в колонне имеет место в верхней части, а сжимающая - в нижней. Максимальный крутящий мо мент приложен к колонне в верхней части при роторном способа бу рения, и в нижней - при бурении с забойными двигателями. Максима льный изгибающий момент за счет потери колонны прямолинейной фор мы приложен в нижней части.

Однако в связи с тем, что колонна составлена из бурильных труб разного диаметра с разной толщиной стенки, напряжения, возни кающие в них, даже у бурильной колонны, составленная студентом Шишовым. Программа отвечает требованиям изложенным в [3] и расчеты проводятся с учетом коэффициентов запаса статической прочности - 1,4 и нормативного запаса прочности на избыточное давление - 1,15.

При проектировании компоновки бурильной колонны пользуются следующими типоразмерами труб: так как бурение ведется долотом с диаметром 0,2445 м, то принимается наружный диаметр УБТ первой ступени равный 0,178 м, внутренний диаметр 0,09 м; диаметр УБТ второй ступени, для плавного перехода к колонне бурильных труб, принимается равным 0,146 м с внутренним диаметром 0,074 м. Для первой ступени компоновки бурильных труб (КБТ) используются трубы ТБПВ, так как они наиболее подходят для бурения турбинным способом и конкретно для наклонно направленных скважин. По табл. 2 [11] выбираются трубы ТБПВ с наружным диаметром 0,127 м, толщиной стенки 9,2 мм и группой прочности Р, тип замкового соединения ЗП - 168 - 70. Для уменьшения веса КБТ во второй ступени применяются легкосплавные бурильные трубы (ЛБТ) с наружным диаметром 0,147 м (см. табл. 2 [11]) с толщиной стенки 11 мм и группой прочности Д16Т, тип замкового соединения ЗЛ - 172.

Исходные данные:

1.Условия бурения - нормальные.

2.Интервал бурения 2674 - 2774 м.

3.Осевая нагрузка на долото - 20000 кг.

4.Диаметр забойного двигателя - 0,195 м.

5.Длина забойного двигателя - 6,4 м.

6.Вес забойного двигателя - 955 кг.

7.Диаметр обсадной колонны - 0,194 м.

8.Толщина стенки обсадной колонны - 10,9мм.

9.Плотность бурового раствора - 1,08·10⁴ Н/м³.

10.Длина по стволу 1-го интервала - 160 м.

11.Длина по стволу 2-го интервала - 97 м.

12.Длина по стволу 3-го интервала - 2199 м.

13.Длина по стволу 4-го интервала - 109 м.

14.Радиус искривления на 2-ом интервале - 331м.

14.Зенитный угол в конце 2-го интервала - 16,91 град..

14.Радиус искривления на 4-ом интервале - 376 м.

15.Зенитный угол в конце 4-го интервала - 0 град.

16.Перепад давления на турбобуре и долоте - 16,293 МПа.

17.Действующее наружное давление - 30 МПа .

18.Коэффициент трения колонны о породу - 0,3.

19.Тип клинового захвата - ПКР-560.

20.Длина клиньев - 0,40 м .

Результаты расчета:

1-я ступень УБТ - УБТ 178-90 длина - 62,5 м.

Момент затяжки УБТ 1-й секции =2470-3260 кгс·м.

2-я ступень УБТ - УБТ 146-74 длина - 8 м.

Момент затяжки УБТ 2-й секции =1280-1630 кгс·м.

Тип cмазки - Графитовая.

Промежуточные опоры на УБТ - 3 шт. диаметром 0,203 м.

Вес компоновки УБТ - 11235 кг.

Вес КНБК - 11485 кг.

Длина КНБК - 78,5 м.

Тип cмазки - Графитовая.

1-я ступень КБТ - ТБПК 127-9,2-Р длина - 250 м, вес - 8367 кг.

Тип замкового соединения - ЗП-168-70.

Момент затяжки - 3022 кгс·м.

Фактический запас статической прочности - 1,49.

Фактический запас прочности усталости - 1,37.

Фактический запас прочности по давлению - 2,77.

Коэффициент превышения длины - 8,16.

2-я ступень КБТ - ЛБТ 147-11.0-Д16Т длина-2595 м; вес-47224 кг.

Тип замкового соединения - ЗЛ-172.

Момент затяжки - 1880 кгс·м.

Фактический запас статической прочности - 1,38.

Фактический запас прочности усталости - 1,35.

Фактический запас прочности по давлению - 1,84.

Коэффициент превышения длины - 2,13.

Вес КБТ -65976 кг.

Вес БК - 67076 кг.

Для бурения скважины на различных интервалах проектируются следующие компоновки.

Интервал 0 - 160 м (вертикальный):

Долото III МГВУ 349,2 (ГОСТ 20692-75).

Калибратор КС 349,2 (ТУ-26-02-963-83).

ТСШ - 240 (ГОСТ 26673-85).

Переводник ПП 147/171 (ГОСТ 7360-82).

ЛБТ 147x11 (ГОСТ 23786-79) - остальное.

Интервал 160 - 257 м (набор параметров кривизны):

Долото МГВУ 349,2 (ГОСТ 20692-75).

Калибратор КС 349,2 (ТУ-26-02-963-83).

ТО - 240К (ГОСТ 26673-85).

Телесистема «ЗИС -4М ».

ЛБТ 147x11 (ГОСТ 23786-79) - остальное.

Интервал 257 - 670 м (стабилизация параметров кривизны):

Долото МГВУ 349,2 (ГОСТ 20692-75).

Калибратор5КС 349,2 (ТУ-26-02-963-83).

ТСШ - 240 (ГОСТ 26673-85).

УБТ - 203x90 (ТУ-39-076-74) -12 м.

Переводник ПП 147/171 (ГОСТ 7360-82).

ЛБТ 147x11 (ГОСТ 23786-79) - остальное.

Интервал 670 - 2456 м (стабилизация параметров кривизны):

Долото III FGSS+ 244.5 (код IADC - 433X).

Калибратор КЛС 244,5 (ТУ-26-02-963-83).

УД-195РС (ГОСТ 26673-85) с корпусным центратором 241мм.

УБТ - 178 x90 (ТУ-39-076-74) -24 м.

ЛБТ 147x11 (ГОСТ 23786-79) - 250 м.

ТБПВ 127x9 (ГОСТ 23786-79) - 450 м.

ЛБТ 147x11 (ГОСТ 23786-79) - остальное.

Интервал 2456 - 2565 м (интенсивное снижение зенитного угла до 0⁰):

Долото III FG - 15 244.5 ( код IADC - 433X).

Калибратор КЛС 244,5 с номинальным диаметром 0,243 м (ТУ-26-02-963-83).

УД-195РС (ГОСТ 26673-85) с корпусным центратором 216мм.

ЛБТ 147x11 (ГОСТ 23786-79) - 250 м.

Переводник ПП 133/147 (ГОСТ 7360-82).

ТБПВ 127x9 (ГОСТ 23786-79) - 450 м.

Переводник ПП 147/133 (ГОСТ 7360-82).

ЛБТ 147x11 (ГОСТ 23786-79) - остальное.

Отклоняющая компоновка для проведения исправительных работ при бурении интервала под эксплуатационную колонну.

Долото III FGSS+ 244.5 (код IADC - 433X).

Калибратор КЛС 244,5 с номинальным диаметром 0,243 м (ТУ-26-02-963-83).

УД-195РС(ГОСТ 26673-85) с кривым переводником(угол перекоса 1,5°).

Телесистема «ЗИС - 4М».

ЛБТ 147x11 (ГОСТ 23786-79) - 250 м.

ТБПВ 127x9 (ГОСТ 23786-79) - 450 м.

ЛБТ 147x11 (ГОСТ 23786-79) - остальное.

В каждой компоновке после турбины ставится обратный клапан.

Предложенные компоновки являются типовыми на площади Западно-Моисеевского месторождения.

2.11 Проектирование конструкции обсадных колонн из условия равнопрочности по длине

Проектирование конструкции обсадных колонн и их расчет приведены в соответствии с «Инструкцией по расчету обсадных колонн для нефтяных и газовых скважин» ВНИИТнефть 1997 года [12].

Обсадная колонна является ответственной инертной конструкцией , несущей раз личные по характеру и величине нагрузки.

На колонну действуют:

- Растягивающие нагрузки от собственного веса.

- Сжимающие нагрузки от собственного веса, возникающие при разгрузке колонны, установленной на забой.

- Осевые нагрузки (динамические), возникающие в период неустановивше гося движения колонны.

- Осевые нагрузки, обусловленные трением о стенки скважины.

- Осевые нагрузки от избыточного давления и температуры при цементиро вании и эксплуатации.

- Наружное и внутренне избыточное давление.

- Изгибающие нагрузки при искривлении колонны в результате потери ус тойчивости и при работе в наклонных скважинах.

В зависимости от назначения будут также действовать и силы трения.

В связи с тем, что в настоящее время отсутствуют достоверные данные для опре деления фактических нагрузок в глубоких скважинах, в качестве расчетной осевой нагрузки по инструкции считают вес колонны в воздухе.

Для расчета растягивающие нагрузки рекомендуется определять без учета потерь веса в жидкости.

Внутреннее давление в колонне действует при спуске колонны, в процессе це ментирования скважины и в процессе эксплуатации. При спуске колонны в сква жину давление в ней равно весу гидростатического столба жидкости, находящейся в ней.

В процессе цементирования внутреннее гидростатическое давление повышается на величину, необходимую для преодоления разности веса столба жидкости и со противления движению. В период эксплуатации внутреннее давление определяется уровнем жидкости в колонне или величиной пластового давления.

Исходные данные для расчета эксплуатационной колонны.

1. Глубина скважины, L, м

- по вертикали2665

- по стволу 2774

2. Расстояние от устья скважины, м

- до башмака предыдущей колонны, L₀, м650(670)

- до уровня цементного раствора, h, м400(420)

- до уровня жидкости в колонне, H, м

а) при освоении скважины1000(1062)

б) при окончании эксплуатации2100(2230)

в) при испытании на герметичность2150(2340)

2 Удельный вес жидкости:

- бурового раствора, ?_р, Н/м³1,08*10⁴

- пластовой воды, ?_гс, Н/м³1,01*10⁴

- испытательной жидкости, ?_ж, Н/м³1,00*10⁴

- цементного раствора, ?_ц, Н/м³1,83*10⁴

- жидкость в колонне, ?_в, Н/м³

а) при освоении1,01*10⁴

б) в период ввода в эксплуатацию0,76*10⁴

в) при окончании эксплуатации0,95*10⁴

Коэффициент запаса прочности:

на наружное избыточное давление n₁1,2

на внутренние избыточное давление n₂1,15

на растяжение n₃ 1,15

на растяжение в клиновом захвате n₄ 1,25;

на растяжение для обсадных труб с учетом искривления ствола n₃^l 1,3.

Учитывая тот факт, что профиль проектируемой скважины наклонно направлен ный, то расчет наружного и внутреннего давления производится, как для вертикаль ных скважин, при этом расчетные данные определяются как проекции глубин по стволу на вертикальную плоскость. Для построения эпюр давлений на вертикаль ной оси откладывают значения глубин по стволу скважины, а на горизонтальной оси откладывают расчетные давления для этих точек, рассчитанные для вертикальной проекции[12].

Расчет наружных избыточных давлений.

Наибольшие наружные избыточные давления возникают:

в конце продавки тампонажного раствора при снятом на устье давлении,

в конце эксплуатации скважины в результате снижения уровня жидкости в скважине,

при испытании на герметичность путем снижения уровня.

На данной скважине испытание на герметичность проводим путем опрессовки, поэтому расчет производится только для первых двух случаев.

1 Конец продавки тампонажного раствора при снятом на устье давлении.

буровой раствор Точка 1

техническая вода Точка 2

цементный раствор

Точка 3

Точка 4

Зона действия пласта

Рис 3. Расположение жидкостей в колонне в конце продавки.

Точка 1 (устье).

Р_н=0; Р_в=0; Р_ни=0

Точка 2 (уровень цементного раствора в заколонном пространстве).

Р_Н= _брg h₁= 10809,842010^-6 =4,52МПа. (2.68)

Р_В = _твgh₁ = 10009,842010^-6 =4,11МПа. (2.69)

Р_НИ =4,52-4,11 = 0,41МПа. (2.70)

Точка 3. (h = 2100 м.)

Р_Н = _ЦР g(h-h₁)+ _брg h₁= 18309,8168010^-6+ 4,52 = 34,6 МПа. (2.71)

Р_В = _твgh = 10009,8210010^-6 = 20,58 МПа.

Р_НИ =34,6-20,58=14,02 МПа.

Точка 4. (забой).

Р_Н= _ЦРg (H-h₁)+ _брg h₁ = 18309,8(2665-420)10^-6 +4,52 = 44,78 МПа.

Р_В = _твgH = 10009,8266510^-6 = 26,1 МПа.

Р_НИ= 44,78-26,1= 18,68 МПа.

Цементный раствор находится в не затвердевшем состоянии, поэтому для данного случая зоны действия пластовых давлений не учитываем.

2. Конец эксплуатации.

После образования цементного камня за колонной, наружное давление практически стабилизируется, а внутреннее давление, создаваемое столбом находящийся в колонне жидкости, уменьшается за счёт снижения ее уровня в конце эксплуатации.

...