Главная Учебники - Разные Лекции (разные) - часть 61
1 Обоснование и расчет конструкции скважины и плотности бурового
раствора
1.1 Определение совместимых интервалов бурения
Определяем давление столба воды на глубине замера соответствующих давлений: где ρв
– плотность воды, g
– ускорение свободного падения, z
– глубина замера. Определяем относительное пластовое давление Определяем минимально допустимую плотность Определяем максимально допустимую плотность бурового раствора, рассчитанную по максимально допустимому давлению в скважине из условий гидроразрыва или экологических требований по предупреждению загрязнения буровым раствором пластов пресной воды и продуктивных пластов. Экологические требования предусматривают ограничение избыточного статического давления бурового раствора на пласты с пресной водой и продуктивные пласты величиной Δ
p
: Все вычисления занести в таблицу 1.1 Таблица 1.1 – Результаты расчета плотности бурового раствора № инт.
p
в
,
МПа
p’
п
k
ρ0
min
ρ0
max
Δ
p
ρ0
ma
э
x
Выбор
ρ0
1 4,41 1,13 1,1 1,24 1,94 1,5 1,47 1,24 2 8,62 1,04 1,1 1,14 1,65 - - 1,14 3 11,76 0,94 1,05 0,99 1,86 - - 1,14 4 15,68 1,65 1,04 1,72 2,24 - - 1,72
26,36 1,10 1,04 1,14 1,26 - - 1,14 6 27,44 0,94 1,04 0,98 1,35 3,5 1,07 1,05 7 27,93 1,07 1,04 1,11 1,29 - - Не вскрывать Строим совмещенные графики относительных плотностей бурового раствора Рисунок 1.1 – Зависимости относительных предельных плотностей бурового раствора от глубины бурения и схема конструкции скважины 1.2 Расчет диаметров долот и обсадных колонн
По заданию диаметр обсадной колонны d=146 мм
. Расчет начинается с определения диаметра долота D
для бурения последнего интервала с учетом диаметра муфты обсадных труб последней колонны d
м
и зазора между стенкой скважины и муфтой ∆н
: Расчет диаметра предыдущей колонны и долота для бурения первого интервала: Расчет диаметра кондуктора и долота под кондуктор: 2
Расчет равнопрочной обсадной колонны
2.1 Виды расчетов обсадной колонны
Обсадная колонна рассчитывается на растяжение от собственного веса, на смятие наружным избыточным давлением и на разрыв под действием внутреннего избыточного давления. Чтобы получить колонну наименьшего веса, запас прочности по длине колонны должен быть близким к допустимому. Для выполнения расчета дополнительно задаются глубина уровня жидкости в колонне Н
, плотность пластового флюида r
ф
и плотность цементного раствора r
ц
. 2.2. Прочностные характеристики стальных обсадных труб и условия прочности
Условие предупреждения разрыва трубы внутренним избыточным давлением рви
имеет вид [kв
] =
1,15 для трубы диаметром меньше 219,1; [kв
] =
1,45 для трубы диаметром больше 219,1. При растяжении колонны ее слабым элементом является резьбовое соединение. Условие предупреждения расстройства резьбового соединения Fc
>
[
kc
]
S
Fi
, где Fc
- нагрузка, страгивающая резьбовое соединение; [kc
] -
допустимый запас прочности резьбового соединения; S
F
- суммарный вес труб, расположенных ниже расчетного резьбового соединения. Для обсадной колонны принимаем значение [
kc
] =
1,15. Целью расчета является определение давления опрессовки обсадной колонны и выбор соответствующих ему толщин стенки труб. Опрессовка проводится сразу после окончания продавки цементного раствора, когда цементный раствор еще жидкий. 2.3.1. Определение внутреннего давления
Из условия равенства давлений наружного и внутреннего столбов жидкостей на забое скважины (z = zк
) определяется величина давления на устье руц
в конце цементирования: Давление опрессовки p
опр.ц
во всех случаях принимается на 10 % выше максимального устьевого давления, т.е. 2.3.2 Определение внутреннего давления в конце испытания
Скважина путем перфорации гидравлически сообщена с продуктивным пластом и с пластовым давлением рп
, измеренным на глубине замера z
з
. Это давление уравновешивается давлением столба нефти в колонне и устьевым давлением руи
. Из этого условия определяем руи
: Тогда давление опрессовки составит: Полученные величины ропр.ц
и ропр.и
сопоставим с нормативными ропр.н
.
Для колонны с диаметром 146 мм
ропр.н
=12,5 МПа.
В качестве расчетной выбираем наибольшую, т.е. ропр.ц
=15,84 МПа
. Распределение внутреннего избыточного давления в колонне по глубине скважины при опрессовке давлением ропр
находим из условия Для этого введем систему координат: влево откладываем значение внутреннего давления, вправо – наружное. На оси рв
отложим величину выбранного давления опрессовки ропр.ц
=15,4 МПа
. К давлению опрессовки прибавляем величину давления, создаваемого весом промывочной жидкости в колонне. В результате чего получим прямую, показывающую изменения внутреннего давления в колонне с глубиной. На правой стороне графика построим зависимость наружного давления рн
от глубины. Внутреннее избыточное давление определяется путем вычитания графика рн
от z
из графика рв
от z
, в результате чего получится зависимость рви
от z
. Определение интервалов спуска труб с разной толщиной стенки проводим следующим образом. Из точки с ординатой z
=2810 м
проводим ось допустимых внутренних давлений в обсадных трубах. Начиная с минимальной толщины стенки труб, рассчитываем величины допустимого для них внутреннего давления [рв
]i
: где рв
п1
- предельное внутреннее давление для трубы с 1-
ой толщиной стенки; [kв
]
- допустимый запас прочности при действии внутреннего давления. От оси [рв
] проводим вертикальные прямые [рв
]1
(сплошные тонкие линии) до пересечения с графиком рви
от z
.
Рисунок 2.1 – К расчету обсадной колонны на внутреннее избыточное давление 2.4. Конструирование равнопрочной обсадной колонны
После расчета обсадной колонны на внутреннее избыточное давление производится ее расчет на смятие наружным избыточным давлением и на растяжение. Поскольку из условия предупреждения смятия наибольшая толщина стенки труб получается в нижней части колонны, то расчет производится снизу вверх на смятие с учетом растяжения и результатов расчета на внутреннее давление. Отличительными особенностями расчета является то, что колонна заполнена жидкостью лишь частично, а за колонной в интервал цементирования находится цементный камень. 2.4.1 Расчет наружного избыточного давления на обсадную колонну
Наружное избыточное давление рни
равно: Последовательность расчета следующая. На график наносим зависимость давления воды от глубины z
по данным табл. 1.1. Затем наносим давление бурового раствора в интервале от 0 до z
1
. Ниже ординаты z
1
наружное давление на колонну будет определяться величинами порового давления в цементном камне и пластовым давлением. Для построения зависимости порового давления от глубины необходимо рассчитать его величину на глубине z
к
по формуле: где rж
– плотность поровой жидкости (принять rп.ж.
=
1100 кг/м3
). Полученную величину рн2
откладываем на глубине z
к
и провести прямую от этой точки до точки рн1
. Далее делается проверка на наличие аномалий пластовых давлений в интервалах перекрытых рассчитываемой колонной. Для этого на график наносим точки с координатами пластовое давление-глубина замера. Далее рассчитываем внутреннее давление рвф
на глубине z
к
, создаваемое столбом пластового флюида в колонне: Эксплуатационная колонна перекрывает продуктивный пласт. Поэтому при расчете рни
следует учесть коэффициент разгрузки kp
: Против продуктивного пласта и выше на 50 м необходимо взять повышенный запас прочности на смятие. Поэтому: В результате преобразований получаем конечный график, выделенный толстой линией. Рисунок 2.2 – К расчету обсадной колонны на наружное избыточное давление Конструирование равнопрочной обсадной колонны проводится с графическим определением предельных глубин спуска труб с разной толщиной стенки. Диаметр эксплуатационной колонны – d = 146 мм. Толщину стенки труб первой секции выбираем, сопоставив величину наибольшего рнир
= 22,3 МПа с величинами рсм
. Давлению 22,3 МПа соответствуют ближайшие трубы с толщиной стенки d1
= 7,7 мм (рсм1
= 24,0 МПа). Вторая секция будет составлена из труб с d2
= 7,0 мм (рсм2
= 20,1 МПа). По точке пересечения с графиком рни
от z
находим предварительную глубину спуска второй секции труб: z
2
' =
1860 м. Проверка на соответствие внутреннему избыточному давлению. Расчеты показали, что давления опрессовки ропр.ц
=21,46 МПа,
ропр.н
=12,5 МПа, ропр.и
=0,56 МПа.
Наибольшее давление опрессовки 21,46<25,2 МПа для минимальной толщины стенки труб. Поэтому при формировании первой и последующих секций колонны уточнение конструкции с учетом внутреннего давления не требуется. Предварительная длина первой секции: Предварительный вес первой секции: где f
1
- вес погонного метра трубы первой секции, Н/м. Проведем уточнение рсм2
: Уточняем глубину спуска второй трубы с помощью графика: z
2
=
1750 м. Соответственно уточняем длину и вес первой секции: Трубы на границе секций надо проверить на страгивание резьбы: где Fc
2
– предельная страгивающая нагрузка, [kc
] – допустимый запас прочности на страгивание. Формирование второй секции.
Предварительная длина второй секции: Предварительный вес второй секции: Уточним сминающее давление для трубы третьей секции Уточняем глубину спуска третьей трубы с помощью графика: z
3
=
1500 м. Уточняем длину и вес второй секции: Трубы на границе секций надо проверить на страгивание резьбы: Формирование третьей секции.
Из условия kc
= [kc
] = 1,15 вычисляем возможную длину третьей секции. Вес третьей колонны: Глубина, на которой заканчивается пятая секция: Формирование четвертой секции.
Из условия kc
= [kc
] = 1,15 вычисляем возможную длину четвёртой секции. Вес третьей колонны: Глубина, на которой заканчивается пятая секция: Из условия kc
= [kc
] = 1,15 вычисляем возможную длину пятой секции. Вес пятой колонны: Глубина, на которой заканчивается шестая секция: Формирование шестой секции.
kc
= [kc
] = 1,15 Т.к. длина шестой секции меньше длины пятой, то рассчитаем ее вес и сделаем проверку на страгивание: Результаты вычислений занесем в таблицу. Таблица 1.1 – Параметры обсадной колонны Номер
секции
Группа прочности стали
Толщина стенки, мм
Длина
секции, м
Вес секции, кН
Общий вес колонны, кН
1 D 7,7 1060 281 - 2 D 7,0 250 61 - 3 D 6,5 928 203 - 4 D 7,0 248 60 - 5 D 7,7 257 68 - 6 D 8,5 67 19 - Итого - - 2810 692 692 3 Выбор долота для заданного интервала бурения
3.1 Предварительный выбор долота и расчет мощности
Определяем среднюю арифметическую твердости горных пород по штампу: Далее определяем среднее квадратическое s
ш
отклонение величин p
ш
: С помощью номограмм выбираем долото первого класса типа Т, альтернативное долото второго класса – долото типа СЗ. Рисунок 3.1 – Номограммы для выбора типов долот: а – для долот первого класса, б – для долот второго класса Согласно заданию, частота вращения долота n
д
= 460 об/мин, поэтому из предложенных типов опор целесообразно выбрать опору типа В, предназначенную для частоты вращения в диапазоне 450 –600 об/мин. Система промывки у долот с опорами типа В и типа Т, СЗ: центральная. Полный шифр выбранных долот по ГОСТ: 190,5Т-ЦВ, 190,5СЗ-ГН. Шифр выбранных долот по коду МАБП (code IADC): code 311,code 621. где m
0
– удельный момент, необходимый для вращения при единичной нагрузке долота единичного диаметра, G
п
– предельная осевая нагрузка на долото, n
д
– частота вращения долота. Долото для четвертого интервала бурения должно удовлетворять следующим условиям: 1) соответствовать твердости горных пород; 2) обеспечивать наиболее высокую область разрушения пород по сравнению с альтернативными долотами; 3) вооружение шарошечного долота первого класса должно обеспечивать использование ресурса опоры. Проведем расчет долговечности долота первого класса 190,5Т-ГН. Литология четвёртого интервала – доломиты. Доломиты относятся к кристалическим горным породам, соответственно, для него уравнение для определения времени Т
изнашивания будет иметь следующий вид: где b
0
– начальное притупление зубьев, h
– износ зуба по высоте, γ
– половина угла при вершине зуба, A
и k
– параметры зависимости a
от N
уд
, a
–
скорость изнашивания вооружения по высоте, Ni
– интенсивность мощности трения. Зависимость a
от N
уд
для кристаллических пород имеет вид: Расчет интенсивности мощности: где Ас
– доля мощности, реализуемая долотом на трение-скалывание породы; k
0
– коэффициент формы зуба долота (принять k
0
=
1,4); l
– средняя взвешенная длина рабочей поверхности зуба, ∑z
- суммарное число зубьев на шарожках. Для 190,5Т-ЦВ Вооружение долота считается изношенным, если Подставив все вычисления в формулу, получим: Определяем величину стойкости опоры: 4 Обоснование промывки скважины
4.1 Выбор расхода промывочной жидкости
Промывка скважины должна обеспечивать полное и своевременное удаление шлама с забоя и из скважины, а также обеспечивать работу гидравлических забойных двигателей. Расход бурового раствора предварительно подбирается из двух условий: 1. Из условия очистки забоя определяется расход Q
1
: Для кристаллических горных пород q
уд
= 0,57 м/с. 2. Из условия подъема шлама в кольцевом зазоре между бурильными трубами и стенкой скважины определяется расход Q
2
: Значение u
выбираем для забойного двигателя и глинистого раствора: u
= 0,55м/с. Выбираем Выбор буровой установки ведется по двум параметрам – по допустимой нагрузке на крюке и по условной глубине бурения. Поскольку в задании предусмотрено расчет обсадной колонны, условно принимаем, что эксплуатационная колонна самая тяжелая. Из двенадцати классов буровой установки выбираем установку 5 класса. Ее характеристики: P
кр
= 2000 кН
, условная глубина бурения 3200 метров.
|