Результаты расчетов сводим в таблицу 5 1 страница

Таблица 1.5

Интервал	Тип бурового расствора	Параметры
От	до	р, г\ см^^3	УВ, сек	Ф,см^3\30	Прочие
0	180	Глинистый раствор	1,14-1,16	40-50	---	---
180	500	Тех.соль	1,26-1,28	25-30	----	---
500	2105	Тех вода с ПАВ	1,26-1,28	25-30	---	----
2105	2801	Глинистый раствор	1,13	25 - 30	Ф≤10	КМЦ,УЩР, ФХЛС

1.2.4 Выбор способа бурения и забойных двигателей

При бурении нефтяных и газовых скважин в РФ применяют исключи-тельно механический, вращательный способ бурения с использованием поро-доразрушающего инструмента.

В зависимости от местонахождения двигателя вращательное бурение

разделяют на роторное-двигатель находится на поверхности и бурение

с забойными двигателями-двигатель перенесён к забою скважины.

Тип турбобуров выбирают из технической характеристики турбобуров, исходя из обеспеченности ИПГБ ООО УУБР забойными двигателями.

Результаты заносим в таблицу 1.6

Таблица 1.6

Интервал	Способ бурения	Забойные двигатели
От	до	Тип	Диаметр	Вес, МН	Длина, м
0	30	роторный	-	-	-	-
30	180	турбинный	ТСШ1 - 240	240	0,0597	23,225
Т12 МЗБ	240	0,02	8,18
180	500	турбинный	ШО1 - 195	195	0,00875	4,6
3ТСШ1-195	195	0,047	25,7
А7Ш	195	0,031	17,6
500	2801	Турбинный	А7ГТШ	195	0,044	24,95
Д2 - 195	195	0,011	6,9
ДС - 195	195	0,015	9,5

1.2.5 Расчет обсадных колонн на прочность

Данные к расчету:

L = 2725 м-длина эксплуатационной колонны;

d = 146 мм - диаметр эксплуатационной колонны;

Н_ц = 2351 м - высота подъема цементного раствора за колонной;

р_цр = 1,85 г\см³ - плотность цементного раствора;

р_бр = 1,10 г\см³ - плотность бурового раствора;

р_н = 0,87 г\см³ - плотность жидкости (нефти) в колонне;

Рпл = 24,87 МПа - пластовое давление;

h_эо = 58 мзона эксплуатационного объекта;

р_в = 1 г\см³-плотность опрессованой жидкости;

к = 0,25-коэффициент разгрузки цементного кольца;

е = 0,01-овальность труб;

Коэффициенты к и е приняты из таблицы 213 (1).

Рекомендуемые величины коэффициентов запаса прочности при расчете:

а) П_см = 1,15 - 1,3 для зоны эксплуатационного объекта

П_см = 1 - для остальной части колонны

б) На внутреннее избыточное давление

Пвн = 1,15-для труб с диаметром 114-219 мм, для нашего случая

d =146 мм

в) На страгивание

П_стр = 1,3

Ход расчета:

Определяем расчетную схему колонны h, м по формуле:

h = L-Hц, (1.12)

h =2801-2351 = 450

, (1.13)

Т _{к h} = 380 м < Н = 1575 м, то принимаем расчетную схему на рисунке 3

Рисунок 1.3- 1 Наружное избыточное давление

2 Внутреннее избыточное давление

Определяем избыточное давление на стадии окончания эксплуатации в

характерных точках Z=0, Z=h, Z=L, по формуле:

, (1.14)

Z = 0

, (1.15)

Z = h

Z = L

, (1.16)

Определяем внутреннее избыточное давление Р_виz, Мпа, определяют по

формуле:

, (1.17)

при Z=0

, т.к < Р_оп=10 Мпа, принимаем Р_виz=10 Мпа

при Z=h

, (1.18)

при Z=L

(1.19)

0 2 4 6 8 10

200 Рвиz Рниz = f (L)

300 Рвиz = f (L)

400 1 Рниz = 0 (0)

500 2 Рниz = 4,3 (380)

600 3 Рниz = 25,58 (2362)

800 1` Рвиz = 10 (0)

900 2` Рвиz = 9,5 (380)

1000 3` Рвиz = - 5,51 (2362)

1300 Рниz

6 2 4 6 8 10 12 14 16 18 20 26

Рисунок 1.4 Эпюра зависимости

Определяем значение

По таблице 109 находим,что этому давлению соответствует трубы

из стали Д прочности с толщиной стенки 9 мм, для которых

(1-я секция труб).

Для 2 - ой секции выбираем трубы той же группы прочносьти

с толщиной стенки 8 мм, для которых по таблице 109 Ркр = 26,2 Мпа. Эти трубы могут быть установлены на глубине с давлением

Мпа. По эпюре (Рниz) -это давление соответствует глубине l_доп8 = 2100 м

Длина 1-ой секции (b = 9 мм) l₁ = L-l доп8 = 2362-2100 = 476 м, а вес её Q = q_пм1 -l₁ = 312-262 = 81,74 кН.

Для 3-ей секции берём трубы с b =7 мм, для которых Ркр=20,5 Мпа. Поскольку 20,5\1,15 = 17,8 Мпа, соответствует глубина 1630 м, а значит

1630 < 2285 (начало зоны эксплуатационного объекта), то принимаем

n_кр = 1 и определяем по эпюре, какой глубине соответствует давление

20,5 Мпа. По эпюре (Р_ниz) определяем l_доп7 = 1880 м.

Следовательно, длина 2-ой секции (b=8 мм) l₂ = l_доп8-l_lдоп7 =2100-1880=220 м, а её вес Q₂=q_пм2 -l₂=280-220 = 61,60 кН.

Общий вес двух секций Q₁ + Q₂ = 81,74 + 61,60 = 143,3 кН = 0,14 МН.

Определяем длину 3-ей секции (b = 7 мм), беря в основу расчёт на растяжение. Для этих труб Р_стр7 = 0,71 МН и q₇ = 248 Н

По данной формуле получаем:

l₃=Р_стр7\П_стр -(Q₁+Q₂)\(q₇) = 0,71\1,15-0,14\(248×10-6) = 1935 м,что достаточно

из условия (2362=262+220+1880), т к 1935 м > 1880 м, следовательно принимаем l₃=1880 м. Вес 3-ей секции труб (b=7 мм)

Q₃ = q_пм3-l₃ = 248-1880 = 466,24 кН = 0,47 МН.

Общий вес трёх секций: Q₁+Q₂+Q₃ = 0,081+0,061+0,47 = 0,61 МН

Осевая нагрузка при которой напряжение в теле трубы достигает

0,5, по таблице 110 составляет 0,57 МН (b = 7 мм)

Определяем расстояние расчетного сечения трубы до устья скважины l₀, м, по формуле:

(1.20)

По эпюре находим, что на глубине 146 м Р_ниz = 1,6 Мпа

Определяем коэффициент запаса прочности на критическое давление nкр, МПа, по формуле:

>1,1 МПа

Расчет на внутреннее давление для первых двух секций не производим, т.к внутреннее давление избыточное в них отсутствует.

Определяем внутреннее давление для труб 3-ей секции имеющих наименьшую толщину стенки b=7 мм.

Фактическое внутреннее давление на уровне верхней трубы

расположенной на глубине (2801-476-85-2240) = 0.

Результаты расчётов сводим в таблицу 7

Таблица 1.7

Номер секций снизу вверх	Толщина стенки b, мм	Интервал спуска труб, м	Длина секции, м	Вес 1 м трубы, Н	Вес секций, МН
1	9	2100-2362	262	312	0,081
2	8	1880-2100	220	220	0,061
3	7	0-1880	1880	248	0,47
Всего	0-2362	2362	---	0,61

Расчет технических колонн на прочность производим аналогично расчету и результаты заносим в таблицу 8

Таблица 1.8

Колонна	Глубина спуска,м	Диаметр колонны,мм	Толщина стенки,мм	Сталь	Вес колонны,Н
Направление	30	426	10	Д	31860
Кондуктор	180	324	9	Д	108150
Тех колонна	500	245	7	Д	204960

1.2.6 Расчет цементирования обсадных колонн

Приводим расчетную схему 5

Рисунок 1.5

Данные к расчёту:

L = 2801 м-проектная глубина скважины по инструменту;

D = 146 мм-диаметр эксплуатационной колонны;

Нц = 2351 м-высота подъема цементного раствора за эксплуатационной колонны.

h_ц = 20 м-высота цементного стакана до стоп кольца;

р_ц = 1,85 г\см³-плотность цементного раствора;

р_р= 1,10 г\см³-плотность бурового раствора;

Д = 215,9 мм-диаметр скважины;

в₁ = 7 мм-толщина стенки 3-ей секции снизу;

в₂ = 8 мм-толщина стенки 2-ой секции;

в₃ = 9 мм-толщина стенки 1-ой секции;

m = 0,5-водоцементное отношение;

Ход расчета:

Определяем объем цементного раствора для закачки в скважину V_цр, м³,по

формуле:

(1.21)

где к₁= 1,2-коэффициент учитывающий каверны;

d_{вн н} = d-2-б₃ = 146-2-9 = 128 мм = 0,128 м-внутренний диаметр

нижней секции колонны;

D = 0,216 м-диметр скважины.

Определяем количество сухого цемента для затвердевания данного объема цементного раствора Q_ц, т, по формуле:

, (1.22)

где к₂ = 1,01-1,03-коэффициент учитывающий потери цемента при затвердевании.

, (1.23)

где к_з = 1,1-коэффициент потери воды.

Количество продавочной жидкости V_пр.ж, м³, определяют по формуле:

, (1.24)

где к_ч = 1,03-1,05-коэффициент учитывающий сжатие продавочной

жидкости;

- средний внутренний диаметр

эксплуатационной колонны;

Максимальное давление в конце продавки Р_макс, Мпа, определяют по формуле:

, (1.25)

где Р_гс = 0,002*L+1,6 = 0,002*2801+1,6 = 7,2 Мпа-давление на

преодоление гидравлических сопротивлений в скважине;

Р_р = 0,01 (р_ц-р_р )*(Н_ц-h_ц) = 0,01*(1,85-1,10)*(2351-20) = 17,5 Мпа-давление

от разности плотностей жидкости в колонне и за колонной;

Р_макс = 7,2 + 17,5 = 24,7

По величине Р_макс выбираем тип цементировочного агрегата и диаметр

цилиндровых втулок поршневого насоса по таблице технической характеристики, представленной в таблице 128 (1).

Для нашего случая подходит цементировочный агрегата ЦА-320 М

с диаметроцилиндровых втулок d_цвт = 115, мм при которых:

Р_доп = 22,5 Мпа > Р_max45, Мпа

Количество цементосмесителей П_цсм, см, определяют по формуле:

, (1.26)

где 20-вместимость бункера ЦСМ в тоннах.

Количество цементировочных агрегатов выбирается по количеству

смесителей плюс один цементировочный агрегат, как резервный на случай

выхода из строя какого-либо ЦА.

3-ЦА рабочие, 1-ЦА резервный

Время на закачку цементного раствора Т_зак, м₃/мин, определяют по формуле:

, (1.27)

где q₄ = 12,2 дм³\с = 12,2*10^-3*60 = 0,732 м³\ мин-подача жидкости

насосом 9Т на четвертой скорости.

Время на продавку цементного раствора за колонну, с учетом

уравнивания момента посадки цементировочной пробки на стоп-кольцо Т_род., мин, определяют по формуле:

, (1.28)

где 2м³-количество продавочной жидкости, закачиваемой одним ЦА на

низшей скорости для уравнивания давления СТОП при посадке цементировочной пробки;

Q_низж = 4,1 дм³\с = 4,1*10 ^-3*60 = 0,246 м³\мин-подача на второй скорости.

Т_прод = 36,1-2\5*0,732 + 2\0,246 = 17,45

Общее время цементирования Т_общ., мин, определяют по формуле:

, (1.29)

где Т_пзр = 15 мин-время на подготовительно заключительные работы

при переходе с закачки на продавку цементного раствора.

Т_общ = 18,2 + 15 + 17,45 = 50,65

Таким образом получим: Т_общ = 49,71 мин < Т = 1-1ч 30 мин, что достаточно. Результаты расчётов приводим в таблице 2.6.

Расчёты цементирования технических колонн производим на черновике

и результаты расчётов сводим в таблицу 9

Таблица 1.9

Колонна	Расчётные данные	Рмакс, МПа	Рцр, кг\м^3
Vцр, м^3	Qц,т	Vв,м^3	Vпрж, м^3	ЦСМ	ЦА
Направление	2,3	2,83	1,5	3,33	1	2	1,84	1850
Кондуктор	7,8	9,6	5,28	10,6	1	2	2,9	1850
Тех колонна	12,8	15,8	8,7	20	1	2	6	1850
Экспл колонна	47,57	59,84	32,91	32,31	3	4	2,45	1850

1.2.7 Выбор типа, размеров долот и нагрузку на них

Типы и размеры долот следует выбирать по ГОСТу согласно буримости

пород по интервалам глубин, указанным в геологической части проекта.

Нагрузку на долото следует подробно рассчитать для основного интервала бурения, т е под эксплуатационную колонну для самой твёрдой породы

Нагрузку на долото в верхних интервалах можно определить по

приблизительной массе бкрения колонны, оставив на крюке несколько тонн

груза для вертикальности ствола.

Данные к расчёту:

Н = 2801 м - проектная глубина скважины;

Д = 215,9 м - диаметр долота;

Р_шт = 1100 Н\мм² - твердость породы по штампу.

Ход расчёта

Определяем площадь контакта зубьев шарошек долота с забоем F_k,,мм², по

формуле Фёдорова:

, (1.30)

где h = 0,94-коэффициент перекрытия зубьями шарошек забоя;

d = 1,5 - притупление зубьев.

F_к = 215,9\2*0,94*1,5 = 152

Эффективная осевая нагрузка на долото для объемного разрушения породы Р_доп., МН, определяется по формуле:

Р_доп = a*Р_шт *F_к, (1.31)

где a = 1 - коэффициент притупления зубьев шарошек долота

Р_доп = 1 * 1100 * 152 = 167200 Н = 0,167

По таблице 4(1) определяем допустимую осевую нагрузку на долото

Р_доп = 0,167 МН < [ Рдоп ] = 0,25 МН, что достаточно.

Результаты расчётов приводим в таблице 1.10

Таблица 1.10

Интервал бурения,м	Твёрдость породы по штампу, Н\мм	Тип и размер долот	Нагрузка на долото,МН
от	до
0	30		490 С	Вес инструм
30	180		394С	0,08 - 0,1
180	500		295,3Т-ЦВ 295,3СЗ-ГВ 295,3С-ГВУ	0,12 - 0,14
500	2801	700 - 1100	215,9СЗ-ГАУ-R53 215,9Т-ЦВ 215,9ТЗ-ГАУ-R53 215,9ТКЗ-ЦВ 215,9СЗ - ГВ	0,18 - 0,2

1.2.8 Выбор утяжелённых бурильных труб

Данные к расчёту

D = 215,9 мм - диаметр скважины;

р_бр = 1,10 г\см³ - плотность бурового раствора;

Рдоп = 0,2 МН - нагрузка на долото;

Способ бурения - турбинный

Ход расчёта

По таблице 10 в зависимости от диаметра долота и условий бурения

определяем диаметр УБТ

d_убт = 178 мм

Проводим соотношение диаметров.

d_убт\D = 178\215,9 = 0,82, что находится в допустимых соотношениях

(0,75 - 0,85)

Длину УБТ для турбинного бурения l_убт, м, определяем по формуле:

l_убт = 1,25 * Р_доп - G \ q_убт (1.32)

где G = 0,015 МН - вес забойного двигателя;

q_убт = 1,56*10^-3, МН - из таблицы 28 (1), вес 1 п м УБТ;

l_убт = 1,25 * 0,167 - 0,011 \ 1,56*10^-3 = 126, м.

Для облегчения СПО принимаем УБТ длиной 50м. Две свечи УБТ по 25 м.

Предусматривается установка трёх центраторов.

Определяем место установки центраторов. Для этого рассчитаем место

касания УБТ и стенки скважины l_кр, см, по формуле:

, (1.33)

где Е = 2,1*10⁷ Н\см² - модуль упругости для стали

I = \64*(dн⁴ - dвн⁴)=3,14\64*(17,8⁴ - 8⁴)=4724

q = 15,6 Н\см - вес 1п см УБТ из таблицы 28 (1)

Следовательно центраторы ставим:

1 - ый центратор на 36 м выше долота.

2 - ой центратор можно поставить через свечу бурильных труб.

3 - ий центратор можно поставить через вторую свечу бурильных труб.

Таким образом задача решена. Расчет произведенный позволяет ставит

центраторы более обоснованные,что и рекомендуется нами при выборе УБТ.

Результаты расчётов сводим в таблицу 1.11

Таблица 1.11

Интервал бурения, м	Dубт, мм	Lубт, м	Кол центраторов	Раст от цен до долота,м
от	до
0	500	203	50		---
500	2801	178	50	3	36

1.2.9 Выбор бурильной колонны

Данные к расчёту:

Н = 2801 м - проектная глубина скважины по инструменту

Д = 215,9 мм - диаметр долота

р_р = 1,10 г\см³ - плотность бурового раствора

Тип труб - ТБВК

Ход расчёта:

Диаметры труб и типы элементов бурильной колонны выбираем в

зависимости от диаметра предыдущей колонны и способа бурения.

Принимаем ТБВК - 127

Определяем длину элементов бурильной колонны

а) L_т = 9,5 м = 10 м - длина турбобура ДС - 195 из таблицы 93 (1)

б) L_убт = 50 м - длина УБТ - 178 из расчёта 2.8

в) L_бт = H - Lт - Lубт = 2801 - 6,9 -50 = 2744 м - длина труб ТБВК

Принимаем трубы из стали D с толщиной стенки б = 8 мм по ГОСТу 631 - 75.

Таким образом приняты типы элементов БК:

ТБВК 127Ч8Ч2302 м

УБТ 178Ч50 м

ДС 195Ч10 м

Допустимую глубину спуска колонны составленную из труб ТБВК 127х8,

Дата добавления: 2015-12-01