Тема: Бурение эксплуатационной скважины на Федоровском месторождении (стр. 3 )

Расчет режимных параметров для интервала бурения до 320 м:

Нагрузка на долото:

;

где, - рекомендуемая нагрузка на 1 мм диаметра долота; = 0,2 кН/мм;

- диаметр долота, мм;

Расход промывочной жидкости:

;

где, вп – скорость восходящего потока ( = 0,4 - 0,6 м/с); Dскв – диаметр скважины,

м; d – наружный диаметр бурильных труб, м;

Режимные параметры остальных интервалов бурения представлены в таблице 6:

Таблица 6.Режимные параметры бурения

Интервал бурения, м	Нагрузка на долото , кН	Частота вращения n, об/мин	Расход промывочной жидкости Q, м/с
0-320	101,6	90	0,086
	187,3	90	0,042
	187,3	90	0,042
	134,95	90	0,019
	95,25	60	0,006

2.8.Расчет компоновки бурового снаряда

2.8.1.  Выбор и расчет УБТ и БТ

1) Выбор диаметров УБТ:

Для подбора оптимального диаметра УБТ необходимо воспользоваться таблицей соотношения диаметров шарошечных долот и УБТ, исходя из условий:

Dскв = 1,1 ∙ Dд

Исходя из этих условий рассчитаем DУБТ для всех интервалов бурения:

·  Для бурения под кондуктор (0-320 м):

Выбираем табличное значение по СТ СЭВ 1385-78: DУБТ = 279,4 мм; dвнут = 76,2 мм; масса 1 м m = 444,8 кг; резьба NC-77; qУБТ =4,2 кН/м; длина труб 6000 мм, сталь 40ХН2МА;

·  Для бурения под промежуточную колонну ( м):

Выбираем табличное значение по СТ СЭВ 1385-78: DУБТ = 279,4 мм; dвнут = 76,2 мм; масса 1 м m = 444,8 кг; резьба NC-77; qУБТ =4,2 кН/м; длина труб 6000 мм, сталь 40ХН2МА;

·  Для бурения под эксплуатационную колонну ( м):

Выбираем табличное значение по СТ СЭВ 1385-78: DУБТ = 228,6 мм; dвнут = 71,4 мм; масса 1 м m = 290,1 кг, qУБТ =2,86 кН/м; резьба NC-61; длина труб 6000 мм, сталь 40ХН2МА;

·  Для бурения под фильтр ( м):

Выбираем табличное значение по СТ СЭВ 1385-78: DУБТ = 165,1 мм; dвнут = 57,2 мм; масса 1 м m = 147,3 кг; qУБТ =1,47 кН/м резьба З-122(укороченного профиля); длина труб 6000 мм, сталь 40ХН2МА;

2) Выбор диаметров БТ:

Диаметр бурильных труб будем рассчитывать, исходя из соотношения:

·  Для бурения под кондуктор (0-320 м):

Выбираем табличное значение по СТ СЭВ 1385-78 [б]. Труба сборной конструкции ТБВ:

DБТ = 139,7 мм, толщина стенки 9 мм, масса 1 м с учетом замка 33,5 кг, замок ЗШ-178, резьба З-147.

·  Для бурения под промежуточную колонну ( м):

Выбираем табличное значение по СТ СЭВ 1385-78 [б]. Труба сборной конструкции ТБВ:

DБТ = 139,7 мм, толщина стенки 9 мм, масса 1 м с учетом замка 33,5 кг, замок ЗШ-178, резьба З-147.

·  Для бурения под эксплуатационную колонну ( м):

Выбираем табличное значение по СТ СЭВ 1385-78 [б]. Труба сборной конструкции ТБВ:

DБТ = 139,7 мм, толщина стенки 9 мм, масса 1 м с учетом замка 33,5 кг, замок ЗШ-178, резьба З-147;

·  Для бурения под фильтр ( м):

Выбираем табличное значение по СТ СЭВ 1385-78 [б]. Труба сборной конструкции ТБВ:

DБТ = 114 мм, толщина стенки 7 мм, масса 1 м с учетом замка 24,5 кг, замок ЗШ-146, резьба З-127.

Ниже приведены примеры расчетов для эксплуатационной колонны:

3) Расчет длины УБТ:

где, - осевая нагрузка на долото, кН;

qУБТ - вес 1 п. м. УБТ, Н/м;

4) Определение веса колонны УБТ:

5) Расчет количества УБТ:

где, - количество УБТ, шт;

- длина одной УБТ, м;

6) Определение допустимой растягивающей нагрузки КБТ:

где, σТ – предел текучести материала труб, МПа;

Fтр – площадь поперечного сечения трубы, м2;

n – коэффициент запаса прочности (1,3);

7) Вес единицы длины трубы:

где, q1 – вес единицы длины гладкой части трубы, Н/м;

q2 – вес бурильного замка, Н;

q3 – вес муфты, Н;

l1 – длина гладкой части трубы, м;

l – длина трубы вместе с замками, м;

8) Определение дополнительной длины КБТ:

где, k – коэффициент, учитывающий трение, инерцию и сопротивление движению бурового раствора, k = 1,15;

Pn – перепад давлений на долоте, (0,5-0,6 МПа);

Fk – площадь проходного канала б. т., м2;

ρм – плотность материала б. т., кг/м3;

ρбр – плотность бурового раствора, кг/м3;

Расчет КБТ для бурения под остальные интервалы бурения сведен к таблице 9:

Таблица 9.Параметры КБТ

Глубина бурения, м	Длина УБТ, м	Вес колонны УБТ, кН	Кол-во УБТ, шт	Допустимая растягивающая нагрузка, МН	Вес единицы длины БТ, Н/м	Доп. длина КБТ, м
0-320	30,23	127	6	23,56	256,76	92,54
	55,74	234,12	10	23,56	256,76	88,15
	58,98	168,7	10	15,37	256,76	58,64
	80,99	119,06	14	7,82	182,97	44,55

2.8.2.  Расчет колонны бурильных труб при роторном бурении

При роторном бурении после выбора диаметра бурильных труб выполняется расчет на выносливость и статическую прочность.

1.Расчет на выносливость:

1) Переменные напряжения изгиба:

,

где, Е – модуль Юнга,

J – осевой момент инерции сечения, м4;

f – стрела прогиба, м;

l – длина полуволны в результате потери устойчивости КБТ при вращении в

нулевом сечении над УБТ, м;

Wизг – момент сопротивления высаженного конца в основной плоскости

резьбы, м3.

Момент инерции сечения трубы:

где, - наружный диаметр трубы, м;

– внутренний диаметр трубы, м.

Стрела прогиба :

;

где, – диаметр скважины, м;

– наружный диаметр замка УБТ, м;

Длина полуволны определяется для сечения непосредственно над УБТ:

где, ω – угловая скорость вращения б. т.:

;

m1 – масса 1 п. м. б. т., кг;

Осевой момент сопротивления высаженного конца в основной плоскости резьбы для б. т. диаметра 140 мм справочное (Wизг = 181,5∙10-6 м3);

Проверка по изгибу:

, условие прочности выполнено, т. к. 6,36≥1,9;

где, σ-1 – предел выносливости, МПа;

β – коэффициент снижения предела выносливости за счет перегрузки резьбы;

2.Расчет на статическую прочность:

а) Нормальные растягивающие напряжения в поперечном сечении секции бур. колонны:

где, QУБТ – вес колонны УБТ, Н;

QБТ – вес колонны б. т., Н;

Q1 – вес компоновки низа б. т., Н;’;

;

Qд – вес долота, Н;

Qцент – вес центратора, Н;

Qcтаб – вес стабилизатора, Н;

- усилие в буровом снаряде при подъёме за счет трения о стенки скважины,

б) Расчет касательных напряжений:

,

где, Мкр - крутящий момент, Н·м;

,

где, Nв - мощность на холостое вращение бурильной колонны, Вт:

где, L – длина колонны б. т., м;

Dн – наружный диаметр б. т., м;

γр – удельный вес раствора, Н/м3;

Мощность на вращение долота:

где, Кг. п. – коэффициент учитывающий крепость г. п. (2,3);

Рд – осевая нагрузка, Н;

Полярный момент сопротивления сечения труб при кручении, Н∙м:

,

где, - наружный и внутренний диаметр трубы, м.

Предел текучести материала труб sт = 540 МПа (для группы прочности E).

Коэффициент запаса прочности:

, что допустимо, т. к. 10,2>1,4.

Общий вес бурильной колонны (с учётом веса УБТ):

,

Расчет достигаемой нагрузки от веса эксплуатационной обсадной трубы в момент их подвешивания на крюке:

где, - глубина спуска колонны, м;

- удельный вес колонны, Н/м.

Максимальная нагрузка с учетом расхаживания:

- от веса бурильной колонны:

- от веса наиболее тяжелой обсадной колонны

2.9.Расчет обсадной колонны на прочность

При расчете эксплуатационной колонны исходят из следующих основных моментов:

- Избыточные наружные давления максимальны при: вызове притока из скважины, а также в конце эксплуатации скважины

- Максимальная величина внутреннего избыточного давления обычно возникает при испытании колонны на герметичность опрессовкой, а также в конце продавки цементного раствора.

1) Расчет на действие осевой нагрузки по телу трубы σмах≤σт:

Вес эксплуатационной колонны составляет 1090 кН,

Условие выполняется, т. к.

2) Расчет по резьбе треугольного профиля:

Страгивающие нагрузки, рассчитанные по формуле Яковлева-Шумилова приведены в «Инженерные расчеты при бурении глубоких скважин» стр.199, табл.10.9. Для труб исполнения «Б» с треугольной резьбой диаметром 219,1 мм: для стали «E» Ря-ш = 2620 кН.

Условие выполняется, т. к.

3) Расчет наружных давлений:

- Расчет давления в незацементированной зоне затрубного пространства:

где, - плотность промывочной жидкости ;

- высота столба промывочной жидкости

- Расчет давления в зацементированной зоне затрубного пространства после цементирования ( до затвердения ):

где, - плотность цементного раствора ;

- высота столба цементированного раствора

- Расчет давления после окончательного затвердевания цемента:

Рис. 5. Диаграмма изменения наружнего давления после цементирования и после ОЗЦ эксплуатационной колонны.

4) Расчет внутренних давлений:

- Расчет давлений при опрессовке на устье:

где, - устьевое давление при опрессовке, МПа;

- устьевое давление в начале эксплуатации, МПа;

где, - пластовое давление,

- средняя плотность пластовой нефти, =800 кг/м;

- протяженность эксплуатационного интервала, = 2280 м;

- Внутреннее давление на глубине 2280 м при опрессовке:

где, ρоп – плотность опрессовочной жидкости, г/см3;

В конце времени эксплуатации скважины устьевое давление равно нулю, т. к. пласт истощен:

- Уровень жидкости в скважине в конце эксплуатации определен из уравнения:

где, пластовое давление в конце эксплуатации, ;

Рис. 6. Диаграмма изменения внутренних давлений, действующих на обсадную колонну.

5) Расчет избыточных давлений:

- Избыточное внутреннее давление на глубине 2262 м:

где, - избыточное внутреннее давление при опрессовке на глубине 2262 м, МПа;

- избыточное наружное давление после цементирования на глубине 2262 м, МПа;

-Избыточное наружное давление на глубине 2262 м:

где, - наружное давление после ОЗЦ на глубине 2262 м, МПа;

- внутреннее давление в конце эксплуатаций на глубине 2262 м, МПа;

Рис. 7. Диаграмма изменения избыточных давлений, действующих на обсадную колонну.

2.10.  Расчет цементирования обсадных колонн

Расчет одноступенчатого цементирования эксплуатационной колонны:

1) Объем тампонажного раствора, необходимый для цементирования заданного интервала:

где, K1 – коэффициент запаса, К1 = 1,1;

Dскв – диаметр скважины, м;

dн – наружний диаметр обсадной колонны, м;

dв – внутренний диаметр обсадной колонны, м;

Нц – высота подъема цементного раствора за колонной, Нц = 2262 м;

hц – высота цементного стакана, h = 20 м;

2) Масса цемента необходимого для приготовления цементного раствора заданного или расчетного объема:

где, - коэффициент, учитывающий потери цемента при погрузочно-разгрузочных работах, также при приготовлении цемента, =1,05;

- масса цемента для приготовления 1 раствора с заданной плотностью,

где, = 0,5 – водоцементное отношение;

3) Объем воды для приготовления тампонажного раствора:

где, - масса цемента необходимого для приготовления цементного раствора

заданного или расчетного объема., ;

- коэффициент, учитывающий потери цемента при транспортировке и

приготовлении, ;

- плотность воды, ; ;

4) Число цементосмесительных машин:

;

где, - число цементосмесительных машин;

- масса цемента необходимого для приготовления цементного раствора

заданного или расчетного объема., ;

- объем бункера цементосмесительной машины,

- плотность насыпного цемента,

Будет использоваться 3 машина 2СМН-20

5) Объем продавочной жидкости :

;

где, - внутренний диаметр обсадной колонны, ;

L - высота обсадной колонны, ;

- высота цементного стакана, ;

6) Объём буферной жидкости:

;

где, - диаметр скважины, ;

- наружный диаметр обсадной колонны, ;

- высота буферной жидкости в затрубном пространстве , .

7) Число цементируемых агрегатов:

где, - количество цементировочных агрегатов;

- диаметр скважины, ;

- наружный диаметр обсадной колонны, ;

- расход нагнетания цементировочного агрегата на 4 скорости,

- скорость движения цементного раствора, -для эксплуатационной колонны, - для кондуктора и промежуточных колонн.

Следовательно, для цементирования эксплуатационной колонны будет применяться3 цементировочных агрегата типа 3ЦА-400А, с расходом нагнетания на 4 скорости:

8) Продолжительность процесса цементирования:

9) Выбор тампонажного цементного раствора:

где, - время начала схватывания раствора, мин;

Принимается тампонажный раствор на основе портландцемента ПЦХ по ГОСТ 1581-85, с плотностю , временем загустевания не более 90 мин и временем ОЗЦ не более 48 часов.

Для цементирования остальных обсадных колонн все параметры сведены в таблицу 10:

Таблица 10.Параметры цементирования обсадных колонн

	Данные для цементирования:
Кондуктора	Промежуточной колонны	Эксплуатационной колонны	Фильтра
Объем тампонажного раствора, Vц, м3	27,99	66,20	48,78	2,20
Масса сухого цемента, Mц, кг	36248,15	85732,29	63164,51	2855,31
Объем воды для приготовления тампонажного раствора, V, м3	16,76	39,64	29,20	1,32
Число цементосмесительных машин, n, шт.	1	3	2	1
Объем продавочной жидкости, Vп. ж., м3	34,79	85,77	66,99	1,72
Объём буферной жидкости, Vб. ж., м3	10,94	6,03	2,90	1,76
Число цементируемых агрегатов, nц. а., шт.	5	3	3	2
Продолжительность процесса цементирования, tц, мин.	13,62	33,22	34,15	6,87

2.11.  Выбор противовыбросового оборудования

Противовыбросовое оборудование предназначено для управления скважиной при газоводонефтепроявлениях, герметизации затрубного пространства при цементировании обсадных колонн, осуществления обратных циркуляций и других видах работ при бурении нефтяных и газовых скважин.