2.2 Выбор, расчет и построение графика совмещенных давлений конструкции скважины

Выбор конструкции скважины – основной этап ее проектирования и должен обеспечить высокое качество строительства скважины.

Кондуктор предназначен для перекрытия Казанского ( 40 - 87 м ), Уфимского ( 87 – 234 м ), ярусов, где возможно осложнение в виде обвалов и поглощений бурового раствора.

Поэтому с учетом перекрытия осложненных участков и наличия пресных артезианских вод, кондуктор спускаем на глубину 234 м.

Эксплуатационная колонна предназначена для разобщения пластов друг от друга поэтому спускается до кровли продуктивного пласта на 1202 м.

Таблица 5 - Сводная таблица значений эквивалентов

Глубина залегания по вертикали, Н	Стратиграфическое подразделение	РПЛ, МПа
0	Четвертичные	-
12	Казанский ярус	-
87	Уфимский ярус	-
234	Нижнепермские отл	-
319	Верхний карбон	-
473	Мячковский	-
553	Подольский	-
629	Каширский	-
698	Верейский	7,5
745	Башкирский	8,5
774	Серпуховский яр	-
Продолжение таблицы 5
Глубина залегания по вертикали, Н	Стратиграфическое подразделение	РПЛ, МПа
963	Окский н/гор-т	-
1008	Тульский гор	10,0
1021	Бобриковский гор	10,0
1040	Турнейский яр	10,0
1104	Фаменский яр	11,0

Рассчитываем эквивалент градиента пластового давления

Рассчитываем давления гидроразрыва пласта

где Н – глубина определения давления гидроразрыва, м

Р_пл. – пластовое давление на глубине определения давления гидроразрыва, МПа

_{Рассчитываем эквивалент градиента давлений} гидроразрыва пласта

Определим диаметр обсадных колонн и диметры долот для бурения под каждую колонну.

Для данных условий Ново-Елховской площади принимаем диаметр эксплуа-тационной колонны = 168 мм.

Определим диаметр долота для бурения под эксплуатационную колонну

где D_{кол.по муфте} – диаметр колонны по муфте, мм;

Δ – зазор между долотоми стенкой скважины, мм.

Принимаем диаметр долота – 215.9 мм

Определяем диаметр кондуктора

Принимаем диаметр кондуктора – 245 мм.

Определяем диаметр долото для бурения под кондуктор

Принимаем диаметр –295,3 мм.

Определим диаметр направления

Принимаем диаметр – 324 мм.

Определяем диаметр долота для бурения над направление

Принимаем диаметр долота – 393.7 мм.

Таблица 6- Сводная таблица выбора диаметров колонн и долот

Тип обсадной колонны	Глубина спуска, м	Диаметры, мм			Высота подъема тампонажного раствора, м
		колонн	долот
Направление	40	324	393,7	40
Кондуктор	234	245	295,3	234
Эксплуатационная колонна	1202	168	215,9	1202

2.3 Выбор, расчет потребного материала и химических реа- гентов для приготовления и обработки бурового раствора

Для улучшения качества буровые растворы обрабатывают химреагентами.

По влиянию на структурно-вязкостные свойства и показатель фильтраций все реагенты, добавляемые к буровому раствору можно разделить на три группы:

1. реагенты – стабилизаторы: к этой группе относятся поверхностно-активные вещества, которые дают с водой гидрофильные коллоидные растворы;

2. реагенты – структурообразователи: к ним относятся все щелочные электролиты – кальцинированная сода, некоторые фосфаты, силикат натрия (жидкое стекло), а также едкий натрий;

3. реагенты – коагуляторы: к этой группе относятся нейтральные или кислые соли или кислоты (сульфаты натрия, кальция, магния и др.)

В качестве добавки используют:

КМЦ-700 – карбоксиметилцеллюлоза. Регулирует вязкость и фильтрацион-ные свойства бурового раствора.

В интервале от 0 до 1104 м., применяется техническая вода, так как она обуславливает значительное уменьшение гидравлических сопротивлений, что способствует повышению расхода жидкости и улучшению работы бурового оборудования и инструмента.

Определим необходимую плотность бурового раствора для создания противодавления на продуктивный пласт

где а = 1,05 - 1,1 – коэффициент превышения гидростатического давления в скважине. Применяем=1,1.

Принимаем плотность бурового раствора 1,17 г/см³.

Согласно условию безопасного бурения кгс/см ², должно быть больше на 10 – 15%. Проверим это условие для нашего случая:

Определяем потребное количество сухой глины, воды, химический реагентов и утяжелителя (мела) для закачивания скважины на глинистом растворе в интервале 1104 – 1202 м.

Общий объем буровой жидкости, необходимого для закачивания в скважины

_где - объем приемной емкости =40 м ³;

- объем желобной системы = 4 м³.

Объем бурового раствора, необходимого для механического бурения в заданном интервале

V_бур =n(L₁ ) (25)

где L₁ – интервал бурения долотом диаметром 215,9 мм на глинистом растворе;

n=0,13 м³/1 м – норма расхода буровой жидкости на 1 м проходки.

Принимаем для закачивания скважины 1 долбления т.е. расход долот = 1

где - объем кондуктора;

- объем скважины.

а=1,5 – коэффициент учитывающий запас раствора.

Определяем объем кондуктора

Определяем объем скважине

где K = 1,16 – коэффициент кавернозности

Определим количество сухой глины для приготовления 1 м ³ глинистого раствора заданной плотности

Количество сухой глины для приготовления всего раствора.

G_сух.гл = 165,04·0,168=27,72 м³

Определим количество воды необходимой для приготовления 1 м³ глинистого раствора

Определим количество воды необходимую для приготовления всего глинистого раствора

т³

Для регулирования свойств глинистого раствора необходимо производить химическую обработку.

С этой целью применяем КМЦ снижающий водоотдачу и Na₂СO₃ для снижения вязкости. Регламентированная КМЦ в процентном отношении равна 0,2 – 0,35 (Принимая 0,3%) к объему полимерно-карбонатного глинистого раствора КМЦ

т³

Применяем среднюю добавку Na₂СO₃ в количестве 0,5% к общему объему полимерно-карбонатного раствора и определяем общий расход Na₂СO₃

где К - принимаем 0,5%.

т

Находим общий расход утяжелителя

т

Применяем нефть содержания которой 0,08 т

Таблица 7 – Сводная таблица

Общий объем глинистого раствора	Сухая глина	Вода	Нефть	Мел	КМЦ	Na2СO3
м3	т	м3	м3	т	т	т
165,04	38,75	145,40	13,02	27,72	0,48	0,81

2.4 Выбор, расчет бурильного инструмента на прочность при бурении роторным способом

Колонна бурильных труб в процессе проводки скважины подвергается действию различных по характеру и величине статических и динамических нагрузок.

В процессе роторного бурения на колонну труб кроме осевых сил растяжения и сжатия действуют следующие дополнительные силы:

изгибающий момент от действия центробежных сил при вращении колонны;

крутящий момент необходимы для непрерывного вращения колонны, с целью передачи энергии долоту, разрушающему породу.

При любом способе бурения основные нагрузки вызывают сжимающие и растягивающие напряжения. Наибольшее сжимающие напряжения возникают у забоя, наибольшие растягивающие напряжения у устья скважины. Под действием крутящего момента возникают касательные напряжения, которые в колонне бурильных труб увеличиваются в направлении от забоя к устью.

Таким образом при бурении под направление используют следующую компоновку:

Долото 393,7 С3-ГВУ+ УБТ – 178-16м + Центратор

При бурении под кондуктор используем компоновку:

Долото 295,3 С3-ГВ+ЗТСШ193 + УБТ 178-48 м + ТБПН – 127х9

При вскрытии продуктивного горизонта используем компоновку:

Долото 215,9 Т3-ГН + ТБПН – 127х9

При бурении ротором необходимо увеличить жесткость низа бурильной колонны за счет установки УБТ.

Определяем необходимую длину УБТ

где Р_д- нагрузка на долото, kH;

q_убт - вес 1 метра УБТ – 134 кг;

р_б.р.- плотность бурового раствора – 1,12 г/см³;

р_{мет. тр.} - плотность металла труб – 7,85 г/см³.

Принимаем длину УБТ 178 метров.

Проверим верхнюю часть бурильной колонны на прочность. Здесь действуют наибольшие растягивающие усилия и напряжения кручения.

Условие прочности для верхней части бурильной колонны с учетом установки УБТ, записывается так:

где – растягивающая нагрузка, при которой напряжение в теле трубы достигает предела текучести.

- коэффициент запаса прочности бурильных труб – 1.15

Определим наибольшие напряжения растяжения

где Q – вес на крюке в воздухе; кН

F – площадь поперечное сечение бурильных труб; см²

КП – коэффициент прихватов – 1,25.

Определим напряжение кручения

где - скорость вращения стола ротора на определенной скорости – 65 об/мин;

- полярный момент сопротивления бурильных труб вращения;

- коэффициент динамичности – 1,5 – 2,0.

где - наружный диаметр бурильных труб;

- внутренний диаметр бурильных труб.

Определим мощность затрачиваемую на холостом вращении буровой колонны и на разбуриваемой горной породы долотом

где - мощность, затрачиваемая на разрушение горной породы долотом;

- мощность, затрачиваемая на холостое вращение бурильной колонны.

где - наружный диаметр бурильных труб

- плотность бурового раствора.

Вполне удовлетворяет условию прочности бурильной колонны записывается следующим образом

где - полное нормальное напряжения сжатия с учетом изгиба в резьбовом соединении нижней части бурильной колонны

где – растягивающая нагрузка, при которой напряжение в теле трубы достигает предела текучести.

- коэффициент запаса прочности бурильных труб – 1.15

где - нагрузка сжатия;

- нагрузка изгиба.

где - возможная стрела прогиба бурильного замка;

- экваториальный момент инерции площади поперечного сечения тела бурильной колонны

-осевой момент сопротивления вращению высаженного конца бурильных труб

- длина полуволны, возникающая в нижней части бурильной колонны от действия центробежных сил и нагрузки на долото

где - угловая скорость бурильной колонны;

q_б.т = вес 1м. бурильной трубы.

где n – число оборотов при роторном бурении.

Часть бурильных труб будет сжата, так как длина УБТ равна 200 м, недостаточно для создания осевой нагрузки

Определим напряжения сжатия

Определим наибольшее напряжение кручения

где - скорость вращения стола ротора на определенной скорости – 65 об/мин;

- полярный момент сопротивления бурильных труб вращения;

- коэффициент динамичности – 1,5 – 2,0;

N – общая мощность.

Определим общую мощность

где - мощность, затрачиваемая на разрушение горной породы долотом;

- мощность, затрачиваемая на холостое вращение бурильной колонны

где - длина УБТ;

- наружный диаметр бурильных труб;

- плотность бурового раствора.

где - наружный диаметр бурильных труб;

- внутренний диаметр бурильных труб.

Что удовлетворяет условию прочности бурильной колонны нижней части в соответствии с маркой стали, толщиной стенки и типом бурильных труб.

Таблица 8 – Компоновка низа бурильной колонны и режим бурения

Интервал бурения, м	Элементы КНБК до бурильных труб (снизу - вверх)	Вид привода долота	Тип бурильных труб	Диаметр ( мм) и количество гидромониторных насадок на долоте	Расход, л/с	Нагрузка на долото, тс	Обороты долота, мин-1	Механи-ческая скорость, м/час	Про-ходка на долото, м
0-40 (бурение под направление - верт.)	393,7СЗ-ГВУ- R174 центратор(384) УБТ Æ165(178)-8м центратор(385) УБТ Æ165(178)-16м	роторный	УБТ Æ165(178)	-	30-32	75% В.И.	60	4,9	280
40-234 (бурение под кондуктор – верт.)	295,3СЗ-ГВ- R175 центратор 286(289) ЗТСШ-195 (ГЗД-240) центратор288(290) УБТ Æ165(178)-48	турбинный	ТБПН 127х9,2 (ТБПК 127х9)	19х20,6х20,6	30-32	В.И.	450	16,7	270
234-320 (бурение под экспл.-верт.)	295,9ТЗ-ГН- R15 ЗТСШ-195 обратный клапан УБТ Æ165(178)-24м Ц-210 УБТ Æ165(178)-24м ЛБТ147х13-25м с пртект. утолщ. или 215,9ТЗ-ГН-R15 12-КСИ213СТК МАХ-178 12-КСИ215,9СТК ЗТСШ-195 обратный клапан УБТ Æ165(178)-48 ЛБТ147х13-25м с пртект. утолщ.	турбин-ный	ТБПН 127х9,2 (ТБПК 127х9)	12,7х15,9х0	30-32	18-20	300	23,3	220
Продолжение таблицы 8
320-412 (бурение под экспл.-набор угла)	215,9ТЗ-ГН- R15 ТО2-195 ЛБТ 147х11-25м	турбинный	ТБПН 127х9,2 (ТБПК 127х9)	12,7х15,9х0	30-32	15-20	350	20	190
412-475 475-706 706-784 784-863 (бурение под экспл. колонну -. стаб зен. угла)	215,9ТЗ-ГН-R15 ЦД-214 ГЗД обратный клапан УБТ Æ165(178)-48 ЛБТ 147х13 с протект. утолщ.-25м	турбин-ный	ТБПН 127х9,2 (ТБПК 127х9)	12,7х15,9х0	30-32	18-20	300	23,3 21,7 19,6 17,2	220 205 175 150
863-1014 (бурение под экспл. колонну - сниж. зен. угла)	215,9ТЗ-ГН-R15 ГЗД Обратный клапан УБТ Æ165(178)-48 ЛБТ147х13 с протект.утолщ.-25	турбин-ный	ТБПН 127х9,2 (ТБПК 127х9)	12,7х15,9х0	30-32	18-20	300	17,2	150
1014-1056 1056-1146 (бурение под экспл.колонну на р-ре)	215,9ТЗ-ГАУ-R437 УБТ Æ165(178)-120м Или 215,9ТЗ-ГАУ-R437 ГЗД обратный клапан	роторный винтовой	ТБПН 127х9,2 (ТБПК 127х9)	- -	15-16 30-32	11-12 18-20	60 90	2,5 2,2 4,8 3,4	150 140 170 150
1146-1166(20м) отбор керна	К 212,7/100 ТКЗ СКУ-172/100 «Кембрий» УБТ Æ165(178)-48-72	роторный	ТБПН 127х9,2 (ТБПК 127х9)	-	15-16	4-6	60	0,5-1	5
Продолжение таблицы 8
1146-1202 расширение интервала отбора керна и бурение под экспл.колонну на р-ре)	215,9ТЗ-ГАУ- R437 УБТ Æ165(178)-120м или 215,9ТЗ-ГАУ- R437 ГЗД Обратный клапан	роторный винтовой	ТБПН 127х9,2 (ТБПК 127х9)	- -	15-16 30-32	11-12 18-20	60 90	2,2 3,4	140 150
Проработка скважины	215,9ТЗ-ГАУ- R437 Или 215,9ТЗ-ГАУ- R437 ГЗД	роторный винтовой	ТБПН 127х9,2 (ТБПК 127х9)	- -	15-16 30-32	3-4 3-4	60 90	Не более 20 Не более 30	- -