Обґрунтування проектних параметрів свердловини

Верхня частина ствола свердловини повинна бути вертикальна, з врахуванням того, що набір зенітного кута будемо проводити в стійких породах. Для забезпечення контролю за траєкторією свердловини необхідно передбачити постійне чергування інклінометричного загону на весь період буріння свердловини.

Ділянки набору та стабілізації кривизни приймаємо перш за все з умови кращого входження в пласт, нормальної роботи бурильного інструменту у викривленому стволі, з умови вписуваності КНБК та з умови забезпечуваності міцності БК. Крім того необхідно зважати на економічну доцільність запроектованих параметрів свердловини, рівень технології процесів та стан технічної оснащеності організації.

Величина проектного зміщення залежить від типу свердловини, вертикальної глибини свердловини, місця закладування свердловини та місця входження в продуктивний горизонт.

Буріння проектної свердловини здійснюється в складних геолого-гірничих умовах. Розріз свердловини складають породи, які значно відрізняються за своїми фізико-механічними властивостями. Тектонічні порушення та похиле залягання пластів значно ускладнює процес спорудження свердловини.

Пошуково-розвідувальним бурінням складено геологічний розріз проектної свердловини. Найнижчий продуктивний горизонт знаходиться в інтервалі

3050-3100м.

Виходячи з вище сказаного, приймаємо рішення про буріння похило-скерованої свердловини з вертикальною глибиною 3100м. Глибина залягання продуктивного горизонту Н_пл=3050м. Вертикальну ділянку, з врахуванням того, що набір зенітного кута будемо проводити в стійких породах, приймаємо рівною Н_в=2350м. Азимутальний кут буріння становить 20^о. Горизонтальне зміщення в продуктивному горизонті встановлено замовником і складає А_гор 900м.

Радіус викривлення вибирають з умови можливості його забезпечення запроектованою відхиляючою компоновкою. Його розраховують в залежності від заданих геометричних розмірів відхиляючої компоновки і він має бути більшим від допустимого викривлення ствола свердловини, який може бути досягнутий даною системою. Розрахунок радіусів викривлення проводиться в пункті 3.3.

Для науково обгрунтованого вибору мінімально допустимого радіуса викривлення свердловини потрібно врахувати геометричні, жорсткі та міцнісні характеристики вибраних компоновок (пункт 3.4.) та параметри викривлення свердловини.

Для нормальної експлуатації всіх елементів техніки, потрібно щоб інтенсивність викривлення стовбура не перевищувала певних допустимих величин. Якщо до мінімально допустимих радіусів викривлення ствола свердловини, для покращення умов роботи різних елементів техніки, пред’явити необґрунтовано жорсткі вимоги, то це призведе до збільшення інтервалу буріння і об’єму робіт з відхилювачами, КНБК і зниження ефективності і можливості буріння похило – скерованих свердловин з підвищеною інтенсивністю викривлення і великим відхиленням вибою від вертикалі.

Виходячи з вище сказаного мінімальні радіуси набору кривизни повинні задовольняти наступні умови:

1. Нормальної експлуатації бурильних та обсадних труб:

а) для нижньої частини бурильної колони, де осьовими напруженнями можна знехтувати:

, (3.1)

де Е – модуль повздовжньої пружності сталі Па; (Е=(2,0 2,2)*10¹¹ Па)

d_БТ – зовнішній діаметр бурильних труб, d_БТ=0.127 м;

_Т – межа текучості сталі Па;

для труб групи міцності “Д” _Т=380*10⁶ Па;

α_к — коефіцієнт концентрації місцевих напружень, величину якого приймають для тіла труби α_к=1, для трубної різьби α_к=1.92.1.

б) для частини колони вище ділянки набору кривизни:

, (3.2)

де σ_ос – осьові напруження в тілі труби, Па:

, (3.3)

де Р – максимальне розтягуюче навантаження, яке діє на колону в місці згину ствола, Н;

F – площа поперечного січення труби, м².

Величину Р приймаємо рівним G_gp2= 9.336*10⁵ Н (пункт 3.6. )

Площа поперечного перерізу буде рівна:

, (3.4)

де d_В — внутрішній діаметр бурильних труб, м

Отже:

в) при обертанні бурильної колони у викривленому стволі:

, (3.5)

де –межа витривалості при симетричному циклі, Па;

– коефіцієнт запасу міцності ( =1.41.6)

– середнє постійне напруження циклу, Па;

– стріла прогину зжатої частини БК, м;

– довжина півхвилі бурильної колони , м.

Межа витривалості при симетричному циклі для сталі групи “Д”,

Коефіцієнт запасу міцності приймаємо =1.6

Середнє постійне напруження циклу буде

, (3.6)

де – дотичні напруження кручення, Па

Дотичні напруження , що змінюються по довжині колони від максимуму в її верхньому положенні до мінімуму над долотом, визначають по формулі :

, (3.7)

де – крутний момент що передається бурильною колоною, Нм;

– момент опору поперечного перерізу труб при кручені, м³.

, (3.8)

де – потужність що передається бурильною колоною, Вт.

Знакозмінні навантаження в даному випадку створюватимуться при обертанні бурильної колони ротором Р–560, для якого відомі наступі характеристики :

Потужність – кВт.;

Частота обертання – об/хв.

Потужність що передається бурильною колоною:

=0.5 , (3.9)

Де –паспортна характеристика потужності, кВт.

кВт.

Кутова швидкість обертання визначається за формулою :

, (3.10)

де –частота обертання ротора об/хв.

Тоді :

Величина кутового моменту, що передається бурильною колоною рівна :

Момент опору поперечного перерізу труб при згині знаходимо за

формулою :

, (3.11)

де –зовнішній діаметр БК, м.

– внутрішній діаметр БК, м.

величина дотичного напруження становить :

, Па

величина середнього постійного напруження циклу рівна :

Па

Величину стріли прогину визначаємо за формулою

, (3.12)

де – діаметр свердловини, м;

– діаметр замка, м =0.135 м.

, (3.13)

де –коефіцієнт кавернозності;

–діаметр долота, м.

Отже:

Довжину півхвилі визначаємо за наступною формулою :

, (3.14)

де –відстань від нейтрального (нульового) перерізу до того місця в колоні де шукають довжину півхвилі згину. Для розтягнутої частини знак “+”, а для стиснутої “–”.

В нашому випадку величина Z становитиме :

, (3.15)

де –знайдемо за формулою.

, (3.16)

де – навантаження на долото, кН ( =100кН);

– питома вага 1 м ОБТ, Н ( , Н)

м.

тоді

м.

Момент інерції знаходимо за наступною формулою:

, м⁴.

Отже величина півхвилі згину становить :

м.

Значення коефіцієнта знаходимо за формулою:

, (3.17)

, м

г) для забезпечення нормальної роботоздатності обсадної колони у викривленому стволі:

– для тіла труби:

, (3.18)

де d_ОК – зовнішній діаметр обсадної колони, м; ( d_ОК=245 мм)

σ_зг – напруження згину, Па:

, (3.19)

Па.

Тоді:

м

• для різьбового з’єднання:

, (3.20)

де –середній діаметр різьби в основній площині трикутної різьби, м ( ).

– товщина стінки різьби в основній площині трикутної різьби, м ( ).

– робоча довжина різьби, м ( ).

–розгладжуючи навантаження, Н, яке визначається за формулою Яковлєва–Шумілова :

, (3.21)

– коефіцієнт, який враховує, що частина осьової розтягуючої сили передається на муфту через витки з неповним профілем різьби :

, (3.22)

де – товщина стінки труби по западині першого витка з повним профілем, м ( )

– номінальна товщина стінки труби, м ( ).

– кут нахилу опорної поверхні різьби до осі труби, градус ( ); 

– кут тертя металу об метал, градус ( ). 

Тоді

Отже остаточно отримаємо:

д) з умови забезпечення допустимого тиску замків на стінку свердловини:

, (3.23)

де l₃ – відстань між замками, l=12 м;

G_ос – осьова розтягуюча сила, що діє на колону у викривленому стволі G_ос=933.6 кН;

Т_доп – допустима сила тиску замків на стінку свердловини, яку приймають:

• для м’яких порід Т_доп=10 кН;

• для середніх порід Т_доп=2030 кН;

• для твердих порід Т_доп=4050 кН.

Зважаючи на те, що породи є середньої твердості, то приймемо

Т_д=30 кН.

2) З умови нормальної експлуатації вибійних двигунів

, (3.24)

де D_c, D_д, d_вд ­­– діаметри відповідно ствола свердловини, долота і вибійного двигуна.

3) З умови проходимості елементів КНБК найбільшого діаметра d_к.

а) , (3.25)

де d_вд, L – відповідно діаметр та довжина вибійного двигуна;

K – технологічний зазор, величину якого приймають рівним:

– у стійких породах К=46 мм;

• у нестійких породах К=68 мм.

, (3.26)

де n – коефіцієнт запасу міцності величину якого приймають:

• для вибійних двигунів n=46;

• для ОБТ, стабілізаторів n=1.351.4.

Отже,

4) З умови вільного проходження через викривлений ствол свердловини глибинних інструментів (випробовувачів пластів, глибинних насосів, геофізичних зондів).

, (3.27)

де d_ЕК — внутрішній діаметр експлуатаційної колони, м;

d_Н — діаметр системи насос – пакер, м;

k — технологічний зазор між експлуатаційної колоною і глибинним насосом, м;

f — стріла прогину системи насос – пакер, м.

Оскільки k = f то формула (3.17) запишеться:

, (3.28)

Розрахуємо R⁹_min для таких умов:

– експлуатаційна колона діаметром d_ЕК(з)=146 мм і товщиною стінки δ=10 мм;

– пакер ПК – М – 112 – 21 довжиною l_n=1,005 мм;

– насос НКБЛ – 102 – 25 – 07, діаметр плунжера становить 112 мм, довжина l_n=5,5 мм.

Отже:

Результати розрахунку заносимо в таблицю 3.4.

Таблиця 3.4 – Мінімально допустимі радіуси викривлення

№	Радіус викривлення з умови:	Радіус, м
1	нормальної експлуатації бурильних та обсадних труб - для нижньої частини бурильної колони	70
2	нормальної експлуатації бурильних та обсадних труб для частини колони вище ділянки набору кривизни	174
3	обертання бурильної колони у викривленому стволі	335
4	забезпечення нормальної роботоздатності обсадної колони у викривленому стволі - для тіла труби:	135
5	забезпечення нормальної роботоздатності обсадної колони у викривленому стволі - для різьбового з’єднання	132
6	забезпечення допустимого тиску замків на стінку свердловини	321
7	нормальної експлуатації вибійних двигунів	45
8	прохідності елементів КНБК найбільшого діаметра	56
9	вільного проходження через викривлений ствол свердловини глибинних інструментів	165

Допустимий радіус найбільшого викривлення свердловини було визначено з умови обертання бурильної колони у викривленому стволі.

Він становить м.

Для остаточного вибору радіуса викривлення необхідно розрахувати радіус, який забезпечує механізм викривлення, використання якого проектуємо для буріння певних інтервалів. Дані радіуси будуть розраховані в пункті 3.3.