Промывка скважин

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 бурового раствора, рассчитанную по пластовому давлению:

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
5	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 где рвп
- предельное для трубы внутреннее давление; [kв
]
- допустимый запас прочности при действии внутреннего давления.

[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.

2.3 Расчет колонны на внутреннее избыточное давление

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
.

2.3.3 Распределение внутреннего избыточного давления в колонне

Распределение внутреннего избыточного давления в колонне по глубине скважины при опрессовке давлением ропр
находим из условия , где рви
–
внутреннее избыточное давление; рв
–
внутреннее давление в колонне; рн
–наружное давление жидкостей на колонну. Определение глубин спуска труб с разной толщиной стенки будет проведено графическим методом. Поэтому величины рви
рассчитываются для характерных глубин и строится соответствующая зависимость рви
от z
.

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:

где рвф
– давление пластового флюида в колонне.

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

2.4.2 Конструирование равнопрочной обсадной колонны

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:

т.е. трубы второй секции выдержали проверку на страгивание.

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:

Формирование пятой секции.

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
:

Наибольшее значение величин H
в
:

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.

Рассчитаем крутящий момент Мд
и мощность N
на долоте:

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.

3.2 Оценка долговечности вооружения и опор шарошек и решение о классе 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:

Определяем значение половины угла при вершине зуба:

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:

значит предпочтительным является долото первого класса, как более дешевое.

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
:

где q
уд
– удельный расход бурового раствора, м/с; F
з
– площадь забоя скважины.

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
:

где u
– необходимая скорость восходящего потока жидкости, м/с; Fk
– площадь кольцевого зазора.

Значение u
выбираем для забойного двигателя и глинистого раствора:

u
= 0,55м/с.

Выбираем

5 Выбор буровой установки

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.