книги / Решение практических задач при бурении и освоении скважин

(а)

где L — допустимая длина нецементируемой части колон­ ны, м;

ат — предел текучести материала труб, МПа; к — коэффициент запаса прочности (к = 1,25); q — масса 1 п.м. труб, кг/м;

F —площадь сечения тела трубы, см2;

D, dH —соответственно диаметр ствола скважины и наруж­ ный диаметр труб на рассматриваемом участке (сечении), см; W — осевой момент сопротивления труб в рассматривае­

мом сечении, см3

здесь dB — внутренний диаметр труб в рассматриваемом сечении,см.

Порядок проверочного расчета следующий.

Из расчетной компоновки колонны определяют длину сек­ ций с одинаковой толщиной и маркой стали.

Для каждого сечения нижних труб секции колонны произ­ водят расчет снизу вверх или наоборот по формуле

L (б)

где L; — длина колонны от устья до рассматриваемого се­ чения;

оТ1, Fit D;, W, —соответственно предел текучести материала труб, площадь сечения тела труб, диаметр скважины, осевой момент сопротивления труб в рассматриваемом сечении;

ф — средневзвешенная по длине масса труб на участке Lj. При удовлетворении неравенства (б) расчет закончен.

В противном случае принимают решение об упрочнении или уменьшении величины L с перерасчетом.

Перед оборудованием устья скважины необходимо:

—по данным геофизических исследований определить дли­ ну свободной от цемента части колонны и диаметры незацементированного ствола скважины. Выбрать необходимую инфор­ мацию из фактической компоновки обсадной колонны;

—произвести расчет снизу вверх или наоборот по формуле

(в)

здесь G —вес колонны от устья до рассматриваемого сече­ ния, МН; к = 1,1—1,15; при удовлетворении неравенству (в) ко­ лонна может быть разгружена полностью.

При неудовлетворении (в) принимается решение о невоз­ можности разгрузки обсадной колонны.

По решению руководства буровой организации может быть проведено уточнение глубины возможного защемления колон­ ны выше «головы» цементного кольца известными методами (например, магнитным локатором) и выполнен дополнитель­ ный расчет.

5.2. ПОДГОТОВКА СКВАЖИНЫ ПЕРЕД СПУСКОМ И ЦЕМЕНТИРОВАНИЕМ

ОБСАДНОЙ КОЛОННЫ

(Well condition before casing running-in and cementing)

От качества подготовки ствола в значительной мере зависит успешный спуск обсадной колонны в скважину. Одной из важнейших причин возможных осложнений явля­ ется недостаточная промывка скважины. Не менее важна роль промывки и после спуска обсадных колонн, когда ствол сква­ жины оказывается засоренным горной породой, осыпавшейся

впроцессе спуска обсадной колонны, особенно при наличии

вней резко искривленных участков и желоба. В этом случае низкое качество промывки тесно связано с поглощениями, об­ разованиями «языков» цементного раствора, т.е. с некачествен­ ным разобщением пластов.

5.2.1. ОЦЕНКА УСЛОВИЙ ПРОХОДИМОСТИ КОЛОННЫ ПО СТВОЛУ СКВАЖИНЫ

(Evaluation of permeability conditions of casing string along hole)

Исходные данные, необходимые для расчета: 0 Аол —диаметр скважины, м;

DT —диаметр турбобура, м

dH — номинальный наружный диаметр обсадной колонны, м;

322

Рекомендуемые диаметры УБТ, устанавливаемые над доло­ том при бурении и подготовке ствола скважин к спуску обсад­ ных колонн, приведены в таблице 5.8.

Значения интенсивности пространственного искривления ствола скважины для наиболее сложных условий крепления:

Зависимость интенсивности искривления ствола скважины от длины УБТ, установленных над долотом

■_ Рдол ~^вУБТ

(5.102)

0,0349-1

Суммарная жесткость УБТ и обсадной трубы составного маховика, а также жесткость корпуса применяемых центрато­ ров (расширителей) должны быть не менее жесткости обсад­ ной колонны.

Требуемое соотношение жесткости УБТ с наружным диа­ метром, определенным по (5.99)—(5.101), и жесткости спускае­ мой обсадной колонны

Требуемое соотношение суммарной жесткости УБТ с об­ садной трубой составного маховика и жесткости спускаемой обсадной колонны

где DH| и d„i —наружный и внутренний диаметр обсадной трубы составного маховика соответственно; DHl определяется по условию формул (5.99)—(5.101);

d„2 и dB2 — наружный и внутренний диаметр УБТ (178 или 203 мм) составного маховика.

Для обеспечения проходимости обсадной колонны по стволу с гарантийным обеспечением ее прочности при изги­ бе (а, < [от]) в зависимости от жесткости колонны (EI) и интен­ сивности искривления ствола скважины (р,).

324

325

величины среднего значения зенитного угла (а) при соответ­ ствующих соотношениях (DAOA) и (dHJ определяются формулой

где Е =2,0610*кН/м2; I =—(d*-d*), м4. 64

Допустимая интенсивность искривления ствола скважины из условия прочности обсадной колонны при изгибе (град/10 м) оп­ ределяется формулой

Выбор допустимой интенсивности искривления скважины (град/10 м) осуществляется из условия

[p] = min[p, р2].

Расчет размеров наддолотного участка УБТ для КНБК турбинного бурения

Расчет диаметра наддолотного участка КНБК осуществляется в зависимости от конструктивных особеннос­ тей обсадной колонны.

Если применяемый диаметр турбобура окажется меньше dyBT, рассчитанного по (5.99)—(5.101), то над долотом необходи­ мо установить УБТ достаточного диаметра и длины по (5.102).

Если диаметр корпуса турбобура достаточен для обеспече­ ния проходимости обсадной колонны, то установка УБТ над до­ лотом необязательна.

Если формирование ствола скважины производилось одной из указанных в табл. 5.8 КНБК, то подготовка ствола к спуску обсадной колонны может осуществляться двумя-тремя ниж­ ними секциями.

Состав комплектов КНБК, устойчивых против искривления при роторном бурении, приведен в табл. 5.9.

П р и м е р . Исходные данные:

диаметр ствола скважины DA0A= 0,2953 м; диаметр обсадной колонны dH= 0,2445 м;

компоновка колонны бурильных труб при бурении под об­ садную колонну dH= 0,2445 м:

долото DAOA = 0,2953 м;

УБТС бнУБТ = 0,229 м длиной 25 м; УБТС d„yET = 0,203 м длиной 10 м;

326

Т а б л и ц а 5.9

УБТС с1нУБТ = 0,178 м длиной 165 м; ТБВК dBT = 0,127 м длиной 2300 м.

Глубина спуска обсадной колонны I — 2500 м; группа про­ чности стали обсадной колонны — Р110, толщина стенки — 11,99 (dB= 0,2205 м), ат = 770 МПа, масса единицы длины m = 69,94 кг, диаметр муфты dM= 0,2699 м.

Скважина заполнена буровым раствором плотностью р = 2000 кг/м3.

Интенсивность искривления ствола скважины / = 2,05°/10 м. Средний зенитный угол в интервале искривления ствола

б) условие, вытекающее из формулы (5.103)

0,229* - 0,0904 ■------- ;--------- г = 2,22 > 1, условие выполнено;

0,2445*-0,2205* в) условие, вытекающее из формулы (5.102):

о2 QS1—О 2 2 0 0

i= _!---------:-------= 0 ,7 9 « 2,05, условие выполнено.

0,349-25

Расчет допустимой интенсивности искривления скважины из условий формулы (5.105).

327

Модуль упругости Е = 2,06 ■108 кН/м2

I = — (0,2445* - 0,2205*) =6,082 ■1(Г5м4. 64

Жесткость обсадной колонны EI = 2,06 108х 6,082-10"5 = 12530кНм2.

Вес одного погонного метра обсадной трубы в буровом рас­ творе

т р = (т - У Т р) • 9,81 • 10~3

ш = [69,94 - 0,785(0,24452 - 0,22052) • 2000] -9,8-10'3 = 0,51 кН,

что больше фактической интенсивности искривления (2,05°/10 м),

Рз —допустимый угол по формуле (5.106)

р2 = 1,43-10 770-1000 + 5,73(0,2731 - 0,2445) = 4,65°/10 м, 0,2445

что значительно выше фактической интенсивности.

Вывод

В ствол скважины с параметрами, указанны­ ми в исходной информации, обсадная колонна с dH= 0,2445 м может быть беспрепятственно допущена до забоя без наруше­ ния целостности.

5.2.2. ОПРЕДЕЛЕНИЕ ПОДАЧИ И ПРОДОЛЖИТЕЛЬНОСТИ ПРОМЫВКИ СТВОЛА СКВАЖИНЫ

(Determination of drilling fluid delivery and flushing time of hole)

Перед последним долблением на бурильную ко­ лонну устанавливают не менее двух шламоуловителей, распо­ ложенных один в призабойной зоне, а другой —в средней час­ ти бурильной колонны.

Извлеченный шлам промывают водой и рассеивают на поч­ венных ситах по фракциям. Определяют средний объем W одной частицы фракции крупного шлама, для чего несколь­ ко частиц помещают в пробирку с водой и по общему объему

328

вытесненной жидкости W0 и количеству частиц п определя­ ют W:

W

w = —5-. (5.107)

п

Для определения расчетного размера шлама берется базис­ ная фракция, частицы которой имеют объем Wp', максимально приближающийся к величине

где Dc и dT —соответственно наружный и внутренний диа­ метры кольцевого зазора.

Определяют параметр формы S частиц базисной фракции

Здесь: d f = £> + £>,

2

где D — диаметр ячеек сита, на котором отобрана базис­ ная фракция;

D, — диаметр ячеек смежного сита, через которое базис­ ная фракция прошла.

Для ориентировочных расчетов можно принимать: 8 = 0,1 — 0,2 — шлам в виде тонких пластинок; 8 = 0,5 —0,6 —шлам угловатый, объемной формы.

Величина расчетного диаметра dp соответствует частицам, имеющим максимальную скорость падения.

Определяют расчетный диаметр частиц породы: а) для вертикальных скважин

dp = 0,27(0,86+5) (Dc- d T);

dpH= 0,085(1,41+5)(DC-d T).

Величина Dc в расчетах берется равной диаметру участка ствола, от промывки которого зависит качество изоляционных работ. Во всех случаях при расчете dp необходимо руководство­ ваться следующими рекомендациями с точки зрения возмож­ ности прохождения частиц в кольцевом пространстве:

а) dp<Dd- d H— при подготовке скважины к спуску колон­ ны при обязательном вращении бурильной колонны;

б) dp <0,5 (Dj - dH) —при промывке перед цементированием [dH— наружный диаметр муфты; Z)a —диаметр долота).

329

Если при расчетах окажется dp больше значений, указан­ ных в (а) или (б), необходимо в расчетах величину dp брать со­ ответственно равной (D3 - </*) или 0,5 (D-d - dj.

Без учета влияния вращения определяют скорости падения частиц расчетной величины:

для вертикальных скважин

где Yi> У — плотность горной породы и промывочной жид­ кости соответственно.

[V4] и [Узд]-см/с; [dp] и [йрн]-см.

Плотности различных пород приведены в таблице 5.10

При расчетах берется максимальная плотность, соответ­ ствующая наиболее тяжелым породам базисной фракции.

При значениях а < 12°, расчеты следует провести по обеим формулам, а затем необходимо произвести расчет по формуле:

Чем больше 8 и размер частиц, тем меньше влияет угол на­ клона на условия выноса.

Находят минимальную скорость потока, при которой ча-

330