- •2.3 Крепление скважины 36
- •Введение.
- •1 Геологический раздел
- •1.1 Общие сведения о районе работ
- •1.2.1 Стратиграфический разрез скважины
- •1.2.2 Литология разреза
- •1.2.3 Нефтеносность разреза
- •1.2.4 Характеристика давлений и температур по стволу скважины
- •1.3 Исследование разреза скважины
- •1.4 Осложнения при бурении скважины
- •1.5 Объекты для испытания скважины
- •2 Технологический раздел
- •2.1 Конструкция скважины
- •2.1.1 Выбор и обоснование конструкции
- •2.1.2 Расчет конструкции скважины
- •2.1.3 Обоснование высоты подъема цементного раствора за обсадными колоннами
- •2.1.4 Обобщенные данные о конструкции скважины
- •2.1.5 Профиль ствола скважины Выбор типа профиля скважины
- •Расчет профиля скважины
- •Геометрическая характеристика профиля скважины
- •2.2 Углубление скважины
- •2.2.1 Буровые растворы Выбор типов буровых растворов и их основных параметров по интервалам бурения
- •Расчет необходимого количества буровых растворов на бурение всей скважины приведено в таблице 13.
- •Расчет необходимого количества буровых растворов на бурение всей скважины
- •Расчёт необходимого количества химреагентов и буровых материалов для приготовления и обработки бурового раствора
- •Расчет подачи бурового раствора при промывке для обеспечения необходимой скорости восходящего потока в затрубном пространстве при бурении
- •2.2.2 Буровые долота, рекомендуемые для бурения скважины
- •295,3- 3 Насадки по 11мм
- •215,9- 3 Насадки по 11 мм
- •2.2.3 Выбор бурильных труб и компоновок низа бурильной колонны Расчет бурильных труб
- •Проверочный расчет на статическую прочность
- •Проверочный расчет на кручение и на усталостную прочность
- •Расчеты на прочность в клиновом захвате
- •2.2.4 Расчёт потерь давления
- •2.2.5 Выбор буровых насосов и параметров их работы
- •2.2.6 Параметры режима бурения по интервалам
- •Продолжение таблицы №18
- •2.2.7 Расчёт потребного количества долот для бурения проектируемой скважины
- •2.3 Крепление скважины
- •2.3.1 Расчёт эксплуатационной колонны на прочность
- •2.3.2 Оснастка обсадных колонн
- •2.3.3 Процесс спуска обсадных колонн Подготовка оборудования и скважины к спуску обсадных колонн
- •Режим спуска обсадных труб
- •2.3.4 Расчет цементирования эксплуатационной колонны
- •Выбор тампонажных материалов
- •Выбор буферной жидкости и плотности тампонажного раствора
- •2.3.5 Расчёт количества материалов для приготовления тампонажного раствора
- •Технологический регламент на крепление скважины
- •2.3.6 Проверка обсадных колонн на герметичность после озц
- •2.4 Испытание скважин на продуктивность
- •2.4.1 В процессе бурения испытателем пластов
- •2.4.2 В обсадной колонне после окончания бурения
- •3 Технический раздел
- •3.1 Выбор буровой установки
- •3.1.1 Расчет необходимой грузоподъемности буровой установки
- •3.1.2 Выбор буровой установки и её техническая характеристика
- •Технические характеристики буровой установки
- •3.1.3 Комплектность выбранной установки
- •3.2 Выбор приспособлений и механизмов для приготовления и очистки бурового раствора
- •3.3 Выбор колонной головки для обвязки обсадных колонн, противовыбросового оборудования при бурении и фонтанной арматуры Выбор противовыбросового оборудования
- •Выбор колонной головки и фонтанной арматуры
- •3.4 Охрана труда и техника безопасности
- •Промышленная санитария
- •Противопожарные мероприятия
- •3.5 Охрана недр при бурении и испытании
- •3.6 Охрана окружающей среды в процессе строительства скважины, включая монтаж и демонтаж бурового оборудования
Проверочный расчет на статическую прочность
Методики расчетов растягивающих усилий в БК для наклонно- направленных скважин изложены в пособии [8, раздел 4].
ТБПК127х9,2Д: q= 31,22 кг/м;dвн= 108,6мм;fт= 3,403*10-3м2;fк= 9,258*10-3м2; σт= 372 МПа.
УБТС2-178х80: q= 156 кг/м;dвн= 80 мм;fт= 1,985*10-2м2;fк= 5,024*10-3м2.
Диаметр замка труб ТБПК-127 dзм= 161,9 мм.
Проверим жесткость колонны. Проверка условия жесткости при толщине стенки обсадной колонны 178 (9мм) производится следующим образом:
.
При ЕУБТ=ЕОК(сталь) условие имеет вид.
.
.
.
-условие выполняется.
Расчет усилий начинаем снизу вверх.
Сначала вычислим функцию Zнаб[8]:
а затем – искомую силу растяжения Qрпо формуле:
.
Здесь Qк– растягивающее усилие, приложенное к концу участка спада угла как результат действия (веса и сил трения) нижерасположенных участков бурильной колонны. ВQкне входит гидравлическая сила от перепадов давления на долоте рд.Qк= 175535 Н.
Напряжение растяжения в избранном сечении трубы равно:
,
а запас прочности определяется по формуле:
.
Значение nσне должно быть меньше 1,4 (турбинное бурение ННС).
σ = 307712 / 3,403*10-3= 90,42 МПа.
n = 372 / 90,42 = 4,11>1,4.
Условие выполняется.
Проверочный расчет на кручение и на усталостную прочность
Расчеты на кручение бурильной колонны и на усталостную прочность не проводим ввиду того, что бурение осуществляется винтовым забойным двигателем без вращения бурильной колонны.
Расчеты на прочность в клиновом захвате
Наиболее опасными сечениями являются верхние сечения секций бурильных труб.
Осевую нагрузку в месте захвата колонны клиньями QТК, при которой напряжения в теле трубы достигают предела текучести σт, находим из [8, приложение 12]. Однако, т.к. эти данные приведены для случая коэффициента охвата трубы клиньями С = 1, то осевая нагрузка будет равна:
.
Для клинового захвата ПКР-560: С = 0,9.
Запас прочности в клиновом захвате определяется по формуле [8]:
.
Запас прочности не должен быть ниже 1,15.
Для труб 127х9,2Д: QТК= 1091 кН.Q= 888605 Н.
.
>1,15.
Условие выполняется.
Таблица №16
Интервал |
Характеристика бурильных труб, УБТ |
Длина секции, м |
Теорети-ческая масса, кН | |||||||
от |
до |
Тип (шифр) |
Наружный диаметр, мм |
Группа проч-ности |
Толщина стенки, мм |
|
| |||
1923 |
3000 |
УБТС-2 |
178 |
Д |
|
115 |
176,0 | |||
ТБПК |
127 |
Д |
9,19 |
2885 |
882,81 | |||||
Всего |
1058,81 |
2.2.4 Расчёт потерь давления
Потери давления определяются по формуле:
Кондуктор
Производительность насоса в данном интервале: Q=0,5*0,785*0,39372=60 л/с.
1. Потери давления в бурильных трубах диаметром 127 мм с толщиной стенки 7,3 мм:
2. Потери давления в УБТС диаметром 203 мм:
3. Потери давления в обвязке буровой установки:
4.Потери давления в гидромониторном долоте диаметром 393.7 - 3 – 18 мм:
5.Потери давления в кольцевом пространстве между стенками скважины и УБТ диаметром 203 мм:
;
6.Потери давления в кольцевом пространстве между стенками скважины и бурильными трубами диаметром 127 мм:
;
Промежуточная колонна
Производительность насоса в данном интервале: Q=0,5*0,785*0,29532=34 л/с
1. Потери давления в бурильных трубах диаметром 127 мм с толщиной стенки 8,3 мм:
2. Потери давления в бурильных трубах диаметром 127 мм с толщиной стенки 12,7 мм
3. Потери давления в УБТС диаметром 178 мм:
4. Потери давления в турбобуре диаметром 240 мм:
5. Потери давления в обвязке буровой установки:
6. Потери давления в гидромониторном долоте диаметром 295.3 - 3 – 22 мм
РД295,3=0,003х1,1х2,025=6,7 МПа
7.Потери давления в кольцевом пространстве между стенками скважины и турбобура диаметром 229 мм:
8.Потери давления в кольцевом пространстве между стенками скважины и УБТ диаметром 178 мм:
9. Потери давления в кольцевом пространстве между стенками скважины и бурильными трубами диаметром 127
Эксплуатационная колонна
Производительность насоса в данном интервале: Q=0,5*0,785*0,2159=18 л/сек
1. Потери давления в бурильных трубах диаметром 127 мм с толщиной стенки 12,1 мм:
2. Потери давления в бурильных трубах диаметром 127 мм с толщиной стенки 12,1 мм:
3. Потери давления в УБТ диаметром 178 мм:
5.Потери давления в турбобуре диаметром 195 мм:
4. Потери давления в обвязке буровой установки:
7. Потери давления в гидромониторном долоте диаметром 215,9 - 3 – 20 мм
8. Потери давления в кольцевом пространстве между стенками скважины и УБТ диаметром 178 мм:
11.Потери давления в кольцевом пространстве между стенками скважины и турбобуром диаметром 195 мм:
12. Потери давления в кольцевом пространстве между стенками скважины и бурильными трубами диаметром 127 мм: