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 ρ_в – 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 Δp:

     

     Все вычисления занести в таблицу 1.1 

               Таблица 1.1 – Результаты расчета плотности бурового раствора

 

 

          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 р_ви имеет вид где р_вп - предельное для трубы внутреннее давление; [k_в] - допустимый запас прочности при действии внутреннего давления.

     [k_в] = 1,15 для трубы диаметром меньше 219,1;

     [k_в] = 1,45 для трубы диаметром больше 219,1.

     При растяжении колонны ее слабым элементом является резьбовое соединение. Условие предупреждения расстройства резьбового соединения

     F_c > [k_c]SF_i, где F_c - нагрузка, страгивающая резьбовое соединение; [k_c] - допустимый запас прочности резьбового соединения; SF - суммарный вес труб, расположенных ниже расчетного резьбового соединения.

     Для обсадной колонны принимаем значение [k_c] = 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 = z_к) определяется величина давления на устье р_уц 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 р_п, измеренным на глубине замера z_з. Это давление уравновешивается давлением столба нефти в колонне и устьевым давлением р_уи. Из этого условия определяем р_уи:

      

      Тогда давление опрессовки составит:

      

      Полученные  величины р_опр.ц и р_опр.и сопоставим с нормативными р_опр.н. Для колонны с диаметром 146 мм р_опр.н=12,5 МПа. В качестве расчетной выбираем наибольшую, т.е. р_опр.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 р_опр находим из условия , где р_ви – внутреннее избыточное давление; р_в – внутреннее давление в колонне;  р_н –наружное давление жидкостей на колонну. Определение глубин спуска труб с разной толщиной стенки будет проведено графическим методом. Поэтому величины р_ви рассчитываются для характерных глубин и строится соответствующая зависимость р_ви от z.

      Для этого введем систему координат: влево откладываем значение внутреннего давления, вправо – наружное. На оси р_в отложим величину выбранного давления опрессовки р_опр.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 р_н от глубины.

      

      Внутреннее  избыточное давление определяется путем  вычитания графика р_н от z из графика р_в от z, в результате чего получится зависимость р_ви 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 [р_в]_i:

     

     

     

       где р_вп1 - предельное внутреннее давление для трубы с 1-ой толщиной стенки; [k_в] - допустимый запас прочности при действии внутреннего давления. От оси [р_в] проводим вертикальные прямые [р_в]₁ (сплошные тонкие линии) до пересечения с графиком р_ви 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 р_ни равно:

     

       где р_вф – 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 z₁.

       

     Ниже  ординаты  z₁ 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 r_ж – плотность поровой жидкости (принять r_п.ж. = 1100 кг/м³). Полученную величину р_н2 откладываем на глубине z_к  и провести прямую от этой точки до точки р_н1.

     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 р_вф на глубине z_к, создаваемое столбом пластового флюида в колонне:

     

     Эксплуатационная колонна перекрывает продуктивный пласт. Поэтому при расчете р_ни следует учесть коэффициент разгрузки k_p:

     

     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 р_нир = 22,3 МПа с величинами р_см. Давлению 22,3 МПа соответствуют ближайшие трубы с толщиной стенки d₁ = 7,7 мм (р_см1 = 24,0  МПа). Вторая секция будет составлена из труб с d₂ = 7,0 мм (р_см2 = 20,1 МПа). По точке пересечения с графиком р_ни от z находим предварительную глубину спуска второй секции труб:

     z₂' = 1860 м.

     Проверка на соответствие внутреннему избыточному давлению.

     

     Расчеты показали, что давления опрессовки р_опр.ц =21,46 МПа,

р_опр.н=12,5 МПа, р_опр.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 f₁ - вес погонного метра трубы первой секции, Н/м.

     Проведем уточнение р_см2 :

     

     Уточняем  глубину спуска второй трубы с  помощью графика: z₂ = 1750 м. Соответственно уточняем длину и вес первой секции:

     

 

      Трубы на границе секций надо проверить  на страгивание резьбы:

     

     где F_c2 – предельная страгивающая нагрузка,

           [k_c] – 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: z₃ = 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 k_c = [k_c] = 1,15 вычисляем возможную длину третьей секции. 

     

       

     Вес третьей колонны:

     

     Глубина, на которой заканчивается пятая секция:

        
 

     Формирование  четвертой секции.

     

     Из  условия k_c = [k_c] = 1,15 вычисляем возможную длину четвёртой секции. 
 

       

     Вес третьей колонны:

     

     Глубина, на которой заканчивается пятая секция:

        

     

     

     Формирование  пятой секции.

     Из  условия k_c = [k_c] = 1,15 вычисляем возможную длину пятой секции.

       

       

     Вес пятой колонны:

     

     Глубина, на которой заканчивается шестая секция:

        

     Формирование  шестой секции.

     k_c = [k_c] = 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

     

       
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 

     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 М_д и мощность N на долоте:

     

     где m₀ – 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 b₀ – 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, N_i – интенсивность мощности трения.

       Зависимость a от N_уд для кристаллических пород имеет вид:

     

     

     

     Определяем  значение половины угла при вершине  зуба:

     

     Расчет  интенсивности мощности:

     

     где А_с – доля мощности, реализуемая долотом на трение-скалывание породы; k₀ – коэффициент формы зуба долота (принять k₀ = 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.