Проектирование конструкции скважины

ВведениеЦелью работы является закрепление и углубление знаний, полученных в процессе изучения курса «Технология бурения газовых и нефтяных скважин». Данный курсовой проект рассматривает все основные операции, связанные с бурением скважин и выбором бурового оборудования, а так же дополнительные мероприятия, необходимые для успешного проведения технологических работ по бурению нефтяных и газовых скважин.Задание курсовой работы:Выполнить проектирование конструкции скважины.Рассчитать минимально необходимую глубину спуска кондуктораРассчитать параметры проектного профиля скважины.Выбрать режим бурения.Рассчитать бурильную колонну на прочность.Рассчитать эксплуатационную колонну на прочность.Рассчитать цементирование эксплуатационной обсадной колонны.Выбрать буровую установку по грузоподъёмности из условия:- нагрузка на крюке от максимальной расчетной массы бурильной колонны и наибольшей расчетной массы обсадной колонны не должна превышать 0,6 и 0,9 «Допускаемой нагрузки на крюке» соответственноИсходные данные:Глубина пласта по вертикали, мУдельный веснефти в пласте,Н/м3Относительная плотность попутногогазапо воздухуДавление насыщения, МПаГрадиент пластового давления, МПа/мУсредненный дельный весгорныхпород, Н/м3Смещение стволаскважины отвертикали на кровле пласта, мотдо2645265572600,9135,80,010320000550Дополнительные данные:Вид проектного профиля скважины - трёхинтервальный тангенциальныйКонструкция скважины состоит из кондуктора и эксплуатационной обсадной колонны.При расчёте эксплуатационной обсадной колонны принимать:Кондуктор и эксплуатационная обсадные колонны цементируются до устьяУдельный вес цементного раствора уц = 1,85*104н/м3Удельный вес облегченного цементного раствора уц = 1,5*104н/м3Удельный вес пластовой воды угс = 1,10*104н/м3 ;Запас прочности для обсадных труб в зоне эксплуатационного объекта принять n1= 1,20.Диаметр эксплуатационной колонны 146 мм.Диаметр кондуктора 245 мм.Минимальный радиус кривизны ствола скважины - 382 м.Осевая нагрузка на долото в последнем интервале бурения 100-120 кН.Удельный вес жидкости в скважине в завершающей стадии эксплуатации (нефть+вода) для нефтяных скважин ув = 0,8*104 н/м3Внутреннее давление в скважине в период окончания эксплуатации (для газовых скважин) - 1 МПаОсновная частьПроектирование конструкции скважины Выбор диаметра эксплуатационной колонны.Для эксплуатационных скважин диаметр эксплуатационной колонны устанавливается в зависимости от ожидаемого дебита нефти или газа для нефтяных и газовых скважин, соответственно диаметр эксплуатационной колонны принимаем dэ= 146 мм.Рекомендуемый диаметр эксплуатационной колонны для добывающих скважин приведен в таблице 1.Рекомендуемый диаметр обсадных труб для эксплуатационной колонныНефтяная скважинаГазовая скважинаСуммарный дебитскважины, м3/сутРекомендуемый диаметробсадных труб, ммСуммарный дебитскважины, м3/сутРекомендуемый диаметробсадных труб, мм<40114,3<75114,340-100127,0; 139,775-250114,3; 146,1100-150139,0; 146,1250-500146,1; 168,3;177,8150-300168,3; 177,8500-1000168,3-219,1>300177,8; 193,71000-5000219,1-273,1Выбор диаметра долота для бурения под обсадную колонну.Диаметр долота для бурения под обсадную колонну определяется по наружному диаметрусоединительной муфты обсадной трубы (рис. 1).Регламентируемый диаметральный зазор (ε =2δ=20) между муфтой и стенкой скважины, при котором обсадная колонна свободно проходит по стволу скважины (рис. 1), равен ε =2δ=20.Рис. 1 Схема выбора диаметра долота для бурения под обсадную колоннуРасчётный диаметр (DД) долота определяется по формуле:DД=dМ+ εЗатем по расчётному диаметру долота находится ближайший нормализованный диаметр долота.Рассчитанный таким образом нормализованный диаметр долота позволяет рассчитать внутренний диаметр обсадной колонны, через которую это долото должно свободно пройти по формуле:dВН = DД + 2Δ,где Δ – радиальный зазор между долотом и стенкой обсадной трубы, который обычно принимается равным 5÷10 мм (нижний предел выбирается для обсадных труб малого диаметра < 244,5 мм).По рассчитанному внутреннему диаметру ДВН обсадной трубы выбирается нормализованный диаметр обсадных труб и выявляется наибольшая допустимая толщина стенки обсадной трубы.Диаметр эксплуатационной колонны для добывающих скважин: dэ=146 мм.Наружный диаметр соединительной муфты для эксплуатационной колонныd м.э= 146+20 = 166 мм Диаметр долота для бурения под эксплуатационную колонну DД =d м.э+ 2δ = 166 + 20 = 186 ммВыбор ближайшего нормализованного диаметра долота DД= 187,3 мм > 186 ммПринимаем диаметр долота DД = 187,3 ммВнутренний диаметр кондуктора, принимаем Δ = 5 мм d вн.к= DД+ 2Δ = 187,3 + 2*5 = 197,3 ммНормализованный диаметр кондуктора: d вн.к = 219,1 > d вн.к = 197,3Принимаем наружный диаметр кондуктора равным 219,1 мм, наружный диаметр соединительной муфты для кондуктора dм = 244,5 ммДиаметр долота для бурения под кондуктору DД= 244,5 + 25 = 269,5 ммВыбор ближайшего нормализованного диаметра долота для бурения под кондукторуDД.Н. = 269,9 мм > 269,5 мм.2. Расчёт минимальной глубины спуска кондуктора и промежуточных обсадных колоннЦель расчёта - определение минимально допустимой глубины спуска кондуктора или промежуточной обсадной колонны из условия предупреждения гидравлического разрыва пласта горной породы у башмака кондуктора после полного замещения бурового раствора в скважине пластовым флюидом или смесью пластовых флюидов и герметизации устья скважины. Кондуктор (обсадная колонна) – устанавливается перед вскрытием проявляющего пластаИсходные данные для расчёта:L = 2645 – глубина проявляющего пласта, м;РПЛ =2645*0,0103=27,2435 – пластовое давление, МПа; РНАС = 5,8 – давление насыщения, МПа;γГП = 20000 – усреднённый удельный вес горных пород, Н/м3 (Па/м);γ= 7260 – удельный вес жидкости в обсадной колонне (в пластовых условиях), Н/м3 (Па/м);Y=0,913 - относительная плотность газа по воздуху, безразмерный параметр;Расчётные параметры:Н= – высота столба газа в обсадной колонне, м; РУ = – давление на устье, МПа;НК= – глубина спуска колонны, м,11093451377950012Р ПЛ34Рисунок 1. – Расчетная схемаЭтапы расчётаОпределение высоты столба газа (уровня жидкости) в обсадной колонне.H=L-Pпл-Pнас10-6*γH=2645-27,2435-5,810-6*7260=-308,65 мH≤0 – обсадная колонна при закрытом устье заполнена пластовой жидкостью с удельным весом γ (рис. 1.1).Условие расчета: Pгд=0,95*Pгрп, Где Pгд – внутреннее давление в скважине у башмака обсадной колонны;Pгрп – давление гидроразрыва пластов горной породы у башмака обсадной колонны;0,95 – коэффициент запаса по гидроразрыву.Pу=PПЛ-γ*L*10-6=27,2435-7260*2645*10-6=8,04 МПаHВ=Pу0,905*γГП-γ=8,04*1060,905*20000-7260=741,7 мСледовательно, кондуктор спускаем на глубину 741,7 мРасчёт параметров проектного профиля наклонных скважинПри расчете профиля скважины кроме проектных значений глубины и смещения задаётся также длина вертикального участка и радиус кривизны участка начального искривления.Для определения проекций каждого участка профиля на вертикальную и горизонтальную оси необходимо знать радиус кривизны участка профиля, значения зенитных углов по его концам, длину и угол наклона тангенциального участка, если он имеется. Указанные параметры профиля могут быть найдены из решения системы уравнений, которые в общем виде выглядят следующим образом:hi=Hai=Aгде hi, ai - вертикальная и горизонтальная проекции i–го участка профиля соответственно, м;Н, А – проектная глубина и смещение ствола скважины соответственно, м. Значениезенитногоуглавверхнихинтервалах,гдерасполагается внутрискважинноеэксплуатационноеоборудование,ограничивается некоторойпредельнойвеличиной.Поэтомуприрасчетепараметров профиля скважины следует задавать максимальную величину зенитного угла скважины в конце участка начального искривления, а также в конце расположенного ниже участка увеличения зенитного угла. Поскольку зенитный угол скважины на проектной глубине при проектировании наклонно направленной скважины жестко не регламентируется, то этот угол целесообразно принять в качестве одной из неизвестных величин. Второй неизвестной величиной в системе уравнений может быть радиус кривизны одного из участков профиля, расположенного ниже участка начального искривления или длина тангенциального участка профиля.Втаблицеприведеныформулыдлярасчётавертикальнойигоризонтальной проекций участков плоского профиля наклонных скважин. Формулы расчета проекций участков проектного профиляВид участка профиляПроекция участка, мДлина участка, мГоризонтальнаяВертикальнаяВертикальный0HBHBНачального искривленияR*(1-cosα)R*sinαα*π*R180Малоинтенсивное увеличение углаR*(cosα1-cosα2) R*(sinα2-sinα1)α2-α1*π*R180Малоинтенсивное уменьшение углаR*(cosα2-cosα1)R*(sinα1-sinα2)α1-α2*π*R180Тангенциальный (известна длина L)L*sinαLL*cosαLLПримечание к таблице:НВ – длина вертикального участка профиля, м;R – радиус кривизны искривленного участка профиля, м;α – зенитный угол в конце участка начального искривления, градус;α1, α2–зенитныйуголвначалеивконце искривленного участка профиля соответственно, градус.Расчёт тангенциального профиля наклонной скважиныТангенциальный трёхинтервальный профиль (рис. 2) включает вертикальный участок, участок начального искривления и тангенциальный участок.Рисунок 2 – Трёхинтервальный профиль тангенциального видаИсходнымиданнымидлярасчета трёхинтервального профиля являются параметры: Н, А, НВ, R1.Уравнения проекций участков профиля на вертикальную и горизонтальную оси:HB+R1*sinα1+L*cosα1=HR1*1-cosα1+L*sinα1=AВ системе уравнений две неизвестные величины L и α11,Значение зенитного угла α1, при котором обеспечивается проектное смещение ствола скважины на проектной глубине Н, получается в результате решения системы уравнений и может быть выражено формулой:α1=2*arctg*H0-H02-A*(2*R-A)2*R1-AГде H0=H-HB=2655-741,7=1913,3 мДлина тангенциального участка определяется по формуле:L=A-R*(1-cosα1)sinα1Исходные данные:глубина спуска эксплуатационной колонны – 2655 м; проектная глубина до кровли пласта Н = 2645 м; проектное смещение на кровле пласта А = 550 м;радиус кривизны участка начального искривления R1 = 382 м;мощность продуктивного пласта – 10 м,С целью улучшения спуска и повышения герметичности крепи направления и кондуктора, составленных из обсадных труб большого диаметра, длину НВ вертикального участка принимаем равной 741,7 м, при этом направление и кондуктор будут расположены в вертикальном стволе скважины,На основании исходных данных по формуле определяется величина угла α1в конце участка начального искривления ствола:α1=2*arctg1913,3-1913,32-550*2*382-5502*382-550=2*arctg1913,3-1882,3214 α1=2*8,25=16,5 градусаДлина участка начального искривления:L1=α*π*R180=16,5*3,14*382180=109,9 мДлина тангенциального участка:L=550-382*(1-cos16,5)sin16,5=1881,2 мДлина эксплуатационного участка:Lэ=Нпcosα1=10cos16,5=10,43 мПолученные параметры проектного профиля заносятся в таблицуТаблица Расчётные параметры тангенциального трёхинтервального профиля наклонной скважины с проектным смещением 550 мВид участкаГлубина мДлина ствола, мДлина интервала, мСмеще-ние, мЗенитный угол, градИнтенсив ность,1°/10мКондуктор741,7741,7741,70,00,00,0Вертикальный741,7741,7741,70,00,00,0Начального искривления850,2851,6109,915,716,51,5Тангенциальный2645,02732,81881,2534,316,50,0Эксплуатационный2655,02743,2310,4355016,50,0Выбор режима бурения при различных способах буренияБурение осуществляется с применением комбинированного способа бурения (ВЗД и роторный способ)Роторный способ буренияПри роторном бурении в процессе углубления можно произвольно устанавливать различные комбинации основных параметров режима бурения: осевая нагрузка на долото, расход промывочной жидкости и частоту вращения ротора (бурильной колонны).Частоту вращения ротора находят исходя из постоянства мощности привода ротора:nT=Pmax-удPT*nminгде Pmax-уд – максимальная рекомендуемая удельная нагрузка на долото, кН/см;PT – текущая удельная нагрузка на долото, кН/см;nmin , nT – минимальное и текущее значения частоты вращения ротора соответственно, об/мин.Рекомендуемые значения частоты вращения бурильной колонны прироторном бурении приведены в таблице.Таблица Рекомендуемые частоты вращения бурильной колонны при роторном способе.1109544233624Таким образом, для скважины глубиной 2655 м минимальная частота вращения варьируется в интервале 40-60 оборотов, примем равным 50 оборотамОпределим минимальную осевую нагрузку (PД) на долото:Если Pш и kзаб неизвестны, то PД для шарошечных долот Dд<190 мм можно практически определить по удельной нагрузке Pд=Pуд*DдPд=0,5*187,3=93,65 кННайдем частоту вращения ротора исходя из постоянства мощности привода ротора:nT=Pmax-удPT*nmin=10093,65*50=54 об/мин5. Расчёт бурильной колонныРекомендуемый (максимальный) наружный диаметр:-бурильных труб (dT):dT=0,6*DД-утяжелённых бурильных труб – УБТ(dубт):dубт=0,9*DДгде DД – диаметр долота, мм.В нашем случае диаметр долота для бурения под эксплуатационную колонну Dэ=187,3 ммdT=0,6*187,3=112,38 мм ; выбираем бурильные трубы диаметром 101,6 мм. dубт=0,9*187,3=168,57 мм; выбираем УБТ диаметром 178 мм.Расчёт длины секции УБТ при роторном способе бурения вертикальной скважины.Длина (lУБТ) секции УБТ при роторном способе бурения, состоящего из труб одного диаметра должна выбираться из соотношения:lубт≥1,2÷1,25*QqубтQ – осевая нагрузка на долото - 100 кН; УБТ диаметром 178 мм (вес 1 м – 1,55 кН). qубт – вес 1 м УБТ в буровом растворе:qубт=q*γc-γбрγс=1,55*7,86-1,27,86=1,313 кН/м lубт≥1,2÷1,25*Qqубт=1,2*1001,313=92 мИсходные данные для расчёта бурильной колонны (БК):-скважина наклонная;-глубина (LСКВ) скважины – 2655 м;-способ бурения комбинированный (ВЗД и ротор);-в процессе бурения бурильная колонна вращается с частотой 54 об/мин;-бурение винтовым забойным двигателем Д5-172;-вес (QВЗД) забойного двигателя Д5-172 – 7,70 кН;-максимальный перепад (ΔРГЗД) давления на ВЗД – 6,0 МПа;-УБТ диаметром 178 мм, длина секции УБТ – 92 м;-долото шарошечное для мягких и средних горных пород;-диаметр (DД) шарошечного долота 187,3 мм;-перепад (ΔРД) давления на долоте – 2,0 мПа;-осевая нагрузка (Q) на долото – 100 кН;-бурильные трубы диаметром dT = 101,6 мм;-толщина (δ) стенки бурильной трубы – 9 мм;-вес 1 м трубы – 0,262 кН/м;-трубы из стали группы прочности Л (предел прочности 800 МПа);-площадь (ST) поперечного сечения тела трубы – 0,003334м2-жёсткость (EJ) на изгиб бурильной трубы – 1226 кН*м2;-запас нагрузки на ликвидацию прихвата – 300 кН;-минимальный радиус кривизны ствола-382 м.Условия расчёта:-статическая нагрузка максимальна в верхнем сечении БК;-в искривленном участке ствола колонна подвергается изгибу;-необходиморассчитатьбурильнуюколоннунастатическуюи усталостную прочность.Расчёт нагрузок, действующих на бурильную колонну, и напряжений в теле трубы1075690243840МБКИзгиб,расчет на выносливостьМДМаксимальная растягивающаянагрузка и крутящий момент-расчет напрочность00МБКИзгиб,расчет на выносливостьМДМаксимальная растягивающаянагрузка и крутящий момент-расчет напрочностьМБКИзгиб,расчет на выносливостьМДМаксимальная растягивающаянагрузка и крутящий момент-расчет напрочностьМБКИзгиб,расчет на выносливостьМДМаксимальная растягивающаянагрузка и крутящий момент-расчет напрочностьРисунок 3 - Нагрузки, действующие на бурильную колоннуРастягивающая нагрузка в верхнем сечении бурильной колонны:от перепада давления над ГЗД и долоте:P1=∆PГЗД+∆PД*FT=∆PГЗД+∆PД*π*dB24P1=6+2*3,14*106*0,083624=43,9 кНгде FT – площадь сечения канала бурильной трубы, м2;dB - - диаметр канала бурильной трубы, м.Рассчитаем вес бурильных труб УБТ и забойного двигателя Д5-172:P2=Qвзд*lвзд+lубт*qубт+lбт*qбт*γc-γбрγбрP2=7,7+1,55*92+2655-92*0,262*7,86-1,27,86 P2=696,4 кННапряжения растяжения с учётом дополнительной растягивающей нагрузки 300 кН при ликвидации прихвата:σР=P1+P2+300FTσР=43,9+696,4+3000,003334=312,03 МПа300 кН– запас по нагрузке для ликвидации прихвата;P2 – вес бурильной колонны с учётом веса КНБК ниже расчётного сечения и снижения веса в буровом растворе (в данном примере не учитывается вес КНБК, силы трения в наклонной скважине)Расчёт крутящего момента для бурения роторным способомКрутящий момент складывается из крутящего момента на вращение бурильной колонны и долота-крутящий момент для вращения бурильной колонны:Мбк=9545*NбкnNбк=13,5*10-4*Lбк*dT2*n1,5*DД0,5*ρбрNбк=13,5*10-4*2655*0,10162*541,5*0,18730,5*1,2=7,625 кВтМбк=9545*7,62554=1,4 кН*мNбк – мощность, потребляемая на вращение бурильной колонны, dТ – диаметр бурильных труб бурильной колонны, м;Lбк – длина бурильной колонны, м;n – частота вращения бурильной колонны, об/мин; DД – диаметр долота, м;ρбр – удельный вес бурового раствора, г/см3;-крутящий момент, необходимый для вращения долота: 𝑀Д = 𝑄 ∗ Муд𝑀Д = 100 ∗ 0.014 = 1,4 кНМД – удельный момент на долоте (на 1 тонну осевой нагрузки на долото), кНКасательные напряжения при вращении бурильной колонны:τ=Мбк+МдWpWp - полярный момент сопротивления сечения бурильной трубы см3;Wp=π16*Dн4-dв4DнWp=3,1416*0,10164-0,083640,1016=1,1*10-4 м3где DH, dH – наружный и внутренний диаметр сечения бурильной трубы, см3.τ=1,4+1,41,1*10-4=25,454 МПаНапряжения от изгиба бурильной колонны при потере продольной устойчивости:378777524955500Ми =𝜋2 ∗ 𝐸 ∗ 𝐽 ∗ 𝑓 10 ∗ 𝐿2Где E = 21 * 1010 – модуль упругости стали Па J – осевой момент инерции сечения трубы, м394208026797000𝑓 =𝐷д − 𝐷т 2f=0,1873-0,10162=0,04285 мDд –диаметр скважины, мDт – диаметр бурильной трубы, мJ=π64*(DH4-dВ4)J=3,1464*0,10164-0,08364=2,83*10-6 м4Mи=3,142*21*1010*2,83*10-6*0,0428510*16,32=94,5 кН*мДлина полуволны изгиба бурильной колонныL=10ω*4E*J*ω210q=105,65*42,1*106*283,4*5,652107*0,262=16,3 мОсевой момент сопротивления сечения:Wo=π32DH4-dВ4Dн=3,1432*0,10164-0,083640,1016=55,74*10-6 м3Напряжение изгиба в сечении трубы при изгибе в вертикальном стволе:σH=MHWoσH=94,50255,74*10-6=1,695 МПа Напряжение изгиба бурильной колонны в искривленном стволе скважиныОпределим напряжения изгиба в теле бурильной трубы, расположенной в искривленном стволе скважины:σи=E*JR*Woσн=21*1010*2,83*10-6382*55,74*10-6=27,91 МПаR – радиус искривления ствола скважины.Таким образом, напряжения изгиба максимально в искривленном стволе скважины, которые и будут учитываться при дальнейшем расчете.Выбор бурильных трубКоэффициенты запаса прочности для бурения направленных скважин ГЗД составляют 1.35….1.40, а при роторном способе бурения 1.45…1.50.Определим величину допустимых напряжений изгиба:В верхнем сечении БК:σд=σр*nгзд=σр*1,4=312,03*1,4=436,84 МПаВ искривленном стволе:σд1=(σр+σн)*nгздσд1=312,03+27,91*1,4=475,9 МПа426783556769000Допустимые напряжения изгиба при роторном способе буренияσд2=nр*σр2+3*τ2σд2=1,5*312,032+3*25,4542=472,69 МПаПредел прочности стали таких труб составляет 800 МПа, что больше допустимых расчётных напряжений, Таким образом, бурильная колонна соответствует условиям статической прочности.Расчет на выносливость бурильной колонныПри вращении бурильной колонны в ней возникают знакопеременные напряжения изгиба.Рассчитаем запас прочности бурильной колонны:n=σ1-σ1σвσрσА-σ1σвσМ=117,6-117,6800*312,0327,91-117,6800*55,82=3,64>1,5σ1 - предел выносливости БТ при симметричном цикле изгиба по данным натурных испытаний;σв – предел прочности на растяжение;σр - напряжения растяжения в сечении, МпаσА – амплитуда переменных напряжений изгиба (σА=σн) σМ – постоянное напряжение изгиба (σМ=2*σА)Таким образом, расчеты произведены верно и бурильная колонна удовлетворяет условиям прочности.Расчет эксплуатационной колонны на прочностьОбщие положенияРасчёт обсадной колонны сводится к определению расчётных нагрузок, их распределения по длине колонны, выявление наиболее опасной из расчётных нагрузок в рассматриваемом сечении обсадной колонны и к подбору труб, соответствующих заданным значениям коэффициента запаса прочности, для комплектования обсадной колонны.При расчёте выделяются три основные нагрузки:-внутреннее избыточное давление;-наружное избыточное давление смятия;-осевая нагрузка растяжения от собственного веса обсадной колонны. При расчётах обсадных колонн нефтяных добывающих скважин наиболее часто применяется схема, представленная на рисунке.center340360Рисунок 4 - Расчетные схемы при проектировании обсадной колонны для скважин добывающей нефтяной скважине. А, Б — в период ввода в эксплуатацию и на завершающем этапе соответственно; 1- буровой раствор за колонной; 2 - цементный раствор-камень; 3 — жидкость в колонне.Учитывая различные условия нагружения, обсадную колонну, как правило, составляют из нескольких секций обсадных труб.Каждую секцию комплектуют из обсадных труб одного типоразмера, как по толщине стенки, так и по механическим свойствам материала. Рассчитать обсадную колонну — это значит, на основании расчетов спроектировать такую многосекционную конструкцию обсадной колонны, которая наилучшим образом соответствовала бы условиям её нагружения в скважине. Иными словами, по расчету подбирают обсадные трубы для комплектования секций и определяют их длину.Исходные данные для расчёта:-скважина нефтяная фонтанирующая;эксплуатационная колонна диаметром 146 мм;глубина от устья скважины до башмака эксплуатационной колонны L = 2655 м;глубина спуска предыдущей обсадной колонны L0 = 741,7 м;уровень жидкости в эксплуатационной колонне в завершающий период эксплуатации Н = 741,7 м;расстояние от устья до уровня цементного раствора (глубина подъёма цементного раствора) h = 741,7 м;удельный вес цементного раствора 𝛾Ц = 1,85*104 Н/м3;удельный вес жидкости (нефть) в эксплуатационной колонне в период ввода в эксплуатацию 𝛾В = 0,8*104 Н/м4;удельный вес жидкости в эксплуатационной колонне при освоении (вода)𝛾В = 1.0*104 Н/м3;удельный вес пластовой воды 𝛾ПС = 1.1*104 Н/м3;удельный вес бурового раствора за эксплуатационной колонной𝛾Р =1,25*104 Н/м3;эксплуатационный объект расположен в интервале глубин 2645-2655 м;пластовые давления: 27,24 МПа;запас прочности для обсадных труб в зоне эксплуатационного объекта 𝑛1= 1,20.Расчет наружных избыточных давлений:Давление на глубине (0-741,7)𝑃𝐵 = 𝛾ж ∗ (𝐿 − 𝐻)𝑃𝐵 = 1,0 ∗ 104 ∗ (2655 – 741,7) = 19,133 МПаДавление на глубине (741,7-2655)𝑃С = 𝛾пл ∗ 𝐿 − 𝐻 ∗ 𝛾ж𝑃С = 0,797 ∗ 104 ∗ 741,7 − 2655 ∗ 1,0 ∗ 104 = 20,64 МПа1768475243395500Давление на глубине 2655 равно пластовому (27,24 МПа) Рисунок 5. Эпюра избыточных наружных давленийРасчет внутренних избыточных давлений:𝑃𝑦 = 𝑃пл − 𝛾в ∗ 𝐿𝑃𝑦 = 27,24 − 0,8 ∗ 104 ∗ 2655 ∗ 10−6 = 6 МПа𝑃𝐴 = 𝑃𝑦 ∗ 𝛾пл𝑃𝐴 = 6 ∗ 1,1 = 6,6 МПа𝑃В = (𝑃𝑦 ∗ 𝛾пл + 𝐻 ∗ 𝛾в) − 𝐻 ∗ 𝛾пл𝑃В = (6 ∗ 106 ∗ 1,1 + 741,7 ∗ 1.0 ∗ 104) – 741,7 ∗ 1,1 = 14,02 МПа1193800190055500Рисунок 6. Эпюра избыточных внутренних давленийРасчёт на прочность эксплуатационной колонныРасчёт на прочность обсадной колонны проводим на основании эпюр избыточных внутренних давлений для стадии освоения скважины и внешних избыточных давлений для испытания колонны на герметичность.На рис. 7 представлена схема нагрузок, действующих на обсадную колонну. Максимальное избыточное наружное давление действует на забое скважины в интервале продуктивного пласта, а максимальные растягивающие нагрузки и избыточное давление- на устье скважины. Выбор обсадных труб производится снизу-вверх. По мере увеличения длины секций колонны обсадных труб производится учёт веса (двухосное нагружение) обсадной колонны при подборе секций, а также внутреннего избыточного давления.1530096173511Рис. 7 Схема эпюр сил, действующих на обсадную колоннуМаксимальное избыточное расчётное наружное давление на глубине 2655 м равно: Р = 20,64 МПа. Максимально допустимое избыточное наружное давление на глубине 2655 м с учётом коэффициента запаса 1,2 (в зоне коллектора) равно:𝑃НИ−𝑀𝐴𝑋 = 𝑃НИ−𝐿 ∗ 𝑛где n – коэффициент запаса, в зоне коллектора принимается равным 1,0÷1,3, в остальных интервалах 1,0. Для расчёта принимаем n=1,2𝑃НИ−𝑀𝐴𝑋 = 20,64 ∗ 1,2 = 24,7 МПаПо таблице находим, что такому избыточному наружному давлению соответствуют обсадные трубы группы прочности Л с толщиной стенки δ=7 мм, для которых критическое наружное давлениеРКР=29,8 МПаКритические давления для обсадных труб по ГОСТ 632-80, МПаУсловный диаметр обсадной трубы, ммТолщина стенки обсадной трубы, ммГруппа прочности сталиДЕЛМРТ1145,220,3-----5,724,2-----6,429,538,642,745,9--7,436,950,357,162,770,1-8,645,363,473,482,495,5102,110,2--93,7106,9127,4138,61466,519,4-----7,022,427,229,831,3--7,726.234,237,439,7--8,531,441,646,350,054,556,49,537,150,757,563,270,874,210,743,761,070,478,890,796,61687,318,321,9----8,022,127,3----8,926,934,337,640,042,844,010,635,447,954,259,365,968,712,142,659,368,376,387,492,9Длина первой секции обсадных труб с толщиной стенки 7,0 мм из стали группы прочности Д определяется мощностью эксплуатационного объекта плюс 50 м выше кровли пласта. Таким образом, длина L1 первой секции равна 11 м. По эпюре внешних избыточных давлений определяем расчётное давление на уровне верхнего конца первой секции на глубине L1=11 м, которое равно Р НИ-2280 =22,80 МПа. Данному давлению при коэффициенте запаса n1 = 1 соответствуют обсадные трубы группы прочности Д с толщиной стенки δ =7,0 мм, для которых РКР=27,7 МПа.29381451014095Определяем значение критического наружного давления для труб с учётом растягивающих нагрузок от веса первой секции обсадных труб (при двухосном нагружении) по формуле, где РКР – критическое наружное давление без учёта растяжения, МПа; Q – осевая растягивающая нагрузка на трубу, кН;QТ - растягивающая нагрузка, при которой напряжение в теле трубы достигает предела текучести (QТ = 1686 кН). Вес первой секции обсадных труб: Q1=11*0,245=2,695 кНPкрр=27,7*1-0,3*3,921686=27,68 МПаТаблица Теоретический вес 1 м обсадной колонны, оставленной из трубУсловный диаметр обсадной колонны, ммТолщина стенки, ммВес 1 м обсаднойколонны с нормальной муфтой, 1 кН1145,2–5,7–6,40,1697,40,1948,60,22210,20,2661466,5–7,00,2457,70,2678,50,2929,50,32310,70,3601687,30,2958,90,32010,60,35512,10,415Вторая секция обсадных труб имеющая длину:𝐿2 = 2533 мОпределяем наружное давление соответствующее глубине:𝑃НИ = 22,3 МПаНаходим, что такому избыточному наружному давлению соответствуют обсадные трубы группы прочности Е с толщиной стенки δ =7,7 мм и 𝑃КР = 26,7 МПа.Вес второй секции обсадных труб𝑄2 = 2425 *0,267 = 647,5 кНТретья секция составляется из обсадной колонны из стали группы прочности Д с толщиной стенки 6,6 мм, 𝑃КР = 19,4 Мпа𝐿3 = 𝐻к = 122 мВес третьей секции обсадных труб:𝑄3 = 122 *0,245 = 29,89 кНКонструкция обсадной эксплуатационной колонны диаметром 146 ммНомер секции (снизу- вверх)Группа прочнос ти сталиТолщина стенки обсадной трубы, ммДлина секции, мВес секции, кН1Л7,0112,72Е7,72425647,53Д6,512230Всего2997680,2Расчёт цементирования обсадной колонныЦель расчёта цементирования обсадной колонны заключается в определении:объёма буферной жидкости;объёма тампонажного раствора;количества исходных материалов и реагентов;объёма продавочной жидкости;режима цементирования;количества и техническая характеристика цементировочной техники1080516124078Исходные данные для расчёта прямого одноступенчатого цементирования обсадной колонны:диаметр обсадных труб – 146 мм;номинальный диаметр ствола скважины (диаметр долота, которым бурилась скважина) – 187,3 мм;глубина (Н) спуска обсадной колонны – 2655 м;высота (Нц) подъёма цемента за обсадной колонной – 2655 м;плотность (ρБР) бурового раствора – 1350 кг/м3;плотность (ρЦР) тампонажного (цементного) раствора – 1860 кг/м3;стоп-кольцо установлено на расстоянии (h) 20 м от башмака обсадной колонны;пластовое давление (РПЛ) продуктивного горизонта – 27,24 МПа;объём манифольда – 0,8 м3;буферная жидкость – водный раствор соли (NaCl) плотностью –1080 кг/м3;скорость потока цементного раствора в кольцевом зазоре – 1,8 м/с.Порядок проведения расчёта цементирования обсадной колонныРасчёт максимальной высоты столба буферной жидкости за обсадной колонной (из условия обеспечения репрессии на продуктивный пласт):hБ=ρбр-kА*ρВ*zПЛρбр-ρБkА=PПЛ0,01*zПЛгде 𝜌БР, 𝜌𝐵, 𝜌Б – плотность бурового раствора, пресной воды и буферной жидкости соответственно, кг/м3;kA – коэффициент аномальности.ZПЛ – глубина кровли продуктивного пласта, м. РПЛ – пластовое давление, МПа.kA=27,240,01*2645=1,03hБ=1350-1,02*1000*9601350-1080=458,4 мВысота столба буферной жидкости в кольцевом зазоре скважины обычно принимается равной 150-220 м. Для дальнейших расчётов принимаем высоту столба буферной жидкости – 200 м.Находим требуемый объём цементного раствора по формуле𝑉ЦР = 0,785 ∗ (𝑘𝐶 ∗ 𝐷Д2−𝐷Н2) ∗ 𝐻Ц + 0.785 ∗ 𝑑ВН2 ∗ ℎ)где kС– коэффициент, учитывающий увеличение объёма скважины за счёт образования каверн, желобов и др. дефектов ствола (1.05-1.30);DД, DН, dВН – номинальный диаметр долота, наружный и внутренний диаметры обсадной колонны, мм; НЦ – высота подъёма цементного раствора за обсадной колонной от забоя, м;h – высота цементного стакана (расстояние от стоп-кольца до башмака обсадной колонны), мVцр=0,785*1,2*0,18732-0,10162*2655+0,785*0,08362*20)==66,3 м3 Требуемая масса (GЦ) сухого цемента:1338264510223500𝐺Ц = 1 + 𝑚 ∗ 𝑉ЦР ∗ 𝜌ЦР ∗ КПгде m – водоцементное соотношение;КП – коэффициент, учитывающий потери (принимается 1,05);𝜌ЦР – плотность цементного раствора, кг/м3.Водоцементное отношение (m) для получения цементного раствора заданной плотности определяется их выражения:m=ρВ*(ρЦ-ρЦР)ρЦ*(ρЦР-ρВ)где 𝜌Ц – плотность сухого цемента (принимается равной 3200 кг/м3) m = 1000 * (3200 - 1860)3200 * (1860 - 1000) = 0,49 При цементировании скважин используются цементные растворы с водоцементным отношением m = 0,4÷0,5, принимаем m=0,496.При цементировании скважин используются цементные растворы с водоцементным отношением m = 0,4÷0,5, принимаем m=0,496. GЦ = 11 + 0,496 * 66,3 * 1860 * 1,05 = 86553 кг Количество воды для приготовления расчётного объёма цементного раствора: VB = m * GЦгде VB – необходимый объём воды, м3;m – водоцементное соотношение; GЦ – требуемая масса сухого цемента, т. VB = 0,49 * 86553=42411,2 м3Требуемый объём продавочной жидкости: VПР=∆*0,785*dВН2*H-h+VМ Δ – коэффициент сжимаемости продавочной жидкости (принимается 1,04); Vм – объём (вместимость) манифольда, м3 (принимается равным 0,8 м3)𝑉ПР = 1,04 ∗ 0,785 ∗ 0,08362 ∗ (2655 − 20) + 0.8 = 15,84 м3Требуемая подача цементировочных агрегатов для продавки цементного раствора с требуемой скоростью𝑄 = 0.785 ∗ 𝑊ЦР ∗ (𝐷Д2−𝐷Н2)WЦР - скорость потока цементного раствора в кольцевом зазоре скважиным3531050510795000𝑄 = 0,785 ∗ 1,8 ∗ (0,18732−0,10162) = 0,035с= 35 л/сДля цементировочного агрегата ЦА-320М производительность на IV передаче QIII = 9.0 л/с при диаметре втулки 100 мм, а максимально допустимое давление PIII = 10.3 МПа, т. е. расчётный режим цементирования по давлению обеспечится данным агрегатом.Определим необходимое число цементировочных агрегатов по формуле:𝑄401828076200004018280112395𝑄00𝑄𝑛ЦА =+ 1𝑄𝑄𝑖где Qi – производительность цементировочного агрегата на i-ой скорости, л/с;nЦА=359+1=5Принимаем пять агрегатов. Определяем необходимое число цементосмесительных машин 2СМН-20:mЦСМ=QцVБУН*ρНМгде VБУН – вместимость бункера цементосмесительной машины (14,5 м3 ), м3; ρНМ – насыпная масса цемента (1,21 т/м3), т/м3.mЦСМ=15,8414,5*1,21=0,90Принимаем число цементосмесительных машин 2СМН-20 равное одному.Предусматриваем закачивание 0,98 объёма продавочной жидкости 5 агрегатами ЦА-320М при подаче 9,0 л/с. Оставшуюся часть объёма продавочной жидкости будем закачивать одним агрегатом на III передаче при подаче 3 л/с для определения момента посадки верхней пробки на стоп-кольцо.Объём продавочной жидкости для закачки на максимальной передаче –VМП =15,84*0.98=15,523 м3Объём продавочной жидкости для закачки на минимальной передаче –VМНП =15,84-15,523 =0,317 м3Продолжительность цементирования определяем по формуле:tЦ=160*VЦРn2*QIV+0,98*VПРn-1*QIV+0,02*VПРQIII+10tЦ=160*663345*9+0,98*158345-1*9+0,02*158343+10=43,5 минВыбираем тампонажный раствор для цементирования обсадной колонны, характеризующийся следующим временем начала загустевания:tз=tЦ0,75tз=43,50,75=58 минПринимаем тампонажный раствор на основе портландцемента типа ПХЦ для нормальных температур с началом загустевания не менее: 1,25*58=72,5 мин, с началом схватывания не ранее 2 часов и концом схватывания – не позднее 10 часов.Выбор буровой установкиОпределим вес бурильной колонны:Qбк=k*α*q*L*(l-γжγст)Qбк=1,25*1,1*31,5*2655*1-1,657,85=90823,8 кгQбк=90823,8 кг=90,82 тQбк=90,82 т – вес бурильной колонныОпределим массу обсадной колонны:Qобс=Lобс*qобсQобс=2655*33,5=88942,5 кг=88,9 тМаксимальная нагрузка на крюке при работе с бурильной колонной:Qmaxб=Кб*Qбк=2*90,82=181,64тМаксимальная нагрузка на крюке при работе с обсадными колоннами:Qmaxобс=Ко*Qобс=2*88,9=177,8 тДопускаемая нагрузка на крюке:Qкр=Qmaxб=181,64 тБуровая установка с дизель-гидравлическим приводом БУ3200/200ДГУ-1 соответствует проектной глубине скважины 3200 м и максимальной нагрузке на крюке 2000 кН. Таким образом, характеристики установки соответствуют заданным техническим требованиям.ЗаключениеДанный курсовой проект выполнен для рассмотрения строительства эксплуатационной скважины. В ходе проекта рассмотрены сложности и технические решения при проводке скважины в продуктивном пласте. Вместе с этим, был рассчитан тангенциальный профиль данной скважины и проведены необходимые расчеты на прочность, цементирование обсадных колонн, а также выбор буровой установки.Список литературыБулатов А. И. Тампонажные материалы, М.: Недра, 2017.- 279 с.Иоганин К. В. Спутник буровика, Справочник -3-е издание, перераб. и дополн.- М.: Недра 2010.-303 с.Гаджумян Р.А., Калинин А.Г., Никитин Б.А. Инженерные расчеты при бурении глубоких скважин.М.: Недра, 2010.- 487 с.Долгих Л.Н. Расчеты крепления нефтяных и газовых скважин: учеб. пособие; ПГТУ, 2016.- 87с.Середа Н.Г.,Соловьев Е.М. Бурение нефтяных и газовых скважин. 2 изд. – М.: Недра, 2008. – 358 с.Осипов П.Ф. Расчет бурильных колонн изд-во ПГТУ, 2008. –93 с.