Курсовая работа на тему «Технология бурения нефтяных и газовых скважин»

Проектирование конструкции скважины
1.1. Расчет диаметра эксплуатационной колонны, кондуктора, долота
1.2. Расчет глубины спуска кондуктора
Расчет проектного профиля
Расчет буровой колонны
Гидравлический расчет
Расчет эксплуатационной колонны
Расчет цементирования эксплуатационной колонны
Выбор буровой установки

Условия:
1.Глубина пласта по вертикали от 2910 м до 2930 м.
2. Удельный вес нефти в пласте 8140 Н/м3.
3. Относительная плотность попутного газа по воздуху 1,015.
4. Давление насыщения 8,46 Мпа.
5. Градиент пластового давления 0,0100 МПа/м
6. Усредненный удельный вес горных пород 20200Н/м3.
7. Смещение ствола скважины от вертикали на кровле пласта 770 м.
Дополнительные условия:
1. Вид проектного профиля скважины – трёхинтервальный тангенциальный.
2. Конструкция скважины состоит из кондуктора и эксплуатационной обсадной колонны. 3. При расчёте эксплуатационной обсадной колонны принимать:
3.1 Снижение уровня в эксплуатационной колонне при испытании на герметичность – от устья Н=800 м;
3.2 Уровень жидкости в эксплуатационной колонне в завершающий период эксплуатации – Н=1100 м;
3.3 Кондуктор и эксплуатационная обсадные колонны цементируются до устья
3.4 Удельный вес цементного раствора γЦ = 1,85*104 н/м3
3.5 Удельный вес пластовой воды γГС = 1,10*104 н/м3;
3.6 Удельный вес испытательной жидкости (вода) γЖ = 1,0*104 н/м3;
3.7 Удельный вес жидкости в эксплуатационной колонне при освоении (вода) γВ = 1.0*104 н/м3;
3.8 Удельный вес жидкости (нефть) в эксплуатационной колонне в период ввода в эксплуатацию γВ = 0,85*104 н/м4;
3.9 Удельный вес жидкости (нефть+вода) в эксплуатационной колонне в завершающий период эксплуатации γВ = 0,95*104 н/м4;
3.10 Запас прочности для обсадных труб в зоне эксплуатационного объекта n1= 1,20.
3.11 Диаметр эксплуатационной колонны 146 мм.
4. Диаметр кондуктора 245 мм.
5. Минимальный радиус кривизны ствола скважины – 382 м.
Проектирование конструкции скважины

Для расчета диаметра ЭК необходимо знать дебит скважины, но т.к. дебит в условии не дается, примем диметр равный 146 мм.
Dэ.к. = 146 мм.
Выбор диаметра долота для бурения под обсадную колонну.
Диаметр долота для бурения под обсадную колонну определяется по наружному диаметру соединительной муфты обсадной трубы. Регламентируемый диаметральный зазор (ε) между муфтой и стенкой скважины, при котором обсадная колонна свободно проходит по стволу скважины приведен в таблице 1.

Таблица 1
Минимально допустимый радиальный зазор между муфтой и стенкой скважины

Расчетный диаметр долота определяется по формуле:
Dд = Dм + ε
Dд = 166 + 20 = 186 мм
Ближайший нормализованный диаметр долота 215,9мм
Рассчитанный таким образом нормализованный диаметр долота позволяет рассчитать внутренний диаметр обсадной колонны, через которую это долото должно свободно пройти по формуле:
Dвн = Dд + 2 = 215,9+ 2*10 = 235,9 мм
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 Dвн обсадной трубы выбирается нормализованный диаметр обсадных труб и выявляется наибольшая допустимая толщина стенки обсадной трубы. Ближайший нормализованный диаметр обсадной трубы 244,5мм.
Dд = 269,9 + 2*25 = 319,9
Ближайший нормализованный диаметр долота под обсадную колонну 320мм
Плотность бурового раствора:
p_бр=1,0∙Kз=1,0∙1,05=1,05 г/см3
Расчет пластового давления:
Pпл=2910∙0,01=29,1 Мпа
Методика расчёта минимальной глубины спуска кондуктора (промежуточной обсадной колонны) из условия предупреждения гидроразрыва пластов у башмака
Исходные данные для расчёта:

L – глубина проявляющего пласта, м;
РПЛ –пластовое давление, МПа;
РНАС — давление насыщения, МПа;
γГП – усреднённый удельный вес горных пород, Н/м3 (Па/м);
γ – удельный вес жидкости в обсадной колонне (в пластовых условиях), Н/м3 (Па/м);
Ῡ — 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.

Рис. 1 Расчётная схема

Этапы расчёта (рис. 1):
Определение высоты столба газа (уровня жидкости) в обсадной колонне.
H=L-(P_пл-P_нас)/(〖10〗^(-6)∙)
H=2910 — (29,1-8,46)/(10-6∙8140)= 374,4 м
Нк < Н < L — в скважине столб газа и пластовой жидкости, длина столба жидкости больше расчётной глубины Нк спуска обсадной колонны (рис. 1.3).
H_к=(〖10〗^6∙P_у)/(0,95∙_гп )=(〖10〗^6∙8,15)/(0,95∙20200)=425 м
S_y=〖10〗^(-4)∙^-∙H=10-4∙1,015∙374,4=0,038
e^Sy=(2+S_y)/(2-S_y )=(2+0,038)/(2-0,038)=1,038
P_у=(P_пл-(L-H)∙〖10〗^(-6))/e^Sy =(29,1-8140∙(2910-374,4)∙〖10〗^(-6))/1,038=8,15

Расчет проектного профиля
Расчет тангенциального профиля наклонной скважины
Тангенциальный трёхинтервальный профиль (рис. 1) включает вертикальный участок, участок начального искривления и тангенциальный участок.
Рис. 1 Трёхинтервальный профиль тангенциального вида.
Исходными данными для расчета трёхинтервального профиля являются параметры: Н, А, НВ, R1.

Уравнения проекций участков профиля на вертикальную и горизонтальную оси:
НВ + R1 sin1 + L cos1 = H (2)
R1 (1 — cos1) + Lsin1 = A (3)
В системе уравнений (2) и (3) две неизвестные величины L и 1.
Значение зенитного угла 1, при котором обеспечивается проектное смещение ствола скважины на проектной глубине Н, получается в результате решения системы уравнений (2) и (3) и может быть выражено формулой:
(4)
где H0 =H — HB
Длина тангенциального участка определяется по формуле:

Исходные данные:
глубина спуска кондуктора – 425 м;
глубина спуска эксплуатационной колонны – 2930 м;
проектная глубина до кровли пласта Н=2910 м;
проектное смещение на кровле пласта А=770 м;
радиус кривизны участка начального искривления R1 = 382 м;
— мощность продуктивного пласта – 20 м.

С целью улучшения спуска и повышения герметичности крепи направления и кондуктора, составленных из обсадных труб большого диаметра, длину Нв вертикального участка принимаем равной 620 м. При этом кондуктор будет расположен в вертикальном стволе скважины.

На основании исходных данных по формуле (3.4) определяется величина угла α1 в конце участка начального искривления ствола:
= 19,08 о
H0 =H — HB=2910-620=2290
Длина участка начального искривления:
L_1=(〖 〗_1∙π∙R)/180=(19,08∙3,14∙382)/180=127
Длина тангенциального участка:

=2291 м
Длина эксплуатационного участка:
L_э=H_п/(cos〖 〗_1 )=20/cos19,08=21

Расчётные параметры тангенциального трёхинтервального профиля
наклонной скважины с проектным смещением 770 м
Вид участка Глубина м Длина ствола,
м Длина интервала,
м Смеще-ние,
м Зенитный угол,
град Интенсивность, 1°/10м
Кондуктор 425 425 425 0 0 0
Вертикальный 620 620 620 0 0 0
Начального искривления 745 747 127 21 19,08 1,5
Тангенциальный 2910 3132 2291 770 19,08 0
Эксплуатационный 2930 3153 21 777 19,08 0

Тангенциальный трёхинтервальный профиль наклонной скважины с проектным смещением 770 м приведен на рис. 2.
Рис. 2.

Расчет бурильной колонны
Рекомендуемый (максимальный) наружный диаметр:
-бурильных труб (dт):
dт = 0,6∙Dд
dт = 0,6∙215,9=129,54 мм, выбираем (табл. 5) бурильные трубы диаметром 127 мм.
-утяжелённых бурильных труб – УБТ(dубт):
dубт = 0,9∙Dд
dубт = 0,9∙215,9=194,31 мм, выбираем (табл. 3) 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, определяется по формуле:
l_убт=≥(1,2÷1,25)∙Q/q_убт
Q – осевая нагрузка на долото, кН;
qубт – вес 1м УБТ в буровом растворе, кН/м.
УБТ диаметром 178 мм (вес 1 м – 1.55 кН).
q_убт=1,55∙((7.86-1.2))/7.86=1.313 кг/м
l_убт⋝(1.2…1.25)*100/1.313=91,39…95,2 м
Расчёт бурильной колонны на прочность Исходные данные для расчёта бурильной колонны (БК):

максимальная длина (Lскб) ствола скважины – 3153 м;
минимальный радиус кривизны ствола – 382 м;
осевая нагрузка (Q) на долото – 10 тонн=10000 кгс;
бурильные трубы диаметром dт = 127 мм;
толщина (δ) стенки бурильной трубы – 9 мм;
вес 1 м трубы – 26,2 кг/м;
площадь (Sт) поперечного сечения тела трубы – 33,34 см2
жёсткость (EJ) на изгиб бурильной трубы – 1226∙106 кгс*см2;
диаметр (Dд) шарошечного долота 215,9 мм;
долото шарошечное для мягких и средних горных пород;
перепад (ΔРд) давления на долоте – 20 кгс/см2;
максимальный перепад (ΔРгдз) давления на ГЗД – 60 кгс/см2;
запас нагрузки на ликвидацию прихвата – 30 тонн.
способ бурения роторный;

Условия расчёта:
статическая нагрузка максимальна в верхнем сечении БК;

в искривленном участке ствола колонна подвергается изгибу;

необходимо рассчитать бурильную колонну на статическую и усталостную прочность
Расчёт нагрузок, действующих на бурильную колонну, и напряжений в теле трубы
Растягивающая нагрузка в верхнем сечении бурильной колонны: — от перепада давления над ГЗД и долоте:
P_1=(∆Ргзд+∆Рд)∙Fт=(∆Ргзд+∆Рд)∙π∙((dв^2)/4)
P1= (0+20) ∙3,14∙ (10,92/4)=1865,317 кгс
где FT – площадь сечения канала бурильной трубы, см2;
dB — — диаметр канала бурильной трубы, см.

вес бурильных труб и УБТ:

P_2=(lубт∙qубт+lбт∙qбт)∙((γc-γбр))/γбр

Р2 = (95·155 + 1018·26,2) · ((7,86-1,20)/7,86) = 35076,5кгс.
Напряжения растяжения с учётом дополнительной растягивающей нагрузки

30 тонн при ликвидации прихвата:
σ_Р=((P1+P2+30000))/F_Т
σ_Р=((1865,3+35076,5+30000))/93,27=718 кгс/см^2
3000 кгс – запас по нагрузке для ликвидации прихвата;
Р2 – 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, а также снижение веса в буровом растворе).
Расчёт крутящего момента для бурения роторным способом

Крутящий момент складывается из крутящего момента на вращение бурильной колонны и долота.
крутящий момент для вращения бурильной колонны:
Mбк=97400∙N_бк/n
Мбк=97400∙33,5/100=32629 кгс∙см=326,29 кг∙м
Где
N_бк=〖13.5∙10〗^(-4)∙Lбк〖∙dт〗^2∙n^1.5∙〖Dд〗^0.5∙ρ_бр
NБК 13,5 104  3153  0.1272  1001.5  0.21590,5 1,05 33,5квт
NБК – мощность, потребляемая на вращение бурильной колонны, кВт; 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:
M_Д=Q∙Муд
M Д 12 10 120кг с  м ;
МД – удельный момент на долоте (на 1 тонну осевой нагрузки на долото), кгс/т. Удельный момент МД на долоте: – 12 кгс м/т
Касательные напряжения при вращении бурильной колонны:
τ=((Mбк+Мд))/Wp
WР- полярный момент сопротивления сечения бурильной трубы см3;
W_р=π/16 (〖〖Dн〗^4∙〖dв〗^4〗_ /Dн)
W_р=3.14/16 (〖〖12.7〗^4-〖10.9〗^4〗_ /12.7)=183.87 см^2
где DH, dH – наружный и внутренний диаметр сечения бурильной трубы, см.
τ=((326,29+120))/183.87=242,7 кгс/см^2

Напряжения от изгиба бурильной колонны при потере продольной устойчивости:

σи=Ми/W_o =(π^2∙E∙J_o∙f)/(〖10〗^6∙L^2∙W_o )
где Е — модуль упругости стали, 2,1·104 кгс/мм2=2,1·106 кгс/см2 JO- осевой момент инерции сечения трубы, см4
WO –осевой момент сопротивления сечения трубы, см3
f=(Dд-Dз)/2
f=(21.59-15.2)/2=3.195 см
DЗ – диаметр замка бурильной трубы, см;

Длина полуволны изгиба бурильной колонны;
L=10/U*(0.5*Z+(0.25*Z^2+(E*J0*U^2)/(〖10〗^7*q))^0.5 )^0.5
U=(π*n)/30
U=3,14*100/30= 10.47 об/мин
n – частота вращения бурильной колонны, об/мин;
U – угловая скорость вращения бурильной колонны, об/мин; Z- расстояние от расчётного до нейтрального сечения бурильной колонны; м; L – длина полуволны изгиба бурильной колонны, м; q – вес 1 м бурильной колонны, кгс/см;

Е = модуль упругости стали, 2,1·104 кгс/мм2=2,1·106 кгс/см2
J0=π/64*(D^4 н-d^4 в)=3.14/64*(〖12.7〗^4-〖10.9〗^4 )=583.77 см^4
W0=π/64*(D^4 н-d^4 в)/Dн=3,14/32*(〖12,7〗^4-〖10,9〗^4)/12,7=91 см^2
Минимальная длина L, а, следовательно, и максимальная кривизна бурильной колонны при Z=0, т.е. в нейтральном сечении (непосредственно над УБТ).
L=10/10.47*(0.5*0+(0.25*0^2+(2.1+〖10〗^6*583.8*〖10.47〗^2)/(〖10〗^7*0.262))^0.5 )^0.5=11.94 м
Ми=(〖3,14〗^2*2,1*〖10〗^6*583.8*3.195)/(〖10〗^4*〖11.94〗^2 )=27090 кгс/см^2
σи=27090/91=298 кгс/см^2
Напряжения от изгиба бурильной колонны в искривленном стволе скважины:

Определим напряжения изгиба в теле бурильной трубы, расположенной в
искривленном стволе скважины:
σи=(E*J0)/(R*W0)=(2.1*〖10〗^6*583.8)/(38200*91)=352 кгс/см^2
E- модуль упругости стали, 2,1·104 кгс/мм2=2,1·106 кгс/см2
J0- осевой момент инерции сечения трубы, см4
W0 –осевой момент сопротивления сечения трубы, см3
R – радиус искривления ствола скважины, см.
Таким образом, напряжения изгиба максимальны в искривленном стволе скважины, которые и будут учитываться при дальнейшем расчёте.

Определение запаса прочности бурильной колонны

Коэффициенты запаса прочности для бурения направленных скважин ГЗД составляют 1.35….1.40, а при роторном способе бурения 1.45…1.50.

Определяет величину допустимых напряжений изгиба:
-в верхнем сечении БК (прямой ствол) при бурении ГЗД:
σд=σр*nгзд=718*1,5=1077 кг/см^2
-в искривленном стволе при бурении ГЗД:

σд1=(σр+σи)*nгзд=(718+352)*1,5=1605 кг/см^2
-допустимые напряжения изгиба при роторном способе бурения:
σд2=nр*(σ^2 р+3*τ^2 )^0.5=1.5*(〖718〗^2+3*〖130.74〗^2 )^0.5=1129 кг/см^2
Для комплектования бурильной колонны выбираются (табл. 6) бурильные трубы из стали группы прочности Л.

Расчёт на выносливость БК

При вращении в БК возникают знакопеременные напряжения изгиба.

Запас прочности БК рассчитывают по формуле:
n=(σ1-σ1/σв*σр)/(σA+σ1/σв*σм)=(1200-1200/8000*718)/(348,8+1200/8000*738)=2,3

Таким образом, бурильная колонна удовлетворяет условиям прочности
σ1 — предел выносливости БТ при симметричном цикле изгиба по данным натурных испытаний (σ1=1200кгс/см2);
σВ – предел прочности (σВ = 8090кгс/см2)
σР — напряжения растяжения в сечении
σР – амплитуда переменных напряжений изгиба (σА = σИ =369кгс/см2) σМ – постоянное напряжение изгиба (σМ = 2* σА = 2*369 = 738кгс/см2) Размерность напряжений – кгс/см2.

Гидравлический расчёт бурения скважины
Целью гидравлического расчета бурения скважины является определение режима
промывки скважины, при котором обеспечивается эффективная очистка ствола при соблюдении требований и ограничений, обусловленных геологическими характеристиками вскрываемого интервала, технической характеристикой гидравлического забойного двигателя и турбогенератора телесистемы, если он используется.
Основными задачами гидравлического расчета являются:
-определение необходимого расхода промывочной жидкости;
-выбор бурового насоса.
В результате гидравлического расчета определяются расход бурового раствора,
потери давления промывочной жидкости в циркуляционной системе, гидродинамическое
давление на поглощающий пласт, определяются технические характеристики бурового
насоса, выбираются насадки гидромониторного долота (рис. 1)
Исходные данные для проведения гидравлического расчета:
характеристика системы нагнетания промывочной жидкости;
конструкция обсадной эксплуатационной колонны;
глубина ствола скважины;
типоразмер бурильных труб;
пластовые давления и давления гидроразрыва пластов;
типоразмер долота;
плотность и реологические параметры промывочной жидкости.

Рис. 1. Схема гидравлического расчёта промывки скважины 1
Исходные данные для расчёта гидравлической программы бурения скважины:
вид скважины – наклонно направленная;
зенитный угол ствола скважины – 19,08 градусов;
длина ствола – 3153 м;
вертикальная глубина – 2930 м;
диаметр скважины (долота) – 215,9 мм;
длина обсадной колонны (кондуктора) – 425 м;
диаметр обсадных труб кондуктора — 245 мм;
толщина стенки обсадных труб кондуктора – 9 мм;
тип ГЗД – винтовой забойный двигатель ДВ-172;
перепад давления на винтовой забойный двигатель ДВ-172 – 0 МПа;
расход промывочной жидкости для ДВ-172 – 28 л/с;
бурильные трубы с приварными замками диаметром – 127 мм (толщина стенки трубы – 9,19 мм; наружный диаметр замка – 161,9 мм; длина замкового соединения —
434,5 мм);
буровой насос УНБ-600А.

Основные положения при выборе расхода промывочной жидкости.

Расход промывочной жидкости выбирается из условия выноса шлама в кольцевом зазоре между бурильными трубами и скважиной.
Выбор бурового насоса производится по наибольшей величине потерь давления в циркуляционной системе скважины.
Величина расхода промывочной жидкости (Q) определяется по формуле:
Q=π/4 〖(D〗^2 〖-d〗^2)*W_КП м^3/c
Q=3.14/4 〖(0.2159〗^2 〖-0.127〗^2)*1.2=0.0239* м^3/c
где D – диаметр ствола скважины (внутренний диаметр обсадной колонны), м;
d – диаметр (наружный) бурильных труб, м;
WКП – скорость потока промывочной жидкости в кольцевом зазоре, м/с (0,5- 1,2 м/с).
Выбранный расход должен удовлетворять следующим требованиям:
-гидродинамическое давление на пласт должно быть меньше, чем давление гидроразрыва пласта;
-при наличии в интервале бурения горных пород, склонных к осыпям,
обвалам, кавернообразованиям следует обеспечить ламинарный режим течения в данном интервале.
Величина расхода промывочной жидкости уточняется при выборе типа гидравлического забойного двигателя и турбогенератора телесистемы. Однако при этом должны выполнятся условия очистки скважины и предупреждения поглощения промывочной жидкости пластом горной породы.

2. Расчёт основных параметров бурового раствора

Проектные решения по выбору плотности бурового раствора должны предусматривать создание столбом раствора гидростатического давления на забой скважины и вскрытие продуктивного горизонта, превышающего проектные пластовые давления на величину не менее:
-10% для скважин глубиной по вертикали до 1200 м (интервалов от 0 до 1200 м);
-5% для интервалов от 1200 м по вертикали до проектной глубины.
Расчёт плотности бурового раствора (на основе эквивалента пластового давления).
Эквивалент – это плотность жидкости, столб которой на конкретной глубине
создаёт давление, равное пластовому (поровому) давлению.
p_(э-пл)=P_пл/(0,1∙H)=29,1/(0,1∙2910)=1
p_бр=k_з∙p_(э-пл)=1,05∙1=1,05
где kЗ – коэффициент запаса на величину репрессии на пласт (см. табл.).
-ЭПЛ — эквивалент пластового давления
РПЛ – пластовое давление, кгс/см3;
Н – глубина залегания рассматриваемого горизонта (пласта), м.
Интервал глубин, м <1200 1200-2500 >2500
kЗ 1,1-1,15 1,05-1,10 1,04-1,07
Репрессия на пласт, 1,5 2,5 3,5
МПа

Выбранная плотность бурового раствора проверяется на соответствие градиенту гидроразрыва проходимых пород. При отсутствии соответствия принимаются решения по разделению проходимых участков ствола скважины обсадными колоннами.

2.1 Реологические параметры бурового раствора

Пластическая вязкость (ηПЛ) – определяется как касательное напряжение, превышающее предельное напряжение сдвига и сообщающее жидкости единичную скорость сдвига.
Наиболее широко используемые в настоящее время буровые растворы представляют собой жидкости, содержащие дисперсную фазу. Как и обычные жидкости, они обладают подвижностью, т.е. способностью течь. При этом первоначальное расположение частиц жидкости изменяется, происходит деформация. Наука о деформации и течении тел называется реологией, а свойства тел, связанные с течением и деформацией, называются реологическими.
Буровые растворы отличаются от ньютоновских жидкостей, например, воды тем, что для инициирования течения требуется приложить некоторое начальное напряжение.
Динамическое напряжение сдвига (τ0 ) – это напряжение, необходимое для начала течения жидкости.
Расчёт пластической вязкости.
ή_пл=33*ρ_БР-22
ή_пл=33*1,05-22=12,65 мПа*с=0,01265 Па*с
Расчёт динамического напряжения сдвига
а) при скорости восходящего потока промывочной жидкости в кольцевом зазоре
скважины VКП>VMIN:
ν_min= 1/(1.686-0.011*α)
ν_min= 1/(1.686-0.011*19,08)=0,677 м/с
α – зенитный угол ствола скважины, градус.
ν_КП=(4*Q)/(π*〖(D〗^2 〖-d〗^2))
ν_КП=(4*0.0239)/(3.14*〖(0.2159〗^2 〖-0.127〗^2))=0.999 м/с
〖Так как ν〗_КП > ν_min ,то
τ_0 10 1,377  α
τ_0 10 1.377  19,08=36,27 дПа = 3.6 Па
где Q – расход бурового раствора, л/с;
ДС – диаметр ствола скважины, м;
ρГП — плотность горной породы, г/см3:
ρБР – плотность бурового раствора, г/см3.

3. Определение режима течения промывочной жидкости

Режим течения промывочной жидкости в элементах циркуляционной системы скважины определяется средней скоростью потока; размером области течения, плотностью и реологическими характеристиками самой промывочной жидкости.
При промывке скважины вязкопластичными буровыми растворами режим течения зависит от критерия подобия Хедстрема (Не):
для определения режима течения БР в колонне бурильных труб определим критерий Хедстрема:
〖He〗_БК=(〖d^2*〗_ τ_0*ρ_БР)/〖ή_пл〗^2
〖He〗_БК=(〖〖0.109〗^2*〗_ 3.6*1050)/〖0,01265〗^2 =280649
Критическое значение критерия Рейнольдса для бурильной колоны:
〖Re〗_(КР-БК) 2300 7.8  〖He〗^0.56
〖Re〗_(КР-БК) 2300 7.8  〖280649〗^0.56=11071
Расчёт критерия Рейнольдса для колонны бурильных труб:
〖Re〗_БК=(4*Q*ρ_БР)/〖π*d*ή〗_пл
〖Re〗_БК=(4*0.0239*1050)/(3.14*0.109*0.01265)=23185
Так как ReБК  ReKPБК , то режим течения бурового раствора в бурильной колонне турбулентный.
— для определения режима течения бурового раствора в кольцевом зазоре 5 открытого ствола скважины определим критерий Хедстрема:

〖He〗_КЗ=(〖〖(D〗^2 〖-d〗^2)*〗_ τ_0*ρ_БР)/〖ή_пл〗^2
〖He〗_КЗ=(〖〖(0.2159〗^2 〖-0.127〗^2)*〗_ 3.6*1050)/〖0.01265〗^2 =720079
Критическое значение критерия Рейнольдса для кольцевого зазора открытого ствола скважины:
Reкр-кз=2300+7,8*Некз^0.56=2300+7.8*〖720079〗^0.56=17167
Расчёт критерия Рейнольдса для кольцевого зазора открытого ствола скважины:
Reкз=(4*Q*ρБР)/(π*(Dc+d)*nпл)=(4*0,0239*1050)/(3,14*(0,2159+0,127)*0,01265)=7370
Так как ReКЗ  ReKPКЗ , то режим течения бурового раствора в кольцевом зазоре открытого ствола скважины ламинарный.
для определения режима течения БР в кольцевом зазоре в обсадной колонне
определим критерий Хедстрема:
Heкз=(τ0*ρБР*(Dок-d)^2)/(nпл^2 )=(3,6*1050*(0,227-0,127)^2)/〖0,01265〗^2 =236216
где DОК – внутренний диаметр обсадной колонны, м;
Критическое значение критерия Рейнольдса для кольцевого зазора в обсадной колонне:
Reкр-кз=2300+7,8*Heкз^0.56=2300+7.8*〖236216〗^0.56=10264
Критерий Рейнольдса для кольцевого зазора в обсадной колонне:
Reкз=(4*Q*ρБР)/(π*(Dc+d)*nпл)=7138
Так как ReКЗ  ReKPКЗ , то режим течения бурового раствора в кольцевом зазоре в обсадной колонне ламинарный.

4.Расчёт потерь давления в циркуляционной системе скважины

Потери давления в циркуляционной системе наземного оборудования:
рМ  М  БР Q2
-М — коэффициент гидравлических потерь, определяется как сумма коэффициентов

потерь в отдельных элементах наземной циркуляционной системы:
-стояк — 1.07*104 м4;
-буровой шланг – 0,52*104 м4;
-вертлюг — 0,44*104 м4;
-ведущая труба 0,90*104 м4.
М = (1,07+0,52+0,44+0,90)*104=2.93*104 м4

∆pМ=2,93*〖10〗^4*1050*〖0,0239〗^2=1,757*〖10〗^4 Па=0,01757 МПа

Потери давления в бурильной колонне:
БК — коэффициент гидравлического сопротивления
При ламинарном течении бурового раствора λБК рассчитывается:
λБК=64/(y1*Re)
где У1 безразмерный параметр У1 определяется в зависимости от критерия Сен-Венана (Sen) (рис. 2).
Так как при заданных условиях режим течения в бурильной колонне турбулентный, то величина коэффициент гидравлического сопротивления ( БК ) определяется по кривой 1 (рис. 3) в зависимости от значения критерия Рейнольдса
( ReБК  23185 ).
БК =0,03 (см. рис. 3)

Рис. 2 Зависимость безразмерного параметра У1 от критерия Сен-Венана (Sen) при ламинарном режиме течения высокопластичных буровых растворов в бурильных трубах(1) и кольцевом зазоре (2).

Рис. 3 Зависимость коэффициента гидравлического сопротивления λ от критерия Рейнольдса Re при турбулентном режиме течения высокопластичных буровых растворов бурильных трубах (1) и обсаженном (2) и открытом (3) кольцевом зазоре скважины
∆ρБК=8/π^2 *λБК*L/d^5 *ρ*Q^2=8/〖3.14〗^2 *0.03*3153/〖0.109〗^5 *1050*〖0.0239〗^2=2988740 Па=3МПа
Потери давления в кольцевом зазоре открытого ствола
В кольцевом зазоре ствола скважины потери давления определяются по формуле:
∆pкз=8/π^2 *λкз*(L*ρ*Q^2)/((D-d)^3*(D+d)^2 )=
Для заданных условий режим течения бурового раствора в кольцевом зазоре ламинарный.
При ламинарном течении бурового раствора λКЗ рассчитывается:
λКЗ=64/(y1*Re)
Величина у1 определяется по графику на рис. 2.
Для этого определяется величина критерия Сен-Венана для кольцевого пространства:
Senкз=π/4*(τ0*(D-d)^2*(D+d))/(n*Q)
Senкз=3,14/4*((3.6*(0.2159-0.127)^2*(0.2159+0.127))/(0.01265*0.0239))=25
По графику 2 на рис.2 определяем У1=0,18
λкз=64/(0,18*7370)=0,0482

∆pкз=8/〖3.14〗^2 *0.0482*(425*1050*〖0.0239〗^2)/((0.2159-0.127)^3*(0.2159+0.127)^2 )=120673Па=0,12МПа
Потери давления в кольцевом зазоре кондуктора:
В кольцевом зазоре ствола скважины потери давления определяются по формуле:
∆pкз=8/π^2 *λкз*(L*ρ*Q^2)/((D-d)^3*(D+d)^2 )
При ламинарном течении бурового раствора λКЗ рассчитывается:
λКЗ=64/(y1*Re)
Величина у1 определяется по графику 2 на рис. 2.
Для этого определяется величина критерия Сен-Венана для кольцевого пространства:
Senкз=π/4*(τ0*(D-d)^2*(D+d))/(n*Q)
Senкз=3,14/4*((3.6*(0.227-0.127)^2*(0.227+0.127))/(0.01265*0.0239))=33
По графику 2 на рис 2 определяем У1=0,17
λкз=64/(0,17*7370)=0,05
∆pкз=8/π^2 *λкз*(L*ρ*Q^2)/((D-d)^3*(D+d)^2 )
∆pкз=8/〖3.14〗^2 *0.05*(425*1050*〖0.0239〗^2)/((0.227-0.127)^3*(0.227+0.127)^2 )=82522 Па=0,083 МПа

Суммарные потери давления в циркуляционной системе (рис. 4) скважины (без долота):
Р =РГЗД +РБК + РКЗ +РМ
P = 0 + 3 +0,12 + 0,083+0,01757 = 3,22 МПа

Рис. 4. Схема системы промывки скважины
Величина рабочего давления бурового насоса должна находиться в пределах:
РРАБ  0,65  0,85 РMAX
где РMAX – паспортное значение максимально допустимого давления бурового насоса.
Подача бурового раствора одним насосом УНБ-600А, равная 28л/с обеспечивается при втулках насоса диаметром 160 мм. При этом максимальное давление нагнетания бурового раствора не должно превышать 16.5 МПа.
Рабочее давление нагнетания бурового раствора не должно превышать:
Рраб=(0,85)*16,5=14 МПа
Таким образом, резерв давления для реализации в гидромониторных насадках долота
Рд=14-3,22=10,78 МПа
Определяем расчётный диаметр насадок гидромониторного долота Трёхшарошечное долото имеет три гидромониторные насадки диаметром (dH). Диаметр насадок определяется по формуле:
dн=∜(8/(π^2*z^2*k^2 )*(ρ*Q^2)/Pд)
где z – число насадок долота;
РД – перепад давления в гидромониторных насадках долота, МПа.
kP – коэффициент расхода насадки, зависящий от конструкции насадки (при приближённых расчётах принимают для обычных долот 0,64-0,7, а для гидромониторных– 0,9-0,95).
dн=∜(8/(〖3,14〗^2*3^2*〖0,7〗^2 )*(1050*〖0,0239〗^2)/(10,78*〖10〗^6 ))=0.01м=10мм

Расчет эксплуатационной колонны на прочность
Общие положения
Расчёт 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 I. Для разведочных нефтяных скважин обсадные колонны
рассчитывают с использованием схемы II, а для газовых скважин – схемы III (рис. 1).

Рис. 1. Расчетные схемы при проектировании обсадной колонны для скважин добывающей нефтяной (I), разведочной (II) и добывающей газовой (III):

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; 4 — газ 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.
Таблица 1
Расчет эксплуатационной колонны на прочность
Исходные данные для расчёта:
-скважина нефтяная фонтанирующая;
— скважина вертикальная;
— эксплуатационная колонна диаметром 146 мм;
— глубина от устья скважины до башмака эксплуатационной колонны L =2930 м;
— глубина спуска предыдущей обсадной колонны L0 =425 м ;
— уровень жидкости в эксплуатационной колонне в завершающий период эксплуатации Н=2368 м;
— расстояние от устья до уровня цементного раствора (глубина подъёма цементного раствора) h=0 м;
— удельный вес цементного раствора γ_Ц = 1,85*〖10〗^4 н/м3;
— удельный вес пластовой воды γ_ГС = 1,01*〖10〗^4 н/м3;
— удельный вес жидкости (нефть) в эксплуатационной колонне в период ввода в эксплуатацию γ_В = 0,89*〖10〗^4 н/м4;
— удельный вес жидкости в эксплуатационной колонне при освоении (вода) γ_В = 1.0*〖10〗^4 н/м3;
— удельный вес пластовой воды γ_ГС = 1.01*〖10〗^4 н/м3;
— удельный вес бурового раствора за эксплуатационной колонной γ_Р =0,57*〖10〗^4 н/м3;
— эксплуатационный объект расположен в интервале глубин 2910-2930 м;
— пластовые давления: 29,7МПа;
— запас прочности для обсадных труб в зоне эксплуатационного объекта n_1= 1,20.

1.Расчет депрессии на пласт
γ=102,8*0,01=1.021 гс/см3
P=1.021*2910=2971 кгс/см2 (29,7 МПа)
2.Величина депрессии на пласт для испытания скважины:
ΔPд=3* ΔPp
ΔPд=3*4,5 =13,5 Мпа
3.Давление на забое при испытании:
Pз =29,7-13,5=16,2 Мпа
4.Градиент забойного давления:
Δ=16,2/2910=0.005567 МПа/м
5.Удельный вес жидкости, столб которой создает давление на пласт при вызове притока:
γр=0.005567*102.8=0.57 гс/см3=0.57*104 Н/м3
Н= Pд/γ=13,5/0,57= 2368 м
Расчет наружных избыточных давлений:
Давление на глубине (0-425)
P_B=γ_ж (L-H)
P_B=1,1*〖10〗^4 (2910-2368)=5,96 МПа
Давление на глубине (425-2910)
P_С=γ_пл*L-H*γ_ж
P_С=1,01*〖10〗^4*2910-2368*0.57*〖10〗^4=15,89 Мпа
Давление на глубине 2910равно пластовому (5,96 МПа)

Расчет внутренних избыточных давлений:
P_A=P_y*γ_пл
P_A=8,15*〖10〗^6*1,1=8,97 МПа
P_В=(P_y*γ_пл+H*γ_в )-H*γ_пл
P_В=(8,15*〖10〗^6*1.1+2910*1.0)-2910*1.1=8,96 Мпа

Расчёт на прочность эксплуатационной колонны
Расчёт на прочность обсадной колонны проводим на основании эпюр избыточных внутренних давлений для стадии освоения скважины , и внешних избыточных давлений для испытания колонны на герметичность.
Максимальное избыточное расчётное наружное давление на глубине 2930 м равно: РНИ-L =29,7 МПа.
Максимально допустимое избыточное наружное давление на глубине 2930 м с учётом коэффициента запаса 1,2 (в зоне коллектора) равно:
РНИ-MAX=PНИ-L*n
РНИ-MAX=29,7*1,2=35,64 Мпа
По таблице 2 находим, что такому избыточному наружному давлению соответствуют обсадные трубы группы прочности Д с толщиной стенки δ=9,5 мм, для которых критическое наружное давление РКР=37,1 МПа.
Таблица 2
Критические давления для обсадных труб по ГОСТ 632-80, Мпа (исполнение А)

Длина секции обсадных труб с толщиной стенки 9,5 мм из стали группы прочности Д определяется мощностью эксплуатационного объекта. Таким образом мы имеем одну секциию длиной 2930 м.
Q=0.323*2930=946,4 кН
Выбираем трубы с толщиной стенки 9.5 мм из стали прочности Д.
Расчёта цементирования обсадной колонны
Цель 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 техники
Исходные данные для расчёта прямого одноступенчатого цементирования обсадной колонны:
— диаметр обсадных труб – 146 мм;
— номинальный диаметр ствола скважины (диаметр долота, которым бурилась скважина) – 215,9 мм;
— глубина (Н) спуска обсадной колонны – 2930 м;
— высота (Нц) подъёма цемента за обсадной колонной – 2930 м;
— плотность (ρБР) бурового раствора – 1050 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 – 29,7 МПа;
— глубина (ZПЛ) кровли продуктивного горизонта – 2910 м;
— 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 колонны
1. Расчёт максимальной высоты столба буферной жидкости за обсадной колонной (из условия обеспечения репрессии на продуктивный пласт):
h_Б=((ρ_БР-k_A*ρ_B )*Z_ПЛ)/(ρ_БР-ρ_Б )
k_A=P_ПЛ/(0.01*Z_ПЛ )
где ρ_БР, ρ_B, ρ_Б – плотность бурового раствора, пресной воды и буферной жидкости соответственно, кг/м3;
kA – коэффициент аномальности.
ZПЛ – глубина кровли продуктивного пласта, м.
РПЛ – пластовое давление, МПа.
k_A=29,7/(0.01*2910)=1.02
h_Б=((1050-1.02*1000)*2910)/(1050-1080)=-2910 м
Высота столба буферной жидкости в кольцевом зазоре скважины обычно принимается равной 150-220 м. Для дальнейших расчётов принимаем высоту столба буферной жидкости – 220 м.
2. Определяем высоту столба бурового раствора в кольцевом зазоре скважины по формуле (расчёт выполняется при цементировании обсадной колонны до устья, учитывается высота столба буферной жидкости):
h_БР=H-(H_Ц+h_Б)
где Н – длина обсадной колонны, м;
НЦ – длина столба цемента в кольцевом зазоре скважины, м;
hБ — высота буферной жидкости в кольцевом зазоре, м.

Находим требуемый объём цементного раствора по формуле
V_ЦР=0.785*(k_C*〖D_Д〗^2 〖〖-D〗_Н〗^2 )*H_Ц+0.785*〖d_ВН〗^2*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), м
V_ЦР=0.785*(1.05*〖0.2159〗^2 〖-0.146〗^2 )*2930+0.785*〖0.132〗^2*20)=63,8 м^3
Требуемая масса (GЦ) сухого цемента:
G_Ц=1/(1+m)*V_ЦР*ρ_ЦР*К_П
где m – водоцементное соотношение;
КП – коэффициент, учитывающий потери (принимается 1,05);
ρ_ЦР – плотность цементного раствора, кг/м3.
Водоцементное отношение (m) для получения цементного раствора заданной плотности определяется их выражения:
m=(ρ_B*(ρ_Ц-ρ_ЦР))/(ρ_Ц*〖(ρ〗_ЦР-ρ_В))
где ρ_Ц – 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=0,49.
G_Ц=1/(1+0.49)*63,8*1860*1.05=83625 кг
Количество воды для приготовления расчётного объёма цементного раствора:
V_В=m*G_Ц
где VВ – необходимый объём воды, м3;
m – водоцементное соотношение;
GЦ – требуемая масса сухого цемента, т.
V_В=0.49*83,625=41 м^3
Требуемый объём продавочной жидкости:
V_ПР=Δ〖〖*0.785*d〗_ВН〗^2*(H-h)+V_М
Δ – коэффициент сжимаемости продавочной жидкости (принимается 1,04);
Vм – объём (вместимость) манифольда, м^3 (принимается равным 0,8 м^3)
V_ПР=1.04*0.785*〖0.132〗^2*(2930-20)+0.8=42,2 м^3
Требуемая подача цементировочных агрегатов для продавки цементного раствора с требуемой скоростью (справка: если вероятность поглощения отсутствует, то скорость за кондуктором и промежуточной колонной принимается равной не менее 1.5 м/с, а для эксплуатационной колонны 1,8-2,0 м/с):
Q=0.785*W_ЦР*(〖D_Д〗^2 〖〖-D〗_Н〗^2 )
WЦР — скорость потока цементного раствора в кольцевом зазоре скважины, м/с.
Q=0.785*1.8*(〖0.2159〗^2 〖-0.146〗^2 )=0.036 м^3/с=36 л/с
Для 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:
n_ЦА=Q/Q_i +1
где Qi – производительность цементировочного агрегата на i-ой скорости, л/с;
n_ЦА=36/9+1=5
Принимаем пять агрегатов.
Определяем необходимое число цементосмесительных машин типа 2СМН-20:
m_ЦСМ=Q_Ц/(V_БУН*ρ_НМ )
где VБУН – вместимость бункера цементосмесительной машины (14,5 м3 ), м3; ρНМ – насыпная масса цемента (1,21 т/м3), т/м3.
m_ЦСМ=83,625/(14.5*1.21)=4,76
Принимаем число цементосмесительных машин типа 2СМН-20 равным 5
Определим число цементировочных агрегатов ЦА-320М для закачки цементного раствора по формуле:
n_2=2*m_ЦСМ
n_2=2*5=10
Предусматриваем закачивание 0,98 объёма продавочной жидкости 10-ю агрегатами ЦА-320М при подаче 9,0 л/с. Оставшуюся часть объёма продавочной жидкости будем закачивать одним агрегатом на III передаче при подаче 5,8 л/с для определения момента посадки верхней пробки на стоп-кольцо.
Таким образом, имеем следующие объёмы растворов для цементирования:
— буферная жидкость – VБ – 0
— цементный (тампонажный) раствор – VЦР – 63,8 м3
— продавочная жидкость (буровой раствор) – VПР – 42,2 м3
Объём продавочной жидкости для закачки на максимальной передаче –
42,2*0.98=41,356 м3
Объём продавочной жидкости для закачки на минимальной передаче –
42,2 -41,356 =0.844 м3
Продолжительность цементирования определяем по формуле:
t_Ц=1/60*(V_ЦР/(n_2*Q_IV )+(0,98*V_ПР)/((n-1)*Q_IV )+〖0,02*V〗_ПР/Q_III )+10
t_Ц=1/60*(63800/(10*9)+(0,98*42200)/((10-1)*9)+〖0,02*42200〗_ /3)+10=35 мин
Выбираем тампонажный раствор для цементирования обсадной колонны, характеризующийся следующим временем начала загустевания
t_з=t_Ц/0.75
t_з=35/0.75=47 мин
Принимаем тампонажный раствор на основе портландцемента типа ПХЦ для нормальных температур с началом загустевания не менее: 1,25*47= 58,75 мин, с началом схватывания не ранее 2 час и концом схватывания – не позднее 10 час.
Определяем максимальное давление перед посадкой верхней пробки на стоп-кольцо:
P_max=P_1+P_2
где P1 — давление, создаваемое за счёт плотности жидкости в затрубном зазоре и в трубах (гидростатическое давление), МПа
P2 – давление, необходимое для преодоления гидравлических сопротивлений, МПа.
P1 =〖9.81〗^(-6)*(ρ_БР*h_БР+ρ_Б*h_Б 〖+ρ〗_РЦ*H_Ц-ρ_цр*h-(H-h)*ρ_БР)
P1 =〖9.81*10〗^(-6)*(1860*2930-20*1860-(2930-20)*1050)=23 Мпа
при глубине более 1500 м:
P_2=0.001*H+0.8
P_2=0.001*2930+0.8=3,7 Мпа
P_max=23+3,7=26,7МПа
Выбор буровой установки
Qбт=127242т
Qок=135765т
Выбираем буровую установку «Уралмаш 160 ЭСК-БМ»
Максимальная грузоподъемность 160 т