Проект строительства наклонно-направленной нефтяной добывающей скважины глубиной 2560 м на Тагринском месторождении

2.4.4 Обоснование максимальной величины давлений на выкиде буровых насосов

Максимальная величина давления на выкиде буровых насосов является одним из главных параметров, который определяет работу гидравлического забойного двигателя и оказывает существенное влияние на темп углубления скважины.

Расчет производится по методике (9)

 (40)

где: Рmax - максимальная величина давления на выкиде буровых насосов, мПа;

G –осевая нагрузка на долото, ;

GВР – вес вращающихся элементов забойного двигателя, Н;

Fр – площадь поперечного сечения турбинок;

РТ- перепад давления в турбобуре, мПа;

GП- осевая нагрузка на пяту забойного двигателя, меняется в зависимости от твердости пород, GП=+30кН:

 (41)

где: dcр – средний диаметр турбинок, Н;

 (42)

где: G3 – вес забойного двигателя, Н; b – 0,85 – архимедова сила.

интервал 0-715м:

интервал 715-1830м:

интервал 1830-2560м:

2.5 Обоснование. Выбор и расчет компоновок бурильной колонны

Определяем длину УБТ требуемую для создания нагрузки и придания жесткости КНБК.

где с- скорость звука в материале труб;

Т- период продольных вибраций долота;

- расстояние от забоя до УБТ;

 - расстояние от забоя до осевой опоры ГЗД.

Для создания осевой нагрузки применяем УБТС-2. В интервале 0-715 м длину УБТС-2 203х61,5 принимаем 12м, а в интервале 715-1830м и 1830-2560м длину УБТС –2 178х49 принимаем 12м \1\.

Длину секции ПК 127х9 определяем по формуле:

 (43)

где: lПК – длина секции ПК (ТБПВ), м;

G – осевая нагрузка на долото, Н;

GУБТ- вес УБТ; GУБТ- =1530 н\м-178 мм;

GУБТ=2105 н\м – 203мм:

G3 – вес забойного двигателя, Н;

gПК – вес труб ПК 127х9; gПК=305 н\м

b – коэффициент учитывающий архимедову силу

 (44)

где: - плотность материала труб, ПК =7850кг\м3

Длину секции ЛБТ 147х11 Д16Т находим по формуле \10\.

 (45)

где: lЛБТ – длина секции ЛБТ Д16Т, м;

lк – длина бурильной колонны. м;

lУБТ – длина труб УБТ, м;

l3 – длина забойного двигателя, м;

l3 – длина инструмента от забоя до верхней осевой опоры забойного двигателя, м;

Производим расчет по формулам (2.43-2.45):

интервал 0-715 м:

Длину секций труб ПК принимаем равным lПК=144м или 6 секций.

интервал 715- 1830 м:

Максимально необходимую длину секций труб ТБПВ принимаем равным lПК=96 м или 4 свечи.

интервал 1830-2560 м:

Для бурения интервала на эксплуатационную колонну длину секций труб ПК принимаем равным lПК=600м или 26 секций.

При расчете длин секций ЛБТ принимаются во внимание удлинение ствола скважины из-за профиля скважины.

Интервал 0-715 м:

Длину секций ЛБТ принимаем равным lЛБТ=456м или 19 свечей.

Интервал 715-1830 м:

Длину секций ЛБТ принимаем равным lЛБТ=1000м или 40 свечей.

Интервал 1830-2560 м:

по стволу скважин:

Длину секций ЛБТ принимаем равным lЛБТ=2000м или 80 свечей.

Расчёт колонны на прочность проводим для турбинного бурения по методике

/5/. Определяем растягивающие напряжения в верхнем сечении колонны

при наиболее тяжелых условиях, когда колонна поднимается из искривлённой части скважины с большей скоростью при циркулирующей жидкости по формуле:

, (46)

где =1,3-коэффициент динамичности при СПО с включенными буровыми насосами /5/.

- площадь поперечного сечения типа ЛБТ.

- площадь поперечного канала труб /6/.

- силы трения колонны о стенки скважины /5/.

После расчёта необходимо проверить выполняется ли следующее условие:

 (47)

где =274 МПа.-предел текучести сплава Д16-Т из которого изготовлен ЛБТ.

=1,3- коэффициент запаса прочности /6/.

Если приведённое условие не выполняется , то необходимо перекомпоновка и соответственно перерасчёт колонны на прочность.

Расчеты приведены в таблице 23.

Таблица 23 - Прочность бурильной колонны

Таким образом, исходя из расчётов можно сделать вывод, что бурильная колонна которую мы подобрали, устраивает нас и по компоновке, и по растягивающему напряжению в данных геологических условиях.

2.6 Выбор забойных двигателей по интервалам

Используя данные о величинах статической части осевой нагрузки и об удельном моменте на долото рассчитывается вращательный момент на долоте и находится необходимая величина оптимального вращательного момента на валу турбобура по формулам :

 (46)

где: МВ- вращающий момент на валу турбобура Нм;

МУ - удельный момент на долоте, Нм\кН;

 (47)

где:  - коэффициент трения вооружения долота о горную породу (0,4- для мягких пород; 0,1- для твердых пород);

Rм – мгновенный радиус вращения долота,м

 (48)

Gе – ститическая составляющая осевой нагрузки, кН;

 (49)

М0 – момент на трение долота о стенки скважины, Нм;

 (50)

МП – момент на сопротивление в пяте турбобура Нм

 (51)

где: GП – осевая нагрузка на пяту забойного двигателя, меняется от твердости горных пород;

GП= (+30-(-30)), кН;

μн –коэффициент сопротивления в осевой опоре турбобура; μ=0,1;

τП – средний радиус трения в пяте, н.

 (52)

где: τн, τв – соответственно наружный и внутренний радиус пяты,м.

Интервал 0-715 м:

Интервал 715-1630 м:

Интервал 1830-2560м:

Определяется необходимый момент, который возникает при работе долота по формуле:

 (53)

где, Мд – вращающий момент при работе долота, Нм

Интервал 0-715 м:

Интервал 715 - 1830 м:

Интервал 1830 - 2560 м:

После расчетов Мд и nτ считается, что Мв = Моп (Мв = Мд+дМ или Мв = Мд), а nτ = nоп (здесь: Моп и полвращающий момент и частота вращения валатурбобура при его максимальной мощности).

По расчетным значениям Qтн, Мв и nτ осуществляется первичный выбор забойного двигателя. По формулам пересчета уточняются полученные величины.

 , Нм (54)

где: Мопсп, Qсп, ρсп – справочные величины.

 (55)

где: nсп – справочная величина.

Интервал 0-600 м:

По результатам расчета приняты типы забойных двигателей таблица 24.

Таблица 24 - Технические характеристики выбранных двигателей

2.7 Расчет диаметра насадок долот

Перепаду давления в долоте, отводится роль одного из эффективных регуляторов гидравлической нагрузки на вал турбобура и на долото.

 (56)

где: ρд – перепад давления в долоте, МПа;

μ – коэффициент расхода, учитывающий гидросопротивление в промывочном узле лдолота;

μ=0,95

Определяется диаметр насадок долот (9).

 (57)

где: dн – диаметр насадок долота, м;

П =3,14;

Кн – число насадок долота , шт.

Интервал 0-716 м:

Расчет остальных интервалов аналогичен и результаты представлены в таблице 25.

Таблица 25 - Диаметр насадок долота по интервалам условно одинаковой буримости

2.8 Выбор типа бурового раствора и расчет параметров промывочной жидкости

При выборе типа бурового раствора необходимо, чтобы соответствие составов бурововых растворов разбуриваемых пород было на всем интервале бурения до спуска обсадной колонны. Буровой раствор следует выбирать в зависимости от литологического строения и физико-химической активности взаимодействия горных пород с промывочной жидкостью.

Согласно (9) проектируется следующие типы буровых растворов по интервалам условно одинаковой буримости:

1.               направление и кондуктор (0-715м) бурение производится на глинистом растворе;

2.               эксплуатационная колонна (715-2560м) бурится на полимерглинистом растворе.

В соответствии с требованиями \3\ плотность бурового раствора в интервалах совместимых условий бурения определяется из расчета создания столбом жидкости гидростатического давления в скважине уравновешивающее пластовое давление.

Необходимая величина плотности бурового раствора рассчитывается по формуле:

 (58)

где: ρБР- плотность бурового раствора, кг\м3;

К3 – коэфициент запаса \12, таблица 5.1\;

ρпл – пластовое давление, Мпа;

Lк – глубина залегания кровли пласта с максимальным градиентом пластового давления,м.

 (59)

где: РДИФ- допустимое дифференциальное давление в скважине, Мпа \11, таблица 5.1\

Окончательно в качестве проектного значения плотности бурового раствора принимается меньшее значение.

Течение буровых растворов чаще всего удовлетворяет реологической модели Шведова-Бингама для вязкопластической жидкости. Поэтому реологические свойства буровых растворов принято оценивать по величинам пластической (структурной) вязкости (РY) и динамического напряжения сдвига (PY) \11\.

Усредненное значение динамического напряжения сдвига глинистого раствора можно определить по формуле:

 (60)

Пластическую вязкость бурового раствора рекомендуется поддерживать минимально возможной. При использовании трехступенчатой очистки бурового раствора и вязкость оценивают по формуле:

 (61)

Для качественного первичного вскрытия продуктивного пласта реологические параметры бурового раствора должны выдерживаться в пределах: PY – 0,004……0,010 Пас, YP- 1……2Па.

Выбор остальных показателей бурового раствора производится на основе геологической информации о горных породах, слагающих разрез скважины. Институтом ВНИИКр нефть разработана классификационная

Результаты использования методики \11\ и расчетов представлены в таблице 26.

Таблица 26 - Рассчитанные параметры бурового раствора по интервалам условно одинаковой буримости

2.9 Химическая обработка промывочной жидкости по интервалам

Для поддержания структурных и реологических параметров в интервале условно одинаковой буримости необходимо производить химическую обработку промывочной жидкости. Типы химических реагентов и их действие на буровой раствор приведены в таблице 27.

Таблица 27 - Рецептура обработки бурового раствора

Расчет потребного количества компонентов бурового раствора.

Количество промывочной жидкости, необходимой для бурения скважины под кондуктор \11\

 (2.62)

где: VБР- необходимый объем бурового раствора, м34

VПР – объем раствора, необходимый для заполнения приемных емкостей, м3;

VБУР – объем бурового раствора, затрагиваемый непосредственно на углубление скважины, м3;

VБУР = n l (2.63)

где: n - норма расхода бурового раствора на 1 м проходки, м3\н, учитывающая объем раствора, необходимый для заполнения скважины в процессе углубления и естественные потери раствора при бурении в зависимости от диаметра долота и комерческой скорости \11\;

l – длина интервала бурения, м.

Потребность глинопорошка для бурения под кондуктор

 (2.64)

где: nгл – норма расхода глинопорошка. кг\м3Ю принимаются для данного интервала из регламента.

Расход химреагентов для обработки раствора при бурении под кондуктор.

 (2.65)

где nхр – норма расхода химреагента, кг\м3 принимается для данного интервала из регламента.

Объем бурового раствора при бурении эксплуатационной колонны:

 (2.66)

где: Vк –объем бурового раствора, необходимый для заполнения обсадной колонны , м3;

 (2.67)

где: dВНК – внутренний диаметр обсадной колонны. м;

lк – глубина спуска колонны.м.

Результаты расчетов представлены в таблице 28.

Таблица 28 - Потребность бурового раствора и компонентов для его приготовления

2.10 Выбор буровой установки

Выбор буровой установки определенного класса осуществляется в зависимости от глубины бурения и нагрузки на крюке от наиболее тяжелой колонны \18\.

Нагрузка на крюке от веса бурильной колонны определяется из условия взаимодействия бурильной колонны со стенкой скважины и обсадкой колонны на характерных участках траектории:

 (2.10)

где: Q – масса нижней части колонны (долото, турботур, УБТ) в жидкости, Н;

gc. gn. gн, gв – масса 1м трубы, соответственно на участках снижения, стабилизации увеличения угла и вертикальном, н\м;

lc. ln – длина участков снижения и стабилизации, м;

hн – длина вертикальной проекции участка увеличения угла, м;

hв – длина вертикального участка, м;

 (145).

 (146)

 (147)

 (148)

 (149)

 (2.16)

 (150)

 (151)

 (152)

где: αr – зенитный угол на конечной глубине, град.;

αс – средний угол на участке уменьшения, град;

αn – зенитный угол на участке стабилизации. град;

βс, βн – углы охвата на участках уменьшения и увеличения угла, град;

F – коэффициент сопротивления (для условий среднего Приобья F=0,30-0,35).

Делается расчет:

Вес обсадной эксплуатационной колонны 591 кН. По наибольшему весу колонны определяется максимальная нагрузка на крюк: р=к Qэ.к=1,5 671=1006,5 что, соответствует буровой установке Уралмаш – 3000 ЭУК. Техническая характеристика буровой установки представлена в таблице 29.

Таблица 29 - Техническая характеристика Уралмаш-3000 ЭУК

2.11 Геолого-технический наряд

По данным раздела 1 и 2 составляется геолого-технический наряд на бурение проектной скважины.

Список использованных источников

1. Групповой рабочий проект № 270 – 4 на строительство эксплуатационных скважин на Тагринском нефтяном месторождении.

2.         СН 459-74. Норма отвода земель на строительство нефтяных и газовых скважин. - М.: Стройиздат, 1974.-5 с.

3.         Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности. - М: НПО ОБТ, 2003.-104 с.

4.         Соловьев Е.М. Заканчивание скважин - М: Недра, 1979.-303 с.

5.         Середа Н.Г., Соловьев Е.М. Бурение нефтяных и газовых скважин. - М: Недра, 1988. – 360 с.

6.         РД 39-0148070-6.027-86. Инструкция по бурению наклонных скважин с кустовых площадок на нефтяных месторождениях Западной Сибири.-Тюмень: СибНИИНП, 1986. - 138 с.

7.         Справочник по механическим и абразивным свойствам горных пород нефтяных и газовых месторождений/М.Г. Абрамсон и др. - М: Недра 1984-207 с.

8.         Абатуров В.Г., Грачев С.И., Молотков Ю.А. Механические указания к выполнению курсовой работы по курсу “Разрушение горных пород при бурении скважин”. - Тюмень: ТюмИИ, 1985. - 24 с.

9.         Кулябин Г.А. Методические указания по курсу “Технология бурения глубоких скважин” для проектирования режима бурения с забойными двигателями и самостоятельной работы студентов специальности 09.09., 41.2.-Тюмень: ТюмИИ, 1990.

10.    Зозуля Г.П., Белей И.И. Методические указания и контрольные занятия к практическим занятиям, и самостоятельной работе по курсу “Буровые растворы” для студентов специальности 09.ОВ “Бурение нефтяных и газовых скважин” очной и заочной форм обучения, 4.1.-Тюмень: ТюмГНГУ, 1994, - 30 с.

11.    Леонов Е.Г., Исаев В.И. Гидромеханика в бурении. - М.: Недра, 1987.-304 с.

12.    Булатов А.И., Данюшевский В.С. Тампонатные материалы. - М.: Недра, 1987 - 280 с.

13.    Овчинников В.П., Кузнецов Ю.С., Кузнецов В.Г. Методические указания к выполнению курсового проекта по дисциплине “Закачивание скважин” для студентов специальности 09.09 “Бурение нефтяных и газовых скважин” дневной и заочной формы обучения. - Тюмень: ТюмИИ, 1994. – 35 с.

14.    РД 39-7/1-0001-89. Инструкция по расчету обсадных колонн для нефтяных и газовых скважин. - Куйбышев: ВНИИТ нефть,1979. - 303 с.

15. Справочник по креплению нефтяных и газовых скважин \А.И. Булатов и др. - М.: Недра 1981. – 240 с.

Страницы: 1, 2, 3, 4