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

№ инт.	pв, МПа	p’п	k	ρ0min	ρ0max	Δp	ρ0maэx	Выбор ρ0
1	4,41	1,13	1,1	1,24	1,94	1,5	1,47	1,24
2	8,62	1,04	1,1	1,14	1,65	-	-	1,14
3	11,76	0,94	1,05	0,99	1,86	-	-	1,14
4	15,68	1,65	1,04	1,72	2,24	-	-	1,72
5	26,36	1,10	1,04	1,14	1,26	-	-	1,14
6	27,44	0,94	1,04	0,98	1,35	3,5	1,07	1,05
7	27,93	1,07	1,04	1,11	1,29	-	-	Не вскрывать

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 _ф и плотность цементного раствора _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]
F_i, где F_c - нагрузка, страгивающая резьбовое соединение; [k_c] - допустимый запас прочности резьбового соединения; 
F - 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 _ж – плотность поровой жидкости (принять _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 ₁ = 7,7 мм (р_см1 = 24,0 МПа). Вторая секция будет составлена из труб с ₂ = 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

Номер секции	Группа прочности стали	Толщина стенки, мм	Длина секции, м	Вес секции, кН	Общий вес колонны, кН
1	D	7,7	1060	281	-
2	D	7,0	250	61	-
3	D	6,5	928	203	-
4	D	7,0	248	60	-
5	D	7,7	257	68	-
6	D	8,5	67	19	-
Итого	-	-	2810	692	692

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.
4 Обоснование промывки скважины
4.1 Выбор расхода промывочной жидкости


Промывка скважины должна обеспечивать полное и своевременное удаление шлама с забоя и из скважины, а также обеспечивать работу гидравлических забойных двигателей. Расход бурового раствора предварительно подбирается из двух условий:

1. Из условия очистки забоя определяется расход Q₁:

где q_уд – удельный расход бурового раствора, м/с; F_з – площадь забоя скважины.



Для кристаллических горных пород q_уд = 0,57 м/с.



2. Из условия подъема шлама в кольцевом зазоре между бурильными трубами и стенкой скважины определяется расход Q₂:

где u – необходимая скорость восходящего потока жидкости, м/с; F_k – площадь кольцевого зазора.



Значение u выбираем для забойного двигателя и глинистого раствора:

u = 0,55м/с.



Выбираем
5 Выбор буровой установки
Выбор буровой установки ведется по двум параметрам – по допустимой нагрузке на крюке и по условной глубине бурения. Поскольку в задании предусмотрено расчет обсадной колонны, условно принимаем, что эксплуатационная колонна самая тяжелая.



Из двенадцати классов буровой установки выбираем установку 5 класса. Ее характеристики: P_кр = 2000 кН, условная глубина бурения 3200 метров.