1. Геологическая часть физикогеографическая харатеристика района

• Название: 1. Геологическая часть физикогеографическая харатеристика района
• Дата: 15.05.2023
• Размер: 122.37 Kb.
• Имя файла: Burenie.docx
• Тип: Документы; #1132689
• страница: 4 из 5

Выбираем группу прочности стали Д исполнение Б.

2. Расчет бурильной колонны при роторном бурении.

Касательные напряжения при кручении:

(21)

где – крутящий момент, ; - полярный момент сопротивления площади поперечного сечения трубы при кручении, м³.

Полярный момент:

(22)

Полярный момент вычисляется для колонн УБТ и БТ.

Крутящий момент:

(23)

(24)

где – коэффициент динамичности ( ); – угловая скорость вращения, с^-1; n – частота вращения, мин^-1.

Подводимая мощность:

(25)

(26)

, (27)

где – мощность на вращение долота, Вт; – мощность холостого вращения, Вт; L – суммарная длина бурильных труб, м; – коэффициент крепости горной породы (для мягких – 2,6; для средних – 2,3; для крепких – 1,85).















Рассчитаем растяжения в процессе бурения:

(28)

.

Проверка по III теории прочности:

(29)

где - усилие растяжения в процессе бурения, МПа, по формуле:

(30)

n – коэффициент запаса прочности равный 1,4 для вертикальных скважин при роторном способе бурения.





По результатам расчетов в качестве материала для бурильных труб выбираем сталь группы прочности Д исполнение Б.

Крепление скважин.

Крепление скважин – процесс укрепления стенок буровых скважин обсадными трубами и тампонажным раствором. Наиболее распространено крепление скважин последовательным спуском и цементированием направляющей колонны, кондуктора, промежуточной и эксплуатационных колонн. Промежуточная и эксплуатационная колонны могут быть спущены целиком, секциями и в виде потайных обсадных колонн, которые, как правило, входят в башмак предыдущей колонны и в процессе проводки скважины могут быть наращены до устья.

Перед спуском обсадной колонны производят комплекс геофизических работ, реди которых важное место занимают кавернометрия и профилеметрия, что позволяет определить количество тампонажного цемента и др. Для выбора числа обсадных колонн (зон крепления) используется совмещённый график изменения пластового давления, давления гидроразрыва пород и гидростатического давления столба бурового раствора, построенный на основании исходных данных в прямоугольных координатах "глубина — эквивалент градиента давления". Под эквивалентом градиента давления понимают плотность жидкости, столб которой в скважине в точке замера создаёт давление, равное пластовому (поровому) или давлению гидроразрыва.

Поскольку гидродинамическое давление зависит от плотности тампонажного раствора и его реологических характеристик, решать данную задачу целесообразно методом последовательных приближений. Для этого задается верхняя и нижняя границы возможных вариаций плотности тампонажного раствора:

(31)

(32)

где – плотность бурового раствора, кг/м³; – давление поглащения, МПа; – глубина спуска колонны, м; h – уровень тампонажного раствора от устья, м.

Плотность тампонажного раствора для цементирования направления:







Плотность тампонажного раствора для цементирования кондуктора:







Плотность тампонажного раствора для цементирования эксплуатационной колонны:







Плотность тампонажного раствора для цементирования хвостовика:







Таблица 16. Результаты расчета плотности тампонажного раствора

Колонна	ρнц.р., кг/м3	ρвц.р., кг/м3	ρц.р., кг/м3
Направление	1350	1508	1450
Кондуктор	1350	1963	1700
Эксплуатационная	1290	1505,27	1400
Хвостовик	1000	3326	1600

Определение объёма буферной жидкости:

(33)

где – объём буферной жидкости, ; – диаметр скважины, м; – наружный диаметр обсадной колонны, м; – высота буферной жидкости, м, ( )

Для направления:

Для кондуктора:

Для эксплуатационной:

Для хвостовика:

Необходимый объем цементного раствора будет складываться из нескольких объемов:

(34)

где – объем межтрубного пространства, ; – объем затрубного пространства, ; V₃ – объём цементного стакана ниже стоп-кольца.

(35)

(36)

(37)

где H – глубина спуска рассчитываемой колонны; h₁ – глубина спуска предыдущей колонны; h₂ – высота цементного стакана (h₂ = 30 м); k₁ – коэффициент, учитывающий неровности стенок скважины (k₁ = 1,1).

Определение необходимого объёма продавочной жидкости:

(38)

где k₂ – коэффициент сжимаемости продавочной жидкости (k₂ = 1,05).

1. Направление











2. Кондуктор











3. Эксплуатационная колонна











3. Хвостовик











Таблица 17. Результаты расчета объемов скважины и раствора по интервалам

Колонна	Объем, м3
	буферной жидкости, Vбж	цементного раствора, Vцр	продавочной жидкости, Vпр.ж
Направление	1,29	9,8	5,8
Кондуктор	3,49	15,8	19,9
Эксплуатационная	2,7	93,81	36
Хвостовик	1,0	4,47	34,46

Определение количества сухого цемента:

(39)

где k_ц – коэффициент, учитывающий потери сухого цемента при разгрузочных работах (1,03-1,05); V_ц.р. – расчетный объём цементного раствора; m – масса сухого цемента в 1 м³ раствора заданной плотности:

Направление:

Кондуктор:

Эксплуатационная:

Хвостовик:
Для направления:

Для кондуктора:

Для эксплуатационной:

Для эксплуатационной: