1. Техникотехнологический раздел 1 Исходные данные для проектирования скважины
 Скачать 7.09 Mb.
|
 ,где рбр – плотность бурового раствора 1.25г/см 3; vтр – средняя скорость течения жидкости в трубах  ;(Q=20дм 3/с (0.02м 3/с) – расход бурового раствора; d=89-2*9=71мм=0.071м – внутренний диаметр бурильных труб). Тогда  g – ускорение свободного падения 9.81 м/с 2.  Следовательно режим течения турбулентный. Определим потери давления в бурильных трубах по формуле:   - безразмерный коэффициент гидравлических сопротивлений трубы. При турбулентном режиме течения определяется по формуле:   Определение потерь давления в кольцевом пространстве: Определим режим течения бурового раствора в кольцевом пространстве  ,где vкп – сред няя скорость течения жидкости по кольцевому пространству  ,где (Q=20дм 3/с (0.02м 3/с) – расход бурового раствора; Dд – диаметр долота =0.1556м; D – наружный диаметр бурильных труб =0.89м. Тогда   Режим течения бурового раствора ламинарный. Определим потери давления в кольцевом пространстве по формуле:  где - безразмерный коэффициент гидравлического сопротивления кольцевого пространства. При турбулентном режиме течения определяется по формуле:  Определение потерь в УБТ. Эти потери наиболее удобно определять по методу эквивалентных длин по формуле:  ,где ly=108м – длина УБТ; d – внутренний диаметр бурильных труб =7.1см; dy – внутренний диаметр УБТ.  Потери давления в УБТ рассчитывают по формуле:  ,где - безразмерный коэффициент гидравлических сопротивлений трубы =0.022. Определение потерь давление в промывочных отверстиях долота:  Определение потерь давления в обвязке буровой установки: Потери давления в элементах обвязки удобно определять по методу эквивалентных длин. Сначала определим эквивалентную длину ведущей трубы  ,где lв.т. – действительная длина ведущей трубы =14м; d – внутренний диаметр бурильных труб; dв.т. – внутренний диаметр ведущей трубы =100мм Тогда  Определим эквивалентную длину вертлюга  ,где lв – длина ствола вертлюга =2м; dв – диаметр проходного отверстия вертлюга =100мм Тогда  Определим эквивалентную длину. Подводящая линия выполнена длиной =100м Определим длину бурового шланга:  ,где lш – действительная длина бурового шланга (для практических расчетов можно взять lш=20м); dш – диаметр проходного отверстия бурового шланга.  Суммарная эквивалентная длина всех элементов обвязки:  Тогда суммарные потери давления в обвязке определяются по формуле:  ,где - безразмерный коэффициент гидравлических сопротивлений трубы =0.022. Определим потери давления в турбо буре:  Таким образом, суммарные потери давления во всей циркуляционной системе:  Pост =32-12=20МПа. Буровые насосы обеспечивают эффективную очистку ствола скважины. 1.8 Расчет обсадных колонн Расчет кондуктора. Начнем с расчета максимального избыточных внутренних давлений, которые могут возникать в процессе закрытия ПВО при ГНВП и окончании продавки цементного раствора. диаметр кондуктора – 178мм; длина кондуктора – 300м; пластовое давление - 12МПа; плотность бурового раствора - 1000кг/м 3, плотность цементного раствора - 1850кг/м3 1. Определяем максимальное давление на устье при закрытии превентора 1.1. Pпл=Ру: Pу=1.1*12=13.2МПа Исходя из опыта бурения выбираем трубы диаметром 178мм*8 «Д». Pвн=29.9МПа; q=345H; Pстр=1МН; nстр=1.5. 2. Проверяем расчет на страгивание. Производим путем сравнения фактического коэффициента страгивания колонны с допустимым коэффициентом страгивания.  ,где Qk – вес кондуктора; Qдоп – это дополнительная растягивающая нагрузка возникающая при закачке и продавки цементного раствора в процессе цементирования. Складывается из давления в процессе цементирования и давления затраченное на преодоление гидравлических сопротивлений. Qk=Hk*q=300*345=103500H=0.1MH Qдоп=0.785dвн5Рдоп Pдоп=Р1 + Р2 , где P1 – давление конца момента цементирования; Р2 – потеря давления на преодоление гидравлических сопротивлений P1=0.01Hk+0.8=0.01*300+0.8=3.8МПа Р2=10 -5(рцр-рбр)Нк=10 -5*(1850-1000)*300=2.6МПа Pдоп=3.8+2.6=6.4МПа Qдоп=0.785*0.162 2*6.4=0.13МН  nстр.ф.>nстр (4.34>1.5) => обсадные трубы 178мм*8м «Д» выдержат нагрузки, которые могут возникать в процессе закрытия устья при ГНВП и при креплении скважины. Параметры кондуктора представлены в таблице 12 Таблица 12
Расчет эксплуатационной колонны. Расчет эксплуатационной колонны на прочность заключается в определение наружных и внутренних давлений, избыточных внутренних и наружных давлений действующих на обсадную колонну в процессе заканчивания скважины и эксплуатации.  Рисунок 3 Для расчета необходимо знать распределение цементного раствора и других жидкостей по затрубному пространству. Уровень падения жидкости в колонне в конце эксплуатации:  Интервал (1157-725) – 432м, рцр=1.9г/см 3 Интервал (725-0) – 725м, рцр=1.63г/см 3 1. Определяем среднюю плотность тампонажных растворов находящихся в затрубном пространстве:  2. Расчет внутреннего давления в период ввода и по окончании эксплуатацию. Период ввода скважины в эксплуатацию внутреннее давление:  z=L Pв.L=Pпл=12МПа По окончанию эксплуатации внутреннее давление: z=0; Ру=0; z=L, Pв.L=0.01pн(L-H)=0.01*0.82(1157-772)=3.15МПа 3. Рассчитываем наружное давление в период ввода скважины в эксплуатацию и по окончанию эксплуатации. В период ввода в эксплуатацию: z=0, Pун=0; z = L, Pн.L = (0.01pcpL)(1-Kp)+0.25Pпл = (0.01*1.73*1157)(1-0.25)+0.25*12 = 18МПа Определяем наружное избыточные давления, которые будут в период окончания эксплуатации: Рин=Рн-Рв=18-3.15=14.85МПа Определяем внутреннее избыточное давление в период ввода скважины в эксплуатацию, приняв за максимальное давление на устье – давление опрессовки. z=0, Ру=1.1*12=13.2МПа PИВ=PВ-РН=[Ропр-0.01(рсрL-(PопрL)](1-K)=[12-0.01(1.73*1157-(1*1157)](1-0.25)=2.67МПа 4. Выбор толщины стенки ОК будет производиться по максимальному избыточному наружному давлению в период окончания эксплуатации, который может привести к смятию колонны в интервале продуктивного пласта. 5. Определяем критическое давление, которое может возникнуть в скважине по окончанию эксплуатации. Ркр= РкрРин=1.15*14.85=17МПа Этому давлению соответствуют трубы стали марки «Д» у=7мм, Ркр=31.5МПа, Рстр=0.55МПа, q=189H Проверяем колонну обсадных труб на страгивание: Кстр=1.3  ,где Qэк – вес эксплуатационной колонны. Q=lq=1157*189=218kH  Исходя из расчетов, Kcтр.ф.>Kcтр (2.5>1.3), то есть обсадная колонна состоящая из труб с данной толщиной стенки выдержит нагрузки в любой период эксплуатации скважины. Параметры эксплуатационной колонны представлены в таблице 13. Таблица 13 Параметры эксплуатационной колонны
1.9 Разобщение пластов 1.9.1 Выбор способа цементирования Для цементирования скважины выбираем порционный способ цементирования т.к. мы производим цементирование двумя видами тампонажного раствора различной плотности. 1.9.2 Выбор материалов для цементирования Выбор способа материалов для цементирования в таблице 14 Таблица 14 Материалы для цементирования.
Примечания: 1. Расчетные объемы тампонажных раст воров уточняются по результатам кавернометрии скважин. 2. При цементировании обсадных колонн предусмотреть, при необходимости, долив цементного раствора за колонной. 3. Соотношение компонентов буферной жидкости и тампонажного раствора для технологии Шеврон Филипс согласовывается дополнительно с лабораторией крепления скважин ТатНИПИнефть (Катеев Р.И., т.78856). 4. При отсутствии реагентов Шеврон Филлипс допускается крепление по стандартной технологии. 5. Рецептуры тампонажых растворов могут корректироваться в зависимости от фактических горно-геологических условий. 2.9.3 Расчет цементирования эксплуатационной колонны. Исходные данные: L =1157м - глубина скважины; Dэк =114мм - диаметр эксплуатационной колонны; Dдол =155.6мм - диаметр долота. 1. Определяем объем цементного раствора в интервале (1157-725) Vцр1=0.785[(Dд2*K-Dтр2)Н1 +dвнhц], где Dд – диаметр долота; Dтр – диаметр труб; dвн – внутренний диаметр труб; hц – высота цементного стакана от «башмака» до кольца «стоп»; H1 – высота подъема цементного раствора от «башмака». Vцр1=0.785[(0.1556 2*1.2-0.114 2)432+0.1 2*10]=6,4м 3 Определяем объем цементного раствора в интервале (725-0) Vцр2 =0.785(Dд2*K-Dтр2)Н2 Vцр2 =0.785(0.1556 2*1.2-0.114 2)425 + (0.2159 2-0.1778 2)300=9,3м 3 2. Определяется количество цемента и воды для приготовления раствора: | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||