Технология бурения скважин. Тех. бурения н-г скважин. Методические указания и практические задания для студентов очного и заочного отделения НД

• Название: Методические указания и практические задания для студентов очного и заочного отделения НД
• Анкор: Технология бурения скважин
• Дата: 04.10.2022
• Размер: 1.03 Mb.
• Имя файла: Тех. бурения н-г скважин.doc
• Тип: Методические указания; #712858
• страница: 3 из 6

Проверка на внутреннее избыточное давление.

Расчёт производится путём определения величины напряжения, обусловленного максимально возможным внутренним избыточным давлением и его сравнением с допустимым для данного типоразмера труб.

σр = _{ } ;

где Р_в.и. - ожидаемое внутреннее избыточное давление в колонне бурильных труб на рассчитываемой глубине;

D_в – внутренний диаметр труб;

t – толщина стенки трубы;

Kр – коэффициент разностенности труб (принимается 0, 875).

σр = 10·0,1086 / 2·0,785·0,0092= 7,5 МПа



n=38/7,5 = 5,06 > 1,15

Проверка на наружное избыточное давление.

Для вычисления запаса прочности на наружное давление при условии опорожнения бурильной колонны на 1000м необходимо определить его значение для данной глубины и сравнить с допустимым для используемого типоразмера труб. Поскольку бурильная колонна до глубины H=1000м заполнена воздухом при атмосферном давлении Р_в=0; Затрубное пространство в том же интервале заполнено буровым раствором ρ=1300кг/м³

Р_н.и.= ρ·g·H=1300· 9,8·1000= 12,74 МПа

Предельное (соответствующее пределу текучести) наружное давление для рассматриваемого типоразмера труб составляет 40,32МПа, следовательно



Проверка на прочность в клиновом захвате

Для определения коэффициента запаса прочности в клиновом захвате используем табличное значение Q_тк с применением коэффициента обхвата С=0,9.

Табличное значение Q_тк для труб группы прочности «Д» с толщиной стенки 9,2мм составляет 1091кН или 109 100кг, с учётом коэффициента обхвата С=0,9

Q_тк =1091·0,9 = 981кН = 98100кГ

Вычисляем коэффициент запаса прочности:



Условие необходимого запаса прочности выполнены.

Допустимые веса бурильных колонн при использовании клинового захвата.

Длина клиньев, мм	Группа прочности стали	Диаметр труб, мм.
		89			114					127				140
		Толщина стенки трубы, мм.
300		7	9	11	7	8	9	10	11	7	8	9	10	8	9	10	11
	Д	59	74	88	73	83	93	102	112	80	91	102	112	99	111	122	134
	К	77	97	116	96	109	122	134	147	106	120	134	148	130	146	161	176
	Е	85	107	128	106	120	134	148	161	116	132	148	163	143	160	177	193
	Л	100	126	151	125	142	159	175	191	137	156	174	192	169	189	209	229
	М	116	146	174	144	164	183	202	220	158	180	201	222	195	218	241	264
400	Д	61	77	91	77	87	97	107	117	85	96	107	118	105	117	129	141
	К	80	101	120	101	114	128	141	153	111	126	141	156	138	154	170	186
	Е	88	111	132	111	126	140	155	169	122	139	155	171	151	169	187	204
	Л	104	131	156	131	148	166	183	199	144	164	183	202	179	200	221	241
	М	120	151	180	151	171	191	211	230	167	189	211	233	206	231	255	278

1.9.Условные обозначения, используемые в разделе 1.

Символ	Значение символа	Единица измерения
Dн	Наружный диаметр трубы	мм; м
Dв	Внутренний диаметр трубы	мм; м
Dдол	Диаметр долота	мм; м
Dскв	Диаметр скважины	мм; м
Dср	Средний диаметр трубы	мм;м
dзм	Диаметр замка бурильных труб	Мм;м
S	Поперечное сечение тела трубы	мм2; м2
S0	Площадь поперечного сечения канала трубы	мм2; м2
σн	Нормальное напряжение	Па
σт	Предел текучести материала трубы	Па
σдоп	Допустимое напряжение	Па
σрез	Результирующее напряжение	Па
σр	Предел прочности	Па
σрад	Радиальные нормальные напряжения	Па
τ	Касательные напряжения	Па
Fкр	Сжимающее осевое усилие при котором происходит продольная деформация труб.	Н
Fр	Растягивающее усилие под воздействием собственного веса и перепада давления на долоте и ГЗД.	Н
Fр. кр	Допустимое растягивающее усилие с учётом запаса прочности.
z	Глубина рассматриваемого сечения	м
G c индексом	Вес бурильных труб, УБТ, ГЗД, КНБК и других элементов бур. колонны.	Н
L c индексом	Длина бурильных труб, УБТ, ГЗД, КНБК и других элементов бур. колонны.	м
Кзп	Коэффициент запаса прочности, зависит от способа и условий бурения.
Кд	Коэффициент динамичности принимается равным 1,15
Р0	Перепад давлений на ВЗД и долоте	Па
Рв.и.	Внутреннее избыточное давление	Па

2. Расчет профилей наклонно направленных скважин
2.1. Типы плоских профилей наклонно направленных скважин
Применяемые для бурения наклонно направленных скважин типы профилей делятся на две группы. К первой относятся профили обычного типа, представляющие кривую линию, расположенную в одной вертикальной плоскости, то есть плоские профили; ко второй – профили пространственного типа, представляющие пространственную кривую линию.

Основные типы плоских профилей приведены на рисунках 2.1-2.3.


Рисунок 2.1 – Трехинтервальный
Профиль первого типа – трехи-нтервальный (рисунок 2.1) – состоит из трех участков: вертикального – 1, участка набора зенитного угла – 2 и прямолинейно-наклонного участка (стабилизации зенитного угла) – 3, продолжающегося до проектного забоя в продуктивном пласте. Характерной особенностью является включение участка набора угла не ориентируемыми компоновками в участок 2, т. е. участок набора зенитного угла состоит из двух: на первом (2а) производится набор зенитного угла с отклонителем (ориентированно), на втором (2б) – набор угла не ориентируемыми компоновками. Включение этого участка позволяет сократить время на дорогостоящее бурение с отклонителем. Применение этого профиля позволяет ограничить до минимума количество рейсов с ориентируемыми отклоняющими КНБК, получить наибольшее отклонение забоя от вертикали при наименьшем зенитном угле и затратить наименьшее время на строительство скважины.

Профиль второго типа (рис.2.2) – четырех-интервальный – состоит из четырех участков: вертикального – 1, набора зенитного угла – 2, стабилизации – 3 и уменьшения угла – 4.


Рисунок 2.2 – Четырех-интервальный профиль
Этот профиль применяется при бурении наклонно-направленных скважин для месторождений, на которых происходит естественное искривление скважин.

Профиль третьего типа – пяти-интервальный (рис. 2.3).


Рисунок 2.3 – Пяти-интервальный профиль
Он состоит из пяти участков: верхнего вертикального – 1, набора зенитного угла – 2, прямолинейно наклонного – 3, снижения зенитного угла – 4 и нижнего вертикального – 5, позволяющего при пересечении стволом нескольких продуктивных горизонтов эксплуатировать любой из них с сохранением общей сетки разработки.

Этот сложный профиль, как правило, используется для скважин большой глубины (более 3000 м).
Выбор конфигурации профиля наклонно направленной скважины

Местоположение отдельных участков профиля и их протяженность во многом зависит от горно-геологических условий и условий эксплуатации скважины. Участок набора зенитного угла следует располагать в том интервале геологического разреза, где при бурении с отклонителем обеспечивается наибольший набор зенитного угла за один рейс (породы средней твердости).

Прямолинейно-наклонный участок (участок стабилизации зенитного угла) является продолжением от участка набора зенитного угла, до проектного горизонта, либо связующим звеном между участками набора и снижения зенитного угла.

Участок уменьшения зенитного угла является, как правило, конечным, при этом ствол скважины вскрывает продуктивный горизонт под небольшим углом, либо обеспечивается выход на последний, приближенный к вертикали, участок.
2.2. Расчет профилей обычного типа
Расчет профилей обычного типа сводится к определению максимального зенитного угла скважины, горизонтальной и вертикальной проекций и длины каждого из участков, входящих в состав данного профиля, а также общей длины ствола скважины и общего отхода от вертикали.

Исходными данными для расчета профиля являются:

H – проектная глубина скважин;

h – глубина зарезки наклонного участка;

А – проектное смещение забоя от вертикали;

i₁, R₁– интенсивность и радиус на участке набора зенитного угла с отклонителем;

i₂, R₂– интенсивность и радиус на участке не ориентируемого набора;

i₃, R₃– интенсивность и радиус на участке уменьшения зенитного угла;

α_о– угол набора кривизны с отклонителем;

h_в– глубина второго вертикального участка;

α_к– угол в конце участка уменьшения зенитного угла.

R_доп- радиус круга допустимого отклонения от пректной точки в горизонтальной плоскости.

Профиль рассчитывают по участкам сверху вниз (рис.2.4).


Рисунок 2.4 – Профиль скважины
Расчет профиля заключается в определении проекций участков на вертикальную и горизонтальную оси и длины участка по стволу:

a₁, h₁, l₁– горизонтальное смещение, вертикальная проекция и длина по

стволу на участке набора угла с отклонителем;

a₂, h₂, l₂– горизонтальное смещение, вертикальная проекция и длина по

стволу на участке не ориентируемого набора угла;

a₃, h₃, l₃– горизонтальное смещение, вертикальная проекция и длина по

стволу на участке стабилизации зенитного угла;

а₄, h₄, l₄– горизонтальное смещение, вертикальная проекция и длина по

стволу на участке уменьшения угла.

Основным расчетным параметром профиля скважины является угол α в конце участка зарезки наклонного ствола или в конце участка не ориентируемого набора угла, если он включен в профиль скважины. Таким образом, α – максимальный зенитный угол ствола скважины. Величина этого угла в основном определяет смещение конечного забоя от вертикали.

При проектировании скважины должно выполняться условие:

A = a₁ + a₂ + a₃ + a₄ = Σ a_i.± R_доп (2.1)

Угол α находится подбором, то есть, изменяя значения угла α, добиваются выполнения условия (2.1), или по формуле:
(2.1)

где H_1,2= h₁+, h₂

(2.2)
Основные расчетные формулы для определения проекций участков приведены в таблице 2.1.
Таблица 2.1

Название расчётной величины, единицы измерения.	Формула
Длина ствола искривлённого участка, м	l = (αкон – αнач ) / i
Горизонтальная проекция искривлённого участка, м	a = R . (cos αнач – cos αкон)
Вертикальная проекция искривлённого участка, м	h = R .(sin αкон – sin αнач)
Длина прямолинейно-наклонного участка, м	l = h / cos α ;
Связь вертикальной и горизонтальной проекций прямолинейно-наклонного участка, м	a = h . tg α
Угол в конце участка набора кривизны, град	αкон= arc sin (sinαнач – h/R)

В таблице α_нач и α_кон– углы в начале и конце участка соответственно.

Расчет трех-интервального профиля с прямолинейно наклонным участком – профиль первого типа (см. рис. 2.1).

Исходными данными для расчета профиля являются: проектная глубина – Н; глубина зарезки наклонного участка – h; проектное горизонтальное смещение забоя от вертикали – A; зенитный угол в конце участка набора угла с отклонителем – α_o; интенсивность искривления (радиус искривления) ствола на участке набора ориентируемого и не ориентируемого соответственно – i₁ (R₁), i₂ (R₂).

Расчет производят по формулам, приведенным в таблице 2.1.

1. Определяют проекции на первом вертикальном участке. Так как участок вертикальный, его горизонтальное смещение и зенитный угол равны 0, а вертикальная проекция и глубина по стволу равны глубине зарезки h.

2. Определяют проекции на участке 2а – участке набора угла с отклонителем.

Вертикальная проекция h₁определяется по формуле:

h₁ = R₁. sin α_o, (2.3)

Горизонтальная проекция a₁определяется по формуле:

а₁=R₁. (1 – cos α_o), (2.4)

Длина интервала по стволу l₁определяется по формуле: l₁ = α_o /i₁.

3. Определяют проекции на участке 2б – участке набора угла не ориентируемой компоновкой:

h₂ = R₂ . (sin α – sin α_о); a₂ = R₂ . (cos α_о – cos α); l₂ = (α – α_о) / i₂, (2.5)

4. Определяют проекции на прямолинейно-наклонном участке 3 – участке стабилизации.

Вертикальная проекция определяется как разность между проектной глубиной скважины и суммой проекций на участках набора угла и глубиной зарезки, т. е.

h₃ = H – h – h₁ – h₂, (2.6)

Затем определяется горизонтальная проекция прямолинейного участка и длина по стволу:

a₃ = h₃ ^. tg α; l₃ = h₃ / cos α, (2.7)

5. Результаты расчетов представляют в виде таблицы 2.2.

6. Проверяют условие А = а₁+ а₂ + а₃. Если оно не выполняется, изменяют угол α и пересчитывают проекции участков 2б и 3, процедуру выполняют до тех пор, пока не будет выполнено условие -Σ аi = А ± 10.