Задачи к гос. Задачи по курсу Технология бурения нефтяных и газовых скважин

• Название: Задачи по курсу Технология бурения нефтяных и газовых скважин
• Дата: 18.05.2023
• Размер: 210.41 Kb.
• Имя файла: Задачи к гос.docx
• Тип: Справочник; #1140473

Задачи по курсу «Технология бурения нефтяных и газовых скважин»

1. ТБНГС Уточнить тип и длину УБТ для создания заданной осевой нагрузки на долото при бурении скважины N … в интервале … м. Перепад давления на долоте … атм.

Если диаметр долота D_д ≤ 295,3, то D_УБТ = (0,75÷0,85) D_скв

Если диаметр долота D_д > 295,3, то D_УБТ = (0,65÷0,75) D_скв

Длину УБТ, как правило, определяют из условия, создания всей нагрузки на долото G_д весом УБТ и при этом, так чтобы их верхняя часть находилась в растянутом состоянии.



где K_з – коэффициент запаса по нагрузке, который рекомендуется брать равным 1,25;

G_д – нагрузка на долото;

G_ВЗД – вес забойного двигателя;

ΔP₀ – перепад давления в ВЗД кг/м²;

S₀ – площадь сечения канала УБТ;

K_д – коэффициент динамичности = 1,15

q₀ – расчетный вес (в воздухе) единицы длины УБТ;

Коэффициент K_ρ = 1 – ρ_ж/ρ_м. ρ_м = 7850 кг/м³, ρ_ж = из ГТН.

Найденная длина УБТ корректируется с таким расчетом, чтобы получилось целое число УБТ. Округление длины в меньшую сторону допустимо до 5 % от суммарной длины УБТ.

Справочник буровика – выбор УБТ на 50 странице.

По методичке ТБНГС длина УБТ в случае секционной компоновки – нижней секции) рассчитывается по формуле:



где Q – нагрузка на долото, Н;

q₀ – масса 1 м УБТ в растворе, кг/м

Общий вес УБТ, при секционной компоновке, рассчитывается по формуле:



2. ТБНГС Определить предельную (исходя из условия прочности) глубину бурения скважины N … используемой БК при наращивании верхней секции трубами того же типоразмера.



где – допускаемая растягивающая нагрузка с учётом запаса прочности;

пример

G – вес КНБК, забойного двигателя, и всех БТ, кроме рассматриваемых БТ;

Р₀ – перепад давления в КНБК кг/м²;

S₀ – площадь сечения канала бурильной трубы = π∙(D/2–N)², где D – внешний диаметр трубы, N – толщина стенки трубы.

F – площадь сечения трубы по металлу = 0,785 ∙ (D²_н – D²_в), м;

q – вес 1 метра бурильной трубы, кг;

ρ_м – плотность материала труб, 7850 кг/м³;

ρ_ж – плотность промывочной жидкости, из ГТН кг/м³;

σ_т – предел текучести (табличная величина);

К_зп – коэффициент запаса прочности на разрыв = 1,4 при использовании ВЗД и 1,5 при роторном бурении;

K_д – коэффициент динамичности = 1,15

Пример

Справочник буровика – выбор труб на 55-56 странице, предел текучести на 57 странице.
3. ТБНГС Определить (исходя из условия прочности) возможность бурения скважины N … до проектной глубины указанной БК, но при использовании для верхней секции бурильных труб …. Аналогично второй задаче
4. ТБНГС Определить (исходя из условия прочности) возможность бурения скважины N … до проектной глубины указанной БК, но при использовании для верхней секции труб …. Аналогично второй задаче

5 . ТБНГС Выполнить расчет трехинтервального профиля ствола скважины с участком стабилизации: глубина скважины .. м; горизонтальное проложение … м; глубина вертикального участка … м.

Профиль состоит из вертикального участка Н_в; участка набора значения зенитного угла по радиусу R₁, наклонно прямолинейного L. Исходные данные: Н, А, Н_в. Радиус R₁ можно найти, зная допустимую интенсивность набора угла i. Принимаем i = 1,5°/10 м и менее. Если i = 1,5°/10 м, то R₁ = 573/i = 573/1,5 = 382.

H = H_в + H₁ + H₂ = H_в + R₁⋅sin α₁ + L⋅cos α₁;

A = A₁ + A₂ = R₁(1 – cos α₁) + L⋅sin α₁.

Решая систему двух уравнений относительно α₁, получим



где H₀ = Н – H_в. Общая длина по стволу:

L_общ = H_в + l + L = H_в + 0,01745 R₁⋅α₁ + (Н – H_в – R₁ sin α₁)/cos α₁.
6. ТБНГС Выполнить расчет четырехинтервального «J-образного» профиля ствола скважины с выходом на горизонталь: глубина скважины … м; горизонтальное проложение … м; глубина вертикального участка … м.

J-образный профиль включает вертикальный участок, участок начального искривления, тангенциальный участок и участок малоинтенсивного увеличения зенитного угла

И сходными данными для расчёта профиля являются параметры: H, A, H_B, R₁, R₃, α₁.

Длина тангенциального участка и зенитный угол α₃ ствола скважины на проектной глубине Н определяются по формулам:

L = C – Q;




B = R₁ ∙ (1 – cos α₁) + (H – H_В – R₁ ∙ sin α₁) ∙ tg α₁;


Справочник буровика – примеры расчета профиля на 13-16 странице

7. ТБНГС Выполнить расчет необходимого расхода промывочной жидкости и указать при этом режим работы насосной группы для бурения скважины N … в интервале ... м с приводом долота от ротора.

1) Из условия очистки забоя определяется расход Q₁:

Q₁ ≥ q_уд ∙ F_з, где q_уд – удельный расход бурового раствора, м³/(с·м²) или м/с, площадь забоя скважины, F_з = 0,785∙D², где D– диаметр долота; величину q_уд – рекомендуется брать в пределах 0,57-0,65 м/с.

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

Q₂ = υ ∙ F_к, где υ – необходимая скорость восходящего потока жидкости, м/с; F_к – площадь кольцевого зазора: F_к = 0,785 ∙ (D² ∙ d²), где d– диаметр бурильной трубы. Рекомендуемые значения приведены в таблице.

Из двух полученных расходов принимается наибольший.

Тип насосов и их число выбираются из условия обеспечения заданного (расчетного) расхода промывочной жидкости, при этом максимальное допустимое давление должно быть больше расчетного: n ⋅ Q_i ≥ Q_р, где n – число насосов; Q_i – производительность насоса при i-м диаметре втулок; Q_р – расчетный расход промывочной жидкости.

Фактическая производительность насоса, как правило, меньше теоретической Отношение фактической производительности насоса Q_ф к паспортной Q_п называется коэффициентом наполнения k = Q_ф/Q_п.

Коэффициент наполнения зависит от реологических параметров промывочной жидкости, схемы обвязки насосов с рабочей емкостью, частоты ходов поршня насоса и т.д. В среднем принимают k = 0,9. Согласно справочнику рекомендуется брать максимально допустимое рабочее давление насоса не более 80 % от паспортного.
8. ТБНГС Показать правильность выбора плотности промывочной жидкости для бурения скважины N … в интервале … м.

Для предотвращения поступления пластовых флюидов в скважину (проявления) и поглощения бурового раствора давление в скважине р_с не должно быть меньше пластового р_пл и больше давления начала поглощения (гидроразрыва) р_п с учетом гидродинамических потерь, т.е. должно выполняться условие

р_пл ≤ p_с = ρ⋅g⋅H ± Δp_гд ≤ р_п,

где ρ – плотность раствора, кг/м³;

g – ускорение свободного падения = 9,81 м/с;

H – глубина, м;

р_гд – гидродинамические потери давления при выполнении различных операций.

Правилами безопасности регламентируется минимальное превышение давления столба бурового раствора над пластовым: ρ⋅g⋅H ≥ kp_пл,

Значения Н, k следующие:

Н, м <1200 1201-2500 >2500

k 1,10-1,15 1,05-1,10 1,04-1,07
Задачи по курсу «Осложнения и аварии при бурении скважин»
1. Выполнить расчет установки нефтяной «ванны» при ликвидации прихвата (объёмов ванны и продавочной жидкости).

Исходные данные:

• 
  забой …. м;
  
• 
  прихват в интервале … м;
  
• 
  диаметр долота … мм;
  
• 
  диаметр бур. колонны … мм;
  
• 
  толщина стенки бур. трубы … мм;
  
• 
  плотность бурового раствора … кг/м³.
  

1. Определяем суммарный объём нефти для установки нефтяной ванны, Q м³:



где K – коэффициент кавернозности ствола скважины в зоне прихвата;

D_н, D_вн – наружный и внутренний диаметры бурильных труб, м;

H– интервал прихвата от забоя, м;

h – расчетная высота подъёма нефти вне зоны прихвата (принимается выше верхней границы прихвата не менее чем на 50-100 м. Принимаем h = 100 м);

h₁ – высота столба резервного объёма нефти в бурильных трубах, м.



где S – площадь проходного канала бурильных труб;

V_н – резервируемый объём нефти (3-5 м³) в бурильных трубах.

Тогда (цифры для примера):

где δ – толщина стенки бурильной колонны

отсюда:

Тогда суммарный объём нефти для установки нефтяной ванны равен (цифры для примера, в каких величинах брать):

Q = 0,785 · (1,09 · 0,2159² – 0,127²) · (0 + 100) + 0,785 · 0,111² · 310,02 = 5,72 м³

2. Определяем объём продавочной жидкости (бурового раствора) для продавки жидкого агента (нефти) для ванны:



+ для периодического подкачивания

3. Определим давление к концу установки ванны (может не надо будет рассчитывать):

P = 10^-6· gH(ρ_б.р – ρ_н) + 10^-4· gH = 10^-6· 9,8 · 1800 · (1160 – 890) + 10^-4· 9,8 · 1800 = 6,5 МПа
2. Определить длину неприхваченной части бурильной колонны, допустимое число оборотов при круговом расхаживании. Исходные данные:

- глубина скважины, … м,

- наружный диаметр бурильных труб, … мм,

- толщина стенки бурильных труб, … мм,

- группа прочности стали – «…»

- усилие натяжения бурильной колонны, …. кН,

- удлинение бурильной колонны, …. м.

1. Определяем верхнюю границу прихвата:



где 1,05 – коэффициент, учитывающий увеличение жесткости колонны за счет замковых соединений;

∆l– удлинение бурильной колонны, м;

E = 2,1 · 10⁴ кН/см² – модуль продольной упругости материала труб;

F = 0,785 ∙ (D²_н ∙ D²_в) = 0,785 ∙ (0,127² – 0,107²) = 0,003676 м² = 36,76 см² – площадь поперечного сечения бурильной колонны;

∆P = 12,5 т = 125 кН – усилие натяжения бурильной колонны при котором произошла её деформация (удлинение) на величину ∆l;



2. Определяем допустимое число оборотов бурильной колонны при отбивке ротором:



где σ_т – предел текучести (табличная величина);

K_зп – коэффициент запаса прочности (безопасности) = обычно 1,2



– напряжение растяжения, где Q_р – растягивающая нагрузка, равная весу неприхваченной части бурильной колонны; 31,79 кг = 317,9 Н – вес погонного метра бурильной трубы;


3. Определить необходимую плотность бурового раствора для глушения скважины при ГНВП.

Исходные данные: 3

- глубина скважины 3000 м

- начальная плотность бурового раствора 1200 кг/м3

- пластовое давление 37,0 МПа.

4

P = [P(давление в БК в БАР) : 3000 (глубина по вертикали) * 10,2] + 1,2

= (370 : 3000 * 10,2)+1,2 = 2,5 кг/л = 2460 кг/м³
4. Определить снижение давления на забой при подъёме … свечей без долива скважины буровым раствором и проверить вероятность возникновения ГНВП.

Исходные данные:

- глубина скважины - … м

- длина свечи … м

- диаметр скважины - … мм

- типоразмер бурильных труб - ….

- плотность бурового раствора - … кг/м³

Так как конструкция скважины не указана, расчет производим согласно одного диаметра по всему интервалу. Чтобы определить снижение давления при подъёме инструмента без долива, нужно рассчитать давление на забой с полностью спущенным инструментом. Затем рассчитать объём скважины. Затем рассчитать объём металла поднятого на поверхность, после чего вычесть из объёма скважины объём металла, этим самым мы найдем объём раствора в скважине после поднятия инструмента и пересчитаем этот объём на высоту столба БР в скважине и определим с какой силой этот столб давит на забой. После найдем разницу давления до поднятия и после.

Глубина СКВ (2000м); Длина свечи (24м*10св=240м); Диаметр скважины (215,9мм=0,2159м)* *коэф.ушир. 1,1 = 0,23749м; Типоразмер БТ (127*9); Плотность БР (1120кг/м³).

Р_заб = ρ ∙ g ∙ Н = 1120 ∙ 10 ∙ 2000 = 22400000 Па=22,4 МПа

V_скв = 0,785 ∙ 0,23749 ∙ 2000 = 372,86 м³

V_{металла} = 0,785 ∙ (0,127² – 0,109²) ∙ 240 = 0,8 м³

V_{растора в скв. после подъёма 10 свечей} = 372,86 – 0,8 = 372,06 м³

H_{БР после подъёма 10 свечей}= = 1566,6 м

Р_{заб после подъёма 10 свечей} = 1120 ∙ 10 ∙ 1566,6 = 17546257 Па=17,5 МПа

ΔР = 22,4 – 17,5 = 4,9 МПа – на такую величину снизится давление

ГНВП не произойдет при соблюдении условия: P_пл > P_гс – ΔР – ΔР_дин



где Θ– статическое напряжение сдвига (СНС) раствора


5. Определить коэффициент поглощающей способности К_п.с

Классифицировать зону поглощения.

Предложить методы её ликвидации

Дано:

- плотность бурового промывочного раствора ….. кг/м3;

- интенсивность поглощения - …л/с;

- статический уровень жидкости в скважине - …. м;

- динамический уровень жидкости в скважине - …. м.
Коэффициент поглощающей способности определяется по формуле:



Зная коэффициент поглощающей способности, можно классифицировать зону поглощения (табл.1).

Таблица 1. Классификация зон поглощения в зависимости от величины K_пс

Коэффициент Kпс	1	1-3	3-5	5-15	15-25		>25
Классификация зон поглощения: категория	I	II	III	IV	V		VI
Поглощение	Частичное	Полное	Интенсивное			Катастрофическое

Классификация зоны поглощения по K_пс и мероприятия по её ликвидации

Категория зоны по- глощения	Коэффициент поглощающей способности Kпс	Мероприятия по ликвидации поглощений
I	1	Переход на бурение с использованием глинистого раствора
II	1–3	Закачивание быстросхватывающейся смеси (БСС). Расход цемента 5-10 т
III	3–5	Закачивание БСС. Расход цемента 10-20 т
IV	3–15	Закачивание высоковязкой БСС, затворяемой на глинистом растворе или c добавлением в смесь бентонитового порошка, а также глинистых и глиноцементных паст. Расход 20-60 т
V	15–26	Перед закачиванием БСС снижать поглощающую способность скважины путем намыва песка или ввода инертных материалов. При снижении коэффициента Kпс ниже 15 – закачивать тампонирующую смесь, как и при ликвидации зоны поглощения IV категории
VI	>25	Бурение без выхода циркуляции. Спуск промежуточной колонны

6. Определить длину свободной части бурильной колонны, определить допустимые осевые нагрузки при её осевом расхаживании при следующих данных:

- глубина скважины – ….. м

- наружный диаметр бурильной колонны – ….м

- толщина стенки колонны – … мм.

- дополнительная нагрузка натяжения – …. т

- группа прочности стали – …

- удлинение колонны при создании дополнительной растягивающей нагрузки – … см.
1. Определяем верхнюю границу прихвата:



где 1,05 – коэффициент, учитывающий увеличение жесткости колонны за счет замковых соединений;

∆l– удлинение бурильной колонны, м;

E = 2,1 · 10⁴ кН/см² – модуль продольной упругости материала труб;

F = 0,785 ∙ (D²_н ∙ D²_в) = 0,785 ∙ (0,127² – 0,107²) = 0,003676 м² = 36,76 см² – площадь поперечного сечения бурильной колонны;

∆P = 12,5 т = 125 кН – усилие натяжения бурильной колонны при котором произошла её деформация (удлинение) на величину ∆l;



2. Определяем допустимое усилие при расхаживании:



Для бурильных труб группы прочности «E» предел текучести: σ_т = 550 МПа

K_зп = 1,2 – коэффициент запаса прочности




7. Определить относительное давление в скважине

Исходные данные:

h_ст = 17 м – статический уровень бурового раствора;

ρ_р = 1090 кг/м³ – плотность бурового раствора;

H_пг = 528 м – глубина залегания подошвы поглощающего горизонта.

Определить: Относительное давление в скважине при наличии поглощающего горизонта.

Решение:

Относительное давлением в поглощающем горизонте:



где ρ_б.р – плотность бурового раствора

ρ_в – плотность воды



В системе скважина – пласт величина плотности бурового раствора превышает значение относительного давления, т.е. ρ_р > P_о, следовательно, может произойти поглощение бурового раствора.

При условии   может происходить разгазирование раствора, перелив нефти и воды, а при значительном превышении над - газовые, нефтяные Ии водяные выбросы и фонтаны. Нарушения приствольной зоны скважины происходят также и в тех случаях, когда . Если существует равенство   , то условия бурения скважины в большинстве случаев нормальные.

Ответ: Относительное давление в скважине при наличии поглощающего горизонта равно P_о = 2,25

8. Определить плотность промывочной жидкости для глушения скважины ρ₂

Условия задачи: Информация о поступлении пластового флюида в ствол скважины поступила во время бурения. Инструмент на забое.

Исходные данные:

Глубина залегания продуктивного гризонта Н_СКВ.= ….м.

Плотность промывочной жидкости, на которой велось бурение ρ₁ = …. кг/м³

Избыточное давление в БТ, замеренное после закрытия ПВО Р_{изб. тр.}= … МПа

Избыточное давление в кольцевом пространстве Р_изб.кп. = … МПа.
После закрытия ПВО ждем достижения стабильного давления в кольцевом и трубном пространстве.

Избыточное давление в трубе + гидростатическое = пластовому. После того как выяснили пластовое давление, приступаем к глушению скважины. Предварительно рассчитав плотность БР для глушения.
P_пл = P_изб.тр + ρ₁ ∙ g ∙ H

Вычисляем плотность раствора глушения:



где K_р – коэффициент репрессии = 1,05-1,1 в зависимости от глубины.

По другой версии эту же формулу используют, но вместо K_р – коэффициента репрессии используют ΔР – превышение избыточного давления, которое создается на дросселе, принимается не более 1,5 МПа.
Скважину можно заглушить, заменяя первоначальный буровой раствор плотностью ρ₁ утяжеленным раствором плотностью ρ₂. Давление Р_изб.кп играет главную роль в процессе глушения скважины. Величину Р_изб.кп необходимо постоянно контролировать на поверхности для предотвращения разрыва обсадной колонны и пласта ниже башмака обсадной колонны на разрыв от внутреннего давления. Закачивают утяжеленный раствор при постоянной, ранее установленной подаче, поддерживая дросселем давление в затрубном пространстве Р_изб.кп также постоянным. Давление в бурильных трубах при этом уменьшается. После закачивания в скважину утяжеленного раствора в объёме, равном внутреннему объёму бурильных труб (эту величину рассчитывают заранее), фиксируют давление в бурильных трубах. Продолжают вести закачивание до тех пор, пока утяжеленный буровой раствор не выйдет на поверхность. При этом постепенно увеличивают проходное отверстие дросселя до полного его открытия и снижения противодавления до нуля в конце глушения ГНВП.
Задачи по курсу «Заканчивание и крепление скважин»
1. Определить глубину спуска кондуктора из условия недопущения гидроразрыва пород у его башмака при герметизации устья в случае нефтепроявления.

Исходные данные:

-глубина залегания нефтяного пласта - … м;

-пластовое давление - … МПа;

-плотность нефти - … г/см3;

-дополнительное давление на устье при ликвидацции проявления - … МПа.

-эквивалент давления гидроразрыва пород - ….

Глубина спуска кондуктора должна обеспечить выполнение нескольких условий:

1. Перекрытие всей толщи рыхлого неустойчивого интервала разреза;

2. Разобщение водоносных горизонтов, залегающих в интервале спуска кондуктора;

3. Возможность герметизации устья скважины при ликвидации газонефтеводопроявлении (ГНВП) с исключением гидроразрыва пластов ниже башмака кондуктора, по этому, башмак кондуктора должен устанавливаться в плотных, непроницаемых породах;



На стадии проектирования конструкции скважины давление на устье при его герметизации во время флюидопроявления (P_у) рассчитывают, как правило, для случая полного замещения промывочной жидкости природным газом или пластовой нефтью.

P_у = P_пл – ρ_н ∙ g ∙ H ∙ 10^-6 10^-6 берут если расчеты в МПа

Дополнительное давление на устье, возникающее при очистке скважины от поступивших пластовых жидкостей (ΔР_у), в проектных расчетах принимают равным 1,0-1,5 МПа.

При расчете Н_КОНД эквивалент градиента давления гидроразрыва (α_ГРП) принимается для горных пород, залегающих на глубине установки башмака кондуктора. За ρ_ож следует принимать относительную плотность жидкости (нефти) в скважине при проявлении или выбросе. k_Б – коэффициент безопасности для предотвращения гидроразрыва горных пород = 1,2…1,5 в зависимости от изученности района работ.



Градиент давления гидроразрыва горных пород (А) выбирается следующим образом:

А = 0,012 МПа/м для потенциально поглощающих пластов независимо от глубины;

А = 0,026 МПа/м для непоглощающих пластов при глубине до 1000 м;

А = 0,0234 МПа/м для непоглощающих пластов при глубине более 1000 м.


2. По предложенным эпюрам Р_н.и./приложение/ подобрать компоновку эксплуатационной колонны d = … мм с учетом действующих коэффициентов запаса прочности и осевых растягивающих нагрузок.

Интервал перфорации …. м. Коллектор достаточно устойчив к осыпям и обвалам.




Картинка для примера
Рис. Эпюры избыточных наружных (сминающих) давлений на обсадную колонну.

ABC – эпюра давлений на момент окончания цементирования;

ADEF – эпюра давлений при испытании колонны снижением уровня;

ADEGJ – эпюра давлений для конца эксплуатации скважины.

Расчет обсадных колонн производят по максимальным значениям наружных и внутренних давлений, а также осевых нагрузок (при бурении, опробовании, эксплуатации, ремонте скважин), при этом учитывают раздельное и совместное их действие. В результате расчета определяют конструкцию обсадной колонны (типоразмер труб по секциям и их длины).

Избыточное наружное давление (Р_НИ) в общем случае определяют как разность между наружным (Р_Н) и внутренним (Р_В) давлением: P_НИ = P_Н – P_В.

В момент окончания процесса цементирования наружное давление рассчитывается по плотности растворов, находящихся в затрубном пространстве. В момент снижения уровня жидкости в колонне при освоении скважины или при испытании её на герметичность наружное давление при испытании колонн на герметичность, освоении скважины рассчитывается не менее 1,1 ∙ 10³ кг/м³

Коэффициент запаса прочности при расчете на смятие [n_СМ] в вертикальных скважинах принимается равным 1,0-1,3 для секций, находящихся в пределах эксплуатационного объекта в зависимости от устойчивости коллектора. Зона эксплуатационного объекта включает в себя толщину (мощность) пласта, увеличенную на 100 м (по 50 м выше кровли и ниже подошвы пласта).

При выборе компоновки обсадной колонны должно выполнятся условие:



где: Р’_СМ – сминающее давление с учетом растягивающей нагрузки;

Р_СМ – сминающее давление без учета растягивающей нагрузки;

Q_р – растягивающая нагрузка на рассматриваемую секцию труб (вес нижележащих секций без учета коэффициента облегчения: Q_р = ∑ q_i ∙ l_i;

Q_т – растягивающая нагрузка, при которой напряжение в теле труб становится равным пределу текучести: Q_т = σ_т ∙ 0,785 (D²_н – D²_вн)

Колонна обсадных труб должна быть составная из разных секций труб, чем выше, тем меньше толщина труб. И у каждой секции нужно посчитать вес q и длину l.

3. Проверить компоновку эксплуатационной колонны на страгивание и при необходимости произвести перекомпоновку для обеспечения нормативных коэффициентов запаса прочности. Исходная компоновка колонны из муфтовых труб с треугольной резьбой, полученная из расчета на смятие, приведена в таблице:

N секции тип труб интервал установки длина, м

-------------------------------------------------------------------

1 ….. 146Д×8,5

2 …… 146Д×7,7 возьмем для примера эти значения

3 …… 146Д×7,0

-------------------------------------------------------------------

Компоновку, выбранную из расчета на избыточное наружное давление, необходимо проверить на осевые растягивающие нагрузки. Для этого последовательно (снизу вверх) для верха каждой секции рассчитывают коэффициент запаса прочности на страгивание (для труб с треугольной резьбой):



Здесь за q_i ∙ l_i берется суммарный вес рассчитываемой и нижележащих секции обсадной колонны в воздухе.

Значения коэффициента запаса прочности на страгивание (для труб с треугольной резьбой)

Диаметр труб, мм	Длина колонны, м	[nСТР]
114...168	до 3000	1,15
	более 3000	1,30
178...245	до 1500	1,30
	более 1500	1,45
273...324	до 1500	1,45
	более 1500	1,60
Больше 324	до 1500	1,60
	более 1500	1,75

вес нижележащих секций (ниже i)
Если условия не выполнялись, то перекомпоновка:

nⁱ_СТР = [n_СТР]



новая секция (стенка толще или группа прочности не «Д»)

4. Подобрать компоновку промежуточной колонны, при бурении из-под которой возможны поглощения бурового раствора. Исходные данные:

- глубина спуска промежуточной колонны - … м;

- её диаметр - … мм;

- подьём цемента за нею - ….;

- максимальное снижение уровня бурового раствора при поглощении - …..м (от устья).

- плотность растворов, кг/м³ :

- бурового - …,

- тампонажного - …,

- жидкости, заполняющей поры цементного камня - ….

Нужно пользоваться рисунком из второй задачи.

Промежуточная колонна рассчитываются на избыточное наружное давление (смятие) для момента снижения уровня жидкости при поглощении бурового раствора в процессе бурения под следующую обсадную колонну. Для первых 2-3 разведочных скважин на площади можно брать опорожнение колонны при поглощениях бурового раствора до 30-40%, т.е. принимать Н_У = 0,3... 0,4 L.

По результатам расчетов в выбранном масштабе строят эпюры сминающих давлений (рис. во 2-ой задаче) освоения или испытания на герметичность снижением уровня жидкости в колонне (ADЕF).

Избыточное наружное давление (Р_НИ) в общем случае определяют как разность между наружным (Р_Н) и внутренним (Р_В) давлением:

P_НИ = P_Н – P_В.

Т.е. мы проводим эпюру по тому, какое наружное давление действует на колонну без поглощения (и соответственно без снижения уровня в самой колонне) и эпюру снижения в колонне уровня на 0,3... 0,4 L. Потом оцениваем и считаем давление. После этого подбираем трубы, так чтобы они выдерживали это наружное давление смятия.

В момент снижения уровня жидкости в колонне при освоении скважины или при испытании её на герметичность наружное давление при испытании колонн на герметичность, освоении скважины рассчитывается следующим образом:

- в пределах незацементированного кольцевого пространства – по плотности бурового раствора и буферной жидкости;

- в пределах зацементированного участка предыдущей колонны – по плотности жидкости, заполняющей поры цементного камня (пластовая вода), но не менее 1,1 ∙ 10³ кг/м³;

- на участке ствола скважины ниже башмака предыдущей колонны – по плотности жидкости, заполняющей поры цементного камня (пластовой воды плотностью не ниже 1,1 ∙ 10³ кг/м³), если эквиваленты градиентов пластовых давлений в флюидосодержащих горизонтах α_ПЛ < 1,1, и когда отсутствуют пласты, склонные к пластической деформации;

- в интервалах флюидосодержащих горизонтов (± 50 м) с повышенным эквивалентом градиента пластового давления (α_ПЛ > 1,1) наружное давление принимается равным пластовому;

- в интервалах залегания пород, склонных к пластическому течению (± 50 м) наружное давление принимается равным горному;
5. Рассчитать допустимую глубину опорожнения ОК при спуске в скважину с тарельчатым обратным клапаном при следующих данных:

тип обсадных труб - …..

плотность бурового раствора - ….. г/см³

Коэффициент безопасности на смятие принять равным …..
Если обсадная колонна спускается с действующим обратным клапаном (нет самозаполнения), то производится её периодический долив буровым раствором. Максимальная длина незаполненной раствором колонны определяется из выражения:



где Р_СМ - сминающее давление для обсадных труб,

[η_CM] – коэффициент запаса прочности на смятие при спуске обсадной колонны,
[η_CM] = 3 ÷ 4.

ρ_р – плотность бурового раствора,

g – ускорение свободного падения.

В буровой практике долив колонн при спуске производят через 150-400 м.

Обратные клапаны типа ЦКОД позволяют снизить гидромеханические нагрузки на стенки скважины, исключить операции по доливу жидкости в колонну и сокращают время спуска на 1-3 часа.