Размещено на http://www.allbest.ru/

Размещено на http://www.allbest.ru/

Введение

Усинское нефтяное месторождение расположено к северо-востоку от г. Печоры в нижнем течении реки Колвы и находится в зоне развитой инфраструктурой.

Залежь нефти в пермо-карбоновых отложениях Усинского месторождения массивная и расположена на глубинах от 1280 до 1950 м. Пермо-карбоновая залежь приурочена к порово-кавернозно-трещинным коллекторам сакмарского и артинского ярусов нижней перми, верхнего карбона, московского и башкирского ярусов среднего карбона. Залежь массивная сводовая. Положение водонефтяного контакта по скважинам изменяется от отметки минус 1288 и до минус 1342 и. При этом отмечается тенденция понижения ВНК к своду структуры.

С учетом особенностей геологического строения различных частей разреза и условий их формирования принята следующая схема выделения эксплуатационных объектов: нижний объект - от ВНК до репера Р₃, содержит 19% балансовых запасов; средний объект - между реперами Р₃ и Р₄, содержит 46% балансовых запасов и верхний объект - между реперами Р₄ и кровлей продуктивной толщи, содержит 35% балансовых запасов.

Разработка пермо-карбоновой залежи осложнена ее законтурным заводнением, а также тем, что эксплуатационный объект представляет собой аномально тяжелую нефть, плотностью при 20°С от 0,954 до 0,968 г/см³, высокосмолистая (17-21%), сернистая (1,89-2,11%), беспарафинистая (0,08-0,6%), с низким содержанием легких фракций (до 200°С выкипает 5,5-8%, до 300°С-23-26,5%).

Поэтому для эффективности добычи нефти возможно использование термлифта, с помощью паронагнетательных скважин.

На территории месторождения протекает одна из крупнейших рек Севера - Колва, в бассейне которой выделена природоохранная зона, шириной в 1 километр. Поэтому запасы нефти под этой зоной остаются неохваченными разработкой. Для расширения зоны охвата пласта и его добычи предполагается бурить горизонтальные скважины.

1. Геологическая часть

Месторождения Колвинского мегавала

Колвинский мегавал ограничивает с востока Денисовскую впадину и протягивается с юго-востока на северо-запад более чем на 350 км при ширине до 25--30 км. На востоке по системе февних разломов в фундаменте он сочленяется с пологой Хорейерской впадиной.

Колвинский мегавал состоит из нескольких крупных блоков, неположенных кулисообразно и осложненных рядом локальных структур и куполов (Усинская, Возейская, Харьягинская, Ярейюская, Хыльчуюская), из которых наиболее приподнятой по фундаменту является Возейская. Возейское и Ярейюское поднятия расположены над выступами фундамента и являются унаследованными (возрожденными), а остальные поднятия имеют ярко выраженные черты инверсионного развития.

Осадочный чехол сложен ордовикскими, силурийскими, нижне-, средне- и верхнедевонскими, каменноугольными, нижне- и верхнепермскими, триасовыми, юрскими, меловыми и четвертичными отложениями. Нефтегазопроявления при бурении и опробовании скважин отмечены практически почти во всех отложениях от силурийских до триасовых, а промышленные залежи нефти выявлены в среднедевонских, фаменских, окско-серпуховских и нежнепермско-каменноугольных отложениях.

В пределах Колвинского мегавала завершается разведка Усинского и начинается разведка Возейского нефтяных месторождений. Кроме того, получены притоки высокопарафинистой нефти из среднедевонских песчаников на Харьягинской площади.

Усинское нефтяное месторождение.

Месторождение расположено к северо-востоку от г. Печоры в нижнем течении Колвы и приурочено к одноименному поднятию южной части Колвинского мегавала. По подошве доманиковых слоев (изогипса минус 3200 м) амплитуда наиболее приподнятой части поднятия 400 м.

Общая амплитуда Колвинского мегавала в районе сводовой части Усинского поднятия более 1000 м, причем Усинское поднятие имеет общие оконтуривающие изогипсы с Возейским поднятием. Западное крыло более пологое, восточное переходит во флексуру над одним из системы разломов в фундаменте, ограничивающих Колвинский мегавал с северо-востока.

Основные промышленные залежи нефти на Усинском месторождении приурочены к песчаникам среднедевонского возраста и пормско-среднекаменноугольным карбонатным отложениям. Кроме того, нефтепроявления и небольшие (от 0,5 до 6,0 т/сут) притоки нефти получены из карбонатных отложений нижнего девона, доманиковых слоёв, известняков и доломитов фаменского и визейского ярусов. Отмечено также интенсивное пропитывание тяжелой окислившейся практически не текучей нефтью песчаников нижней части верхнепермских отложений.

Крупная по размерам залежь легкой нефти в песчаниках среднего девона открыта на Усинском месторождении в начале 1968 г., когда в скв. 7 из интервала 3080--3144 м был получен фонтан нефти дебитом 650 т/сут через штуцер диаметром 20 мм. Среднедевонская залежь нефти вскрыта на Усинском месторождении 15 разведочными скважинами. В пяти скважинах, расположенных в юго-западной части структуры, установлено полное отсутствие среднедевонских отложений. Это объясняется их размывом в позд-неживетское и раннефранское время, поскольку здесь маломощные кыновско-саргаевские глинисто-карбонатные отложения залегают непосредственно на размытой поверхности различных литологических пачек нижнего девона. Возможно, зона отсутствия отложений среднего девона отражает положение свода Усинского поднятия к началу кыновского времени или является частью более обширной области размыва, связанного с региональным подъемом территории центральной части Денисовской впадины к началу франского времени. Среднедевонские отложения на своде, северо-восточном крыле и северной периклинали Усинского поднятия представлены в основном чередованием слоев и пачек кварцевых песчаников, алевролитов и аргиллитов.

В верхней части наиболее полных разрезов среднего девона, характерных для северной периклинали структуры, залегают прослои глинистых известняков с характерным комплексом остракод афонинского горизонта. Общая мощность среднедевонских отложений меняется от нуля в зоне их размыва до 167 м в скв. 30 в зоне сочленения Усинского и Визейского поднятий. Эффективная нефтегазонасыщенная мощность песчаников меняется также от ноля до 44 м, причем максимальные суммарные мощности пластов песчаников установлены на северном погружении Усинского поднятия, тогда как в присводовой и юго-восточной частях структуры они не превышают 10--20 м. Отдельные пласты и пачки продуктивных песчаников разделены прослоями более плотных алевролитов и аргиллитов.

Средняя пористость песчаников по анализам керна составляет несколько более 12%, достигая иногда 16--18%, проницаемость 75--200 мД, мощность отдельных пластов песчаника меняется от 1,8 до 8--10 м и в отдельных случаях достигает 25 м и более. Высокие (до 500--650 т/сут через 20-мм штуцер) дебиты нефти, получаемые при опробовании песчаников в скважинах, вскрывших среднедевонскую нефтяную залежь Усинского месторождения, свидетельствуют о более высоких коллекторских свойствах песчаников, чем об этом можно судить по керну. Вероятно, наиболее рыхлые разности песчаников разрушаются при бурении и не участвуют при определении средних значений пористости и проницаемости по керну. По промыслово-геофизическим данным, пористость отдельных пластов достигает 19,2%. Высота нефтяной залежи Усинского месторождения составляет 488 м и является самой большой из всех нефтяных залежей, разведанных в Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции. Плоскость водонефтяного контакта в среднедевонской залежи наклонена с юго-востока, где она вскрыта в скв. 4 на отметке минус 3165 м, на северо-запад, где скв. 30 в зоне сочленения Усинского и Возейского поднятий она фиксируется на отметке минус 3341 м, т. е. на 176 м ниже. Угол наклона плоскости ВНК составляет около 20'.

Нефть среднедевонской залежи легкая (0,830--0,850 г/см³), малосернистая (0,60%), парафинистая (4,21% по Гольде), с содержанием фракций, выкипающих до 300° С, 43% и газовым фактором 56--73 м³/т.

Пластовое давление в сводовой скв. 33 на глубине 2920 м составляет 336,5 кгс/см², температура 67,2° С, в скв. 8 на отметке минус 3210 м пластовое давление равно 363 кгс/см², температура 70° С. В приконтурной скв. 30 в интервале 3456--3450 м, из которого получен приток минерализованной воды, пластовое давление составляет 379 кгс/см², температура 76° С.

Анализ глубинных проб показывает, что нефть в среднедевонской залежи резко недонасыщена газом: давление насыщения колеблется в разных участках залежи от 70 до 89 кгс/см², а разница между пластовым давлением и давлением насыщения нефти газом составляет 243--266 кгс/см², что позволяет сделать заключение о преимущественной нефтеносности среднедевонских отложений не только на Усинской, но и на других структурах Колвинского вала и прилегающих к нему площадях, имеющих сходную историю геологического развития.

Выделенный при однократном разгазировании глубинных проб нефти среднедевонской залежи растворенный газ характеризуется следующим содержанием компонентов: метан 50,1%, этан 15,2%, пропан 16,5%, бутан 9,5%, пентан 4,1%, гексан 1,5, азот + редкие 2,5%, углекислый газ 0,6%. Плотность газа составляет 1,229 г/см³.

Покрышкой для среднедевонской залежи служат кыновско-саргаевские глины и мергели, однако из-за их малой мощности (20--40 м, на востоке до 66 м) основным нефтегазоупором следует считать мощную (до 600--700 м) глинисто-мергелистую толщу верхнефранского подъяруса, залегающую под пачкой карбонатных пород мендымско-доманикового возраста, при проходке которых в ряде скважин отмечались интенсивные нефтепроявления, а при опробовании получены слабые притоки нефти по свойствам близкой к среднедевонской.

В отличие от месторождений Печорской впадины и Печоро-Кожвинского мегавала пластовая вода в песчаниках среднего девона на Усинском месторождении имеет относительно небольшую плотность (1,035--1,05 г/см3), минерализацию 48--85 г/л, соленость 4--6° Be' и относится к хлоркальциевому типу, хлоридной группе и натриево-калиевой подгруппе.

В сводовой части структуры на плотных непроницаемых глинисто-карбонатно-сульфатных отложениях нижнего девона залегает крупная линза водоносных песчаников, перекрытых 10--15-м пачкой плотных глинистых алевролитов и аргиллитов. Кровля обводнённых песчаников этой линзы вскрыта в скв. 35, 32 и 100 соответственно на отметках минус 2940--2929 м и минус 3006 м. Мощность песчаников этой линзы достигает 8--10 м. Поскольку эта линза песчаников залегает на плотных породах нижнего девона (при опробовании последних в скв. 32 и 100 не получено притока жидкости), выклинивается во всех направлениях и перекрыта пачкой плотных алевролитов и аргиллитов, насыщающая эти пачки вода оказалась как бы захороненной и не вытиснилась нефтью при формировании среднедевонской нефтяной залежи, несмотря на высокое гипсометрическое положение этой линзы в присводовой части структуры.

В северной части Усинского месторождения на первом этапе его изучения были получены высокодебитные фонтанные притоки нефти при опробовании интервалов, сложенных нижнедевонскими отложениями в скв. 7, 5 и 8, хотя явных коллекторов в разрезе нижнего девона не выделялось. Последующий анализ данных и результаты дополнительного опробования в скв. 32, 28 и 100, а так же закачка изотопов в скв. 5 позволяют прийти к выводу, что притоки нефти в скв. 7, 5 и 8 из нижнедевонских отложений получены в результате негерметичности цементного кольца за эксплуатационной колонной и прорыва нефти из вышележащих среднедевонских песчаников при создании значительных депрессий на призабойную зону скважин. Однако очень высокая битуминозность мощной толщи нижнедевонских глинисто-мергелистых и доломитово-ангидритовых отложений свидетельствует о том, что они могли генерировать большие количества углеводородов, и при наличии коллекторов с поровой и трещинной емкостью не исключено, что они промышленно продуктивны.

Выше по разрезу в карбонатных отложениях фаменского яруса на Усинском месторождении выделяется несколько пластов-коллекторов которых при опробовании получены притоки минерализованной воды дебитом до 40 м³/сут, а в скв. 1 и 11 притоки нефти дебитом 0,5--0,8 м³/сут. После однократной солянокислотной обработки дебиты увеличились до 1,4--1,5 м³/сут. Плотность нефти колеблется от 0,832 г/см³ в сводовой скв. 11 до 0,878 г/см³ в скв. 1 на северном погружении структуры. Содержание в нефти парафина 2%, серы 0,93%, смол силикагелевых 12,4%, до 300° С выкипает 36%. Залежи нефти в фаменских отложениях Усинского месторождения непромышленные, однако они подтверждают региональную нефтеносность фаменского яруса.

Приток нефти из доломитов серпуховского горизонта впервые был получен в присводовой скв. 32 при опробовании интервала 1618,5--1694,1 м испытателем пластов в процессе бурения, причем за 30 мин при депрессии на пласт в 155 кгс/см² приток составил 2,2 м³ (около 100 м³/сут).

Позднее наклонные скв. 21 и 31 подтвердили промышленную нефтеносность пористых и трещиноватых доломитов серпуховского горизонта, чередующихся с пластами плотных ангидритов. Мощность основной межангидритовой пачки нефтеносных доломитов в скв. 21 и 31 20--25 м. Нефть имеет плотность 0,868 г/см³, а залежь серпуховского горизонта относится к средним по своим размерам. Дебит нефти при опробовании в скв. 21 интервала 1668-- 1693 м составил 6 т/сут при работе через штуцер диаметром 5мм.

Еще выше по разрезу в толще нижнепермско-среднекаменно-угольных карбонатных отложений в сводовой части Усинского поднятия выявлена самая крупная по своим размерам и геологическим запасам из известных в Коми АССР залежь тяжелой нефти. Нефтенасыщенными являются пористые и кавернозные известняки и доломиты, местами рыхлые и выщелоченные до известковой и доломитовой муки, при проходке которых наблюдаются провалы инструмента и полное поглощение промывочной жидкости. Наиболее рыхлые и выщелоченные зоны при бурении вымываются и образуют большие каверны. Пористость нефтенасыщенных карбонатных пород в керне изменяется от 10--12 до 30--32% при средних значениях по отдельным скважинам 16--22,8%, проницаемость до 1,8 Д.

Средние значения пористости, полученные при лабораторном исследовании более 500 образцов керна, 18%, проницаемость 38,5 мД. Эти данные не отражают истинной картины, поскольку даже из вынесенных на поверхность образцов керна около 23% оказалось настолько рыхлым, что рассыпались, и их пористости и проницаемости определить не удалось. Результаты исследования скважин, вскрывших пермско-каменноугольную залежь нефти, также свидетельствуют об очень высокой проницаемости нефтенасыщенных пород, достигающей нескольких десятков дарси. По-видимому, в продуктивной пермско-среднекаменноугольной толще имеются целые карстовые полости и крупные трещины, обеспечивающие высокую гидропроводность.

Залежь нефти в нижнепермско-среднекаменноугольных отложениях Усинского месторождения массивная и расположена на глубинах от 1106 до 1409 м в сводовой скв. 11. Этаж нефтеносности достигает 302,8 м, эффективная нефтенасыщенная мощность проницаемых известняков и доломитов меняется от ноля на контуре до 115--120 м в центральной части залежи. Водонефтяной контакт вскрыт скважинами на различных отметках от минус 1308 м к скв. 18 на южном участке залежи до минус 1349--1351 м в центральной (скв. 11) и северной (скв. 1) частях залежи. Притоки нефти при опробовании получены из всех интервалов, в которых породы характеризовались по промыслово-геофизическим данным как коллекторы. В зависимости от эффективной мощности коллекторов в опробованных интервалах дебиты нефти составляли до 17--20 т/сут при самопереливе на устье через насоснокомпрессорные трубы. Пластовое давление в скв. 3 на глубине 1200 м 123 кгс/см² и температура 24,7° С, а в скв. 13 на глубине 1416 м пластовое давление 148 кгс/см² и температура 24° С.

В процессе опытной эксплуатации скв. 3 с применением погруженного насоса и станка-качалки получен устойчивый дебит нефти в 34--38 т/сут, причем суммарный отбор нефти составил более 6000 т.

При исследовании скв. 11 дебит нефти составил около 17 т/сут при депрессии на пласт всего 1,5 кгс/см². Такие высокие для вязкой нефти дебиты получены без солянокислотной обработки карбонатных пластов.

Нефть в пермско-среднекаменноугольной залежи тяжелая, плотностью при 20° С от 0,954 до 0,968 г/см³, высокосмолистая (17--21%), сернистая (1,89--2,11%), беспарафинистая (0,08--0,6%), низким содержанием легких фракций (до 200° С выкипает 5,5-8%, до 300° С -- 23--26,5%).

Газонасыщенность нефти меняется от 17,5 м³/т в приконтурной части залежи до 30 м³/т в ее центральной и присводовой частях. Вязкость нефти в пластовых условиях при средней газонасыщенности 24 м³/т составляет около 300 спз. Давление насыщения нефти газом составляет 71 кгс/см² и меньше пластового на 52 кгс/см².

Растворенный в нефти газ типичный для тяжелых нефтей и содержит метана 85,4%, этана 4,6%, пропана и более тяжелых углеводородов 4,0%, азота и редких 4,6%, углекислого газа 1,4%.

Покрышкой для нижнепермско-среднекаменноугольной залежи служит верхнепермские терригенные красноцветные отложения, причём нижние пласты верхнепермских песчаников пропитаны загустевшей нефтью, сделавшей их практически непроницаемыми. По-видимому, характер нефти нижнепермско-среднекаменноугольной залежи определяется низкими изолирующими свойствами покрышки и воздействием на неё гипергенных факторов.

Дальнейшие перспективы увеличения разведанных запасов нефти Усинского месторождения определяются возможностью выявления залежей в силурийских отложениях на глубинах около 5000 м.

2. Техническая часть

2.1 Давления по разрезу скважины

2.1.1 Пластовое давление

Р_ГИДР = gh (2.1)

Интервал 0 - 1270

Р_ПЛ = Р_ГИДР

Р_ПЛ = 10009,81270 = 12,5 МПа

Интервал 1270 - 1310

Р_ПЛ = 11 МПа

2.1.2 Градиенты пластового (порового) давления

G_ПЛ = 100, где: (2.2)

G_ПЛ - градиент пластового давления, ;

Р - пластовое (горное) давление, МПа;

Н - глубина скважины по вертикали до рассматриваемой точки, м.

Интервал 0 - 1270

G_ПЛ = 100= 0,98 МПа / 100м

ДП 02009562 - 090800 - 1.7 - 02

Интервал 1270 - 1310

G_ПЛ = 100 = 0,84 МПа / 100м

2.1.3 Градиенты горного давления

G_ГОРН = 10^-4g [_niL_i + Ѕ _ПL_П] / Н, где: (2.3)

G_ГОРН - градиент горного давления, МПа / 100м;

g - ускорение свободного падения, м/с²;

i - номер пласта с отличной от других плотностью породы (сверху вниз);

_ni - плотность горной породы, кг/м³;

L_i - толщина i - того пласта, м.

Н = Li + Ѕ L_П (2.4)

Интервал 0 - 1270

Н₁ = Ѕ L₁ =Ѕ 1270 = 635 м

G_ГОРН = 10^-49,81 ( Ѕ 25001270)/635 = 2,45 МПа / 100м

Интервал 1270 - 1310

Н₂ = L₁ + Ѕ L₂ = 1270+ Ѕ (1310 - 1270) = 1290 м

G_ГОРН = 10^-49,81 (25001270+ Ѕ 2500(1310 -1270))/1290=2,45 МПа/100 м

2.1.4 Горное давление

Р_ГОРН = G_ГОРН Н/100 (2.5)

Интервал 0 - 1270

Р_ГОРН = 2,45 = 31,1 МПа

Интервал 1270 - 1310

Р_ГОРН = 2,45 = 26 МПа

2.1.5 Давление гидроразрыва

Р_Г.Р. = (Р_ГОРН - Р_ПЛ) + Р_ПЛ, где: (2.6)

- коэффициент Пуассона.

Интервал 0 - 1270

= 0,32

Р_Г.Р. = (31,1- 12,5) + 2,212,5 = 21,3 МПа

Интервал 1270 - 1310

= 0,32

Р_Г.Р. = (26 - 11) + 11 = 18 МПа

2.1.6 Градиенты гидроразрыва

G_Г.Р. = 100 (2.7)

Интервал 0 - 1270

G_Г.Р. = 100 = 1,68 МПа / 100м

Интервал 1270 - 1310

G_Г.Р. = 100 = 1,37 МПа / 100м

Результаты расчётов давлений и их градиентов по разрезу скважины

Таблица 2.1

Индекс стратиграфического подразделения	Интервал залегания по вертикали, от - до, (кровля - подошва)	Градиенты	Давления в кровле - подошве, МПа
		Пластового давления, МПа / 100м	Порового давления, МПа / 100м	Горного давления, МПа / 100м	Гидроразрыва, МПа / 100м	Геотермический, 0С/ 100м	Пластовое	Поровое	Горное	Гидроразрыва
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11
Q	0 - 1270	0,98	0,98	2,45	1,68	3	0-12,5	0-12,5	0-31,1	0-21,3
P2sd	1270 - 1310	0,84	0,84	2,45	1,37	3	12,5-11	12,5-11	31,1-26	21,3-18

2.2 Конструкция скважины

Совмещённые графики градиентов давлений

Таблица 2.2.

Глубина, м	Индекс стратиграфического подразделения	Осложнения	Пластовое (поровое) давление, МПа	Давление гидроразрыва, МПа	Графики градиентов давлений: пластового и гидроразрыва, МПа / 100м	Глубина спуска обсадных колонн, м
1	2	3	4	5	6	7 426 324 245 168
1270		Подваливание стенок скважин	12,5	21,3
1310		Подваливание стенок скважины , нефтепроявления	11	18

2.3 Обоснование глубин спуска и диаметров обсадных колонн

Глубины спуска обсадных колонн выбираются исходя из совмещённых графиков давлений, имеющихся осложнений и из опыта бурения.

Выбор диаметров долот производится совместно с определением количества и диаметров спускаемых обсадных колонн.

Диаметр долота (Д) при бурении под обсадную колонну:

Д = Д_М + в_м, где: (2.8)

Д_М - диаметр муфт спускаемой обсадной колонны, мм;

в_м - требуемый диаметральный зазор между стенками скважины и муфтой обсадной колонны, мм.

Принимаем диаметр хвостовика Д_Х = 127 мм, безмуфтовые.

в_м =15 мм - для обсадных труб 114 127 мм.

Наружный диаметр предыдущей обсадной колонны Д_ОК, внутри которой должно пройти долото диаметром Д_Д вычисляется:

Д_ОК = Д_Д + в_д + 2 t, где: (2.9)

в_д - требуемый диаметральный зазор между долотом и внутренней полостью обсадных труб, мм;

в_д = 10 20 мм, причём увеличивается с увеличением Д_Д;

t - толщина стенки обсадных труб, мм.

1. Определяем диаметр долота для бурения под хвостовик:

Д_Х = 127 + 15 = 142 мм

Принимаем стандартный ближайший диаметр долота: Д_Х = 139,7 мм

2. Определяем наружный диаметр эксплуатационной колонны:

Д_Э.К. = 139,7 + (10 20) + 2 10 = 169,7 149,7 мм

Принимаем стандартный ближайший диаметр эксплуатационной колонны: Д_Э.К. = 168 мм

3. Определяем диаметр долота при бурении под эксплуатационную колонну:

Д_{Д Э.К.} = 168 + 25 = 193 мм

Принимаем стандартный ближайший диаметр долота при бурении под эксплуатационную колонну: Д_{Д Э.К.} = 215,9 мм

4. Определяем наружный диаметр промежуточной колонны:

Д_ПК = 215,9 + (10 20) + 2 10 = 245,9 255,9 мм

Принимаем стандартный ближайший диаметр промежуточной колонны: Д_ПК = 245 мм

5. Определяем диаметр долота при бурении под промежуточную колонну:

Д_{ДП К} = 245 + 30 = 275 мм

Принимаем стандартный ближайший диаметр долота при бурении под промежуточную колонну: Д_{ДП К} = 295,3 мм

6. Определяем наружный диаметр кондуктора:

Д_К = 295,3 + (1020) + 2 10 = 325,3 335,3 мм

Принимаем стандартный ближайший диаметр кондуктора: Д_К = 324 мм

7. Определяем диаметр долота при бурении под кондуктор:

Д_{Д К} = 324 + 45 = 369 мм

Принимаем стандартный ближайший диаметр долота при бурении под кондуктор: Д_{Д К} = 393,7 мм

8. Определяем наружный диаметр направления:

Д_Н = 393,7 + (1020) + 2 10 = 423,7 433,7 мм

Принимаем стандартный ближайший диаметр направления: Д_Н = 426 мм

9. Определяем диаметр долота при бурении под направление:

Д_{Д Н} = 426 + 55 = 481 мм

Принимаем стандартный ближайший диаметр долота при бурении под направление: Д_{Д Н} = 490 мм

Конструкция скважины

Таблица 2.3

№ п/п	Название колонны	Интервал установки, м	Номинальный диаметр ствола скважины (долото), мм	Номинальный наружный диаметр одноразмерной части, мм	Необходимость спуска колонны
		от	до
1	2	3	4	5	6	7
1	Направление	0	20	490	426	Для крепления верхних неустойчивых пород, а также предотвращения размыва устья скважины.
2	Кондуктор	0	400	393,7	324	Для предупреждения пресных водоносных горизонтов и перекрытия неустойчивых отложений.
3	Промежуточная	0	1810	295,3	245	Для перекрытия неустойчивых отложений.
4	Эксплуатационная	0	3810	215,9	168	Для изоляции продуктивных горизонтов и извлечения газа на поверхность
5	Хвостовик	3810	4810	139,7	127	Для изоляции продуктивных горизонтов и извлечения газа на поверхность

2.4 Расчёт давлений на устье при газоводонефтепроявлениях

Расчёт устьевого давления при опрессовке для каждой обсадной колонны, при замене раствора в скважине нефтью, производится:

Р_У =1,1_*( Р_{ПЛ h} - _ФЛ g h) , где: (2.10)

Р_{ПЛ h} - пластовое давление на глубине h, МПа;

_ФЛ - плотность флюида, 0,8 г/см³;

1. Определяем устьевое давление при опрессовке кондуктора:

Р_{У 400} =1,1_*(12,5_*10⁶-850_*9,8_*400)=10,01 мПа

2. Определяем устьевое давление при опрессовке эксплуатационной колонны:

Р_{У 1310} = 1,1_*(11_*10⁶-850_*9,8_*1310)=0,96 мПа

Выбор противовыбросового оборудования (ПВО)

Рабочее давление комплекта ПВО должно быть не ниже давления опрессовки той обсадной колонны, на которую оно устанавливается, и проходные диаметры превенторов должны быть не меньше внутренних диаметров обсадных колонн, исходя из этого условия принимаем:

· На кондуктор

· На эксплуатационную колонну

Устьевое давление и ПВО

Таблица 2.4

Наименование обсадной колоны оборудованной ПВО	Диаметр обсадной колонны, мм	Интервал спуска колонны по длине ствола, от-до (снизу - вверх)	Давление, МПа	Тип ПВО
			Пластовое	Устьевое
1	2	3	4	5	6
Кондуктор	324	400 - 0	3,92	10,1	ОП2-35035
Промежуточная	245	1810 - 0	11	0,96	ОП2-35035
Эксплуатационная	168	3800 - 0	11	0,96	ОП2-35035
Хвостовик	127	4810-3800	11	0,96

2.5 Профиль ствола скважины

Скважина горизонтальная

Проекции профиля горизонтальной скважины

Таблица 2.5

Участок	Интервал по вертикали, м	Длина интер-вала по вер тикали, м	Зенитный угол, град	Горизонтальное смещение, м	Длина по стволу, м
	от	до		в на-чале	в кон-це	интер-вала	общее	интер вала	общее
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10
1.Вертикаль-ный	0	450	450	0.0	0.0	0	0	450	450
2.Набор угла с отклонителем	450	548	98	0.0	20.0	17	17	100	550
3.Неориентируемый набор угла	548	1280	732	20.0	64.0	659	676	1000	1550
4.Набор угла при выходе на горизонтальный участок	1280	1310	30	64.0	90.0	125	801	260	1810
5.Горизонтальный участок	1310	1310	0	90.0	90.0	3000	3801	3000	4810

2.7 Буровые промывочные жидкости

2.7.1 Инженерно - геологическое обоснование разреза

020:

Интервал представлен супесями, суглинками, песками и глиной с галькой, гравием, и валунами различных пород.

20400:

Интервал представлен переслаиванием глин и песчаников. Он осложнён подваливанием стенок скважин.

4001270:

Интервал представлен переслаиванием глин и песчаников. Здесь возможно подваливание стенок скважины.

12701310:

Основная задача при бурении этого интервала - это качественное вскрытие продуктивного пласта.

2.7.2 Выбор плотности бурового раствора

1. Условия предупреждения нефтегазоводопроявления.

_min = , где: (2.12)

- коэффициент запаса, зависящий от глубины

_max = , где: (2.13)

Р - допустимая величина репрессии на пласт

Р = Р_СКВ - Р_ПЛ (2.14)

до глубины 1200 м: = 1,11,15; Р 1,5 МПа

1200 - 2500 м: = 1,051,1; Р 2,5 МПа

более 2500 м: = 1,041,07; Р 3,5 МПа

Если _{min max}, то выбираем _min.

Если _{min max}, то выбираем _max.

Интервал 0 - 400м:

_min = = (1100 1150) кг/м³

_max = = 1380 кг/м³

Принимаем =1150

Интервал 0 - 1280м:

_min = = (920 964) кг/м³

_max = = 1070 кг/м³

Принимаем = 1050 кг/м³

Интервал 0 - 1310м:

_min = = (900 940) кг/м³

_max = = 1050 кг/м³

Принимаем = 1050 кг/м³

2.7.3 Предварительный расчёт пластической вязкости и динамического напряжения сдвига

= 0,033 10^-3 - 0,022 Пас

₀ = 8,5 10^-3 - 7 Па

Интервал 20 400м:

= 0,033 10^-3 1150 - 0,022 = 0,016 Пас

₀ = 8,5 10^-3 1150 - 7 = 2,78 Па

Интервал 400 1280м:

= 0,033 10^-3 1050 - 0,022 = 0,013 Пас

₀ = 8,5 10^-3 1050 - 7 = 1,9 Па

2.7.4 Расчёт статического напряжения сдвига

Базовая формула:

_t = , где: (2.15)

¹ - минимальное значение СНС для удержания частиц в зависимости от диаметра и типа долота

¹ = , где: (2.16)

Д_m - размер частицы шлама из - под долота, который определяется по одной из формул:

Для долот типа М, МС, С, СТ.

Д_m = 0,35 + 0,037Д_Д (2.17)

Для долот типа Т, ТК, К, ОК, ИСМ, АБИ, всех долот с буквой З.

Д_m = 0,25 + 0,025Д_Д (2.18)

_r - плотность частиц выбуренной породы,

- плотность бурового раствора,

m - коэффициент зависящий от формы частиц,

к - коэффициент учитывающий вязкость раствора, объёмное содержание выбуренной породы в растворе и забойном остатке, а так же характеристику частиц выбуренной породы.

к = - (2.19)

В = , где: (2.20)

Д - средний диаметр частиц выбуренной породы,

- пластическая вязкость бурового раствора,

С - концентрация выбуренной породы в объёме бурового раствора, которую можно оценить:

С = , где: (2.21)

V_П - объём выбуренной породы в рассматриваемом интервале,

V_Ц - объём циркулирующего раствора,

Е - степень очистки бурового раствора от выбуренной породы,

Е до 0,35 при одноступенчатой очистке,

Е до 0,65 при двухступенчатой очистке,

Е до 0,85 при трёхступенчатой очистке,

Е до 0,9 при четырёхступенчатой очистке,

С₀ - объёмная концентрация выбуренной породы в призабойном участке,

С₀ = 0,5 при бурении в глинах,

С₀ = 0,85 при бурении в неустойчивых глинисто-песчаных и песчаных породах,

h - высота осадка на забое скважины,

h = 50 300 см (обычно 100 см)

Если используется утяжелённый буровой раствор, то определяется К_У.

Если К_У К, то в базовую формулу используют К_У.

Если К_У К, то используют К.

К_У = ,где: (2.22)

m¹ - коэффициент формы частиц утяжелителя,

m¹ = 1,8 2

С_У - концентрация утяжелителя в объёме раствора в долях %,

С_У = , где: (2.23)

_ИСХ - плотность раствора до обработки утяжелителем,

_У - плотность утяжелителя,

Д_У - среднее значение диаметра утяжелителя,

Д_У = 0,005см - барит, 0,001 см - карбонатная мука,

Д_У¹ - максимальный размер частиц утяжелителя, который может быть удержан буровым раствором при значении СНС = ¹

Д_У¹ = (2.24)

t - время покоя (измерения СНС)

_{1 МИН} t= 60 с

_{10 МИН} t= 600 с

Интервал 0400

Очистка трёхступенчатая, Д_Д = 393,7 мм, = 1150 кг/м³, тип долота: М, шарошечное, К_КАВ = 1,3

V_П = 0,785Д_Д²К_КАВН = 0,785393,7²1,340010^-6 = 63,3 м³

Д_m = 0,35+0,03739,37 = 1,8 см

V_Ц = V_ИСХ + V_П = 0 + 63,3 = 63,3 м³

С = = 0,075

¹ = =173 дин/см² = 17,3 Па

В = = 0,4

К = - = 0,014

₁ = =79 дПа

₁₀ = =154 дПа

Интервал 4001810:

Очистка трёхступенчатая, Д_Д = 295,3 мм, = 1050 кг/м³, тип долота: С, СЗ, шарошечное, К_КАВ = 1,3

V_П = 0,785Д_Д²К_КАВН = 0,785295,3²1,3181010^-6 = 161 м³

V_ИСХ = 0,7850,304²400= 29 м³

V_Ц = V_ИСХ + V_П = 29 + 161 = 190 м³

Д_m = 0,25+0,02529,53 = 0,99 см

С = = 0,06

¹ = =78 дин/см² = 7,8 Па

В = = 0,38

К = - = 0,023

₁ = =45 дПа

₁₀ = =72 дПа

Интервал 1810 - 3810

Очистка трёхступенчатая, Д_Д = 215,9мм, = 1050 кг/м³, тип долота: СЗ, шарошечное, К_КАВ = 1,3

Д_m = 0,25+0,02521,59 = 0,79 см

V_П = 0,785Д_Д²К_КАВН = 0,785215,9²1,3381010^-6 = 181 м³

V_ИСХ = 0,7850,225²1810= 72 м³

V_Ц = V_ИСХ + V_П = 72 + 181= 253 м³

С = = 0,054

¹ = =94 дин/см² = 9,4 Па

В = = 0,38

К = - = 0,019

₁ = =50 дПа

₁₀ = =86 дПа

Интервал 3810 - 4810

Очистка трёхступенчатая, Д_Д = 139,7мм, = 1050 кг/м³, тип долота: СЗ,

шарошечное, К_КАВ = 1,3

Д_m = 0,25+0,02513,97 = 0,6 см

V_П = 0,785Д_Д²К_КАВН = 0,785139,7²1,3381010^-6 = 75 м³

V_ИСХ = 0,7850,154²3810= 70 м³

V_Ц = V_ИСХ + V_П = 70 + 75= 145 м³

С = = 0,039

¹ = =71 дин/см² = 7,1 Па

В = = 0,38

К = - = 0,042

₁ = =51 дПа

₁₀ = =68 дПа

2.7.5 Анализ возможных рецептур буровых растворов

Интервал 020:

Для бурения под направление выбираю техническую воду в качестве промывочной жидкости.

Интервал 20400:

На данном интервале бурения рекомендую применить в качестве буровой промывочной жидкости, стабилизированную глинистую суспензию

· Вода

· Глинопорошок ПБМБ 30 - 40 кг/м³

· КМЦ-600-85.1 1,5 - 2 кг/м³

Интервал 4001310:

На данном интервале бурения рекомендую применить в качестве буровой промывочной жидкости, стабилизированную глинистую суспензию со смазочной добавкой

· Вода

· Глинопорошок ПБМБ 30 - 40 кг/м³

· КМЦ - 600-85.1 1,5 - 2 кг/м³

· Desco 2 - 3 кг/м³

· Valube NT 4 - 6 л/м³

· Пеногаситель (Defoamer P) 3 кг/м³

2.7.6 Поинтервальный расчёт расхода матерьялов и химических реагентов

Интервал 20400:

Д_Д = 393,7 мм; V_МЕХ = 600 м/ст.-мес.; Д_ОК = 426 мм ( = 12 мм)

V_ИСХ = V_СКВ + V_ЁМК (2.25)

V_СКВ = 0,785 0,402² 20 = 2,5 м³

V_ИСХ = 2,5 + 40 = 42,5 м³

V_i = n_i l_i, где: (2.26)

n_i - норма расхода бурового раствора на 1 м проходки, м³

l_i - длина интервала по стволу, м

V_i = 1,16 380 = 440,8 м³

V = V_ИСХ + V_i = 42,5 + 440,8 = 483,3 м³

Q_Г/П = n_Г/П V = 0,089 483,3 = 43 т

Q_КМЦ = n_КМЦ в с V = 0,006 1 1 483,3 = 2,9 т

Интервал 4001810:

Д_Д = 295,3 мм; V_МЕХ = 600 м/ст.-мес.; Д_ОК = 324 мм ( = 11 мм)

V_ИСХ = 0,785 0,302² 400 + 120 = 148 м³

V_i = 0,46 1410 = 648,6 м³

V = V_ИСХ + V_i = 148 + 648,6 = 796,6 м³

Q_Г/П = 0,035 796,6 = 27,9 т

Q_КМЦ = 0,006 1 1.33 796,6 = 6,4 т

Q_Desco = 0,002 1 1 796,6 = 1.6 т

Q_{Defoamer P} = 0,003 1 1 796,6 = 2,4 т

Q_{Valube NT} =5 1 1 796,6 = 3983 л

Интервал 18103810:

Д_Д = 215.9 мм; V_МЕХ = 600 м/ст.-мес.; Д_ОК = 245 мм ( = 10 мм)

V_ИСХ = 0,785 0,225² 1810 + 120 = 192 м³

V_i = 0,24 3810 = 914,4 м³

V = V_ИСХ + V_i = 192 + 914,4 = 1106,4 м³

Q_Г/П = 0,035 1106,4 = 38,7 т

Q_КМЦ = 0,006 1 1,33 1106,4 = 8,8 т

Q_Desco = 0,002 1 1 1106,4 = 2,2 т

Q_{Defoamer P} = 0,003 1 1 1106,4 = 3,3 т

Q_{Valube NT} =5 1 1 1106,4 = 5532 л

Интервал 38104810:

Д_Д = 139,7 мм; V_МЕХ = 600 м/ст.-мес.; Д_ОК = 168 мм ( = 7 мм)

V_ИСХ = 0,785 0,154² 3810 + 120 = 191 м³

V_i = 0,1 4810 = 481 м³

V = V_ИСХ + V_i = 191 + 481 = 672 м³

Q_Г/П = 0,035 672 = 23,5 т

Q_КМЦ = 0,006 1 1,33 672 = 5,4 т

Q_Desco = 0,002 1 1 672 = 1,33 т

Q_{Defoamer P} = 0,003 1 1 672 = 2 т

Q_{Valube NT} =5 1 1 672 = 3360 л

2.7.7 Обоснование показателей фильтрации

Таблица 2.6

Интервал	Ф30
1	2
0 - 20	15 см3
20 - 1810	8 - 12 см3
1810 - 4810	4 - 8 см3

2.7.8 Обоснование условной вязкости

Таблица 2.7

Интервал	У. В.
0 - 20	35 - 40
20 - 1810	35 40
1810 - 4810	20 25

2.7.9 Технологический регламент буровых растворов

Таблица 2.8

Н, м	Литологическое описание	Осложнения, РПЛ, МПа	Конструкция скважины	Состав и свойства промывочных жидкостей
				Тип и состав промывочных жидкостей
				Компоненты	Расход, т	Параметры промывочной жидкости
1	2	3	4	5	6	7
0 - 20	Песок с гравием и галькой	Подваливание стенок скважины	Направление Д = 426 мм	Техническая вода
20 - 400	Неустойчивые глинистые породы с редкими прослоями песчаников	Разрез не устойчив, РПЛ = 3,92	Кондуктор Д = 324	Вода Глинопорошок КМЦ-600-85,1	43 2,9	=1150кг/м3 =0,016Пас 0=2,78Па СНС1=79дПа СНС10=154дПа Ф30=8-12см3 У.В.=35-40с
400 - 1810	Глины, алевролиты с редкими прослоями песчаников	Подваливание стенок скважины, РПЛ = 11	Промежуточная колонна Д = 245 мм	Вода пресная Глинопорошок ПБМБ, КМЦ-600-85.1 Desco Valube NT Defoamer P	27,9 6,4 1,6 3983 2,4	=1050кг/м3 =0,013Пас 0=1,9Па СНС1=45дПа СНС10=72дПа Ф30=8-12см3 У.В.=35-40с
1810 - 3810	Известники нефтенасыщенные,	Поглощение бурового раствора, нефтепроявления. РПЛ = 11	Эксплуатационная колонна Д = 168 мм	Вода пресная Глинопорошок ПБМБ, КМЦ-600-85.1 Desco Valube NT Defoamer P	38,7 8,8 2,2 5532 3,3	=1050кг/м3 =0,013Пас 0=1,9Па СНС1=50дПа СНС10=86дПа Ф30=4-8см3 У.В.=20-25с
3810-4810	Известники нефтенасыщенные	Поглощение бурового раствора, нефтепроявления Рпл=11 мПа	Хвостовик Д = 127 мм	Вода пресная Глинопорошок ПБМБ, КМЦ-600-85.1 Desco Valube NT Defoamer P	23,5 5,4 1,33 3360 2	=1050кг/м3 =0,013Пас 0=1,9Па СНС1=51дПа СНС10=68дПа Ф30=4-8см3 У.В.=20-25с

2.8 Углубление горизонтальной скважины

2.8.1 Выбор типомоделей долот по интервалам бурения под каждую обсадную колонну

Интервал 0 - 20м:

Выбираем долото типа 490,0 С - В

Интервал 20 - 400 м:

Выбираем долото типа 393,7 С - ГВ

Интервал 400 - 1810м:

Выбираем долото типа 295,3МС - ГВ

Интервал 1810 - 3810м:

Выбираем долото типа 215,9 С - ГВУ - R190А.

Интервал 3810 - 4810м:

Выбираем долото типа 139,7 С - ГАУ - R223.

2.8.2 Выбор способов и режимов бурения под каждую обсадную колонну

Типомодели долот и режимы бурения

Таблица 2.9.

Интервал бурения по длине ствола от - до, м	Типомодель применяемых долот	Способ бурения (типоразмер забойного двигателя)	Параметры режима бурения
			Осевая нагрузка на долото, кН	Частота вращения долота, об/мин.	Подача насоса, л/с	Плотность бурового раствора, кг/м3
1	2	3	4	5	6	7
0 - 20	490,0 С - В	Роторный	Собственный вес	120	50	1000
20 - 400	393,7 С - ГВ	Роторный	240	120	35,9	1150
400-500	295,3 МС - ГВ	Турбинный (ТО-240)	120	ТО - 240	35,9	1050
500 - 1810	295,3 МС - ГВ	Роторный	140	120	35,9
1810-3810	215,9 С - ГВУ - R223	Турбинный (ДГ - 172)	160	ДГ - 172	19,3	1050
3810-4810	139,7 С - ГАУ - R190А	Турбинный (ДГ1- 95)	120	ДГ1 - 95	19,3	1050

2.8.3 Выбор компоновок бурильных колонн и их нижней части

При бурении вертикальных участков скважины необходимая длина УБТ для создания осевой нагрузки на долото рассчитывается по формуле:

L_УБТ = , где: (2.27)

W - осевая нагрузка, кН

К_Д - коэффициент безопасности, К_Д = 1,175

К₀ = 1 - , где: (2.28)

_Ж - плотность бурового раствора, г/см³;

_СТ - плотность стали, _СТ = 7,85 г/см³;

В - суммарный вес КНБК в воздухе.

На невертикальных участках наклонно направленных и сильно искривленных скважин потребная длина УБТ рассчитывается по формуле6

L₀ = , где: (2.29)

К_К - коэффициент, учитывающий влияние на величину W_КР скручивающего момента, динамических усилий; принимается, что К_К = 0,9 при бурении с забойным двигателем и К_К = 0,8 при роторном бурении;

W_КР - критическая осевая сжимающая нагрузка на нижний конец бурильных труб, вычисляется по формуле:

W_КР = , где: (2.30)

q, EI - соответственно вес погонного метра и жёсткость при изгибе первой секции бурильных труб;

r - полу разность диаметров скважины и тела бурильной трубы;

S - интенсивность зенитного искривления скважины, радиан/м

Интервал 400 - 1810 м:

Диаметр активной части КНБК выбирается из условия:

Д₀₁ = (0,85 0,75) Д_Д, при Д_Д 295,3

Д₀₁ = (0,75 0,65) Д_Д, при Д_Д 295,3

Д₀₁ = (0,75 0,65) 393,7= 295 - 255 мм

Принимаем Д₀₁ = 229 мм, m = 273 кг, d₀₁ = 90 мм, g₀₁ = 2,67 кН/м

Диаметр УБТ основной части:

Д₀₂ 0,75 Д₀₁

Д₀₂ 171,8 мм

Принимаем УБТ основной части УБТС 178 мм, m = 163,7 кг, d₀₂ = 71,4 мм, g₀₂ = 1,6 кН/м

Диаметр бурильных труб:

Д_Б.Т. 0,75 Д₀₂

Д_Б.Т. 133,5

Принимаем трубы ТБВК 127

Длина активной части УБТС 229 - 36 м

Длина основной части:

L₀₂ = =203

Принимаем 198 м

КНБК и бурильные трубы

Таблица 2.8

Участок	КНБК	Интенсивность искривления, град./100 м
1	2	3
Кондуктор	393,7 С - ГВ долото 203 мм УБТС - 36 м КЛС - 393,7 мм 178 мм УБТС - 198 м 127 мм ТБВ - остальное
Набор угла при зарезке наклонного ствола ориентируемой КНБК	295,3 С-ГВ долото; переводник 0,5 - 0,7 м; ТО -240; АБТ 170 - 25 м телесистема или ТСИО «Печора»; УБТС2 - 203 - 75 м; Переводник 0,5 - 0,7 м 127 мм ТБВ остальное	10
Набор угла неориентируемой КНБК (гибкая компоновка)	215,9 С-ГВУ - R190А долото; переводник 0,5 - 0,8 м; К-215,9 мм; 178 мм УБТС - 2 м; 146 мм УБТС - 2 м 104 мм УБТС - 6 м 146 мм УБТС - 2 м 178 мм УБТС - 75 м 127 мм ТБВ остальное	5
Горизонтальный участок ( под обсадную колонну Д = 168 мм)	215,9 С-ГВУ - R190А - долото; КС - 215,9 мм; ДГ - 172; ОЭЦ -212 мм; 127 мм ТБВ - ; 178 мм УБТС - 180 м; 203 мм УБТС - 180 м; переводник (0,5 - 0,7 м );	10
Горизонтальный участок ( под обсадную колонну Д = 127 мм)	139,7 С-ГАУ - R223 - долото; КС - 139 мм; ДГ1 - 95 КС - 139 мм 127 мм ТБВ - ; 178 мм УБТС - 180 м 203 мм УБТС - 180 м; переводник ( 0,5 - 0,7 м)

2.8.4 Расчёт бурильных колонн

Интервал 400 1810 м:

УБТ 229, g₀₁ = 2,67 кН/м

УБТ 178, g₀₂ = 1,6 кН/м

На УБТ устанавливаем трубы ТБВ 127 мм; группы прочности Д, = 10 мм, длиной 1573 м, m = 29,5 кг, g = 0,292 кН/м

Расчёт секции на прочность:

, где: (2.31)

k - коэффициент учитывающий сопротивление движению труб, k = 1,15

Q_Бi - вес i-той секции труб в жидкости

Q_КН - вес жидкости в КНБК

Р - перепад давления в забойном двигателе и долоте

F_К - площадь канала труб m-ной секции

Q_Бi = g_i l_i k₀, где: (2.32)

g_i, l_i - соответственно вес1 п.м. и длина i-той секции труб

Q_Бi = 0,292 1573 0,87 = 399,6 кН

Q_КН = (l₀₁ g₀₁ + l₀₂ g₀₂) k₀ (2.33)

Q_КН = (36 2,67 + 198 1,6) 0,87 = 359 кН

Р = 6 _{ПР. Ж.} (2.34)

Р = 6 1,05 = 6300 кПа

F_К = /4 0,107² = 8,99 10^-3 м²

Q_Р = 1,15 (399,6 + 359) + 6300 8,99 10^-3 = 929 кН

Напряжение растяжения в теле трубы в верхнем сечении:

_Р = , где: (2.35)

F_m - площадь поперечного сечения тела трубы

F_m = /4 (0,127² - 0,107²) = 3,67 10^-3 м²

_Р = = 253 МПа

Крутящий момент и касательное напряжение в верхнем сечении

М_К = 0,577, где: (2.36)

_Р - растягивающее напряжение в рассматриваемом сечении,

К = 1,1 - при роторном бурении на невертикальных участ ках в наклонно- направленной скважине,

W_К - полярный момент сопротивления сеченя тела трубы

W_К = /16 (Д_Н³ - d_В³) (2.37)

W_К = /16 (0,127³ - 0,107³) = 1,62 10^-4

М_К = 0,577= 10,8 кН м

= (2.38)

= = 67 МПа

Расчёт изгибающих напряжений

М_U = , где: (2.39)

EI - жёсткость труб при изгибе,

R - общий радиус искривления,

Е = 2,06 10¹¹ для стали

Е = 7,06 10¹¹ для АБТ

I = , где: (2.40)

Д_Н, d_В - наружный и внутренний диаметр труб

R = , где: (2.41)

f_С - стрела прогиба (радиальный зазор по бурильному замку)

f_С = Ѕ (Д_С - d_ЗАМ), где: (2.42)

Д_С, d_ЗАМ - соответственно диаметр скважины и бурильного замка,

z - длина полуволны изогнутой колонны

z = z_0, где: (2.43)

Q - осевое усилие в трубах,

g - вес 1 п.м. труб в воздухе, кН/м,

для стальных труб l_W = 0,970 n

для АБТ l_W = 0,568, где:

n - частота вращения долота, об/мин

I - см⁴

l_W - м

z₀ - длина полуволны в нейтральном сечении, м

z₀ = (2.44)

I = = 6,33 10^-6 м⁴

EI = 2,06 10¹¹ 6,33 10^-6 = 1322 кН м

f_С = Ѕ (0,2953 - 0,178) =0,0587 м

l_W = 0,970 120= 539 м

z₀ == 12,8 м

z = 12,8 = 44,1 м

R = = 3360 м

М_U = = 0,4 кН м

_U = M_U/W_U, где: (2.45)

W_U - осевой момент сопротивления сечения тела трубы

W_U = Ѕ W_К (2.46)

W_U = Ѕ 1,62 10^-4 = 0,81 10^-4

_U = 0,4/(0,81 10^-4 ) = 4,9 МПа

Расчёт эквивалентных напряжений

_Э = , (2.47)

_Э =

Рассчитываем эквивалентное напряжение и сопоставим с допустимым:

258,3 265,7 МПа - условие прочности выполняется.

Фактический коэффициент запаса статической прочности

n_Ф = (2.48)

n_Ф = = 1,44

Проверка использования клинового захвата

Q_P , где: (2.49)

Q_Р - растягивающее усилие в m-ной секции труб (снизу вверх) в момент отрыва долота от забоя,

Q_Т.К. - осевое усилие, при котором напряжение в теле трубы, зажатой в клиновой захвате, достигает предела текучести, кН

Q_Т.К. = , где: (2.50)

_Т - предел текучести труб, _Т = 372 МПа,

F_m - площадь сечения тела трубы, мм²,

С - коэффициент обхвата ПКР, для ПКР - 560: С = 0,9,

d_СР - средний диаметр трубы, мм,

n_К - коэффициент запаса прочности при использовании клинового захвата, n_К = 1,1

l_К - длина рабочей части клина, принимается l_К = 0,4 м.

Клиновой захват ПКР - 560, l_К = 0,4 м, С = 0,9

d_СР = Ѕ (0,127 + 0,107) = 0,117 м

Q_Т.К. = = 1145 кН

929

929 1041 - клиновой захват использовать можно.

Проверка усталостной прочности

n_У = , где: (2.51)

n - запас прочности в предположении, что = 0

n - запас прочности в предположении, что _Р = _К = 0

n_У - нормативный запас прочности

n_У n_У = 1,5

n = , где: (2.52)

_а - амплитуда переменных напряжений изгиба,

_В - временный предел прочности, МПа,

_m - среднее постоянное напряжение изгиба, МПа

Для вертикального ствола:

_m = _U = 4,9 МПа

_а = 0,5 _m = 2,45 МПа

_Р = 253 МПа

= 67 МПа

По справочнику: _-1 = 67 МПа; _В = 637 МПа

n = 0,577 (2.53)

n = = 13,62

n = 0,577 = 3,2

n_У = = 3,12 1,5, т.е. БТ удовлетворяют условию усталостной прочности

Результаты расчётов бурильных труб

Таблица 2.9

Наименование и диаметр спускаемой обсадной колонны, мм	Глубина спуска обсадной колонны по длине ствола, м	Характеристика труб	Вес в воздухе, кН	Предел текучести труб, кН	Коэффициент запаса прочности
		Тип секции	Длина секции, м	Диаметр, мм	Группа прочности, марка стали	Толщина стенки, мм	1 м трубы	секции	Нарастающий		На статическую нагрузку	На прочность в клиновом захвате	На выносливость
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12	13	14
Кондуктор, 324	400	КНБК ТБВ	234 166	- 127	- Д	- 10	- 0,289	437 45	437 482	- 1655,4	- 2,8	- 2,3	- 10,9
Промежуточная колонна, 245	1810	КНБК ТБВ	234 1576	127	Д	10	0,289	437 440	919 1359
Эксплуатационная колонна, 168	3810	КНБК ТБВ	100 300	- 127	- Д	- 10	- 0,289	186,7 116,1	186,7 302,8	- 1655,4	- 3,3	- 2,74	- 10,9
Хвостовик, 127	4810	КНБК ТБВ УБТ УБТ	10 4440 180 180	- 127 178 203	- Д	- 10 49 61	- 0,289 1,53 2,1	63,5 67,2 275,4 378	63,5 130,7 406,1 784,1	- 1350 1250	- 3,1 1,4	- 1,1 1	- - -

2.9 Расчёт гидравлических параметров промывки скважины, выбор насосов и втулок

Производительность насоса должна удовлетворять двум основным требованиям:

а) обеспечить полную очистку забоя от шлама,

б) обеспечить вынос шлама по кольцевому пространству на поверхность

Для соблюдения условия (а) достаточно:

1) Q = g F_З, где: (2.53)

g - удельная промывка на единицу площади забоя

При бурении шарошечными, лопастными, оснащёнными алмазотвёрдосплавными композициями, твёрдым сплавом долотами достаточно иметь g = 0,050,065 л/с/см². Меньшее значение относят к случаям бурения в твёрдых породах, и с утяжелённым буровым раствором, большее значение в мягких породах.

F_З - площадь забоя, см²

2) Необходимо обеспечить достаточную удельную гидравлическую мощность на долоте

Q = , где: (2.54)

Р_g - перепад давления на долоте, МПа,

N_У - удельная гидравлическая мощность на долоте, кВт/см²,

N_У = 0,13 V_М^1/3 , где: (2.55)

V_М - ожидаемая механическая скорость бурения, м/ч

Приоритетным является соблюдения условия (1)

Для соблюдения условия (б) достаточно:

Q = 0,0785 V_КП (Д_С² - d_Н²), где: (2.56)

Д_С, d_Н - диаметры скважины и бурильных труб, см,

V_КП = (0,2 0,4) м/с

Исходя из изложенного, порядок выбора подачи насоса следующий: по формулам (2.53) и (2.54) находят диапазон возможных значений Q; определяют варианты количества насосов и втулок; ориентируется «max» допустимое давления нагнетания:

Р_ДОП = 0,8 Р_НТ, где: (2.57)

Р_НТ - табличное «max» давление нагнетания для данных насосов и диаметров втулок.

Потери давления в бурильных трубах и УБТ

Р_Т = , где: (2.58)

К = 0,025 - для СБТ и УБТ,

К = 0,02 - для АБТ,

d_В - внутренний диаметр труб, см

Потери давления в гидромониторных насадках долота

Р_У = или (2.59)

Р_У = 0,0006 V_U², где: (2.60)