Расчет длины УБТ.

Длина труб УБТ, необходимая для создания заданной нагрузки на долото, в случае односекционной компоновки тяжелого низа бурильной колонны:

,

где Q_д=150 кН - требуемая осевая нагрузка на долото;

G_зд=715 кг - масса ГЗД (ДРУ-172);

- коэффициент, учитывающий действие силы Архимеда;

k_{УБТ -} доля УБТ, находящихся в сжатом состоянии, k_УБТ=0,85;

G_1УБТ - приведенная масса 1 метра УБТ, G_1УБТ=156 кг/м.

Исходя из промысловых данных, в состав КНБК будет входить 4 трубы УБТ по 6,5 м.

Расчет бурильной колонны на прочность от действия нормальных и касательных напряжений.

Необходимо определить коэффициент запаса прочности в наиболее опасных сечениях бурильных труб:

1. в сечении верхней бурильной трубы вертикального участка.

где у_{т -} предел текучести материала труб, для труб АБТ 147х11 у_т=300 МПа;

у_и - напряжения изгиба, для вертикальных и наклонных участков у_и=0;

у_р - напряжение растяжения.

где

к - коэффициент, учитывающий влияние сил трения, сил сопротивления движению бурового раствора и сил инерции, к=1,15;

Q_i - усилие растяжения БК в данном сечении;

ДР - перепад давления на гидравлическом устройстве (ГЗД, долоте), примем ДР=10 МПа;

F₀ - площадь поперечного сечения канала бурильной трубы, для труб АБТ 147х11 ;

F - площадь поперечного сечения тела бурильной трубы, для труб АБТ 147х11 .

,

где - суммарные усилия от веса бурильных труб на вертикальных, наклонных, искривленных участках и усилие от веса КНБК.

Усилие то веса КНБК:

Усилие от веса бурильных труб на участке падения зенитного угла:

Для бурильных труб АБТ 147х11

к_т - коэффициент трения бурильной колонны о стенки скважины, к_т=0,38 при трении колонны о песчаник в условиях глинистого раствора (из табл.5,26, Спутник буровика).

Усилие от веса бурильных труб на наклонном участке:

к_т=0,38 при трении колонны о песчаник в условиях глинистого раствора (из табл.5,26, Спутник буровика).

Усилие от веса бурильных труб на участке набора зенитного угла:

Усилие от веса бурильных труб на вертикальном участке:

Определим собственные веса частей бурильной колонны на соответствующих участках и сравним с полученными на соответствующих участках:

на участке набора зенитного угла:

на наклонном участке:

на участке падения зенитного угла:

При расчете Q_i будем использовать большее из значений усилий на соответствующих интервалах:

Рассчитаем напряжение растяжения:

Коэффициент запаса:

2. в сечении верхней бурильной трубы участка набора зенитного угла.

Усилие растяжения БК в данном сечении

Рассчитаем напряжение растяжения:

Рассчитаем напряжение изгиба:

где Е - модуль упругости материала труб, для труб АБТ 147х11 Е=0,7·10¹¹ Па;

R₁ - радиус искривления на участке набора зенитного угла;

d_н - наружный диаметр бурильной трубы.

Коэффициент запаса:

Для обоих сечений коэффициент запаса прочности удовлетворяет нормальным условиям бурения турбинным способом.

2.4 Выбор буровой установки

Выбор буровой установки делают по следующим параметрам:

назначение установки и условия бурения: бурение на суше в болотистой местности;

цель бурения: эксплуатационное;

тип и параметры скважины: наклонно-направленная скважина глубиной 2766 м, имеющая одноколонную конструкцию (см. п.2.1);

технология и методы бурения, требуемая гидравлическая мощность на забое;

геологические условия бурения: характер буримых горных пород - породы мягкие и средней твердости, аномальность давлений - отсутствует, изменение температуры с глубиной - отражено в п.1.6, возможные осложнения по разрезу скважины - отражено в п.1.7;

масса наиболее тяжелой обсадной или бурильной колонн:

Данным условиям удовлетворяет буровая установка БУ 3000 ЭУК, имеющая допустимую нагрузку на крюке 170 т.

2.5 Гидравлический расчет промывки скважины

2.5.1 Обоснование расхода промывочной жидкости

Расход промывочной жидкости оказывает существенное влияние на механическую скорость бурения, проходку на долото, чистоту и состояние ствола скважины.

Выделим основные функции промывочной жидкости:

очистка забоя скважины от шлама;

вынос шлама на поверхность;

обеспечение работы ГЗД в технологически необходимом режиме при турбинном бурении.

Произведем расчёт оптимальной величины расхода промывочной жидкости для обеспечения выполнения каждой функции:

1. Очистка забоя скважины от шлама

Расход промывочной жидкости должен быть таким, чтобы частицы разрушенной породы, образованные каким-либо элементом породоразрушающего инструмента (долота) удалялись до начала воздействия следующего элемента. Однако в реальных условиях обеспечить совершенную очистку забоя от шлама не возможно из-за влияния множества факторов.

Расчётную величину расхода промывочной жидкости, обеспечивающей качественную очистку забоя скважины от шлама, вычисляют по формуле:

Q_з=qF_з,

где значения удельного расхода q следующие:

q=0,5-0,7 , для бурения с использованием ГЗД;

q=0,35-0,50 , для бурения с использованием ротора.

Рассчитаем расход промывочной жидкости для бурения с использованием ГЗД. Примем q=0,5

При бурении под направление:

При бурении под кондуктор:

При бурении под эксплуатационную колонну:

2. Вынос шлама на поверхность

На процесс выноса шлама с забоя на поверхность влияют ряд факторов:

- режим течения промывочной жидкости в кольцевом пространстве;

- концентрация шлама в жидкости;

- размер и форма частиц выбуренной породы;

- положение бурильной колонны относительно оси скважины;

- геометрическая форма ствола скважины;

- устойчивость горных пород к воздействию жидкости;

- склонность горных пород к потере устойчивости и т.п.

Минимальная величина скорости u_{ki min} восходящего потока в i-м интервале кольцевого пространства ствола скважины, при которой начинается транспортировка частиц шлама на поверхность, должна быть не ниже скорости u_v свободного падения этих частиц в неподвижной жидкости.

Величину скорости v_кп восходящего потока промывочной жидкости принимают равной 0,7-1,4 м/с.

Тогда расход промывочной жидкости, обеспечивающей вынос шлама из i-го интервала кольцевого пространства, находят по формуле:

Вычисляя расход промывочной жидкости необходимо учитывать и её реологические свойства. При использовании вязко-пластичных жидкостей (ВПЖ) предпочтительным является расход, при котором имеет место структурный режим течения. Обусловлено это тем, что в центральной части сечения кольцевого пространства эпюра распределения скорости является более благоприятной для выноса шлама.

Если принятое значение расхода приводит к размыву стенок скважины, или значительному росту давления на её забой (вследствие увеличения гидравлических потерь в кольцевом пространстве), то расход необходимо ограничить до минимально допустимого или повысить вязкость промывочной жидкости.

Произведем расчет величины расхода промывочной жидкости для обеспечения вынося шлама на поверхность:

1. При бурении под направление:

,

где 0,147 м - наружный диаметр бурильных труб;

1,25 - коэффициент уширения ствола скважины.

2. При бурении под кондуктор:

,

где 1,20 - коэффициент уширения ствола скважины.

3. При бурении под эксплуатационную колонну:

Выполнив расчёты по обоснованию расхода промывочной жидкости производят сравнение полученных результатов и в последующих расчётах принимают большую (из двух) величин расхода. Определим величины расхода промывочной жидкости для каждого интервала:

для направления: Q=0,1141 м³/с;

для кондуктора: Q=0,0571 м³/с;

для эксплуатационной колонны: Q=0,0288 м³/с;

Исходя из данных величин расхода, определяем подачу насосов:

,

где n-число насосов;

m-коэффициент наполнения, m=0,8-1,0;

Q_{т. н. -} теоретическая подача насоса.

Используется насос УНБ-600.

Определим подачу насосов для каждого интервала при т=0,9:

для направления: при d_вт=200 мм;

для кондуктора: при d_вт=170 мм;

для эксплуатационной колонны: при d_вт=160 мм;

2.5.2 Расчет потерь давления по длине канала циркуляции жидкости при бурении под эксплуатационную колонну

Давление на выкиде насосов определяется как суммарный перепад давления во всех элементах циркуляционной системы буровой:

1. Потери давления в трубах.

где к₁ - коэффициент, показывающий потери давления по длине в бурильной колонне, для труб АБТ 147х11 при расходе промывочной жидкости 30 л/с к₁=0,65 МПа/1000м (табл.6,23, Спутник буровика), для труб УБТС1-178 при этом же расходе к₁=0,48 МПа/100м (табл.6,25, Спутник буровика);

индексом с обозначены справочные данные.

Потери давления в бурильных трубах:

;

Потери давления в УБТ:

Потери давления на местных сопротивлениях:

,

где о - коэффициент местных потерь внутри замка бурильных труб, примем о=1,52;

Суммарные потери давления в колонне:

2. Потери давления в затрубном пространстве.

где к₂ - коэффициент, показывающий потери давления в затрубном пространстве, для труб АБТ 147х11 при расходе промывочной жидкости 30 л/с к₂=0,53 МПа/1000м (табл.6,29, Спутник буровика), для труб УБТС1-178 при этом же расходе к₁=0,27 МПа/100м (табл.6,30, Спутник буровика).

Потери давления за бурильными трубами:

Потери давления за УБТ:

Перепад давления на местных гидравлических сопротивлениях (на муфтах бурильных труб):

Суммарные потери давления в затрубном пространстве:

3. Потери давления в наземной обвязке.

В наземной обвязке потери давления происходят в стояке, в буровом рукаве, в ведущей трубе и в вертлюге. Потери давления в данных элементах находят по формуле:

,

где б_с, б_ш, б_в, б_кв - коэффициенты гидравлических сопротивлений соответственно в стояке, буровом рукаве, вертлюге и ведущей трубе.

Определим потери давления в наземной обвязке при бурении под эксплуатационную колонну:

4. Перепад давления на забойном двигателе.

Для бурения интервала под эксплуатационную колонну использовался ВЗД ДРУ-178, имеющего перепад давления 7 МПа при расходе промывочной жидкости 35 л/с.

Определим перепад давления на ГЗД при расходе промывочной жидкости 28,35 л/с:

5. Потери давления в гидромониторных насадках долота.

При бурении под эксплуатационную колонну использовали долото с гидромониторными насадками диаметром 15 мм.

где к₃ - коэффициент, показывающий потери давления в гидромониторных насадках, для 3-х насадок диаметром 15 мм при расходе промывочной жидкости 30 л/с к₃=1,9 МПа (табл.6,27, Спутник буровика).

6. Перепад давления за счет наличия в затрубном пространстве шлама.

Разность между гидростатическими давлениями столбов жидкости в кольцевом пространстве и в колонне труб за счет наличия шлама в промывочной жидкости, находящейся в заколонном пространстве, определяют по формуле:

,

Анализ поглощений на скважинах Тальникового месторождения позволяет разбить поглощающие интервалы на три основные группы:

Поглощающие элементы интервала представлены большим количеством мелких трещин.

При вскрытии поглощающего интервала первой группы происходит практически мгновенное поглощение некоторого объема промывочной жидкости, после чего интенсивность поглощения резко падает (иногда до нуля), что обусловлено первичным насыщением мелких трещин глинистым раствором. В дальнейшем при СПО наблюдается слабоинтенсивное поглощение 0,3-0,7 м3/час. В последствии была проведена изоляция данных интервалов глино-опилочной пастой с применением крупно-фракционного опила, что оказалось неэффективным. Поглощения бурового раствора прекратились, но при цементировании э/колонны произошло поглощение 20-25 м3 цементного раствора. Для изоляции поглощающих интервалов первой группы целесообразней использовать пасты на основе тампонажных растворов или жидкие глино-опилочные пасты с применением древесной пыли и опилок с размерами частиц менее 1мм.

Поглощающие элементы интервала представлены небольшим количеством крупных трещин.

При вскрытии поглощающих интервалов второй группы начинается малоинтенсивное поглощение бурового раствора с незначительным затуханием интенсивности поглощения в течении длительного отрезка времени. Характерным примером поглощающих интервалов второй группы является скважина 6826 (рис.1). При вскрытием бурением поглощающего интервала началось поглощение бурового раствора с мгновенной интенсивностью поглощения 4 м3/ 10 мин. Временная почасовая интенсивность поглощения составила Г1=10м3/ч, Г2= 6м3/ч, Г3= 6м3/ч. На скважине была произведена изоляция поглощающего интервала цементным раствором плотностью 1,9-1,95 гр/см3 с добавлением 1% CaCl_2. В поглощающий интервал было продавлено 5м³ цементной пасты при начальном давлении 10 атм и конечном давлении 190 атм. В процессе дальнейших промывок и цементирования э/колонны поглощений не зафиксировано.

Изоляцию поглощающих интервалов второй группы следует проводить с помощью двухкомпонентной композиции - с последовательной закачкой расчетного объема цементного раствора и 2-3 м³ глиноцементной пасты в качестве продавочной жидкости.

Рис.1. Профиль и интенсивность поглощения бурового раствора в скв.6826 Тальникового месторождения

Поглощающие элементы интервала представлены большим количеством крупных трещин.

При вскрытии поглощающих интервалов третьей группы начинается интенсивное поглощение бурового раствора вплоть до полной потери циркуляции. Определение моментной и временной интенсивности поглощения не представляется возможным. Изоляцию поглощающих интервалов третьей группы необходимо производить путем попеременной закачки больших объемов цементного раствора и глино-опилочных паст с применением крупнофракционного опила с длиной волокон до 7-10 мм. На определенном этапе проведения изоляционных работ при недостижении стопроцентного результата, но при наличии достаточного положительного эффекта, целесообразно принимать решение о проведении 2-х ступенчатого цементирования э/колонны.

3.2 Выбор типа и состава изолирующей пасты

Анализ опыта изоляции поглощающих трещиноватых коллекторов показывает, что применение в качестве тампонирующего агента глиноопилочных композиций успешно лишь в отдельных случаях. Это объясняется тем, что на практике очень сложно подобрать размер фракций опила, подходящий для каждого отдельного случая поглощения. Если для изоляции поглощающих интервалов второй группы глино-опилочная паста эффективна, то в случае поглощений первой группы опил просто не проникает в мелкие трещины - в процессе продавливания глинистый раствор уходит в пласт, а опил формирует в стволе скважины напротив поглощающих горизонтов плотную пробку, создающую иллюзию успешной изоляции. После проработки и промывки, когда опилочная пробка удаляется из скважины, поглощающий интервал вновь готов принимать в себя жидкости, особенно при больших репрессиях (при цементировании э/колонн).

В то же время тампонирующие пасты на основе тампонажных портландцементов лишены этих недостатков и являются более универсальными. Основным недостатком цементных изолирующих композиций является большое содержание в них активных ионов кальция, негативно влияющих на качество глинистого раствора. Поэтому для работы с цементами необходимо соблюдать следующие условия:

объем цементного раствора для изоляции поглощающего интервала должен обеспечивать полное его продавливание в зону поглощения;

глинистый буровой раствор перед проведением изоляционных работ должен быть обработан хим. реагентами, нейтрализующим ионы кальция;

во время промывки после изоляции должен быть обеспечен повышенный постоянный контроль за свойствами промывочной жидкости, в том числе и за концентрацией ионов кальция в буровом растворе;

на буровой должен быть достаточный запас хим. реагентов (кальцинированная сода, НТФ, Унифлок и КМЦ) для восстановления нарушенных свойств бурового раствора;

квалификация персонала буровой бригады должна быть достаточной для оперативной ликвидации последствий попадания цементного раствора в промывочную жидкость;

на буровой должен быть план действий буровой бригады при попадании цемента в буровой раствор.

Решение о выборе типа тампонирующей пасты должно приниматься для каждой скважины индивидуально с учетом всех ее особенностей: отхода, максимального зенитного угла, состояния ствола скважины, характеристических параметров поглощения и пр. Возможно проведение комплексной изоляции, когда сначала производится изоляция глиноопилочной пастой, как более безопасной, и только при неполучении достаточного положительного эффекта принимается решение о применении цементных композиций.

а) изолирующая паста на цементной основе.

К тампонажным растворам для изоляции зон поглощений предъявляется ряд требований. Тампонажный раствор должен иметь максимальную плотность и максимально возможную густую консистенцию, достаточную для прокачивания его по трубам. Для этого достаточно, чтобы раствор имел растекаемость 140-170 мм по конусу АзНИИ. Сроки схватывания должны быть короткими, но достаточными для того, чтобы он не схватился в трубах. Срок начала схватывания цементного раствора определяется по формуле.

Тнс = Тиз +15, мин,

Для регулирования сроков схватывания цементных растворов необходимо применять ускорители сроков схватывания - кальцинированную соду и хлористый кальций. Изменение сроков схватывания в зависимости от водо-цементного соотношения, типа и концентрации химреагентов для тампонажного портландцемента ПЦТ-1-50 приведены в Таблицах 3.1-3.4.

б) глиноопилочная изолирующая паста.

Глиноопилочная изолирующая паста готовится на основе глинистого бурового раствора плотностью 1,12-1,14 гр/см3. Первоначально исходный раствор загущается путем обработки его "Сульфоцеллом" с последующем вводом тампонирующего элемента - в данном случае древесного опила. Для приготовления 1м3 изолирующей пасты необходимо 7-8кг. "Сульфоцелла" и 70-100кг опила. Полученная масса перемешивается до поручения гомогенного состава.

3.3 Технология проведения работ по изоляции поглощающих интервалов