Строительство наклонно-направленной эксплуатационной скважины №12 на площади Северо-Прибрежная

 

 (2.25)

 

где ДОК – наружный диаметр обсадной колонны, мм;

δОК – толщина стенки обсадной колонны, мм.

Тогда , т.е. 0,549 ≥ 0,4944 – условие соблюдается.

Для обеспечения плавного перехода по жесткости от УБТ и КБТ должно выполняться следующее условие [11]:

 

 

 (2.26)

 

где ДОП – диаметр последней ступени УБТ, мм; Д1 – диаметр бурильных труб первой секции, мм.

Наружный диаметр бурильных труб первой секции Д1 принимается в соответствии со способом бурения и диаметром обсадных труб для обеспечения оптимальных гидравлических соотношений и определяется согласно рекомендациям: Д1=127 мм

.

Условие плавного перехода по жесткости (2.26) между УБТ и КБТ не выполняется, поэтому компоновка УБТ должна быть ступенчатой. При переходе между ступенями УБТ должно быть удовлетворено условие[11]:

 

, (2.27)

 

где D0(i-1),– диаметр предыдущей ступени УБТ, мм;

D0i – диаметр последующей ступени УБТ, мм.

Выбираем УБТС 146 74 со следующими характеристиками: диаметр внутренний d01 равен 74 мм, вес 1п.м. трубы q01 = 97 кг, длина трубы 8 м.

- условие соблюдается.

Длина переходной ступени УБТ принимается равной длине одной трубы.

Длина основной ступени УБТ l01 приближенно может быть определена по формуле[11]:

 

 (2.28)

 

где - осевая нагрузка на долото, Н;

- вес 1 м основной ступени УБТ, Н/м;

- коэффициент нагрузки на долото, для бурения ВЗД, ;

- удельный вес материала УБТ, гс/см3;

- удельный вес бурового раствора, гс/см3;

- вес забойного двигателя, кгс;

-суммарный вес КНБК за исключением забойного двигателя и УБТ, Н;

- длина i-й переходной ступени УБТ, м;

- вес 1 м переходной ступени УБТ, Н/м.

 

м

 

В соответствии с полученным результатом, а также учитывая длину трубы УБТС 178 90 равную 12 м. принимается длина основной ступени 40 м.

Общая длина КНБК:

LКНБК = 4,0+40,0 +24,0 + 60 +8 = 76 м.

Общий вес КНБК в скважине определяется по формуле:

 

Q , (2.29)

 

где - число ступеней КНБК;

- длина i-й секции, м;

- удельный вес бурового раствора, гс/см2;

- удельный вес материала, гс/см2;

- приведенный вес 1 метра трубы i-й секции, кгс/м.

QКНБК кН.

Для ограничений прогиба УБТ и уменьшения контакта со стенками скважины рекомендуется устанавливать промежуточные опоры профильного сечения. Расстояние а между промежуточными опорами для УБТ 178 90 составляет 33,4 м. Число опор m определяется по формуле[11]:

 

m = l0/a (2.30)

 

Принимается 2 промежуточные опоры с поперечным размером равным 203 мм.

Резьбовые соединения УБТ-178 90 и УБТ-146-74 должны быть свинчены крутящими моментами МЗТ = 2470 3260 кгс·м и МЗТ = 1280 1630кгс·м соответственно (меньшее значение момента соответствует условию достижения наибольшего предела выносливости соединения, а большее – условию предотвращения раскрепления соединения в процессе бурения, допустимыми является весь диапазон моментов – от нижнего до верхнего) [11].

В начале проектирования колонны в зависимости от способа и условий бурения производится выбор типа бурильных труб в соответствии с приоритетным перечнем.

Для всех способов бурения рекомендуется устанавливать над УБТ секцию бурильных труб (диаметр которых был определен при расчете УБТ) длиной не менее 250-300 м из труб возможно более низкой группы прочности с максимальной толщиной стенки (для плавного перехода по жесткости от УБТ к колонне БТ).

Согласно условию плавного перехода от колонны УБТ к КБТ удовлетворяют стальные БТ ТБПК-127 12,7Д. Принимается длина первой секции колонны бурильных труб l1=300 м. Вторая секция проектируется из труб ТБПК 127 9,2 группы прочности Л.

Допустимое напряжение для бурильных труб первой секции определяется по формуле [11]:

 

[σ]=σТ/n (2.31)

 

где σТ - предел текучести при растяжении, σТ = 38,0 кгс/мм2;

n - нормативный запас прочности, n=1,4.

[σ] = 38,0/1,4 = 27,14 кгс/мм2.

Вес первой секции QБ1 определяется по формуле:

QБ1= 40,6·300·(1-1,08/7,85)=10504,3кгс

Растягивающая нагрузка QP определяется по формуле[11]:

 

 (2.32)

 

где - коэффициент, учитывающий влияние сил трения, сил сопротивления движению бурового раствора, устанавливается по данным в конкретных условиях бурения, при проектировочных расчетах ориентировочно можно применять К=1,15;

m - порядковый номер (снизу от УБТ) рассчитываемой секции КБТ;

QБi - вес i-й секции КБТ;

QКН - вес КНБК, кгс;

- перепад давления в забойном  двигателе и долоте, ∆P = 0,6 кгс/мм2;

FК- площадь поперечного сечения канала трубы m-й секции,мм2,

Тогда QP =1,15·(10504,3+9615,8)+0,6·8107=27484,82 кгс.

Напряжение растяжения определяется по формуле[11]:

 

σМ=QP/F (2.33)

 

где F- площадь поперечного сечения тела трубы, F = 4560 мм2.

Определим σМ=27484,82/4560=6,03 кгс/мм2.

6,03 кгс/мм2 < 27,14 кгс/мм2.

Действующее эквивалентное напряжение, меньше допускаемого, следовательно, условие прочности на статическое нагружение соблюдается, а фактический запас прочности больше нормативного.

 

 

Допустимые избыточные наружное PН и внутренние РВ давления на тело трубы составляют [11]:

 

 (2.34)

 (2.35)

 

где PKP - критическое наружное давление, кгс/мм2;

РТ – предельное внутреннее давление, кгс/мм2;

n – нормативный запас прочности для наружного и внутреннего избыточного давлений, принимается n=1,15.

Фактические значения критического наружного и предельного внутреннего давления не превышают расчетные. Таким образом, первая секция КБТ имеет достаточный запас прочности на давление.

В процессе проектировочного расчета КБТ проводится расчет замковых соединений с целью проверки допустимости нагрузок, действующих на бурильную колонну, для замковых соединений. Иными словами, действующая осевая нагрузка QP в опасных сечениях должны быть меньше допустимой PMAX на замковое соединение.

В данном случае для замков ЗП-162-89 PMAX = 282Тс при n=1,4 и графитовой смазке QP=39,033 Тс[11].

39,033Тс<282Тс.

Следовательно, действующее осевое усилие допустимо для замков первой секции КБТ.

Для замков типа ЗП-162-89 при n=1,4 и графитовой смазке момент затяжки МЗТ=2908 кгс·м.

Наибольшая глубина lK1 первой секции КБТ в клиновом захвате ПКР-560 (при длине клиньев lK = 400 м) определяется по формуле [11]:

 

 (2.36)

 

где - удельный вес материала трубы, гс/см3;

- удельный вес бурового раствора, гс/см3;

qm - вес одного метра трубы секции, кгс/м;

n - нормативный запас прочности трубы в клиновом захвате, n=1,15.

Предельная осевая нагрузка на трубу в клиновом захвате определяется по формуле[11]:

 

 (2.37)

 

где - предельная осевая нагрузка на трубу в клиновом захвате при коэффициенте охвата, равном единице, кгс;

С – коэффициент охвата (для ПКР-560 С=9).

=2078 м

Допустимая глубина спуска в клиновом захвате для первой секции значительно больше ее длины, следовательно, вся она может быть спущена с использованием ПКР-560.

Необходимая длина второй секции L2 рассчитывается по формуле:

 

L2 = HСКВ – LКНБК – LК1. (2.38)

L2 = 3300 – 75,352 – 300 = 2924,648 м.

 

Наибольшая допустимая длина второй секции КБТ l2 из труб ТБПВ 147 13 определяется по формуле[11]:

 

 (2.39)

 

где - максимальная допустимая растягивающая нагрузка на тело трубы m-й секции, кгс;

Кτ – коэффициент влияния касательных напряжений на напряженное состояние трубы, Кτ=1;

K - коэффициент учитывающий влияние сил трения, сопротивлению движению бурового раствора, K =1,15;

m - порядковый номер от УБТ секции КБТ;

QБi - вес i-й секции КБТ, кгс;

- перепад давления в забойном  двигателе и долоте, кгс/мм2;

FK – площадь поперечного сечения канала трубы m-й секции,мм2;

qm – приведенный вес одного метра трубы m-й секции, кгс/м.

Максимальная допустимая растягивающая нагрузка QPMAX равна[11]:

 

 

 (2.40)

 

где σТ - предел текучести материала трубы m-й секции, мм2;

n - нормативный запас прочности,n =1,4.

 кгс.

=7605 м.

Расчетная длина второй секции превосходит необходимую длину.

Допустимое напряжение [σ]определяется по формуле 2.31:

Вес второй секции QБ2 определяется по формуле 2.29:

Растягивающая нагрузка в верхнем сечении второй секции рассчитывается по формуле 2.32:

Максимальное напряжение растяжения определяется по формуле 2.33:

.

Таким образом, эквивалентное напряжение меньше допускаемого, а фактический запас прочности больше нормативного.

Допустимые избыточные наружное PH и внутренние PB давления на тело трубы определяются по формулам 2.34 и 2.35 соответственно:

PH≤4,14/1,15=3,6 кгс/мм2;

PB≤5,11/1,15=4,44 кгс/мм2.

Фактические значения критического наружного и предельного внутреннего давления не превышают расчетные. Таким образом, вторая секция КБТ имеет достаточный запас прочности на давление.

Для замков ЗЛ-172 PMAX=208,8Тс при n=1,4 и графитовой смазке QP=84,054Тс.

84,054Тс<208,8Тс

Следовательно, действующее осевое усилие допустимо для замков второй секции КБТ.

Для замков типа ЗЛ-172 при n=1,4 и графитовой смазке момент затяжки MЗТ=2432 кгс·м.

Наибольшая глубина спуска второй секции КБТ определяется по формуле 2.36, предельная осевая нагрузка по формуле 2.37, в которой

Аналогичным образом проводится расчёт бурильной колонны для каждого интервала скважины. В настоящее время для расчётов бурильных колонн широко применяются ЭВМ, позволяющие облегчить расчёты.

Таким образом, компоновка низа бурильной колонны при бурении всей скважины представлена в таблице 2.7

 

Таблица 2.7 – Конструкция бурильной колонны

№ КНБК	Интервал, м		Элементы КНБК				Назначение
	от	до	Типоразмер, шифр	Модификация, ГОСТ, ОСТ, ТУ	Техническая характеристика
					Наружный диаметр, мм	Длина, м
1	0	649	III 393,7 М-ГВ МКРБ УБТС УБТС УБТС	ТУ 51-774-77 ТУ 51-774-77 ТУ 51-774-77	340 254 229 178	4 8,0 40,0 24,0	Бурение и проработка вертикального участка
2	649	1027	III 393,7 М-ГВ ВЗД Кр.переводник УБТС Телесистема УБТС	Д1-240   ТУ 51-774-77 “Пилот” ТУ 51-774-77	240 203 229 178 178	7,2 0,5 8,0 5,0 24,0	Бурение с набором зенитного угла под колонну 324 мм
3	0	1027	III 393,7 М-ГВ Райбер-конус УБТС КЛС 393 УБТС	ТУ 51-774-77 ТУ 26-16-109-80 ТУ 51-774-77	393 229 393,7 178	0,4 8,0 1,1 24,0	Проработка ствола скважины перед спуском обсадной колонны 324 мм
4	1027	2539	III 295,3 RX+C КЛП ВЗД-240 Телесистема УБТС УБТС*	ТУ 26-16-109-80 “Trudrill” “Sperry-Sun”1200 ТУ 51-774-77 ТУ 51-774-77	292 238 241 203 178	0,5 7,9 9,5 16,0 24,0	Бурение со стабилизацией зенитного угла под колонну 245 мм
5	1027	2539	III 295,3 RX+C Райбер-конус УБТС КЛС УБТС ЯСС** УБТС	ТУ 51-774-77 ТУ 26-16-109-80 ТУ 51-774-77   ТУ 51-774-77	295 203 292 178 216 178	0,5 8,0 1,0 8,0 4,0 32,0	Проработка ствола перед спуском обсадной колонны 245 мм
6	2539	2846	III 215,9 М-ГАУ КЛС ВЗД-172 Телесистема УБТС	ТУ 26-16-109-80 “Trudrill” “Sperry-Sun” 650 ТУ 51-774-77	214,3 171 165 146	0,5 6,7 9,5 80,0	Бурение со стабилизацией зенитного угла под потайную колонну
7	2539	2846	III 295,3 RX+C Раздвижной расширитель “Reamaster” УБТС	Smith серия 7200     ТУ 51-774-77	215/245     146	1,0     90,0	Расширка ствола скважины
8	2539	2846	III 295,3 RX+C Райбер-конус УБТС КЛС УБТС ЯСС** УБТС	ТУ 51-774-77 ТУ 26-16-109-80 ТУ 51-774-77   ТУ 51-774-77	215 165 215 165 216 146	0,5 8,0 1,0 8,0 4,0 36,0	Проработка ствола перед спуском обсадной колонны 194 мм
9	2846	3147	III 165,1 МС-ГАУ УБТС ЯСС ** УБТС	ТУ 51-774-77   ТУ 51-774-77	120 105 108	140,0 4,0 100,0	Бурение со стабилизацией угла под эксплуатационную колонну
10	2846	3147	III 165,1 МС-ГАУ Центратор Раздвижной расширитель*** Центратор УБТС	“Буринтех”     ТУ 51-774-77	160 138/190,5   160 120	0,5 1,6   0,5 48,0	Расширка под эксплуатационную колонну
11	2846	3147	III 165,1 МС-ГАУ УБТС ЯСС** УБТС	ТУ 51-774-77   ТУ 51-774-77	120 105 108	140,0 4,0 100,0	Проработка ствола перед спуском обсадной колонны

* - при появлении признаков желообразовния  установить противожелобной (210-215 мм) центратор над УБТ;

** - для соединения ясса с УБТ  использовать безопасный переводник

*** - допускается применение раздвижного расширителя “Reamaster”

 

2.3.6 Обоснование и выбор  очистного агента

Эффективность бурения скважины во многом определяется составом очистного агента, а также схемой и режимом промывки скважины. В качестве очистного агента могут быть использованы промывочные жидкости, газообразные агенты (воздух, газы) и их смеси (аэрозоли, аэрированные жидкости и пены).

Свойства бурового раствора в комплексе с технологическими мероприятиями и техническими средствами должны обеспечивать безаварийные условия бурения с высокими технико-экономическими показателями с условием качественного вскрытия продуктивных горизонтов.

Рациональные условия применения различных видов очистных агентов зависят от их состава, технологических свойств, а также определяются свойствами разбуриваемых горных пород, величиной пластового давления флюидов, минерализацией горных пород и другими факторами.

Очистные агенты предназначены для выполнения следующих основных функций в процессе бурения:

- очистки забоя от частиц выбуренной породы и вынос их на поверхность потоком очистного агента;

- охлаждение породоразрушающего инструмента.

В зависимости от состава очистные агенты должны выполнять дополнительные функции:

– сохранять и повышать устойчивость стенок скважины;

– удерживать при прекращении циркуляции частицы выбуренных пород во взвешенном состоянии;

– способствовать разрушению горных пород на забое скважины;

– гасить вибрации и снижать трение бурового инструмента о стенки скважины;

– предотвращать поступление воды, газов в ствол скважины;

– обеспечивать перенос энергии насоса или компрессора к забойному двигателю.

Кроме того, очистные агенты должны удовлетворять определенным требованиям в процессе бурения:

– приготавливаться из недорогих и недефицитных материалов, быть нетоксичными и не загрязнять окружающую среду;

– легко обрабатываться химическими реагентами и менять свои свойства в широком диапазоне;

– быть устойчивыми к действию минерализованных сред, снижать коррозию и абразивный износ инструмента и бурильной колонны;

– обладать тиксотропными свойствами, надежно закупоривать поры и трещины в слабонапорных горизонтах, а при вскрытии продуктивных горизонтов не ухудшать их коллекторских свойств.