Обоснование требуемого количества обсадных колонн и глубин их спуска

 

1. Обоснование требуемого количества  обсадных колонн и глубин их  спуска.

Для разделения разреза на интервалы с несовместимыми условиями строится совмещенный  график давлений, на котором по интервалам глубин откладываются известные  значения коэффициента анамальности пластового давления ,  и соответствующие значения относительной плотности бурового раствора, рассчитанные по формуле = к_з  к_а, где к_з, - коэффициент запаса, определяющий величину репрессии на пласт.

Значения  коэффициента запаса к₃ задаются в следующих пределах.

Интервал, м              <1200          >1200

K_з .             1,1-1,15       1,04-1,07   

Репрессия на пласт, МПа    1,5      2,5-3,5       

При этом, как видим, ограничивается максимально  допустимая величина репрессии на пласт.

Исходные  данные возьмем из таблицы 1.

 

 

 

Интервал 0-11м

Р_пл11=11*0.073=0.08Мпа

k_a=

Рассчитываем значение относительной  плотности бурового раствора по формуле :

p_отн11=0.71*1.1=0.78

p_отн11=0.71*1.15=0.81

Интервал 11-113м

Р_пл113=(113-11)*0.085+ 0.08=0.95Мпа

K_a=

Рассчитываем значение относительной  плотности бурового раствора по формуле :

p_отн113=0.82*1.1=0.9

p_отн113=0.82*1.15=0.94

Интервал113-263м

Р_пл263=(263-113)*0.01+ 0.95=2.45Мпа

K_a=

Рассчитываем значение относительной  плотности бурового раствора по формуле :

p_отн263=0.91*1.1=1

 

p_отн263=0.91*1.15=1.04

 

Интервал263-353м

Р_пл353=(353-263)*0.01+ 2.45=3.35Мпа

K_a=

Рассчитываем значение относительной  плотности бурового раствора по формуле :

p_отн353=0.93*1.1=1.02

p_отн353=0.93*1.15=1.07

Интервал353-443м

Р_пл443=(443-353)*0.006+ 3.35=3.89Мпа

K_a=

Рассчитываем значение относительной  плотности бурового раствора по формуле :

p_отн443=0.86*1.1=0.95

p_отн443=0.86*1.15=0.99

Интервал443-593м

Р_пл593=(593-443)*0.01+ 3.89=5.39Мпа

K_a=

 

 

Рассчитываем значение относительной  плотности бурового раствора по формуле :

p_отн593=0.89*1.1=0.98

p_отн593=0.89*1.15=1.02

Интервал593-708м

Р_пл708=(708-593)*0.01+ 5.39=6.54Мпа

K_a=

Рассчитываем значение относительной  плотности бурового раствора по формуле :

p_отн708=0.9*1.1=0.99

p_отн708=0.9*1.15=1.03

Интервал708-810м

Р_пл810=(810-708)*0.01+ 6.54=7.46Мпа

K_a=

Рассчитываем значение относительной  плотности бурового раствора по формуле :

p_отн810=0.9*1.1=0.99

p_отн810=0.9*1.15=1.03

 

 

 

 

 

Интервал810-1118м

Р_пл1118=(1118-810)*0.01+ 7.46=10.54Мпа

K_a=

Рассчитываем значение относительной  плотности бурового раствора по формуле :

p_отн1118=0.9*1.1=0.99

p_отн1118=0.9*1.15=1.03

Интервал1118-1206м

Р_пл1206= (1206-1118)*0.0103+10.54=11.44Мпа

К_а=

Рассчитываем значение относительной  плотности бурового раствора по формуле :

p_отн1118=0.93*1.04=0.97

p_отн1118=0.93*1.07=0.99

Интервал1206-1383м

Р_пл1383=(1383-1206)*0.0106+ 11.44=13.35Мпа

K_a=

Рассчитываем значение относительной  плотности бурового раствора по формуле :

 

 

p_отн1383=0.95*1.04=0.99

p_отн1383=0.95*1.07=1.02

Интервал1383-1425м

Р_пл1425=(1425-1383)*0.011+ 13.35=13.81Мпа

K_a=

Рассчитываем значение относительной  плотности бурового раствора по формуле :

p_отн1425=0.95*1.04=0.99

p_отн1425=0.95*1.07=1.02

Интервал1425-1445м

Р_пл1445=(1445-1425)*0.0106+ 13.81=14Мпа

K_a=

Рассчитываем значение относительной  плотности бурового раствора по формуле :

p_отн1445=0.95*1.04=0.99

p_отн1445=0.95*1.07=1.02

 

Интервал1445-1585м

Р_пл1585=(1585-1445)*0.01+ 14=15.4Мпа

 

K_a=

Рассчитываем значение относительной  плотности бурового раствора по формуле :

p_отн1585=0.95*1.04=0.99

p_отн1585=0.95*1.07=1.02

Интервал1585-1645м

Р_пл1645=(1645-1585)*0.01+ 15.4=16Мпа

K_a=

Рассчитываем значение относительной  плотности бурового раствора по формуле :

p_отн1645=0.95*1.04=0.99

p_отн1645=0.95*1.07=1.02

Интервал1645-1668м

Р_пл1668=(1668-1645)*0.0091+ 16=16.2Мпа

K_a=

Рассчитываем значение относительной  плотности бурового раствора по формуле :

p_отн1668=0.95*1.04=0.99

p_отн1668=0.95*1.07=1.02

 

 

 

Интервал1668-1675м

Р_пл1675=(1675-1668)*0.01+ 16.2=16.27Мпа

K_a=

Рассчитываем значение относительной  плотности бурового раствора по формуле :

p_отн1675=0.95*1.04=0.99

p_отн1675=0.95*1.07=1.02

Интервал1675-1691м

Р_пл1675=(1691-1675)*0.0094+ 16.27=16.42Мпа

K_a=

Рассчитываем значение относительной  плотности бурового раствора по формуле :

p_отн1691=0.95*1.04=0.99

p_отн1691=0.95*1.07=1.02

 

 

 

 

 

 

 

 

Коэффициенты аномальности и плотность бурового раствора

Интервал,м	Пластовое давление, МПа	Коэффициент аномальности	pотн	pотн
0-11	0.08	0.71	0.78	0.81
11-113	0.95	0.82	0.9	0.94
113-263	2.45	0.91	1	1.04
263-353	3.35	0.93	1.02	1.07
353-443	3.89	0.86	0.95	0.99
443-593	5.39	0.89	0.98	1.02
593-708	6.54	0.9	0.99	1.03
708-810	7.46	0.9	0.99	1.03
810-1118	10.54	0.9	0.99	1.03
1118-1206	11.44	0.93	0.97	0.99
1118-1383	13.35	0.95	0.99	1.02
1383-1425	13.81	0.95	0.99	1.02
1425-1445	14	0.95	0.99	1.02
1445-1585	15.4	0.95	0.99	1.02
1585-1645	16	0.95	0.99	1.02
1645-1668	16.2	0.95	0.99	1.02
1668-1675	16.27	0.95	0.99	1.02
1675-1691	16.42	0.95	0.99	1.02

 

 

 

 

 

Направление диаметром 425мм спускается на глубину 60м для перекрытия рыхлых четвертичных пород, закрепления устья скважины, подачи промывочной жидкости в циркуляционную систему. 

Кондуктор диаметром 340 спускается на глубину 574м в нижнюю часть ангарской свиты для перекрытия поглощающих горизонтов в литвинцевской и ангарской свитах, ликвидации поглощения в траппах, перекрытия соленосных отложений ангарской свит, а также монтажа противовыбросового оборудования на устье.

Промежуточная обсадная (техническая)245 предохраняет скважину от потерь бурового раствора в пластах неглубокого залегания. При бурении в зонах с пластовым давлением, превышающим норму, или содержащих отложения, склонные к осыпям и обвалам, а также в зонах поглощения бурового раствора может потребоваться установка обсадной колонны для минимизации риска перед более глубоким бурением. Для этого служит промежуточная обсадная колонна.

Эксплуатационная колонна диаметром 177,8 (178мм) предназначена для транспортировки нефти на поверхность или закачивания жидкости в пласт для поддержания пластового давления. Это ее основное назначение.

 

 

 

 

 

 

 

2.Расчёт  гидравлической программы.

Современная технология бурения скважин предполагает систематическое использование  циркулирующих промывочных агентов  для транспортирования разрушенной  горной породы на дневную поверхность, обеспечения необходимого противодавления на проходимые скважиной горные породы, подачи энергии к долоту и забойному двигателю, ликвидации пластовых флюидопроявлений, а также для задавливания открыто фонтанирующих скважин и т.д.

Чтобы правильно выбрать технологические  характеристики гидравлического оборудования и определить для каждого конкретного случая необходимые параметры циркуляционного потока в скважине для безаварийной ее проводки или ликвидации аварии, необходимо рассмотреть основы теории и расчетные зависимости применительно к гидродинамическим процессам в бурящихся скважинах.

На  точность гидравлического расчета  процесса промывки скважины большое  влияние оказывает достоверность  исходной информации. Однако некоторые  исходные данные к расчету в силу ряда причин могут быть определены приближенно. К таким данным относятся  диаметр не обсаженного ствола скважины, реологические свойства промывочной  жидкости, шероховатость стенок труб и скважины и т. д. Поэтому при  расчете следует пользоваться оценками, позволяющими удовлетворить всем технологическим  и геологическим условиям бурения. Так, оценкой снизу для гидродинамического давления в кольцевом пространстве скважины исходя из условий создания противодавления на продуктивные пласты является гидростатическое давление столба промывочной жидкости. Для оценки сверху распределения давлений, исходя из условия недопущения

 

 

гидроразрыва (поглощения) пластов, и при определении давления в насосе целесообразно применять расчетные соотношения и исходные данные,дающие несколько завышенные значения перепада (потерь) давления в различных элементах циркуляционной системы.

 

Задачи: Определить расход бурового раствора, количество насосов, диаметры втулок, давления и  сопротивления во всех звеньях циркуляционной системы.

 

Исходные данные

1. Глубина  бурения скважины L, 1691 м

2. Глубина  залегания кровли пласта с  максимальным градиентом пластового давления L_k, 1675 м

3. Пластовое  давление в пласте с максимальным  градиентом пластового

давления  р_пл, 16.27 МПа

4. Давление  гидроразрыва (поглощения) р_r, 24.64 МПа

5. Плотность  разбуриваемых пород р, 2500 кг/м³ 

6. Реологические  свойства жидкости:

- динамическое  напряжение сдвига τ₀, 12 Па

- пластическая вязкость η, 0.022 Па с

7.Диаметр  скважины d_с, 0.214 м

8. Механическая скорость бурении _м, 0.015 м/с

 

 

Элементы бурильной колонны

УБТ:

длина l,  60 м

наружный  диаметр d_H, 0.170 м

внутренний  диаметр d_в, 0.071 м

ТБПВ:

длина l, 1620 м

наружный  диаметр d_н, 0.127 м

внутренний  диаметр d_В, 0.1086 м

наружный  диаметр замкового соединения d_м, 0.170 м

 

2.1 Скорость витания частицы  и потока

Определим число Архимеда Аr:

Где,  d_ч - диаметр частицы, м

р_ч - плотность частицы, кг/м³

    р_ж - плотность жидкости, кг/м³

Аr =  0,01³*9,8 *1100(2500-1100)/ 0,022²= 3.1·10⁴

 

 

определим Аr_кр предварительно вычислив число Хедстрема Не и критическое число Рейнольдса Re_кр по формуле:

 

12(0,01)² 1100/0,022² = 2727

=30(1+7.84) = 2,65 · 10²

Ar_кр = 18(Re_кр +He/3) = 18(265+2727/3)= 21132

Так как Ar = 3.1·10⁴ > Ar_кр =21132, то скорость витания вычисляем по формуле:

V_в =Re*ή/ d_ч *р_ж=1.83* (3.1·10⁴)^0,5*0.022/0.01*1100 = 0.64 м/с

При роторном бурении вынос породы осуществляется при вращающейся колонне труб, поэтому частичка шлама имеет  не только вертикальную составляющую скорости обтекания, но и горизонтальную. При этом экспериментально установлено, что условия выноса шлама улучшаются.

При выборе расхода промывочного агента, необходимого для выноса шлама из кольцевого пространства, требуется  задать скорость потока, превышающую скорость витания, т.е. чтобы скорость частицы V_ч была больше нуля. На основании практических данных эту скорость принимают равной 20 — 30 % скорости витания:

V_ч = (0,2 - 0,3)V_В=0,25*0.64 = 0.16 м/с

 

Определяем  скорость потока:

V_п= V_ч + V_в=0.16 + 0.64 = 0.8 м/с

 

 

 

2.2 Расход промывочной жидкости

1. Поскольку применяется роторный способ бурения, примем в фор 
муле коэффициент α равным 0,4 м/с. Исходя из условий всасывания, коэффициент наполнения возьмем равным 1.

2. Определяем расход промывочной жидкости из условия выноса шлама 
   при минимальном наружном диаметре труб бурильной колонны d_н=0,127м и заданной скорости потока v_п = 0,81 м/с по формуле:

 (0,214² — 0,127²) 0,8 =0,0186 м³/с.

3.Определяем расход промывочной жидкости из условия очистки забоя скважины :

                            

 

 

 

 

 

 

 

 

2.3 Выбор диаметра цилиндровых  втулок насоса

По наибольшему  значению Q=0,0186 м³/с выбираем диаметр втулок буровых насосов. На практике часто из двух установленных насосов используют один, а другой находится в резерве. Однако если гидравлическая часть насосов будет надежной, то для подвода большей гидравлической мощности к долоту, обеспечивая Q≥0,0186 м³/с, целесообразно применять оба насоса. В данном примере расчеты проведены при работе одного насоса.

 

Принимаем диаметр  втулок 140 мм и определяем подачу одного(n=1) насоса при коэффициенте наполнения m=1 по формуле:

Найденная подача приемлема, так как она не меньше подач, полученных выше по формулам. Тогда  минимальная скорость жидкости в  кольцевом канале за ТБПВ

 

2.4 Плотность промывочной  жидкости

Плотность промывочной жидкости, применяемой  при разбуривании заданного интервала, следует определять, исходя из следующих двух условий создания противодавления, препятствующего притоку в скважину пластовых жидкостей и газов; предотвращения гидроразрыва наиболее слабых пластов.

 

 

 

 Исходя  из условия создания противодавления,  препятствующего притоку в скважину  пластового флюида, плотность промывочной  жидкости определится по формуле:

                         

                     

В дальнейших расчетах примем  р = 1029 кг/м³

Рассчитанную  по формуле плотность  необходимо проверить на соответствие второму условию, из которого следует, что давление промывочной жидкости в затрубном пространстве против каждого пласта

 

должно  быть меньше давления, необходимого для  гидроразрыва данного пласта. Второе условие записывается следующим образом: