Выбор и расчет компоновок низа бурильной колонны

Бурильная колонна состоит из двух частей: из верхней, колонны бурильных труб, и нижней – компоновки низа бурильной колонны.

Так как долото совершает сложное вращение (вокруг своей собственной оси и округ оси скважины), то формируется ствол, в сечении отличный от цилиндра. Это вызывает трудности при спуске обсадной колонны и крепление скважины.

Направление 0-1600 м

Долото III 393,7 МГВ + Переводник ПП З-171 + Переводник ПП З-171 + ЛБТ-ВК 147*11

Кондуктор 160-1100 м

Долото III 295,3 МСЗ-ГВУ.

+ Переводник ПП З-152 + Турбобур ЗТСШ 1-240+ УБТС-С-171 + ЗТС-АП-172 + Обратный клапан ОК-178 + ЛБТ-ВК 147*11 + ДРУ-240 РСх1,5°.

Эксплуатационная колонна 1100 - 32826 м

Долото 215,9 МХ-09+ Турбобур 4 3/4" X-Treme M1X-P L/S заходность 5/6+наддолотный калибратор+ нижний центратор+ верхний центратор + Датчики Телесистема OnTrak+ немагнитный стабилизатор MWD - stab – mod+ Генератор импульсов Пульсатор BCPM+ немагнитный стабилизатор NM - stab – string+ Датчики +Переводник+Колонный калибратор + Немагнитная УБТ+ Бурильный инструмент ТБПН-89х9.4мм. "M"+ УБТС 121x56 3 свечи + УБТС 121x56 3 свечи+бурильный инструмент ТБПН-89х9,4 "М" + ДРУ 172 и 195

Расчет УБТ был подробно произведен в пункте 2.4, поэтому определим длину направляющей секции КНБК для предупреждения искривления вертикальной скважины:

EJ – жесткость на изгиб забойного двигателя, кН*м²

q– вес 1 м забойного двигателя, кН/м

, м

При бурении забойным двигателем и использовании передвижных центраторов место установки (расстояние от торца наддолотного переводника вала шпинделя до центратора) нижнего центратора на корпусе забойного двигателя определяется из выражения:

H₃ = L – H₁ – H₂ – H₄, м

где Н₃ – расстояние от нижнего торца наддолотного переводника вала шпинделя забойного двигателя до центратора, м

L – расчетная длина направляющей секции, м

H₁ – высота долота, м

H₂ – длина надолотного калибратора, м

H₄ – длина центратора, м

Рисунок: Схема КНБК для бурения по эксплуатационную колонну

Состав КНБК:

1 – долото,

2 – турбобур,

3 – наддолотный калибратор,

4 - Телесистема Telescope,

5 – Немагнитная УБТ,

6 - Шарнирный центратор
3.8 Расчет обсадных колонн

Параметры	Условное обозначе-ние	№ обсадной колонны
Диаметр обсадной колонны, мм				146 (168)	(114)
Расстояние по стволу от устья скважины, м
- до башмака колонны	l		(1161)	3282 (2940)	(3250)
- до уровня жидкости в колонне	h	-	-	-	-
- до пласта, в котором возможны проявления	i	-		2926 (2940)	(2940)
- до эксплуатируемого объекта		-	-	3282 (2940)	(2940)
Плотность, г/см3
- опрессовочной жидкости	ж	-	1,15	1,03	-
- жидкости в колонне	в	1,17	0,70	0,70	(0,70)
Давление, МПа
- внутреннее после закрытия устья при нефтепроявлениях	pву	-	7,6	7,6	(7,6)
- пластовое проявляющего пласта	pпл	-	25,4 (25,6)	25,4	(25,6)
- минимально необходимое избыточное внутреннее устьевое давление при испытании на герметичность (см. прим. 5)		-	8,36	8,36	-

1. В скобках даны значения для варианта №2 (168 мм эксплуатационная колонна и 114 мм хвостовик).

2. Внутреннее давление при нефтепроявлениях рассчитано для случая полного вытеснения из колонны бурового раствора пластовым флюидом.

3. Плотность жидкости в колонне 0,7 г/см³ принята как “наихудший случай” из сведений по различным источникам.

4. Пластовое давление в БП₈ и БП₉ принято не 22,0 МПа, а 25,4 и 25,6 МПа, как “наихудший случай”

5. Фактическая минимальная величина давления опрессовки, согласно «Инструкции по испытанию обсадных колонн на герметичность», должна составлять 9,0 МПа для кондуктора и 12,5 МПа для эксплуатационной колонны.

Таблица: Условия расчета обсадных труб

Наименование обсадной колонны	Наружное избыточное давление	Внутреннее избыточное давление
Направление Æ 324 мм	1. В момент завершения продавки цементного раствора, в том числе при встречном цементировании. 2. При повторном промерзании ММП	1. При опрессовке колонны
Кондуктор Æ 245 мм	1. В момент завершения продавки цементного раствора 2. При нефтепроявлениях 3. При повторном промерзании ММП и зоны затрубья	1. При нефтепроявлениях в процессе бурения 2. При опрессовке колонны
Эксплуатационная колонна Æ 146 мм (вариант №2 – 168 мм)	1. В момент завершения продавки цементного раствора 2. При эксплуатации скважины от воздействия горного давления 3. При повторном промерзании ММП и зоны затрубья	1. При нефтепроявлениях при закрытом устье. 2. При опрессовке колонны 3. При проведении работ по гидроразрыву пласта.
Хвостовик Æ 114 мм (вариант №2)	1. При эксплуатации скважины от воздействия горного давления	1. При проведении работ по гидроразрыву пласта.

Для обеспечения целостности и герметичности эксплуатационной колонны в зоне ММП на весь планируемый период строительства, отбора пластового флюида и в дальнейшем эксплуатации проектной скважины, прочностные характеристики труб обсадной колонны определены по методике, разработанной «ТюменьНИИгипрогазом» (РД 00158758-160-94), в основе которой лежит способ управляемой разгрузки межколонных давлений обратного промерзания на внешнюю сторону крепи при замерзании водосодержащих сред в заколонном и межколоном пространствах.

Технический результат РД 00158758-160-94 - сохранение целостности и герметичности эксплуатационной колонны при любых условиях замерзания водосодержащих сред как в межколонном, так и в заколонном пространствах. Поставленная задача и технический результат достигаются тем, что в известном способе строительства скважин, включающем размещение в скважине обсадных труб различной прочности, в отличие от прототипа вначале из условий безаварийного строительства скважин по прочностным характеристикам выбирают близлежащую к эксплуатационной колонне обсадную трубу, затем задают допустимое наружное давление смятия эксплуатационной колонны, которое должно быть больше суммы давления, соответствующего пределу прочности на разрыв близлежащей к эксплуатационной колонне обсадной трубы, и давления разрыва мерзлой породы, по нему подбирают эксплуатационную колонну.

Принцип управляемой разгрузки избыточного давления заключается в том, что при любых условиях промерзания водосодержащих сред, оставленных в межколонном и заколонном замкнутых объемах, разгрузка давления, возникающего при этом, должна идти на внешнюю сторону крепи при сохранении целостности и герметичности эксплуатационной колонны.

В основе способа управляемой разгрузки избыточного давления промерзания лежит методика подбора прочностных характеристик обсадных труб, составляющих крепь, таким образом, чтобы предыдущая колонна со стороны стенки скважины, разрушалась при давлении, меньшем давления смятия последующей колонны, при учете дополнительных сопротивлений, необходимых для разрыва массива мерзлых пород, окружающих крепь.

Математически основной принцип управляемой разгрузки избыточного давления промерзания можно записать в следующем виде:

где: Рсм.п.к. – допустимое наружное давление смятия последующей колонны, МПа;

Рпр.т.пр.к. – давление, при котором напряжение в теле трубы предыдущей колоны достигает предела текучести МПа;

Рр.ммп. – давление разрыва мерзлой породы, МПа.

Промерзание водосодержащих сред идет единовременно, как со стороны устья за счет атмосферного холода, так и со стороны ММП за счет восстановления естественной температуры оттаявших пород.

В результате эффекта промерзания оттаявших пород крепь скважины с внешней стороны искусственно упрочняется. Величина заколонного упрочнения, как правило, не превышает прочности на разрыв мерзлых пород в околоствольном пространстве. Одновременное промерзание замерзающих жидкостей с устья скважины и со стороны массива мерзлых пород представляет собой наиболее опасный случай, с точки зрения сохранения целостности эксплуатационной колонны.

Давление разрыва тела трубы при достижении напряжения предела прочности для выбранных труб определяется по формуле:

где: k =0,875– коэффициент, учитывающий отклонение толщины стенки труб;

n – толщина стенки обсадной трубы, м;

σв – напряжение предела прочности стали, МПа, определяется из табл.

D – наружный диаметр обсадной трубы, м.

Напряжение предела прочности стали ГОСТ 632-80.

Показатели	Группа прочности
Д	К	Е	Л	М	Р	Т
исполнение	исполнение
А	Б	Б
Временное сопротивление, МПа

Давление разрыва мерзлых пород 17,4 МПа (Заполярное месторождение № патента 2109909, класс патента Е21В7/20, Е21В43/10).

Кондуктор предназначен для предотвращения осложнений газопроявлений, поглощения бурового раствора, обвала стенок скважин и пр. Глубина его спуска определяется как перекрытием всей толщи мерзлых пород, так и предупреждением прорыва газа под башмаком при газопроявлении и закрытом устье. Колонна служит для установки на устье скважины противовыбросового оборудования.

Эксплуатационную колонну спускают в скважину и цементируют после достижения проектной глубины и вскрытия продуктивного горизонта. Ее целостность и герметичность определяет срок жизни скважины как капитального сооружения, ее добывающей возможности, способность проводить в скважине различные операции: капитальный ремонт, интенсификация притока и т.п.

Расчет эксплуатационной колонны.

В соответствии с «Инструкцией по расчету обсадных колонн для нефтяных и газовых скважин» М. 1997г.строительство скважины продолжается с выбора прочностных параметров эксплуатационной. Диаметр промежуточной колонны выбирают из условий:

- оптимальных термодинамических условий работы лифтовой колонны, обеспечивающей проектные условия для испытания и отбор пластового флюида. То есть проектом задается необходимый внутренний диаметр лифтовых труб, обеспечивающих проектные условия для испытания и отбор пластового флюида, который составляет 73мм.

После выбора промежуточной (технической) колонны выполняем определение прочностных параметров эксплуатационной колонны из условия:

Pсм.э.к._.>Pпр.т.к. _.+ Pр._ММП

где Pсм.э.к. - давление смятия трубы технической колонны, МПа, определяется по формуле

Pпр.к. - давление предела прочности близлежащей к эксплуатационной колонне обсадной трубы (техническая) определяем по формуле и составляет 54,91 МПа.

Согласно расчетов эксплуатационная колонна диаметром 146 мм устанавливается в интервалах:

- 1110 – 3282 м, марка стали «Д», толщиной стенки 8,9 мм, тип соединения ОТТГА, наружное давление на смятие 31,3 МПа, внутреннее давление смятия 60,7 МПа, давление предела текучести 550,95 МПа;

Рассчитываем фактическое давление на смятие по формуле.

Pсм.т.э.к._. = 59,01<Рпр.т.к. = 54,91 + Рр._ММП. = 17,40

Условия выбора эксплуатационной колонны в условиях пород ММП не соблюдено.

Выбор эксплуатационной колонны для перекрытия пород ММП и соблюдения условия Pсм.э.к. >Pпр.т.к. + Pр._ММП. осуществлен подбором за счет увеличения толщины стенки 8,9 мм и группы прочности стали марки «М».

Pсм.э.к._. = 79,77 >Рпр.т.к. = 54,91 + Рр._ММП. = 17,40

Согласно расчетов проектом устанавливается эксплуатационная колонна диаметром 178 мм, которая устанавливается в интервале:

1110 – 3282 м, марка стали «Е», толщиной стенки 8,0 мм, тип соединения ОТТМА, наружное давление на смятие 22,06 МПа, внутреннее давление смятия 31,57 МПа, давление предела текучести 550,95 МПа;