Файл: Курсовой проект по дисциплине Бурение нефтяных и газовых скважин (наименование учебной дисциплины согласно учебному плану) задание.docx

Вывод: максимальная нагрузка наблюдается на интервале 2660-3090 м и составляет 344,61 МПа. Данное значение меньше максимальной нагрузки для используемых групп прочности.

Расчет бурильной колонны при роторном бурении:

Расчет касательных напряжений при кручении по формуле:

(6.6)

где М_кр – крутящий момент (расчет см. ниже), Н·м; W_р – полярный момент сопротивления площади поперечного сечения трубы при кручении (расчет см. ниже), м³.

Полярный момент по формуле:

(6.7)

Крутящий момент по формуле:

(6.8)

где k_д – коэффициент динамичности, k_д=1,5; ω – угловая скорость вращения, с^-1:



Подводимая мощность по формуле:

(6.10)

где N_д – мощность на вращение долота, Вт; N_хв – мощность холостого вращения, Вт.

Мощность холостого вращения, кВт, по формуле:

(6.11)

где ρ_бр – плотность бурового раствора, кг/м³; d – наружный диаметр БТ, м; L – суммарная длина бурильных труб, м; n – частота вращения, мин^-1; D_д – диаметр долота, м.

Мощность на вращение долота, Вт, по формуле:

(6.12)

где k_г.п. – коэффициент крепости горной породы (для мягких – 2,6; для средних – 2,3; для крепких – 1,85; для изношенных долот значения k_г.п. увеличивается в 1,5 раза); n – частота вращения, мин^-1; D_д – диаметр долота, м; Р_д – осевая нагрузка на долото, Н.

Расчет растяжения в процессе бурения Q’

---

_р по формуле:

(6.13)

Проверка по III теории прочности по формуле:

(6.14)

где σ’_р – усилие растяжения в процессе бурения, МПа, по формуле:

(6.15)

Пример расчета для интервала 0-80 м:





















Проверка (для группы Д):



Вычисления для других участков производятся аналогичным образом. Результаты вычислений показаны в таблице 18.

Таблица 18 - Расчет наибольшего усилия и растяжения при бурении

Интервал	Qр, кН	σр, МПа	Проверка по 3 теории, МПа
0-80	288,14	100,95	65,23
80-330	368,7	129,17	95,16
330-624	509,5	178,5	129,1
624-1130	874,01	306,21	197,01
1130-2030	690,42	241,88	279,95
2030-2660	798,32	279,69	354,28
2660-3090	983,62	344,61	398,55

---

Вывод: максимальное значение нагрузки меньше максимальной допустимой нагрузки для используемых групп прочности.

---

2.7 Крепление скважины

Процесс крепления скважины состоит из нескольких технологических операций, обеспечивающих закрепление стенок скважины и длительную изоляцию пластов друг от друга, а также от дневной поверхности.

С учетом назначения и выбранной конструкции скважины необходимо сделать анализ условий работы обсадных колонн в скважине и выполнить прочностные расчеты с целью обоснования способа их спуска и цементирования.

Прежде всего, оценивается возможность реализации способа, предусматривающего спуск колонн в один прием и сплошное цементирование при условии сохранения целостности пластов и устьевого оборудования под действием давления в гидравлической системе, а также предупреждения газоводонефтепроявлений при ОЗЦ.

Обосновывается выбор тампонажного раствора и буферной жидкости. С учетом давлений поглощения в интервале цементирования выбирается плотность тампонажного раствора и определяется потребное количество материалов для цементирования.

Обосновывается выбор цементировочного оборудования, режимов его работы и рассчитывается продолжительность процесса цементирования.

Выбирается способ испытания обсадных колонн на герметичность, и рассчитываются возможные значения давления опрессовки и снижения уровня раствора в колонне. Выполняется расчет секций обсадных колонн по избыточным давлениям.

Поскольку гидродинамическое давление зависит от плотности тампонажного раствора и его реологических характеристик, решать данную задачу целесообразно методом последовательных приближений. Для этого задается верхняя и нижняя границы возможных вариаций плотности тампонажного раствора рассчитываются по формулам:

	(7.1)
	(7.2)

где ρ_пж – плотность промывочной жидкости, кг/м³; L_сл – глубина залегания подошвы наиболее слабого пласта, м; h – уровень тампонажного раствора от устья, м.

При этом следует учитывать, что чем меньше плотность тампонажного раствора

---

, тем, как правило, хуже качество образующегося цементного камня. Также следует учесть, что если не оговорены специальные условия, интервал продуктивного пласта и зона на 300 – 500 м выше должна цементироваться цементным раствором нормальной плотности (1800 – 1900 кг/м³ ), поэтому при цементировании эксплуатационной колонны (и промежуточных в случае перекрытия продуктивных пластов) возможно применение составного столба цементного раствора или цементирование не до устья, в т.ч. с включением герметизирующих устройств в состав обсадной колонны. Общим правилом для выбора интервалов цементирования и плотности тампонажного раствора будет являться условие по формуле:

(7.3)

где ρ_пж, ρ_цр1, ρ_цр2, ρ_црn – плотности бурового раствора, 1, 2, n-ной пачки цементного раствора, кг/м³; h_пж, h_цр1, h_цр2, h_црn – высота столба бурового раствора, 1, 2, n-ной пачки цементного раствора, м; P_грп – давление гидроразрыва наиболее слабого пласта, МПа.

Пример расчета для интервала 0-80 м:





Выбираем нормальную плотность тампонажного раствора 1800 кг/м³.

Для остальных интервалов расчеты аналогичны. Полученные результаты представлены в таблице 19.

Таблица 19. Результаты расчета плотности тампонажного раствора

Интервал	ρпж, кг/м3	ρцрн, кг/м3	ρцрв, кг/м3	ρцр, кг/м3
0-80	1200	1400	1847,6	1800
0-1130	1200	1400	1915,2	1800
620-2030	1500	1700	2048,8	1800
0-3090	1350	1550	2075,1	1800

Расчет одноступенчатого цементирования обсадных колонн:

Определение объема буферной жидкости:

(7.4)

---