Выбор метода вызова притока из пласта – Геология – KazEdu.kz

2.8.3 Расчет времени
цементирования

Буферная жидкость:

Облегченный
цементный
раствор:

Цементный
раствор:

Продавка:

Итого времени
t=104,3Ч1,05=1
ч. 49 мин.

Расчетное время
цементирования
меньше, чем
время начала
схватывания,
цементного
раствора
(tнсхв»3:20-3:40).

2.8.4 Контроль
качества
цементирования

Наиболее эффективным
методом, позволяющим
получить максимальную
информацию
о качестве
цементирования
обсадной колонны
не зависимо,
от температуры
и плотности
тампонажного
камня, является
акустическая
цементометрия.
Для контроля
качества
цементирования
обсадной колонны
применяют
акустические
цементомеры
АКЦ-1 и АКЦ-2. путем
совместной
интерпретации
кривых акустической
цементограммы
представляется
возможным:

– определить
высоту подъема
тампонажного
раствора за
обсадной колонной;

– оценивать
состояние
контакта цементного
камня с колонной,
а в некоторых
случаях и с
породой в кольцевом
пространстве;

– исследовать
процессы формирования
цементного
камня в затрубном
пространстве
во времени и
оценивать
степень влияния
на камень различных
нагрузок,
испытываемых
обсадной колонны
при перфорации,
избыточных
внутренних
давлениях и
выполнение
технологических
операций в
скважине.

С целью повышения
информативности
акустической
цементометрии
желательно
использовать
приставки к
наземной аппаратуре
цементомера,
позволяющие
регистрировать
полный акустический
сигнал, подающий
в приемник
цементомера.
На основе
интерпретации
характеристик
полного акустического
сигнала достаточно
уверено можно
оценивается
состояние
контакта цементного
камня с породой,
учитывая влияния
факторов на
результаты
измерений.

Для оценки
герметичности
обсадной колонны
нужно провести
опрссовку
ствола скважины.

Давление опрессовки
должно быть
не менее 7 МПа.
Колонна считается
герметичной,
если при опрессовке
ее водой давление
за 30 минут снижается
не более чем
на 0,5 МПа, а также
если после
замены продавочной
жидкости водой
не наблюдается
перелива жидкости
и выделения
газа на устье.

2.9
Освоение скважины

Заключительный
технологический
этап при бурении
эксплуатационных
и разведочных
нефтяных и
газовых скважин
связан с освоением
продуктивных
горизонтов.
От качественной
реализации
технологии
освоения зависит
последующая
эффективность
объекта эксплуатации.
В комплекс
работ по освоению
входят: вторичное
вскрытие пласта,
выбор способа
вызова притока
из пласта и,
при необходимости,
методов активного
воздействия
на призабойную
зону с целью
устранения
вредного воздействия
на продуктивный
пласт процессов
бурения при
вскрытии и
интенсификации
притока.

2.9.1
Выбор метода
вторичного
вскрытия и
жидкости для
его проведения

Вторичное
вскрытие пласта
заключается
в создании
гидравлической
связи скважины
с пластом.

Во
избежание
открытого
фонтанирования
вторичное
вскрытие
осуществляется
на репрессии,
величина которой
составит 4 – 7
%.

Для
создание
гидравлической
связи в скважинах,
обсаженных
эксплуатационными
колоннами, для
вскрытия применяют
стреляющие
(кумулятивные,
пулевые) и
гидропескоструйные
перфораторы.

Перфораторы
пробивают
каналы в продуктивном
пласте через
стенки обсадных
труб и слой
затрубного
цементного
камня.

В
настоящее время
кумулятивным
способом осуществляют
свыше 90% всего
объема перфорационных
работ.

На
данном месторождении
вторичное
вскрытие пласта
рекомендуется
производить
кумулятивными
бескорпусными
перфораторами.
Выбор производим
по табл. 4.48.

Наиболее
подходящим
к данным условиям
является ленточный
перфоратор
ПКС 105Т, который
имеет следующие
характеристики:

Плотность перфорации, отверстия/метр:

Допустимая
10

За
один спуск 6

Максимальный интервал перфорации за один спуск, м 30

Длина канала, м:

σ
СЖ =45 МПа 0,275

σ
СЖ =25 МПа 0,350

Диаметр канала, мм:

В
трубе 44

В
породе

σ
СЖ =45 МПа 12

σ
СЖ =25 МПа 14

ПКС
105Т имеет извлекаемый
ленточный
каркас, с зарядом
в стеклянных
или ситалловых
оболочках.
Перфораторы
этого типа
имеют пониженную
термостойкость
по сравнению
с корпусными
перфораторами.
На средних
глубинах они
обладают более
высокой производительностью
и лучшей пробивной
способностью,
чем другие
перфораторы.
При перфорации
с их использованием
практически
исключается
засорение
скважины осколками.

Плотность
перфорации
принимается
равной 10 отверстий/метр.

Перед
перфорацией
устье оборудуется
малогабаритной
превенторной
установкой
типа ППМ 125х25,
разработанной
институтом
ЗапСибБурНИПИ
и изготавливаемой
заводом «Тюменьбурмаш»
(ОАО «Гром»).

Так
как первичное
вскрытие
продуктивного
пласта осуществляется
с буровым раствором
на водяной
основе, то применение
в качестве
перфорационной
жидкости нефти
и нефтепродуктов
приведёт к
образованию
вязкой водонефтяной
эмульсии, которая
будет препятствовать
движению флюида
к призабойной
зоне скважины
и способствовать
снижению коэффициента
восстановления
проницаемости.

Поэтому
в качестве
перфорационной
жидкости предлагается
использовать
солевой раствор,
применение
которого получило
широкое распространение
на соседнем
Игольско-Таловом
месторождении.

2.7.4 Выбор и расчет
обсадных труб
для эксплуатационной
колонны

Выбор обсадной
колонны производим
из условия
недопущения
смятия и разрыва
колонны, страгивания
резьб при спуске.

Максимальное
наружное избыточное
давление Рни
= 23,25 МПа, поэтому
для первой
секции выбираем
трубы, имеющие:

Ркр1 ≥ Рни
Ч[n1],

Ркр1і23,25Ч1,2=31,6
Мпа

Выбираем
трубы диаметром
168 мм и толщиной
стенки δ
= 10,6 мм, с группой
прочности «Е»,
имеющие следующие
характеристики:

Ркр = 44,0 МПа, Рт
= 60,7МПа, Рстр
= 2021 кН.

Длина
1-ой секции l1=110
м (60 м плюс 50 м выше
кровли эксплуатационного
объекта). Вес
ее определяется
по формуле:

Q
i=q i
Ч l
i, (2.40)

где
Q i
– вес соответствующей
i-ой секции,
кН;

q
i- вес 1м
трубы соответствующей
i-ой секции,
кН;

l
i – длина
соответствующей
i-ой секции,
кН.

Q 1=0,414 Ч
110 =45,5 кН.

По
эпюре (рисунок
2.7) находится
давление РНИZ
на уровне верхнего
конца 1-ой секции
на глубине 3070
м РНИZ=24,8
МПа. Следующая
секция имеет
толщину 8,9 мм
для которых
Р1КР =24,1 МПа.
Определяется
значения РКР2
для труб второй
секции. Из условий
двухосного
напряжения
с учетом растягивающих
нагрузок от
веса 1-ой секции
по формуле:

PIКРi 1=
PКРi 1Ч
(1-0,3Ч
(Q i/Q
i 1))
МПа, (2.41)

где
Q i –
вес предыдущей
секции, кН;

Q
i 1 –
растягивающая
нагрузка при
которой напряжения
в теле трубы
достигают
предела текучести
для определяемой
секции, кН;

PКРi 1
– наружное
избыточное
давление на
глубине установки
определяемой
секции, МПа.

PIКР2
= 24,8Ч (1-0,3Ч
(45,5/1686))=24,6 МПа.

Глубина
спуска 2-ой секции
принимается
равной 2970 м.

Толщина
стенки труб
2-ой секции
принимается
8,9 мм. Так как
наружные избыточные
давления к
устью продолжают
уменьшаться,
то трубы с данной
толщиной стенки
их выдержат.
Дальнейший
расчет проводится
из условия
прочности на
страгивающие
нагрузки в
резьбовом
соединении.
Длина секции
определяется
по формуле:

li=([P]
– ∑Qi-1)/qi,
м, (2.42)

где
qi
– вес 1 м труб
искомой секции,
кН;

∑Qi-1
– общий вес
предыдущих
секций, кН;

[P]
– допустимая
нагрузка на
растяжение,
кН.

Допустимая
нагрузка на
растяжение
определяется
по формуле:

[P]=РСТ/nI3,
кН, (2.43)

где
РСТ – страгивающая
нагрузка для
соединений
труб соответствующей
секции, кН.

[P]=1640/1,3=
1261,5 кН.

Длина
2-ой секции
определяется
по формуле
(2.42):

l2=(1261,5-45,5)/0,354=3435
м

Принимается
длина 2-ой секции
3070. Тогда вес 2-ой
секции по (2.40):

QI2=3070
Ч 0,354=1086,8 кН.

Вес
2-х секций составит
∑QI=
45,5 1086,8=1132,3 кН.

Сводные
данные о конструкции
обсадной колонны
приведены в
табл. 2.18.

Таблица
2.18 – Сводные данные
о конструкции
обсадной колонн

2.8 Цементирование
обсадных колонн

2.8.1Расчет
необходимого
количества
материалов

Для облегчения
качественного
крепления
обсадной колонны
выбираем
портландцемент
ПЦТ-ДО-50.

Определяем
водоцементное
отношение для
облегченного
цементного
раствора и для
цементного
раствора по
формуле:

(2.44)

где ρц
= 2920 кг/м3 – плотность
цементного
раствора;

– для облегченного
цементного
раствора:

–
для цементного
раствора:

Найдем
необходимый
объем:

– облегченного
цементного
раствора:

– цементного
раствора:

Объем
воды для приготовления:

(2.47)

–
для цементного
раствора:

–
для облегченного
цементного
раствора:

Количество
цементировочной
техники:

(2.48)

где ρнас
–насыпная
плотность
цементного
порошка;

Vбунк
–объем бункера
цементосмесительной
машины СМН-20;

Для приготовления
цементного
раствора:

Для
приготовления
облегченного
цементного
раствора:

Всего
потребуется
для приготовления
и закачки цементных
растворов 3
машины 2СМН-20.

Производительность
смесителя
2СМН-20 по цементному
раствору:

(2.49)

где QВ
– производительность
водяного насоса,
л/с;

Производительность
смесителя
2СМН-20 по облегченному
цементному
раствору:

(2.50)

где QВ
– производительность
водяного насоса,
л/с;

Число цементировочных
агрегатов для
закачки цементного
раствора (ЦА-320):

Так как производительность
смесителя по
цементному
раствору 21,8 л/с,
а максимальная
производительность
ЦА-320 – 14,5 л/с, то с
каждым смесителем
должно работать
по два агрегата:

для закачки
цементного
раствора.

Число цементировочных
агрегатов для
закачки облегчённого
цементного
раствора:

Так как производительность
смесителя по
облегчённому
цементному
раствору 16,73 л/с,
а максимальная
производительность
ЦА-320 – 14,5 л/с, то с
каждым смесителем
должно работать
по два агрегата:

для закачки
облегчённого
цементного
раствора.

2.8.2Общая потребность
в цементировочной
технике

Для приготовления
цементного
и облегчённого
цементного
растворов
необходимо
три машины
2СМН-20.

Для подачи воды
и начала продавки
необходимо
два агрегата
ЦА-320.

Для закачки
цементного
и облегчённого
цементного
растворов
необходимо
шесть агрегатов
ЦА-320.

Всего необходимо
восемь цементировочных
агрегатов
ЦА-320.

Также для
цементирования
используем
блок манифольдов
1БМ-700 и станцию
контроля
цементировании
СКЦ-2М-80.

Таблица 2.19 –
Распределение
тампонажных
материалов

Результаты
расчета на ЭВМ
процесса
цементирования
приведены в
приложении
1.

График
процесса закачки
и продавки
цементировочного
раствора приведены
на рисунке 2.1.

Рисунок
2.1- График процесса
закачки и продавки
цементного
раствора

2.6.7 Составление
проектного
режима бурения

Выбор проектного
режима бурения
скважины производим
в соответствии
с пунктами 2.2;
2.7.1; 2.7.2, а также исходя
из опыта бурения
скважин и выбранные
данные сводим
в таблицу 2.16.

Таблица 2.16 – Сводная
таблица режима
бурения

Из
графика видно,
что турбобур
останавливается
при ni
< 0,4 np,
а при | Рг-Gi
| < 10 кН наблюдается
усиленная
вибрация турбобура
и бурильного
инструмента.
На рис.2.3 видно,
что турбобур
устойчиво
работает в
области нагрузок
(0ё100)
Ч103
Н и (120ё250)
Ч 103
Н

2.7 Расчет и выбор
конструкции
обсадных колонн,
компоновка
их низа и обоснование
технологической
оснастки

Расчет эксплуатационной
колонны:

Исходные
данные для
расчета:

2.7.1 Конструкция
обсадных колонн

Цементный
раствор от 2557
до 2750 м. Облегченный
цементный
раствор от 2557
до 450 м. Выше 450 м
находится
буровой раствор.
Продавку цементного
раствора в
заколонное
пространство
осуществляется
технической
водой ρ=1000
кг/м3.

2.7.2 Технологическая
оснастка обсадных
колонн

Под названием
«технологическая
оснастка»
подразумевается
набор устройств,
которыми оснащают
обсадную колонну
для обеспечения
ее спуска и
качественного
цементирования.
Выбранная
технологическая
оснастка представлена
в таблице 2.17.

Таблица 2.17 –
Технологическая
оснастка обсадных
колонн

Примечание:

1. Количество
и порядок расстановки
элементов
технологической
оснастки уточняется
в плане работ
на крепление
по результатам
окончательного
каротажа.

2. Допускается
применение
импортных
заколонных
проходных
гидравлических
пакеров.

2.7.3 Расчет и
построение
эпюр внутренних
и наружных
избыточных
давлений

Определение
наружных давлений

До затвердевания
цементного
раствора:

z=0:

z=400 м:

z=2750 м:

После затвердевания
цементного
раствора:

z=0:

z=2750 м:

где rПОР
– плотность
поровой жидкости
цементного
камня.

Определение
внутренних
давлений

В период ввода
скважины в
эксплуатацию:

z=0:

z=2750 м:

При опрессовке
(колонна опрессовывается
после получения
момента «стоп»):

z=0:

z=2750 м:

При окончании
эксплуатации:

z=0:

z=1750 м:

z=2750 м:

Определение
наружных избыточных
давлений

Z=0:;

Z=1750
м: ;

Z=2750
м: .

Определение
внутренних
избыточных
давлений

Z=0:

Z=400
м:

Z=2750
м:

2.6.5.3
Характеристика
скважины при
глубине спуска
бурильной
колонны на 1000
м

Таблица
2.12 – Потери давления
в элементах
бурильной
колонны

Таблица 2.13 –
Характеристика
скважины

Таблица
2.14 – Характеристика
турбобура

По
НТС – номограмме
выбираем втулку
диаметром 0,17
м и подачей
0,030 м3/с, которая
обеспечивает
промывку скважины
и очистку забоя
скважины от
шлама, бурения
до заданной
глубины 2750 м с
минимальными
потерями давления.
В начале бурения
будем иметь
запас по давлению,
что может быть
использовано,
например, для
усиления
гидромониторного
эффекта.

2.6.6
Расчет рабочих
характеристик
забойных двигателей

Рабочей
выходной
характеристикой
турбобура
называется
зависимость
частоты вращения,
момента и мощности
на валу турбобура
(на долоте) от
осевой нагрузки
на долото.

2.6.6.1
Определение
необходимых
данных для
расчета

Параметры
турбины n,
M, DP
определяются
из выражений

где nc,
Mc,
DPc
– соответственно
частота вращения,
момент турбин
и перепад давления
в турбобуре
при расходе
жидкости Qc
плотностью
rc.

Из
nc =
6,33 об/с, Мс = 1,5 кНЧм,
DPc
= 3,9 МПа

Определяем
параметры
турбины

Определим
коэффициент
трения m

Для
турбобуров
с шаровой опорой
m = 0,05ё0,08

Выбираем
m = 0,065.

Рассчитываем
средний радиус
трения

Определяем
гидравлическую
нагрузку в
турбобуре

Рг
= 0,785(DPтЧ
Дс2 DPдЧДв2) В,
(2.36)

где
Дс – средний
диаметр турбин
турбобура

Дв
– диаметр вала
турбобура
(шпинделя) в
место установки
ниппеля (сальника),
Дв = 0,135 м

Д1,
Д2 – размеры
шаровой опоры
или резинового
кольца подпятника
осевой резинометаллической
опоры,

Д1
= 0,149 м, Д2 = 0,124 м.

DPт,
DPд
– перепад давления
в турбобуре
и долоте

В
– веса вращающихся
деталей и узлов
турбобура
(валов и роторов
турбин), маховых
масс, центраторов,
долота, В =
0,5ЧМтЧg МмЧg МцЧg MгЧg,

где
Мм, Мт, Мг,
Мц – маховая
масса, масса
турбобура,
долота, центраторов
соответственно;

g
– ускорение
силы тяжести

Рг
= 0,785(4,3Ч106Ч0,1302 2,1Ч106Ч0,1352) 23950
=110,6кН

Из
выбираем Муд
= 6Ч10-3
м

Определим
момент на долоте
при G = 0, обусловленный
трением долота
о стенки скважины
и промывочную
жидкость,

М0
= 550Дд = 550Ч0,2159
= 118,7 НЧм

Основные
расчетные
уравнения

–
Определяем
частоту вращения
вала турбин
по формуле
(2.37)

ni
= n/М [ 2M-(M0 MудЧGi
mr
/ Gi-Pг
/) ] (2.37)

–
Определяем
момент на долоте

Мд
= МудЧGi 550Дд
(2.38)

–
Определяем
вырабатываемую
мощность в
турбобуре

Ni=MдЧniЧ2π
(2.40)

Результаты
расчетов сводим
в таблице 2.15.

Таблица
2.15 – Результаты
расчетов

2.6.4
Выбор бурового
насоса

Выбор
бурового насоса
производится
из условия
обеспечения
расхода бурового
раствора, не
ниже расчетного,
при расчетном
давлении. По
результатам
гидравлических
расчетов для
успешного
доведения
скважины до
проектной
глубины требуется
насосы, развивающие
производительность
Q і
0,03 м3/с при давлении
Р і
12,7 МПа.

По
таблице 56 выбираем
буровой насос
с [P] = 13,9 МПа
при диаметре
втулок dвт
= 170 мм –У8-6МА.

Заключительной
стадией гидравлического
расчета скважины
является построение
НТС – номограммы.

Для
этого занесем
в таблицу
теоретические
и фактические
подачи и давления
насоса при
различных
диаметрах
втулки.

Теоретические
подачи и давления
насоса берем
из таблицы 56.

Фактическая
подача определяется
по формуле:

где
к – коэффициент,
учитывающий
работу насоса
на всасывании
(к = 0,85);

Q
– теоретическая
подача.

Таблица 2.9 – Давления
и подачи У8-6МА

2.6.5
Построение
НТС – номограммы
и определение
режима работы
насоса

НТС
– номограмма
– это совмещенная
характеристика
насоса, турбобура
и скважины.

Для
того, чтобы
обеспечить
заданный расход
Q = 0,03 м3/с при
давлении Р і
12,7 МПа необходимо
использовать
данные по насосу
для трех втулок
указанных в
таблице 2.9.

Для
значений расходов
высчитываем
характеристику
скважины (это
зависимость
потерь давления
в элементах
бурильной
колонны от
подачи и глубины
спуска).

Расчет
ведется для
3-х расходов Q1
= 26,9 л/с; Q2 = 30
л/с; Q3 = 34,3 л/с
и для трех глубин
Н1 = 3180 м; Н2 = 2000 м;
Н3 = 1000 м.

Потери
давления в
элементах
бурильной
колонны рассчитываются
по формулам
подобия:

– для турбулентного
режима, (2.30)

– для ламинарного
режима. (2.31)

2.6.5.1 Характеристика
скважины при
глубине спуска
бурильной
колонны на 3180
м

Таблица
2.10 – Потери давления
в элементах
бурильной
колонны

2.6.5.2.
Характеристика
скважины при
глубине спуска
бурильной
колонны на 2000
м

Таблица
2.11 – Потери давления
в элементах
бурильной
колонны

2.6.3.10
Расчёт потерь
давления в КП
против СБТ

Т.к.
V > Vкр
= 1,18 м/с, то режим
турбулентный
и потери давления
в КП против СБТ
рассчитывается
по формуле
(2.29)

Дг
= 0,2159-0,127 = 0,0889 м

Т.к.
Re* < 50000, то

Тогда

2.6.3.11
Расчёт потерь
давления в КП
против УБТ

Т.к.
V > Vкр
= 1,18 м/с, то режим
турбулентный
и потери давления
в КП против УБТ
рассчитывается
по формуле
(2.29)

Дг
= 0,2159-0,178 = 0,0379 м

Т.к.
Re* < 50000, то

Тогда

2.6.3.12
Расчёт потерь
давления в КП
против турбобура

Т.к.
V < Vкр
= 1,18 м/с, то режим
турбулентный
и потери давления
в КП против
турбобура
рассчитывается
по формуле
(2.29)

Дг
= 0,2159-0,195 = 0,0209 м

Т.к.
Re* < 50000, то

Тогда

Для
удобства все
расчётные
значения сводим
в табл. 2.8

Таблица
2.8 – Расчеты результатов

2.6.3.3
Потери давления
в замках ЛБТ

Потери
давления определяются
по формуле
(2.19)

где
Lтр – длина
труб;

ℓт
– длина одной
трубы

dн
– внутренний
диаметр замка

Тогда

DР
= 0,29Ч105Ч0,032Ч1100=0,028
МПа.

2.6.3.4
Расчет потерь
давления в СБТ

Потери
давления определяются
по формуле
(2.20)

Внутренний
диаметр Дв
= Дн – 2d
= 0,127-2Ч0,009=0,109
м

Площадь
проходного
сечения S
= pЧДв2
/4= 3,14Ч0,1092
/4= 0,0093 м2

Скорость
течения жидкости
V = Q/S
=0,03/0,0093 = 3,3 м/с

Обобщенный
критерий Рейнольдса
определяется
по формуле
(2.21)

Т.к. Re < 50000, то
режим турбулентный,
и коэффициент
гидравлических
сопротивлений
l определяется
по формуле
(2.22)

Потери
давления в СБТ

2.6.3.5
Расчёт потерь
давления в
замках СБТ

Расчёт
проводится
по формулам
(2.19), (2.23) и (2.24).

DР
= 0,048Ч105Ч0,032Ч1100=0,0047
МПа.

2.6.3.6
Расчёт потерь
давления в УБТ

Расчёт
проводится
по формулам
(2.20) – (2.22).

S
= pЧДв2
/4= 3,14Ч0,082
/4= 0,005 м2;

V
= Q/S =0,03/0,005
= 6,0 м/с;

Т.к.
Re* < 50000, то
режим турбулентный,
и коэффициент
гидравлических
сопротивлений

потери
давления в УБТ

2.6.3.7 Расчёт перепада
давления в
турбобуре
3ТСШ1-195

Для
турбобура
3ТСШ1-195 имеем rс
=1000 кг/м3, Qс
= 30 л/с, DРс
= 3,9 МПа.

По
формуле подобия

(2.25)

имеем

2.6.3.8
Расчет перепада
давления в
долоте

где
f, mн
– площадь сечения
и коэффициент
расхода промывочных
отверстий
долота.

2.6.3.9 Расчёт потерь
давления в
кольцевом
пространстве
(КП) против ЛБТ

а)
Потери давления
в КП между ЛБТ
и необсаженным
стволом скважины
(ЛБТI)

Критическая
скорость определяется
по формуле

Т.к.
V > Vкр,
то режим турбулентный
и потери давления
в КП против
ЛБТI
рассчитываются
по формуле

где
Дг – гидравлический
диаметр,

Дг
= Д-d = 0,2159-0,147 = 0,0689 м

Т.к.
Re* < 50000, то

Тогда

б)
Потери давления
в КП между ЛБТ
и кондуктором
(ЛБТII).

Т.к.
V > Vкр
= 1,16 м/с, то режим
турбулентный
и потери давления
в КП против
ЛБТII
рассчитываются
по формуле
(2.29)

Дг
= Д-d = 0,2267-0,147 = 0,0797 м

Тогда

1 Возможно
использование
других типов
долот отечественного
или импортного
производства
по коду IADC
437, 447Х, 545Х.

2 КНБК уточняется
технологической
службой бурового
предприятия
в процессе
бурения по
результатам
инклинометрии.

2.6.2Выбор расхода
промывочной
жидкости

–
выбор расхода
промывочной
жидкости
осуществляется
исходя из условия
удовлетворительной
очистки забоя:

(2.13)

где q = 0,65 м/с
– удельный
расход;

Fз
– площадь забоя;

(2.14)

где
Dд – диаметр
долота.

Dд
= 215,9 мм;

м2;

м3/с.

–
выбор расхода,
исходя из условий
выноса наиболее
крупных частиц
шлама:

(2.15)

где
Uoc –
скорость оседания
крупных частиц
шлама;

Fкп
– площадь кольцевого
пространства,
м2;

(2.16)

где
dш – средней
диаметр крупных
частиц шлама;

rп
– плотность
породы, кг/м3;

r
– плотность
промывочной
жидкости, кг/м3.

dш
=0,0035 0,0037ЧDд;
(2.17)

(2.18)

где Dтр
– диаметр турбобура,
м.

dш
=0,0035 0,0037*0,2159 = 0,0043 м;

0,36
м/с;

м2;

м3/с.

–
выбор расхода
из условия
нормальной
работы турбобура:

где
Муд – удельный
момент на долоте;

G
– вес турбобура;

Мс
– момент турбобура
при расходе
Qc
жидкости rс
;

r
– плотность
жидкости, при
которой будет
использоваться
турбобур.

к
– коэффициент
учитывающий
потери момента
в осевой опоре
турбобура
равный 0,3.

Параметры
забойного
двигателя
3ТСШ1-195:

Мg
= 1200 Нм; Qc
= 0,03 м3/с; rс
= 1000 кг/м3; r
= 1100 кг/м3, Мс=1500
Н/м.

м3/с.

Из
трех расходов
Q1, Q2,
Q3 выбираем
максимальный
расход: 0,03 м3/с
и далее в расчетах
будем принимать
этот расход.

Расчёт потерь давления в циркуляционной системе

Потери
давления в
циркуляционной
системе буровой
установки
определяются
как сумма всех
потерь давления
в элементах
циркуляционной
системы состоящей
из:

наземной обвязки, включающей стояк, буровой шланг, вертлюг, ведущую трубу;

легкосплавных бурильных труб;

соединительных элементах (замках) ЛБТ;

стальных бурильных труб;

замков СБТ;

утяжеленных бурильных труб;

турбобура;

бурового долота (насадки);

кольцевого пространства против вышеперечисленных элементов со 2) по 7).

Применительно
к ЗД и долоту
принято говорить
не потери, а
перепады давления,
ибо последние
создаются
преднамеренно.

2.6.3.1
Расчет потерь
давления в
наземной обвязке

DР
= аЧQ2Чrж;
(2.19)

Потери
давления в
стояке

a
= 3,35Ч105
ПаЧс2/м3Чкг;
DР =
3,35Ч105Ч0,032Ч1100
= 0,33 МПа

Потери
давления в
шланге

a
= 1,2Ч105
ПаЧс2/м3Чкг;
DР =
1,2Ч105Ч0,032Ч1100
= 0,12 МПа

Потери
давления в
вертлюге

a
= 0,9Ч105
ПаЧс2/м3Чкг;
DР =
0,9Ч105Ч0,032Ч1100
= 0,09 МПа

Потери
давления в
ведущей трубе

a
= 1,8Ч105
ПаЧс2/м3Чкг;
DР =
1,8Ч105Ч0,032Ч1100
= 0,18 МПа

Потери
давления в
манифольде

a
= 13,2Ч105
ПаЧс2/м3Чкг;
DР =
13,2Ч105Ч0,032Ч1100
= 1,31 МПа

SDРобв=0,33 0,12 0,09 0,18 1,31=2,03
МПа

Расчет потерь давления в ЛБТ

Внутренний
диаметр Дв
= Дн -2d
= 0,147-2Ч0,009
= 0,129 м

Площадь
проходного
сечения S
= pЧДв2
/4= 3,14Ч(0,129)2
/4= 0,013 м2

Скорость
течения жидкости
V = Q/S
= 0,03/0,013 = 2,3 м/с

Обобщенный
критерий Рейнольса
определяются
по формуле

где
t0-
динамическое
напряжение
сдвига

t0=8,5Ч10-3r
-7=8,5Ч10-3Ч10-3Ч1100
–7=2,35 Па

h-
структурная
вязкость

h=
0,033Ч10-3r-0,022=
0,033Ч10-3Ч1100-0,022=
0,0143 ПаЧс

Т.к.
Re* < 50000, то
режим турбулентный,
и коэффициент
гидравлических
сопротивлений
l определяется
по формуле

Потери
давления в ЛБТ

2.6 Проектирование
режима бурения

2.6.1 Разработка
гидравлической
программы
проводки скважины

Исходные данные:

Глубина скважины по стволу – 3180 м;

Тип долота – III-215,9 МЗ-ГВ;

Конструкция низа бурильной колонны:

долото III-215,9 МЗ-ГВ-R155;

турбобур 3ТСШ1-195;

УБТ Ж 178 мм – 10 м;

ТБПВ 127х9;

ЛБТ 147х9;

Параметры промывочной жидкости:

r = 1100 кг/м3;

УВ = 25ё30 сек;

ПФ = 5ё6 см3/30мин.

Таблица 2.7 – Компоновки
низа бурильной
колонны (КНБК)

Примечание:

2.4 Выбор способа
бурения

Основные требования
к выбору способа
вращения долота
определяются
необходимостью
обеспечения
успешной работы,
проводки ствола
скважины с
высокими
технико-экономическими
показателями.

Выбор способа
бурения зависит
от технической
оснащенности
предприятия
(парк буровых
установок,
буровых труб,
забойных двигателей
и т.п.), опыта
бурения в данном
районе.

Для бурения
данной скважины
выбираем бурение
с помощью
гидравлических
забойных двигателей.
Турбинный
способ обладает
рядом преимуществ
по сравнению
с роторным
способом бурения:

механическая скорость выше, чем при роторном способе бурения;

облегчает отклонение ствола в требуемом направлении;

можно использовать все виды промывочной жидкости за исключением аэрированной;

возможность применения в колонне бурильных труб легкосплавных и тонкостенных стальных труб;

улучшаются условия работы, отсутствуют шум и вибрация.

2.5
Выбор компоновки
и расчёт бурильной
колонны

Исходные
данные:

Скважина наклонно-направленная

Профиль четырёх интервальный

Глубина скважины по вертикали (Нс), м 2750

Глубина вертикального участка (Нв), м 200

R1 = 700 м, R2=2225 м, L=3180 м

Диаметр турбобура (Дт),м 195

Вес турбобура (Gm), Н 47900

Длина турбобура (ℓ1), мм 25700

Диаметр долота (Дд), мм 215,9

10)
Перепад давления
в турбобуре
(DРт),
МПа 3,9

11)
Плотность
бурового раствора
(r), кг/м3
1150

2.5.1
Расчёт утяжеленных
бурильных труб
(УБТ)

Диаметр
УБТ выбирается
из конструкции
скважины и
условия обеспечения
необходимой
жесткости труб.
Для нормальных
условий при
бурении долотом
215,9 мм принимается
УБТ диаметром
178 мм. Диаметр
бурильных труб
принимаем Дбт
= 127 мм.

т.к.
0,71 < 0,75 ё0,85,
то

необходимо
в компоновку
включить одну
свечу УБТ Ж159
мм для недопущения
большой концентрации
напряжений
в этом переходном
сечении.

Длина
УБТ определяется
из условия, что
бурильная
колонна не
переходила
в III форму
устойчивости

(2.3)

Находим
ℓкр = 45,8 м; РкрIII
=93088,7 Н

Определяем
длину УБТ ℓ0,

Длина
одной свечи
УБТ составляет
24 м, следовательно
длина УБТ

ℓУБТ
= 72 м (3 свечи).

Определим вес
УБТ:

2.5.2 Расчет стальных
бурильных труб
(СБТ)

Определим длину
СБТ:

(2.6)

где q0 –
вес 1 м СБТ диаметром
127 мм, q0 = 262
н/м;

Gсбт –
полный вес СБТ;

Длина свечи
24 м, поэтому примем
количество
свечей равное
21, а длина стальных
труб 504 м.

2.5.3 Расчет легкосплавных
бурильных труб
(ЛБТ)

ℓЛБТ
= Нскв – ℓУБТ
– ℓСБТ = 3180 – 72 –
504 = 2604 м

принимаем
ℓЛБТ = 2616 м (109 свечей).

2.5.4
Расчёт бурильной
колонны на
прочность

Расчёт
ведётся по
уравнению
Сушона

Тв
= Тн ехр(DaЧf)
b
ЧqЧℓЧexp(0.5DaЧf)Ч(cos`a
±
f sin`a),
(2.7)

где
f – коэффициент
сопротивления
движению;

b
– коэффициент
учитывающий
Архимедову
силу;

a
– средний зенитный
угол;

“
– ” – участок
набора зенитного
угла.

f
= 0,18 – для глинистых
пород

Для
удобства вычислений
составим таблицу
2.5.

Таблица
2.5 – Характеристики
опасных сечений
бурильной
колонны

Для
примера приведём
расчёт Тв
для участка
2-3, остальные
участки рассчитываются
аналогично.

ТВ2-3=
203,4Ч103ехр
(0Ч0,18)
262Ч32,4Ч0,86Чехр
(0,5Ч0Ч0,18)Ч(cos34 0,18Чsin34)
= 210,18 кН.

Далее
проводится
проверка условия
sсум
Ј [s
], (2.8)

Где

Исходные
данные для
расчёта

Рн
= 1 МПа

Д
= 147 мм

d =
125 мм

Е
= 2,1·1011 Па

R1
= 700

n
= 1,45

sт
= 300 МПа

Результаты
расчётов для
наглядности
представлены
в таблице 2.6.

Таблица
2.6 – Результаты
расчётов

сум

Следовательно
условие прочности
выполняется.

2.5.5 Выбор компоновок
бурильного
инструмента

Правильно
выбранная
компоновка
позволяет без
осложнений,
с наименьшими
затратами
пробурить
скважину до
проектной
глубины.

Для разрушения
горной породы
применяем
трехшарошечные
долота. С целью
создания осевой
нагрузки на
долото и для
повышения
жесткости
бурильной
колонны применяем
УБТ. Для передачи
вращения долоту
используют
турбобуры.

Выбранные
компоновки
бурильного
инструмента
представлены
в таблице 2.7.

2.2.2 Выбор диаметров
обсадных колонн
и долот

Диаметр эксплуатационный
колонны задается
заказчиком,
исходя из условий
эксплуатации,
проведения
исследовательских,
геофизических,
ремонтных
работ. Эксплуатационную
колонну диаметром
168 мм выбираем
в соответствии
с требованиями
заказчика.

Диаметр долота:

,
∆=5ч10 мм,

где Dм =
0,186 м – диаметр
муфты обсадной
колонны,

,

Кондуктор: Dк
=Dд 2Чδ,
где δ
– зазор между
долотом и внутренней
поверхностью
кондуктора,
принимается
равным от 3 до
10 мм.

Dк =0,2159 2.6.103
=0,2279 м

Диаметр кондуктора
принимаем
равным 0,2445 м.

Определим
диаметр долота
при бурении
кондуктора:

Dд.к =0,270 2.8.10-3
=0,286 м.

Диаметр долота
при бурении
под кондуктор
0,2953 м.

Результаты
расчетов представлены
в таблице 2.2.

Таблица 2.2 – Конструкция
скважины

2.3 Выбор буровых
растворов и
их химическая
обработка по
интервалам

Тип
бурового раствора
и его параметры
выбираем из
условия обеспечения
устойчивости
стенок скважины
и обеспечения
необходимого
противодавления
на флюидонасыщенные
пласты, которые
определяются
физико-химическими
свойствами
горных пород
слагающих
разрез скважины
(таблица 1.2) и
пластовыми
давлениями
(таблица 1.5). При
выборе растворов
следует руководствоваться
опытом, накопленным
при бурении
в проектном
горизонте.
Выбор типов
и параметров
промывочной
жидкости производим
согласно регламенту
по буровым
растворам,
принятого на
данном предприятии,
который представлен
в таблице 2.3.

При бурении
под кондуктор
используется,
наработанный
на предыдущей
скважине или
приготовленный
из глинопорошка,
глинистый
раствор. Бурение
под эксплуатационную
колонну ведется
на полимерглинистом
растворе, который
получается
из раствора
оставшегося
после бурения
предыдущего
интервала,
путем его
дообработки.

Таблица 2.3 –
Поинтервальная
химическая
обработка
буровых растворов

Обоснование параметров бурового раствора. Бурение под кондуктор

пластовое давление:

=

превышение гидростатического давления над пластовым (репрессия) 10-15%, принимается равным 15%:

плотность бурового раствора:

С учетом
горно-геологических
условий и практики
бурения эксплуатоционных
скважин на
близлежащем
Крапивинском
месторождении
и разведочных
скважин на
Двуреченском
месторождении
плотность
бурового раствора
принята .

Бурение под
эксплуатоционную
колонну:

Бурение под
эксплуатоционную
колонну до
глубины изменения
параметров
раствора для
вскрытия
продуктивного
пласта превышение
гидростатического
давления над
пластовым
(репрессия)
должно составлять
10-15% в интервале
650-1200 м и 5-10% в интервале
1200-2500 м., в интервале
от 2500 м и до проектной
глубины 4-7%:

в интервале
650-1200 м

максимальное пластовое давление:

превышение гидростатического давления над пластовым (репрессия) принимается 11%:

плотность бурового раствора:

в интервале
1200-2500 м

пластовое давление при вскрытии продуктивного пласта:

превышение гидростатического давления над пластовым (репрессия) с учетом технологических особенностей наработки бурового раствора и обеспечения устойчивости ствола скважины репрессия принимается равной 10%:

плотность бурового раствора:

.

в интервале
2500-2650 м

максимальное пластовое давление:

превышение гидростатического давления над пластовым (репрессия) из расчета 7%:

плотность бурового раствора:

.

Бурение под
эксплуатоционную
колонну до
вскрытия
продуктивного
пласта в интервале
2500-2650 м возможно
с превышением
гидростатического
давления над
пластовым не
более чем на
35 кгс/см2.

плотность бурового раствора из расчета репрессии 35 кгс/см2:

.

Плотность
бурового раствора
для бурения
интервала
2500-2650 м принимается
1,10 г/см3.

Бурение под
эксплуатоционную
колонну при
вскрытии
продуктивного
пласта до глубины
2750 м должно
осуществляться
с превышением
гидростатического
давления над
пластовым
(репрессия)
4-7%. С учетом обеспечения
устойчивости
ствола скважины
в вышележащих
интервалах
и предотвращения
нефтеводопроявлений
превышение
гидростатического
давления над
пластовым
принимается
7%:

пластовое давление при вскрытии продуктивного пласта:

– превышение
гидростатического
давления над
пластовым
(репрессия) из
расчета 7%:

плотность бурового раствора:

.

Далее представлены
основные принципы
выбора других
параметров
буровых растворов.

Выбирая вязкость,
нужно учитывать,
что она в большинстве
случаев оказывает
отрицательное
влияние на
процесс бурения,
поэтому нужно
стремиться
к ее минимальному
значению (в
данном случае
УВ = 25…30 сек.), минимизация
вязкости позволяет
увеличить
механическую
скорость бурения,
поддерживать
на высоком
уровне скорость
восходящего
потока в затрубном
пространстве,
то есть обеспечивать
качественную
очистку ствола
скважины, струя
маловязкого
раствора теряет
гораздо меньше
энергии на пути
от насадки
долота до забоя,
чем струя
высоковязкого,
что делает
возможной более
качественную
очистку забоя
скважины. Показатель
фильтрации,
при бурении
в продуктивных
горизонтах
принимается
не более 5…6 см3
за 30 мин по прибору
ВМ-6 (в нашем случае
5…6 см3 за 30 мин),
во избежание
загрязнения
пласта фильтратом
раствора, что
в дальнейшем
затрудняет
их освоение
и эксплуатацию,
вследствие
почти необратимого
ухудшения
коллекторских
свойств. В
непродуктивных
пластах допускается
несколько
большие значения
показателя
фильтрации.

Способность
бурового раствора
выносить выбуренную
породу на дневную
поверхность
и удерживать
ее, после прекращения
циркуляции,
определяется
статическим
напряжением
сдвига (СНС).
Значение СНС
для выполнения
этой задачи
должны быть
не менее 15 – 20 дПа.

Содержание
абразивной
фазы («песка»)
в буровом растворе,
с целью уменьшения
изнашивания
инструмента
и бурового
оборудования,
допускается
не более 1%. Результаты
расчетов сведем
в таблицу 2.4.

Таблица 2.4 – Параметры
бурового раствора

Определение потребного количества бурового раствора

Объем запаса
бурового раствора
на поверхности
дополнительно
к объему раствора,
находящегося
в циркуляции,
должен быть
не менее двух
объемов скважины.

Максимальный
объем скважины
прибурении
под эксплуатоционную
колонну составляет:

Vскв=
0,785(Дк2 . Lк
dД2 (L2
– Lк) . Кк1
dД2 (Lc-L2)
. Кк2) = 0,785(0,22672 .
690 0,21592 . (2557 –
690) . 1,7 0,21592 (3180 – 2557)
.1,1)=208 м3

где:

Дк – внутренний
диаметр кондуктора,
м;

Lк – глубина
спуска кондуктора
по стволу, м;

L2 – начало
интервала
глубины скважины
с коэффициентом
кавернозности
Кк2;

Lc
– глубина скважины
по стволу, м;

dД – диаметр
долота при
бурении скважины
под эксплуатоционную
колонну, м;

Кк1, Кк2 – коэффициенты
кавернозности.

Необходимый
объем запаса
бурового раствора
на поверхности
должен составлять
2Vскв= 416 м3.

Для хранения
запаса бурового
раствора в теле
куста предусматривается
строительство
амбара объемом
500 м3.

1.4
Условия бурения.
Осложнения
при бурении

Таблица
1.6 – Поглощения
бурового раствора

Таблица 1.7 – Осыпи
и обвалы стенок
скважины

Таблица 1.8 –
Нефтегазоводопроявления

Таблица 1.9 –
Прихватоопасные
зоны

1.5 Обоснование
комплекса
геофизических
исследований
в скважине

Таблица 1.10 –
Геофизические
исследования

Примечание:
*) исследования
проводятся
в одной субвертикальной
скважине куста;
**) возможна запись
ВИКИЗ.

2. ТЕХНОЛОГИЯ
СТРОИТЕЛЬСТВА
СКВАЖИНЫ

2.1 Проектирование
профиля скважины

Исходные данные:

1.
Глубина скважины
по вертикале
(Н), м 2750

2.
Отход (А), м 1500

3.
Длина вертикального
участка (h1),
м 200

4.
Глубина спуска
кондуктора
(L), м 650

Способ
бурения – турбинный

Выбираем
4-х интервальный
профиль с участками
– вертикальный,
набора, стабилизации,
спада зенитного
угла.

Набор
зенитного угла
осуществляется
при бурении
под кондуктор.

Определим
вспомогательный
угол a’
по формуле

(2.1)

Очевидно,
что максимальный
зенитный угол
будет больше
a’,

aор
= a’ 50=
= 350.

Выберем
угол вхождения
в пласт aк
=200.

Средний
радиус искривления
в интервале
увеличения
зенитного угла
0…350 составит
R1 = 700 м.

Средний
радиус кривизны
на участке
падения зенитного
угла от 350 до
200 равен

Максимальный
зенитный угол
рассчитываем
по формуле:

где
A1 =
A R2
(1-cos aк)=1500 2225(1-cos200)=1634
м

H1
= H R2
sin aк
= 2750 2225 sin200
= 3511 м

Подставляя
полученные
значения находим
a = 340

Находим
длины участков
ствола скважины
ℓi и их
горизонтальные
ai и
вертикальные
hi
проекции.

Вертикальный участок

а1
= 0; h1 = 200 м; ℓ1
= h1 = 200 м

Участок набора зенитного угла

a2
= R1(1-cos
a)
= 700(1-cos 340)
= 120 м

h2
= R1
sin a
= 700 sin 340
= 391,4 м

ℓ2
= R1 a/57,3
= 700Ч34/57,3
= 415,4 м

3.
Участок стабилизации

a3
= h3Чtg
a
= 1675,4Чtg
340 =
1133 м

h3
= H1 –
(h1 h2 h4)
= 2750 – (200 391,4 483,2) = 1675,4 м

ℓ3
= h3
/cos a
= 1675,4/cos 340
= 2020,9 м

4.
Участок спада
зенитного угла

a4
= R2(cos
a
к – cos a)
= 2225(сos 200
– cos 340)
= 246,2 м

h4
= R2(sin
a
– sin aк)
= 2225(sin 340
– sin 200)
= 483,2 м

ℓ4
= R2 (a-aк)/57,3
= 2225Ч(34-20)/57,3
= 543,6 м

Таблица
2.1 – Результаты
расчётов

2.2
Проектирование
конструкции
скважины

2.2.1
Обоснование
числа обсадных
колонн и глубины
их спуска

Обоснование
производим
по графику
совмещенных
давлений.

Как
видно из графика,
по разрезу
скважины
несовместимых
интервалов
бурения нет.
Поэтому, выбирая
конструкцию
скважины следует
исходить из
других условий.
В данном случае
с целью перекрытия
обвалоопасных
глин люлинворской
и талицкой
свит, на глубину
650 м спускается
кондуктор с
установкой
башмака в плотные
ганькинские
свиты.

Эксплуатационаая
колонна спускается
до забоя (2750 м) с
целью укрепления
стенок скважины
и размещения
в ней технологического
оборудования
для эксплуатации
скважины, разобщения
пластов.

1.3. Нефтегазоводоносность,
пластовые
давления и
температуры

Таблица 1.3 – Нефтеносность

Примечание:
*- максимальное
значение дебита
при испытании.

Таблица 1.4 – Водоносность

Таблица 1.5 – Давление
и температура
по разрезу
скважины (в
графах 6, 9, 12, 15, 17
проставляются
условные обозначения
источника
получения
градиентов:
ПСР- прогноз
по сейсморазве-дочным
данным, ПГФ-
геофизическим
исследованиям,
РФЗ- расчет по
фактическим
замерам в скважинах)