градиент пластового давления;

- градиент порового давления;

- градиент давления гидроразрыва.

Рисунок 2.3 - График совмещённых давлений, конструкция скважин.

Давление столба промывочной жидкости должно превышать Рпл в интервале 0-1200 м на 10-15%, но не более 1,5 МПа; в интервале 1200-2500 м на 5-10%, но не более 2,5 МПа; в интервале 2500-3025 м на 4-7%, но не более 3,5 МПа согласно 2.7.3.3. [1].

Для предохранения устья скважины от размыва его промывочной жидкостью, на устье устанавливают обсадную трубу длиной 4 - 6 м, называемую направлением. В нашем случае длина направления будет достигать 30 м.

Конструкцией также предусматривается спуск резервного направления в случае промыва основного на глубину 60 м.

С целью изоляции и предохранения вод хозяйственно-питьевого назначения, перекрытия неустойчивых отложений и установки ПВО на устье, а также для подвески эксплуатационной колонны спускаем кондуктор на глубину 1020 м.

Для перекрытия неустойчивых отложений понта, меотиса; верхнего, среднего и большей части нижнего сармата, установки ПВО спускаем промежуточную колонну на глубину 2450 м.

Для предотвращения гидроразрыва пород при возникновении газоводонефтепроявления в процессе вскрытия напорных пластов спускаем потайную колонну на глубину 2740 м. Колонна заходит в промежуточную колонну на 250 м.

Для крепления и разобщения продуктивных горизонтов и изоляции их от других горизонтов геологического разреза, опробования и дальнейшего извлечения газа на дневную поверхность спускаем эксплуатационную колонну на проектную глубину 3025 м.

2.2.4 Расчёт диаметров обсадных колонн и долот

После того, как было определено необходимое количество обсадных колонн, приступаем к согласованию диаметров обсадных колонн и долот. Расчет диаметров ведется снизу вверх. За исходный размер принимается диаметр самой нижней колонны, в нашем случае эксплуатационной, который задается заказчиком в зависимости от ожидаемого дебита, условий опробования, эксплуатации и ремонта скважины. Ожидаемый дебит проектируемой скважины равен 100 т./сут. Исходя из рекомендаций заказчика, выбираем диаметр эксплуатационной колонны 140 мм.

При расчете диаметров руководствуются нормами ГОСТ 632-80 на обсадные трубы и ГОСТ 20692-80 на шарошечные долота, а также сведениями о номенклатуре долот, выпускаемых отечественной промышленностью и зарубежными фирмами.

Диаметр долота для бурения под обсадную колонну определяется по ее габаритному наружному размеру (наружный диаметр соединительной муфты) с таким расчетом, чтобы обсадная колонна свободно проходила по стволу скважины с регламентированным радиальным зазором, который определен в 2.6.3. [10] в зависимости от диаметра обсадной колонны.

Исходные данные для расчёта:

Диаметр эксплуатационной колонны d_Э = 140 мм.

Условные обозначения, используемые в формулах:

D_д.р. - диаметр долота расчетный;

d_м - наружный диаметр соединительной муфты обсадной колонны;

2δ - разность диаметров;

D_д.н. - диаметр долота нормализованный;

d_вн - внутренний диаметр обсадной трубы;

d_н - наружный диаметр обсадной трубы;

Δ - радиальный зазор между долотом и стенкой обсадной трубы, обычно принимается Δ = 515 мм;

δ_тр - толщина стенки трубы.

Рассчитываем диаметр долота для бурения под эксплуатационную колонну по формуле

D_д.р.= d_м.э.+ 2 (2.13)

Наружный диаметр соединительной муфты для эксплуатационной колонны по ГОСТ 632-80 d_м.э. = 153,7 мм, 2δ = 21 мм. согласно 2.6.3. [10].

Тогда D_д.р.= 153,7 + 21 = 174,7 мм.

Выбираем нормализованный диаметр долота по ГОСТ 20692-80.

D_д.н.= 190,5 мм > 174,7 мм. Долотом этого диаметра придётся бурить глины чокракского горизонта, которые, по опыту ранее пробуренных скважин на этой площади, отмечены повышенным содержанием каверн. Применение растворов нейтральных к проходимым породам, увеличение плотности раствора, добавление смазывающих добавок имело побочные эффекты и не решало полностью всех проблем. Бурение долотом диаметром 190,5 мм приводило к неоднократным поглощениям бурового раствора, “недоходам” эксплуатационных колонн до проектной глубины, подъёмам колонн и т.п. Сравнивая технико-экономические показатели строительства предыдущих скважин, выбираем долото меньшего диаметра 165,1 мм с последующим расширением ствола скважины расширителем диаметром 138/190.

Рассчитаем внутренний диаметр потайной колонны по формуле:

d_п.к= D_д.н.+ 2∆ (2.14)

Тогда d_П.К. = 165,1+14=179,1 мм.

Выбираем ближайший нормализованный диаметр обсадной колонны по ГОСТ 632-80 d_П.К. = 193,7 мм, наружный диаметр муфты d_м = 215,9 мм, согласно табл. 2.4 [2].

Расчетный диаметр долота для бурения под потайную колонну определяем по формуле 2.13:

D_д.р.= 215,9 + 21,8 = 237,7 мм.

Выбираем ближайший нормализованный диаметр долота для бурения под потайную колонну по ГОСТ 20692-80:

D_д.н.= 244,5 мм > 237,7 мм.

Для улучшения технико-экономических показателей наиболее оптимальным решением будет бурение под потайную колонну долотом диаметром 215,9 мм с последующим расширением ствола скважины расширителем диаметром 215/245 мм.

Рассчитаем внутренний диаметр промежуточной колонны по формуле 2.14:

D_ПР.К. = 215,9 +14=229,9 мм.

Выбираем ближайший нормализованный диаметр обсадной колонны по ГОСТ 632-80 d_ПР.К.=244,5 мм, наружный диаметр муфты d_М = 269,9 мм.

Расчётный диаметр долота для бурения под промежуточную колонну определяем по формуле 2.13:

D_д.р.= 269,9 + 24 = 293,9 мм.

Выбираем ближайший нормализованный диаметр долота для бурения под потайную колонну по ГОСТ 20692-80:

D_д.н.= 295,3 мм > 293,9 мм.

Рассчитаем внутренний диаметр кондуктора по формуле 2.14:

d_КОН. = 295,3 +14=309,3 мм.

Выбираем ближайший нормализованный диаметр кондуктора по ГОСТ 632-80 d_КОН = 323,9 мм, наружный диаметр муфты d_М = 351,0 мм.

Тогда определим расчётный диаметр долота для бурения под кондуктор по формуле 2.13:

D_д.р.= 351,0 + 24 = 375,0 мм.

Согласно ГОСТ 20692-80 для бурения под кондуктор выбираем ближайший нормализованный диаметр долота 393,7 мм.

Рассчитаем внутренний диаметр направления по формуле 2.14:

d_НАП. = 393,7 +14=407,7 мм.

Исходя из ГОСТ 632-80 выбираем ближайший нормализованный диаметр направления d_НАП = 426,0 мм, наружный диаметр муфты d_М = 451,0 мм.

Тогда расчётный диаметр долота для бурения под направление согласно формуле 2.13:

D_д.р.= 451,0 + 24 = 475,0 мм.

Согласно ГОСТ 20692-80 для бурения под направление выбираем ближайший нормализованный диаметр долота 490 мм.

На основе полученных расчётов составляем таблицу.

Таблица 2.2 - Диаметры и глубины спуска обсадных колонн

В скобках приведены глубины по стволу скважины.

2.2.5 Обоснование высот подъёма тампонажных растворов

Цементированием называется процесс заполнения заданного интервала скважины суспензией вяжущих материалов (тампонажной смесью), способной в покое загустевать и превращаться в прочный, практически непроницаемый камень.

Исходя из требований [1], кондуктор, промежуточная, потайная и эксплуатационная колонны цементируются по всей длине, причём потайная колонна цементируется на 250 метров выше башмака промежуточной колонны. Интервалы цементирования приведены в табл. 2.3

Таблица 2.3 - Интервалы цементирования обсадных колонн

2.2.6 Разработка схем обвязки устья скважины

По окончании бурения скважины, спуска эксплуатационной колонны и ее цементирования верхние части обсадных колонн (кондуктора, промежуточной, потайной и эксплуатационной) соединяют при помощи колонной головки.

Для испытания продуктивных горизонтов и обеспечения последующей их эксплуатации без осложнений обвязка колонн на устье должна обеспечивать:

1. Герметизацию, контроль давления и возможность заполнения промывочной жидкостью заколонного пространства.

2. Жесткое соединение верхней (устьевой) части эксплуатационной колонны с другими колоннами, спущенными ранее в скважину.

3. Возможность фиксирования некоторых величин натяжения эксплуатационной колонны.

4. Восстанавливать нарушенную герметизацию межколонного кольцевого пространства путем нагнетания специальных паст или самотвердеющих пластиков.

Колонные головки устанавливаются на всех скважинах независимо от способа их эксплуатации. Для нефтяных, газовых и газоконденсатных скважин выбор типа колонной головки зависит от пластового давления и диаметра обсадных колонн. В промысловой практике применяют колонные головки двух типов: клиновую ГКК и муфтовую ГКМ. Наиболее универсальными являются клиновые головки.

В данном случае этим условиям удовлетворяет колонная головка ОКК2-70-140х245х324, так как в проектируемой скважине давление на устье скважины при опрессовке составляет 12,8 МПа (128 атм.), а обвязываемые обсадные колонны имеют диаметры 140 мм, 245 мм и 324 мм. Следовательно, для обвязки устья скважины принимаем колонную головку ОКК2-70-140х245х324 (ТУ 26-16-183-85).

- фланец; 2 - пробка; 3 - корпус головки; 4 - резиновые уплотнители; 5 - пакер; 6 - клинья; 7 - патрубок; 8 - эксплуатационная колонна; 9 - фланец для установки головки на устье; 10 - фланец промежуточной колонны

Рисунок 2.4 - Колонная головка клиновая

Противовыбросовое оборудование устья скважины выбирается исходя из условия того, что рабочее давление превентора должно быть больше максимально ожидаемого давления на устье скважины при возможном газонефтеводопроявлении, а также диаметр проходного отверстия в превенторе должен быть больше максимального диаметра инструмента, опускаемого в скважину.

Согласно ГОСТ 13862-90 и ПБ 08-624-03 выбираем схему обвязки устья ОП5-350х35, состоящую из двух плашечных превенторов ППГ-350х35 и одного универсального превентора ПУГ-350х35. Для промежуточной колонны необходимо использовать схему обвязки ОП10х280х70, состоящую из трёх плашечных превенторов ППГ-280х70 и универсального превентора ПУГ-280х35. Для эксплуатационной колонны используется схема обвязки устья ОП5-180х70, состоящую из двух плашечных превенторов ППГ-180х70 и одного универсального превентора ПУГ-180х35.

При освоении будет использоваться сдвоенный плашечный ручной превентор ППР 2-150х21-КН. Превентор предназначен для герметизации устья нефтяных и газовых скважин в процессе бурения, освоения и ремонта с целью предупреждения нефтегазопроявлений и выбросов, как при наличии в скважине труб, так и при их отсутствии.

2.3 Проектирование процесса углубления скважины

.3.1 Обоснование класса и типоразмеров долот по интервалам бурения

Важными направлениями в деле повышения эффективности строительства скважин всегда являлись подбор породоразрушающего инструмента и улучшение показателей работы долот.

Буровое долото является основным инструментом, которым разрушают горные породы при бурении скважин. Долота делятся по назначению (для сплошного бурения или бурения с отбором керна); по исполнению (пикообразные, лопастные, торцовые, шарошечные); по воздействию на породу (режуще-скалывающего типа, дробяще-скалывающего или режуще-истирающего типа).

В настоящее время наибольшее применение получили трёхшарошечные долота. На их долю приходится более 90% всей проходки при бурении разведочных и эксплуатационных скважин на нефть и газ.

Выбор типа породоразрушающего инструмента базируется на основании анализа фактического материала, информации о физико-механических свойствах пород, отработки долот, по ранее пробуренным скважинам. Рациональным типом долота данного размера для конкретных геолого-технических условий бурения является такой тип, который при бурении в рассматриваемых условиях обеспечивает минимум эксплуатационных затрат на 1 м проходки.

Предусмотрен выпуск 13 типов долот в зависимости от области их применения: М, МЗ, МС, МСЗ, С, СЗ, СТ, Т, ТЗ, ТК, ТКЗ, К, ОК.

Руководствуясь опытом бурения скважин в аналогичных геологических условиях на площадях Краснодарского края рационально применение трёхшарошечных долот.

При бурении под кондуктор, в интервале 0 - 1027 м, представленном мягкими, неабразивными, рыхлыми породами, принимается тип “М” с фрезерованными зубьями. Так как при бурении будет применяться винтовой забойный двигатель с большой частотой вращения, то принимаем высоко-оборотистые долота с типом опор “В” - опоры шарошек на подшипниках качения с боковой промывкой, диаметром 393,7 мм. Исходя из многолетнего опыта работ на данном месторождении для бурения под кондуктор применяем долото III-393,7 М-ГВ. Для разбуривания цементного стакана кондуктора будем использовать долото с фрезерованным вооружением III 295,3 С-ЦВ, предназначенное для разбуривания средних по твёрдости пород низкооборотным бурением.

При бурении под промежуточную колонну в интервале 1027-2539 м, который представлен мелкозернистыми песчаниками и темно-серыми глинами с прослоями доломитов, мергелей, алевролитов, сидеритов, будем использовать долото III 295,3 RX+C. Для разбуривания цементного стакана промежуточной колонны используется долото с фрезерованным вооружением III 215,9 С-ЦВ.

Интервал 2539-2846 м представлен глинами темно-серыми слоистыми с прослоями мергелей и известняков. Таким образом, при бурении под потайную колонну в интервале 2539-2846 м, целесообразно будет применение долота типоразмера III 215,9 М-ГАУ. Разбуривание цементного стакана будет осуществляться долотом с фрезерованным вооружением III 165,1 С-ЦВ.

При бурении под эксплуатационную колонну в интервале 2846 - 3147 м, представленным мягкими с пропластками средней твердости породами (темно-серые глины с прослоями алевролитов, песчаников, мергелей) принимается тип долота “МС” с фрезерованными зубьями. Для бурения в этом интервале принимается долото трёхшарошечное с боковой промывкой и герметизированными маслонаполненными опорами долото III 165,1 МС-ГАУ,

Выбранные типы долот по интервалам бурения сводим в табл. 2.4

Таблица 2.4 - Типоразмер долот по интервалам бурения

2.3.2 Расчёт осевой нагрузки на долото по интервалам пород

Осевая нагрузка обеспечивает внедрение породоразрушающего инструмента в горную породу. Для более твердых пород требуется увеличение осевой нагрузки, но ее расчетное значение не должно превышать 80% от допустимой по паспорту долота.

При расчете осевой нагрузки на долото используют следующие методы:

. Статистический анализ отработки долот в аналогичных геолого-технических условиях.

. Аналитический расчет на основе качественных показателей физико-механических свойств горной породы и характеристик шарошечных долот, применение базовых зависимостей долговечности долота и механической скорости бурения от основных параметров бурения.

Для расчёта осевой нагрузки потребуются данные из ниже приведённой таблицы 2.5.

Таблица 2.5 - Исходные данные для расчёта осевой нагрузки на долото

где η - коэффициент перекрытия зубьев;

δ - притупление зубьев, м;

Р_Ш - твёрдость горной породы по штампу, МПа.

Расчёт осевой нагрузки на долото ведётся по интервалам. Так как площадь района работ хорошо изучена, при проектировании режимов бурения осевая нагрузка может определяться по формуле 2.15

P_Д=α_З·Р_Ш·F_K (2.15)

где P_Д - осевая нагрузка на долото, Н;

α_З - коэффициент, учитывающий изменение твердости горных пород в конкретных условиях забоя, α = 0,331,59, для практических расчетов принимается α_з= 1,0;

F_K - площадь контакта зубьев долота с забоем, которую возможно определить по формуле В.С.Фёдорова

F_к = (D_д/2)∙η·δ (2.16)

где D_д - диаметр долота, см

Воспользовавшись данными из таблицы 2.5, а так же формулами 2.15 и 2.16 определим осевые нагрузки для каждого интервала механического бурения.

Рассчитаем осевую нагрузку для интервала 0-649 м:

F_к= (0,3937/2)∙1,21∙1,5∙10^-3 = 3,573∙10^-4 м².

Тогда P_Д=1,0·100·3,573·10^-4 = 36 кН.

Рассчитаем осевую нагрузку для интервала 649-1027 м:

F_к= (0,3937/2)∙1,21∙1,5∙10^-3 = 3,573∙10^-4 м².

Тогда P_Д=1,0·150·3,573·10^-4 = 54 кН.

Для интервала 1027-2539 м осевая нагрузка будет равна:

F_к= (0,2953/2)∙1,07∙1,5∙10^-3 = 2,37∙10^-4 м².

Тогда P_Д=1,0·150·2,37·10^-4 = 36 кН.

Рассчитаем осевую нагрузку для интервала 2539-2846 м:

F_к= (0,2159/2)∙1,02∙1,5∙10^-3 = 3,573∙10^-4 м².

P_Д=1,0·150·3,573·10^-4 = 53,6 кН.

Для интервала 2846-3147 м осевая нагрузка будет равна:

F_к= (0,1651/2)∙0,98∙1,5∙10^-3 = 1,213∙10^-4 м².

P_Д=1,0·170·1,213·10^-4 = 20,6 кН.

Исходя из вышеприведенных расчетов и опираясь на опыт ранее пробуренных скважин на площади Северо-Прибрежная, принимаем осевые нагрузки на долото по интервалам бурения следующие:

интервал 0-649 м: 30-40 кН;

интервал 649-1027 м: 50-60 кН;

интервал 1027-2539 м: 30-40 кН;

интервал 2539-2846 м: 50-60 кН;

интервал 2846-3147 м: 20-30кН.

2.3.3 Расчёт частоты вращения долота

Эффективное разрушение горной породы при бурении происходит при условии, что время контакта рабочих элементов долота с породой было не меньше времени, которое необходимо для того, чтобы нагрузка достигла такой величины, которая необходима для разрушения породы.

Время контакта зуба долота с породой для шарошечных долот определяется шагом зуба и скоростью вращения долота.

Если время контакта будет меньше времени разрушения породы, то процесс деформации будет протекать неполностью, и разрушение будет носить усталостный характер, несмотря на то, что осевая нагрузка будет достаточной.

Частота вращения трёхшарошечного долота рассчитывается по трем показателям:

рекомендуемой линейной скорости на периферии долота;

продолжительности контакта зубьев долота с горной породой;

стойкости опор долота.

Расчёт частоты вращения долота по рекомендуемой линейной скорости на периферии долото определяется по формуле:

 (2.17)

где n - частота вращения, об/мин;

D_Д - диаметр долота, м;

V_Л - рекомендуемая линейная скорость на периферии долота, м/с.

Рекомендуемая линейная скорость зависит от твёрдости пород:

для пород категории М V_Л = 2,83,4 м/с;

для пород категории МС V_Л = 1,82,8 м/с.

Рассчитываем частоту вращения долота при бурении под кондуктор:

 об/мин.

Рассчитаем частоту вращения долота при бурении под промежуточную колонну:

 об/мин.

Определим частоту вращения долота при бурении под потайную колонну:

 об/мин.

Частота вращения долота при бурении под эксплуатационную скважину будет составлять:

 об/мин.

Расчёт частоты вращения долото по стойкости опор проводится по формуле:

 (2.18)

где α - коэффициент, учитывающий свойства горных пород (для пород категории М α = 0,7-0,9; для пород категории МС α = 0,6-0,8);

Т₀ -постоянная величина, характеризующая стойкость опоры долота, ч.

Т₀ определяется по формуле

Т₀ = 0,0935·D_Д (2.19)

где D_Д - диаметр долота, мм.

Таким образом, используя формулы 2.18 и 2.19 возможно определить частоту вращения долота для каждого интервала.

Для интервала 0-1027 м частота вращения будет составлять:

 об/мин.

Частота вращения долота при бурении в интервале 1027-2539 м будет равна:

 об/мин.

Для интервала бурения 2539-2846 частота вращения долота будет составлять:

 об/мин.

Частота вращения долота при бурении в интервале 2846-3147 м будет равна:

 об/мин.

Расчёт частоты вращения долота по минимальной продолжительности контакта зуба долота с породой (максимальная частота вращения) проводится по формуле:

 (2.20)

где z - число зубьев на периферийном венце шарошки;

τ_min - минимальное время контакта зуба долота с породой, мкс;

для упруго-пластичных пород 5-7 мкс;

для пластичных пород 3-6 мкс.

d_Ш - диаметр шарошки, мм.

Отношение диаметра шарошки к диаметру долота d_Ш/D_Д обычно принимается равным 0,65.

Рассчитаем частоту вращения долота по формуле 2.20 для интервала 0-1027 м:

 об/мин.

Частота вращения долота для интервала 1027-2539 м будет равна:

 об/мин.

Для интервала 2539-2846 м частота вращения будет равна:

 об/мин.

Частота вращения долота для интервала 2846-3147 м:

об/мин.

Исходя из того, что бурение в интервалах 0-649 м и 2539-3147 м будет проходить роторной компоновкой, а в интервале 649-2846 м с помощью винтового забойного двигателя, а также руководствуясь опытом бурения скважин на данной площади и технико-экономическими показателями, принимаем следующие наиболее оптимальные значения частоты вращения долота:

интервал 0-1027 м: 80-100 об/мин;

интервал 1027-2539 м: 100-120 об/мин;

интервал 2539-2846 м: 100-120 об/мин;

интервал 2846-3147 м: 100-120 об/мин.

При использовании расширителя (интервалы 2539-2846 м и 2846-3147 м) частоту вращения долота необходимо ограничивать в пределах 60-80 об/мин.

2.3.4 Выбор типа забойного двигателя

Основные требования к забойным двигателям:

диаметр забойного двигателя должен лежать в интервале 80 - 90% от D_Д;

расход промывочной жидкости должен быть близким к номинальному расходу забойного двигателя;

крутящий момент, развиваемый забойным двигателем, должен обеспечить эффективное разрушение горной породы на забое скважины;

забойный двигатель должен обеспечивать частоту вращения долота, находящуюся в пределах или не менее значений, необходимых для разрушения горных пород;

диаметр и жесткость гидравлического забойного двигателя должны соответствовать требованиям достижения заданной траектории ствола скважины;

подача насосов, при которой двигатель работает в заданном режиме, должна удовлетворять условиям промывки скважины.

Диаметр гидравлического двигателя рассчитывается по формуле:

D_Г = (0,80,9)D_Д (2.21)

где D_Г - диаметр гидравлического забойного двигателя, м;

D_Д - диаметр долота, м.

Момент, необходимый для разрушения горной породы рассчитывается по формуле:

М_Р = М_О + М_УД·G_О (2.22)

где М_Р - момент необходимый для разрушения горной породы, Н·м;

М_О - момент необходимый для вращения ненагруженного долота, Н·м;

М_УД - удельный момент долота, Н·м /кН;

G_О - осевая нагрузка на долото в интервале бурения, кН.

Момент необходимый для вращения не нагруженного долота определяется по формуле:

М_О == 550·Dд (2.23)

где D_Д - диаметр долота, м.

Удельный момент на долоте М_УД определяется по формуле:

Муд = Q_ОП + 120·Dд (2.24)

где Qоп - опытный коэффициент (Qоп = 1…2 Н·м/кН), для расчетов принимается Qоп = 2 Н·м/кН.

На основании вышеперечисленных формул производятся расчеты для выбора гидравлических забойных двигателей по интервалам бурения.

Для интервала 649-1027 м (бурение с набором зенитного угла) диаметр забойного двигателя будет равен:

D_Г = (0,80,9)·0,3937 = 0,314960,3543м.

Исходя из опыта работ на площади Северо-Прибрежная, а также руководствуясь оптимальными технико-экономическими показателями бурения скважины диаметр забойного гидравлического двигателя принимается равным 0,240 м.

Тогда момент необходимый для вращения не нагруженного долота диаметром 393,7 мм равен:

М_О = 550·0,3937 = 216,5 Н·м.

Удельный момент на долоте 295,3 мм. равен:

М_УД = 2 + 120·0,3937 = 49,24 Н·м.

Необходимый момент для разрушения горных пород равен:

М_Р = 216,5 + 49,24·60 = 3171 Н·м.

Определим диаметр забойного двигателя для интервала 1027-2539 м (бурение со стабилизацией зенитного угла):

D_Г = (0,80,9)·0,2953 = 0,23620,2658 м.

Руководствуясь высокими технико-экономическими показателями для бурения в интервале 1027-2539 м выбираем забойный двигатель иностранного производства “Trudrill” с диаметром 240 мм.

Определим момент необходимый для вращения не нагруженного долота диаметром 295,3 мм:

М_О = 550·0,2953 = 162,4 Н·м.

Удельный момент на долоте 295,3 мм. равен:

М_УД = 2 + 120·0,2953 = 37,4 Н·м.

Необходимый момент для разрушения горных пород равен:

М_Р = 162,4 + 37,4·40 = 1659 Н·м.

Рассчитаем диаметр долота для интервала бурения 2539-2846 (бурение со стабилизацией зенитного угла под потайную колонну):

D_Г = (0,80,9)·0,2159 = 0,16870,1943 м.

Для получения высоких технико-экономических показателей при бурении в интервале 2539-2846 м выбираем забойный двигатель иностранного производства “Trudrill” с диаметром 172 мм.

Определим момент необходимый для вращения не нагруженного долота диаметром 295,3 мм:

М_О = 550·0,2159 = 118,7 Н·м.

Удельный момент на долоте 295,3 мм. равен:

М_УД = 2 + 120·0,2159 = 27,9 Н·м.

Необходимый момент для разрушения горных пород равен:

М_Р = 118,7 + 27,9·60 = 1792,7 Н·м.

Технические характеристики забойных двигателей, выбранных для применения при строительстве скважины, приведены в таблице 2.6.

Таблица 2.6 - Технические характеристики забойных двигателей

2.3.5 Выбор компоновки и расчёт бурильной колонны

Бурильная колонна является связующим звеном между долотом, находящимся на забое скважины, и буровым оборудованием, расположенным на поверхности.

Компоновка бурильной колонны в общем случае включает в себя породоразрушающий инструмент, керноотборный инструмент, забойный двигатель, УБТ, маховики, калибраторы, центраторы, стабилизаторы, расширители, переводники, бурильные трубы и ведущую трубу.

Проектирование колонны бурильных труб (КБТ) заключается в выборе оптимального варианта из множества допустимых. За оптимальную КБТ принимается такая, вес которой минимален, и используются трубы низких групп прочности.

При создании нагрузки на долото частью веса бурильной колонны, нижняя часть бурильной колонны сжата, верхняя растянута, так что наибольшие сжимающие нагрузки действуют в самом нижнем сечении колонны. На некотором расстоянии от забоя располагается нейтральное сечение.

Если всю нагрузку на долото создавать лишь весом бурильных труб, то изгибающие напряжения могут достигать значительных величин, особенно в местах кавернообразований, и представлять опасность для целостности труб, герметичности резьбовых соединений и т.д. Поэтому следует увеличить продольную жесткость низа колонны, путем резкого увеличения диаметра и толщины стенок на этом участке. Такими трубами являются утяжеленные бурильные трубы.

Применением утяжеленных бурильных труб достигается:

передача достаточно большой нагрузки на долото при малой длине УБТ;

увеличение осевого момента инерции и осевого момента сопротивления;

снижение прогиба и напряжения от продольного изгиба.

При применении УБТ в компоновке низа бурильной колонны благодаря большой жесткости предупреждается резкое искривление ствола скважины.

Расчет бурильной колонны производится согласно действующей инструкции и включает расчет УБТ, непосредственно бурильных труб, замковых соединений, допустимых избыточных наружных и внутренних давлений очистного агента, а также максимальной глубины спуска колонны на клиновых захватах в соответствии с принятой конструкцией и запроектированными параметрами режима бурения.

Бурение интервала 0-649 м осуществляется долотом, диаметр которого равен 393,7 мм. В соответствии с принятыми условиями бурения и диаметре долота 393,7 мм принимаем наружный диаметр Д₀₁ основной ступени УБТ - 178 мм. Выбираем УБТС 17890 со следующими характеристиками: диаметр внутренний d₀₁ равен 90 мм, вес 1 п.м. трубы q₀₁ = 1,56 кН; длина трубы 12 м.

Жесткость на изгиб основной ступени УБТ должна быть не меньше жесткости обсадной колонны, под которую ведется бурение, в противном случае при спуске обсадной колонны возможны посадки. Так как УБТ и трубы обсадной колонны стальные, то соответствие по жесткости определим по формуле [11]:

 (2.25)

где Д_ОК - наружный диаметр обсадной колонны, мм;

δ_ОК - 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 Д_ОП - 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 D_0(i-1),- диаметр предыдущей ступени УБТ, мм;

D_0i - диаметр последующей ступени УБТ, мм.

Выбираем УБТС 14674 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 17890 равную 12 м. принимается длина основной ступени 40 м.

Общая длина КНБК:

L_КНБК = 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.

Q_КНБКкН.

Для ограничений прогиба УБТ и уменьшения контакта со стенками скважины рекомендуется устанавливать промежуточные опоры профильного сечения. Расстояние а между промежуточными опорами для УБТ 17890 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.

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-12712,7Д. Принимается длина первой секции колонны бурильных труб l₁=300 м. Вторая секция проектируется из труб ТБПК 1279,2 группы прочности Л.

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

[σ]=σ_Т/n (2.31)

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

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

[σ] = 38,0/1,4 = 27,14 кгс/мм².

Вес первой секции Q_Б1 определяется по формуле:

Q_Б1= 40,6·300·(1-1,08/7,85)=10504,3кгс

Растягивающая нагрузка Q_P 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;

Q_Бi - вес i-й секции КБТ;

Q_КН - вес КНБК, кгс;

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

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

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

Напряжение растяжения определяется по формуле[11]:

σ_М=Q_P/F (2.33)

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

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

,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 P_Н и внутренние Р_В давления на тело трубы составляют [11]:

 (2.34)

 (2.35)

где P_KP - критическое наружное давление, кгс/мм²;

Р_Т - 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 Q_P в опасных сечениях должны быть меньше допустимой P_MAX на замковое соединение.

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

,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 М_ЗТ=2908 кгс·м.

Наибольшая глубина l_K1 первой секции КБТ в клиновом захвате ПКР-560 (при длине клиньев l_K = 400 м) определяется по формуле [11]:

 (2.36)

где  - удельный вес материала трубы, гс/см³;

 - удельный вес бурового раствора, гс/см³;

q_m - 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 = H_СКВ - L_КНБК - L_К1. (2.38)

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

Наибольшая допустимая длина второй секции КБТ l₂ из труб ТБПВ 14713 определяется по формуле[11]:

 (2.39)

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

К_τ - коэффициент влияния касательных напряжений на напряженное состояние трубы, К_τ=1;

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

m - порядковый номер от УБТ секции КБТ;

Q_Бi - вес i-й секции КБТ, кгс;

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

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

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

Максимальная допустимая растягивающая нагрузка Q_PMAX равна[11]:

 (2.40)

где σ_Т - 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 Q_Б2 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 P_H и внутренние P_B давления на тело трубы определяются по формулам 2.34 и 2.35 соответственно:

P_H≤4,14/1,15=3,6 кгс/мм²;

P_B≤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 P_MAX=208,8Тс при n=1,4 и графитовой смазке Q_P=84,054Тс.

,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 M_ЗТ=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

* - 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.

Тип бурового раствора зависит от физико-механических свойств горных пород, пластовых давлений и температур.

Параметры бурового раствора разрабатываются исходя из физико-механических свойств горных пород, литологического состава, пластовых давлений и температур.

На практике невозможно подобрать очистной агент, который бы удовлетворял всем перечисленным требованиям. В зависимости от геолого-технических условий выбирается какой-то один вид очистного агента, а его технологические свойства регулируются посредством химических реагентов с учетом определенных практических требований. Для контроля качества промывочных жидкостей применяется целый ряд технологических параметров, а именно: плотность ρ; показатель фильтрации за 30 мин Ф₃₀; толщина фильтрационной корки t; пластическая вязкость μ_п; динамическое напряжение сдвига τ₀; эффективная вязкость μ_э; статическое напряжение сдвига за 1 и 10 мин соответственно СНС₁ и СНС₁₀; условная вязкость Т; водородный показатель рН; содержание песка П.

В настоящее время на площади Северо-Прибрежная при бурении скважин используются промывочные жидкости на водной основе (глинистые и полимерглинистые растворы).

Оптимальным выбором для бурения наклонно-направленной эксплуатационной скважины №12 на площади Северо-Прибрежная явился ингибированный полимерглинистый буровой раствор (ИПБР). Данный буровой раствор предназначен для массового бурения вертикальных, наклонно-направленных и горизонтальных скважин в различных геологических условиях, т.е. как с высоким содержанием высококоллоидных легкодиспергируемых глин, так и в крепких карбонатно-глинистых и других породах. Буровой раствор состоит из минимального количества реагентов, выпускаемых отечественной промышленностью. Основные компоненты бурового раствора:

гидрофобизирующий реагент, относящийся к классу кремнийорганических жидкостей;

модифицирующая добавка, комплексное поверхностно активное вещество, относящееся к классу триглициридов.

Совместное применение данных реагентов при бурении позволяет получать системы буровых растворов с улучшенными ингибирующими и смазочными свойствами, обладающих при этом низкой диспергирующей способностью, что улучшает вынос выбуренной породы и позволяет повысить скорость бурения.

Стратиграфический разрез Северо-Прибрежной площади сложен в основном глинистыми породами, это дает возможность применять наработку глинистого раствора непосредственно в скважине, позволив при этом сэкономить и средства для приготовления раствора. В качестве основы раствора используют техническую воду.

Согласно 2.7.3.3. [1] при бурении скважин на нефть и газ плотность промывочной жидкости в интервалах совместимых условий бурения должна определяться из расчета создания столбом промывочной жидкости гидростатического давления в скважине, превышающего пластовое давление на величину:

1015 % для скважин глубиной до 1200 м (интервалов от 0 до 1200 м), но не более 1,5 МПа;

510 % для скважин глубиной до 2500 м (интервалов от 1200 до 2500 м), но не более 2,5 МПа;

410 % для скважин глубиной от 2500 м и выше (интервалов от 2500 м и больше), но не более 3,5 МПа.

Отклонения от этих требований допускаются только при возникновении поглощений промывочной жидкости в процессе бурения и при направленной минимизации репрессии на продуктивные пласты в процессе их вскрытия.

Проведём расчёт плотности бурового раствора при бурении скважины под кондуктор.

Согласно Правилам безопасности в нефтяной и газовой промышленности ПБ 08-624-03 превышение гидростатического давления над пластовым (суммарная репрессия) для интервала 0-1027 м принимается равным 10 %.

P_P=0,1·10,2·10³=1020 кг/м³

Тогда плотность бурового раствора определяется по формуле 2.41:

ρ_ПЖ = (P_ПЛ+P_Р)/(0,1·L) (2.41)

где P_ПЛ - пластовое давление, Па;

P_Р - величина превышения гидростатического давления над пластовым, Па

Таким образом, плотность бурового раствора будет составлять:

ρ_ПЖ = (10,2·10³+1020)/(0,1·1027) =1,1·10³ кг/м³

С учётом горно-геологических условий и практики бурения эксплуатационных скважин на площади Северо-Прибрежная, плотность бурового раствора принимаем равной 1,1·10³ кг/м³

Рассчитаем плотности бурового раствора в интервале бурения 1027-2539 м под промежуточную колонну, приняв превышение гидростатического давления над пластовым 8 %.

Определим плотность бурового раствора для интервала бурения 1027-1660 м по формуле 2.41:

P_P=0,08·17,3·10³=1384 кг/м³

ρ_ПЖ = (17,3·10³+1384)/(0,1·1660) =1,12·10³ кг/м³

Таким образом, плотность промывочной жидкости на глубине 1660 м будет принята равной ρ_ПЖ = 1,12·10³ кг/м³.

Рассчитаем плотность промывочной жидкости в интервале бурения 1660-1950 м по формулам, использованным выше:

P_P=0,08·20,5·10³=1640 кг/м³

ρ_ПЖ = (20,5·10³+1640)/(0,1·1950) =1,14·10³ кг/м³

Принимаем плотность бурового раствора, равной 1,14·10³ кг/м³.

Аналогично определим плотность буровой жидкости в интервале бурения 1950-2539 м:

P_P=0,08·54·10³=4320 кг/м³

ρ_ПЖ = (54·10³+4320)/(0,1·2539) =1,98·10³ кг/м³

Для данного интервала бурения, исходя из опыта работ на данной площади, необходимо принять плотность бурового раствора, равную 1,8 кг/м³.

Определим плотность промывочной жидкости в интервале 2539-2846 м

P_P=0,05·59·10³=2950 кг/м³

ρ_ПЖ = (59·10³+2950)/(0,1·2846) =2,1·10³ кг/м³

Таким образом, плотность промывочной жидкости на глубине 2846 м будет принята равной ρ_ПЖ =2,0·10³ кг/м³.

Рассчитаем плотность бурового раствора на глубине 3147 м.

P_P=0,05·61,4·10³=3070 кг/м³

ρ_ПЖ = (61,4·10³+3070)/(0,1·3147) =2,1·10³ кг/м³

Таким образом, плотность промывочной жидкости на глубине 3147 м будет принята равной ρ_ПЖ = 2,1·10³ кг/м³.

Условная вязкость промывочной жидкости определяет степень ее подвижности или текучести при прокачивании. Определяется условная вязкость по формуле 2.42

УВ=21·ρ_ПЖ·10^-3 (2.42)

Тогда для бурового раствора плотностью ρ_ПЖ =1,1·10³ кг/м³ условная вязкость будет равна:

УВ=21·1,1·10³ ·10^-3 = 23 с

Условная вязкость для промывочной жидкости на глубине 1660 м плотностью 1,12·10³ кг/м³ будет составлять:

УВ=21·1,12·10³ ·10^-3 = 23,5 с

Условная вязкость для промывочной жидкости на глубине 1950 м плотностью 1,14·10³ кг/м³ будет составлять:

УВ=21·1,14·10³ ·10^-3 = 24 с

Условная вязкость для промывочной жидкости на глубине 2539 м плотностью 1,8·10³ кг/м³ будет составлять:

УВ=21·1,8·10³ ·10^-3 = 38 с

Условная вязкость для промывочной жидкости на глубине 2846 м плотностью 2,1·10³ кг/м³ будет составлять:

УВ=21·2,0·10³ ·10^-3 = 42 с

Условная вязкость для промывочной жидкости на глубине 3147 м плотностью 1,12·10³ кг/м³ будет составлять:

УВ=21·2,1·10³ ·10^-3 = 44 с

Фильтрация характеризует способность раствора отфильтровывать жидкую фазу в окружающую среду. Определить величину фильтрации можно по формуле 2.43:

Ф = (6·10³/ρ_ПЖ)+3 (2.43)

где Ф - фильтрация, см³/30мин

Тогда определим фильтрацию для каждой рассчитанной плотности бурового раствора в соответствующих интервалах бурения.

для раствора плотностью 1,1·10³ кг/м³ Ф = (6·10³/1,1·10³)+3=7,5 см³/30мин;

для раствора плотностью 1,12·10³ кг/м³ Ф = (6·10³/1,12·10³)+3 = 8,3 см³/30мин;

для раствора плотностью 1,14·10³ кг/м³ Ф = (6·10³/1,14·10³)+3 = 8,4 см³/30мин;

для раствора плотностью 1,8·10³ кг/м³ Ф = (6·10³/1,8·10³)+3 = 6,3 см³/30мин;

для раствора плотностью 2,0·10³ кг/м³ Ф = (6·10³/2,0·10³)+3 = 6 см³/30мин;

для раствора плотностью 2,1·10³ кг/м³ Ф = (6·10³/2,1·10³)+3 = 5,8 см³/30мин.

Статическое напряжение сдвига (СНС) характеризует прочность структуры раствора в неподвижном состоянии. Способность раствора образовывать структуру в спокойном состоянии позволяет удерживать частицы горной породы в затрубном пространстве во взвешенном состоянии при прекращении циркуляции. Статическое напряжение сдвига, измеренное через 1 минуту определяется по формуле 2.44 [12]:

СНС₁= 5·(2-е^-110d)·d·(ρ_П-ρ_ПЖ) (2.44)

где d - диаметр частицы породы, м;

ρ_П - плотность горных пород, кг/м³;

ρ_ПЖ - плотность промывочной жидкости, кг/м³.

Статическое напряжение сдвига, измеренное через 10 минут определяется по формуле 2.45 [12]:

СНС₁₀ = СНС₁·К_Т (2.45)

где К_Т - коэффициент тиксотропии, в идеальном случае К_Т = 1, для практических расчетов примем К_Т = 1,5.

Определим СНС₁ и СНС₁₀ по формулам 2.44 и 2.45 соответственно для каждой плотности бурового раствора.

для промывочной жидкости плотностью 1,1·10³ кг/м³

СНС₁= 5·(2-2,718^-110·0,003)·0,003·(2200-1100)= 21,13 дПа;

СНС₁₀ = 21,13·1,5=31,7 дПа.

для промывочной жидкости плотностью 1,12·10³ кг/м³

СНС₁= 5·(2-2,718^-110·0,003)·0,003·(2200-1120)= 20,75 дПа;

СНС₁₀ = 20,75·1,5=30,7 дПа.

для промывочной жидкости плотностью 1,14·10³ кг/м³

СНС₁= 5·(2-2,718^-110·0,003)·0,003·(2200-1140)= 20,36 дПа;

СНС₁₀ = 20,36·1,5=30,5 дПа.

для промывочной жидкости плотностью 1,8·10³ кг/м³

СНС₁= 5·(2-2,718^-110·0,003)·0,003·(2200-1800)= 7,7 дПа;

СНС₁₀ = 7,7·1,5=11,5 дПа.

для промывочной жидкости плотностью 2,0·10³ кг/м³

СНС₁= 5·(2-2,718^-110·0,003)·0,003·(2200-2000)= 4,85 дПа;

СНС₁₀ = 4,85·1,5=7,3 дПа.

для промывочной жидкости плотностью 2,1·10³ кг/м³

СНС₁= 5·(2-2,718^--110·0,003)·0,003·(2200-2100)= 3,4 дПа;

СНС₁₀ = 3,4·1,5=5,1 дПа.

Уровень рН по всем интервалам принимается равный 8,5, т.к. применяемый комплекс химреагентов обеспечивает стабильную работу при уровне рН=8,5¸9,5. Содержание песка не должно превышать 2 % и регулируется путем замены сеток на вибросите и насадок на пескоотделителе.

Исходя из расчетных данных, а также из опыта бурения скважин на месторождениях Краснодарского края принимаем следующие параметры бурового раствора по интервалам бурения (таблица 2.8).

Таблица 2.8 - Параметры бурового раствора

Контроль параметров бурового раствора осуществляется c использованием серийно выпускаемых приборов, входящих в комплект лаборанта буровых растворов КЛР-1.

В систему очистки бурового раствора включены вибросито СВ1ЛМ; пескоотделитель ПГ 60/300 и илоотделитель ИГ-45М производства ОАО НПО “Бурение”; центрифуга с плавным регулированием частоты вращения ротора УОБР-1.С целью удаления газа из газированного раствора предусматривается включение в состав системы очистки дегазатора ДВС III Каскад-40 производства ОАО НПО “Бурение”, а также установка по обезвоживанию бурового раствора “Kem-tron”.

Для приготовления и поддержания необходимых свойств бурового раствора используются следующие материалы и химические реагенты.

Таблица 2.9 - Сведения об используемых материалах

2.3.7 Расчёт необходимого расхода бурового раствора

Расход промывочной жидкости должен обеспечить:

эффективную очистку забоя скважины от шлама;

транспортирование шлама на поверхность без аккумуляции его в кольцевом пространстве между бурильными трубами и стенками скважины;

нормальную (устойчивую) работу забойного двигателя;

сохранение целостности и нормального диаметра ствола скважины (предупреждение эрозии стенок скважины и гидроразрыва пород).

Расчет расхода промывочной жидкости для эффективности очистки забоя скважины определяется по формуле:

Q₁ = K·S_ЗАБ (2.46)

где К - коэффициент удельного расхода жидкости равный 0,3…0,65 м³/сек на 1 м² забоя, принимается К = 0,65 м³/сек на 1 м² забоя;

S_ЗАБ - площадь забоя м²

Площадь забоя определяется по формуле 2.47

S_ЗАБ = 0,785·D_Д² (2.47)

где D_Д - диаметр долота, м.

Интервал 0-1027 метров:

Q₁ =0,65·0,785·0,3937² = 0,079 м³/сек.

Интервал 1027-1660 метров:

Q₁ =0,65·0,785·0,2953² = 0,044 м³/сек.

Интервал 1660-1950 метров:

Q₁ =0,65·0,785·0,2953² = 0,044 м³/сек.

Интервал 1950-2539 метров:

Q₁ =0,65·0,785·0,2953² = 0,044 м³/сек.

Интервал 2539-2846 метров:

Q₁ =0,65·0,785·0,2159² = 0,023 м³/сек.

Интервал 2846-3147 метров:

Q₁ =0,65·0,785·0,1651² = 0,014 м³/сек.

Расчет расхода промывочной жидкости, предотвращающего размыв стенок скважины, ведется по формуле:

Q₂=V_кп.мах·S_min (2.48)

V_кп.мах - максимально допустимая скорость течения жидкости в кольцевом пространстве, м/с, принимаем V_кп.мах=1,5 м/с.

где S_min - минимальная площадь кольцевого пространства, м², рассчитываемая по формуле:

S_min = 0,785·(( D_Д·К)² - d_гзд²) (2.49)

где К - коэффициент кавернозности;

d_гзд - диметр гидравлического забойного двигателя, м.

Интервал 0-1027 метров:

Q₂ =1,5·0,785·(0,3937·1,1)² = 0,22 м³/с.

Интервал 1027-1660 метров:

Q₂ =1,5·0,785·((0,2953·1,1)²-0,24²) = 0,056 м³/с.

Интервал 1660-1950 метров:

Q₂ =1,5·0,785·((0,2953·1,1)²-0,24²) = 0,056 м³/с.

Интервал 1950-2539 метров:

Q₂ =1,5·0,785·((0,2953·1,1)²-0,24²) = 0,056 м³/с.

Интервал 2539-2846 метров:

Q₂ =1,5·0,785·((0,2159·1,1)²-0,171²) = 0,032 м³/с.

Интервал 2846-3147 метров:

Q₂ =1,5·0,785·(0,1651·1,1)² = 0,038 м³/с.

Расчет расхода бурового раствора по гидромониторному эффекту производится по формуле:

Q₃=F_н·7,5 (2.50)

где F_н- площадь сечения насадок, см².

F_н=0,785·d_н²·m (2.51)

где d_н - диаметр насадок, см;

m - число насадок.

Интервал 0-1027 метров:

Q₃ = 0,785·2,0²·3·7,5 = 70 л/сек.

Интервал 1027-1660 метров:

Q₃ = 0,785·1,4²·3·7,5 = 35 л/сек.

Интервал 1660-1950 метров:

Q₃ = 0,785·1,4²·3·7,5 = 35 л/сек.

Интервал 1950-2539 метров:

Q₃ = 0,785·1,4²·3·7,5 = 35 л/сек.

Интервал 2539-2846 метров:

Q₃ = 0,785·1,2²·3·7,5 = 25 л/сек.

Интервал 2846-3147 метров:

Q₃ = 0,785·1,6²·2·7,5 = 45 л/сек.

Расчет расхода промывочной жидкости для предотвращения прихватов производится по формуле:

Q₄=S_max·V_кп.min (2.52)

где V_кп.min - минимально допустимая скорость течения промывочной жидкости в кольцевом пространстве, равная 0,5 м/с;

S_max - максимальная площадь кольцевого пространства, м², определяется по формуле:

S_max = 0,785·(D_д²·К-d_бт²) (2.53)

где d_БТ - диаметр бурильных труб, м;

К - коэффициент кавернозности.

Интервал 0-1027 метров:

Q₄ = 0,5·0,785·(0,3937²·1,1-0,127²) = 0,061 м³/сек.

Интервал 1027-1660 метров:

Q₄ = 0,5·0,785·(0,2953²·1,1-0,127²) = 0,031 м³/сек.

Интервал 1660-1950 метров:

Q₄ = 0,5·0,785·(0,2953²·1,1-0,127²) = 0,031 м³/сек.

Интервал 1950-2539 метров:

Q₄ = 0,5·0,785·(0,2953²·1,1-0,127²) = 0,031 м³/сек.

Интервал 2539-2846 метров:

Q₄ = 0,5·0,785·(0,2159²·1,1-0,127²) = 0,024 м³/сек.

Интервал 2846-3147 метров:

Q₄ = 0,5·0,785·(0,1651²·1,1-0,127²) = 0,018 м³/сек.

Окончательный выбор расхода промывочной жидкости обусловлен производительностью насосов при заданном коэффициенте наполнения, с учётом результатов приведённых выше расчётов, по формуле 2.54:

Q₅ = m·n·Q_H (2.54)

где m- коэффициент наполнения, принимается m=1 т.к. цилиндровопоршневые группы насосов расположены ниже уровня раствора в емкостях;

n - число насосов;

Q_H - производительность насоса.

В расчете принимается производительность бурового насоса УНБ-600А, с диаметром втулок равным: 180 мм. - 42 л/сек; 160 мм. - 31,5 л/сек; 150 мм. - 27,5 л/сек; 140 мм. - 23,3 л/сек[9].

Интервал 0-1027 метров: Q₅ = 1´2´42 = 84 л/сек.

Интервал 1027-1660 метров: Q₅ = 1´2´27,5 = 55 л/сек.

Интервал 1660-1950 метров: Q₅ = 1´1´31,5 = 31,5 л/сек.

Интервал 1950-2539 метров: Q₅ = 1´1´27,5 = 27,5 л/сек.

Интервал 2539-2846 метров: Q₅ = 1´1´31,5 = 31,5 л/сек.

Интервал 2846-3147 метров: Q₅ = 1´1´27,5 = 27,5 л/сек.

Принятые значения расхода промывочной жидкости по интервалам бурения представлены в таблице 2.10

Таблица 2.10 - Расход промывочной жидкости

2.3.8 Обоснование критериев рациональной отработки долот

Под показателем отработки долот подразумеваются данные, позволяющие оценить результаты его эксплуатации, в данных условиях, т.е. эффективность бурения. К основным технико-экономическим показателям работы долот относятся [14]:

1. Проходка на долото L - длина ствола скважины в массиве горных пород, пробуренного данным долотом. Этот показатель позволяет судить об объёме полезной работы, выполненной данным долотом при бурении.

Для шарошечных долот этот показатель совпадает с проходкой за рейс, т.к. эти долота выходят из строя в течение первого же рейса.

Проходка для алмазного долота обычно превосходит проходку за долбление. Для данных долот существует определенная документация, в которой указывается шифр долота, заводской номер, проходка за долбление, время механического бурения, параметры бурения, причину подъема долота. Как правило, недоработанное долото отправляют на следующую скважину для дальнейшей доработки.

2. Долговечность долота t представляет собой время бурения скважины данным долотом до его полного износа. Увеличение длительности работы инструмента может привести не только к полезным результатам (особенно ощутимы в глубоком бурении, где прирост рассматриваемого показателя по отношению к продолжительности спускоподъемных, подготовительно-заключительных и иных работ особенно ценен), но и к отрицательным.

Отрицательные результаты могут быть выражены чрезмерным износом инструмента (вплоть до аварии или необходимости перебуривания ствола из-за уменьшения диаметра). Работа долота может прерваться при возникновении критической ситуации, определяемой бурильщиком, которая наступает под действием одного, реже нескольких обстоятельств следующего характера:

а) Экономического (вследствие изменения свойств пород бурение которых данным долотом оказывается экономически не выгодным).

б) Физического (предельно допустимое изнашивание долот по вооружению, его диаметру, опоре шарошки или сочетанием того и другого).

в) Технологического (необходимость срочной замены забойного двигателя, элементов бурильной колонны, аварии).

г) Геолого-технологического (достижение глубины, на которой необходимо переходить на долото другого диаметра, отбирать керн, проводить каротаж, цементировочные работы).

3. Механическая скорость бурения:

 (2.55)

где  - проходка на долото;  - время бурения.

Эта величина характеризует буримость горной породы данным инструментом при данных значениях параметров режима бурения. С ростом глубины скважины высокая механическая скорость менее выгодна, чем увеличение проходки за рейс. Объясняется это увеличением длительности спускоподъемных работ при росте глубины скважин.

4. Рейсовая скорость бурения:

 (2.56)

где t_СПО - длительность спускоподъемных операций с учетом времени наращивания колонны и смены долота. Величина  с ростом времени бурения снижается;

. Техническая скорость бурения:

 (2.57)

где  - длительность вспомогательных операций.

Величина технической скорости характеризует общий темп углубления скважины.

. Удельные эксплуатационные затраты на 1 м проходки (себестоимость одного метра пробуренной скважины), определяемые по формуле:

 (2.58)

где  - стоимость 1 часа работы буровой установки;

 - стоимость долота.

Рациональным типом породоразрушающего инструмента данного размера для конкретных условий бурения является такой тип, который при применении в данных условиях обеспечивает минимум эксплуатационных затрат на 1 м проходки.

Величина C с ростом времени вначале снижается, но при достижении значения t_KP начинает возрастать. Время t_KP указывает на момент подъема долота из скважины.

Увеличение проходки на долото  приводит к резкому сокращению числа спускоподъемных операций и снижает удельные эксплуатационные затраты на 1 м проходки.

Показателем конечной стадии отработки долота является резкое снижение механической скорости бурения от начальной величины при износе вооружения долота или резкое повышение крутящего момента при износе опоры.

Главным критерием отработки долота является рейсовая скорость, т.е. при достижении рейсовой скорости максимального значения долото следует заменить, к тому же, это обеспечивает минимальные сроки строительства скважины.

В качестве основных критериев при выборе породоразрушающих инструментов использовались механическая скорость бурения и проходка на долото.

2.3.9 Технология бурения на участках искусственного искривления скважины и вскрытия продуктивного пласта

Вид операций и тип КНБК для каждого интервала приведены в таблице 2.7 раздела 2.3.1. Данные о параметрах режима бурения по всем интервалам проектируемой скважины сводятся в таблице 2.11

Таблица 2.11 - Режимы бурения по интервалам

Бурение нижнего интервала скважины и вскрытие продуктивного пласта необходимо производить малолитражными забойными двигателями за одно долбление.

В случае невозможности осуществить вскрытие пласта и добуривание скважины до проектной глубины за одно долбление (необходимость отбора керна, вскрытие многопластовых продуктивных горизонтов большой мощности и т.д.) углубление скважины осуществляется минимально возможным количеством рейсов. При этом с целью снижения гидродинамических нагрузок на пласт скорость спуска последних 400 - 500 м бурильного инструмента производится со скоростью, не превышающей 0,2 м/с, а подъем до башмака предыдущей колонны осуществляется на второй скорости для исключения эффекта поршневания.

С учетом высокой подверженности продуктивного пласта проникновению составляющих промывочной жидкости, вскрытие продуктивного горизонта следует осуществлять на растворах низкой плотности с малым содержанием твердой фазы и высокой кольматирующей способностью, препятствующей проникновению фильтрата промывочной жидкости в эксплуатационный объект.

Не допускается превышение плотности бурового раствора, находящегося в циркуляции не более чем на 0,02 кг/м³ от указанной в ГТН [1].

Для обеспечения качественной очистки призабойной зоны продуктивного пласта в период освоения необходимо снизить силы поверхностного натяжения на границе раздела фаз. С этой целью при бурении скважины за 50 - 100 м до кровли продуктивного пласта требуется ввести ПАВ неионогенной группы в количестве 1 %.

Скорость спуска эксплуатационной колонны от башмака предыдущей колонны до проектной отметки не должна превышать 0,4 м/с.

Для сохранения продуктивности пласта при цементировании репрессия на пласт должна быть минимально возможной. С этой целью непродуктивная часть скважины цементируется облегченным тампонажным раствором, а для качественного разобщения продуктивных пластов от водоносных, зона продуктивного горизонта цементируется тампонажным раствором нормальной плотности. В необходимых случаях производится установка заколонного пакера.

С целью получения наиболее эффективной гидродинамической связи «скважина-пласт», предпочтение рекомендуется отдавать перфораторам с высокой пробивной способностью.

При расстоянии от границ интервала перфорации до источника обводнения менее 10 м необходимо применять «щадящий» режим перфорации. В этом случае первым спуском простреливается не более 6 отверстий в интервале перфорации, наиболее удаленном от источника обводнения, затем интервал достреливается до необходимой плотности перфорации.

Выбор режима перфорации (на депрессии или на репрессии) и плотности отверстий на 1 метр определяется исходя из условий залегания продуктивного пласта, его фильтрационными свойствами и степенью загрязнения призабойной зоны в процессе первичного вскрытия продуктивного горизонта.

В зону перфорации закачивается порция специальной перфорационной жидкости, обладающие низкой фильтратоотдачей, минимальным показателем увлажняющей способности: VIP-120, растворы CaCl₂, KCl, K₂CO₃ с добавками неионогенного ПАВ.

Интервал времени между окончанием перфорации и началом вызова притока должен быть минимальным. В случае перфорации на депрессии вызов притока осуществляется сразу же после ее окончания.

Исходя из опыта бурения на Северо-Прибрежной площади, для вскрытия продуктивного пласта используется глинистый буровой раствор. Данный буровой раствор относительно дешев по сравнению с другими, не оказывает вредного воздействия на окружающую среду и может иметь необходимые характеристики для качественного вскрытия продуктивного горизонта.

Перед вскрытием продуктивного пласта для сохранения коллекторских свойств в буровой раствор вводятся поверхностно-активные вещества - ПАВ (ПКД 515 или сульфанол) в соотношении 0,02% от общего объема бурового раствора. ПАВ гидрофобизируют поверхность поровых каналов, препятствуют образованию в них водонефтяной эмульсии.

2.4 Проектирование процессов заканчивания скважины

.4.1 Расчёт обсадных колонн

.4.1.1 Условия работы колонны в скважине

На колонну действуют различные по величине и характеру нагрузки:

.Наружное и внутреннее избыточное давление;

.Осевые нагрузки, обусловленные силами трения колонны остенки скважины;

.Осевые нагрузки от избыточного давления и температуры при цементировании и эксплуатации;

.Растягивающие нагрузки от собственного веса;

.Сжимающие нагрузки от собственного веса;

.Динамические нагрузки, возникающие в период неустановившегося движения колонны в осевом направлении;

.Изгибающие нагрузки при искривлении колонны.

Основные нагрузки для расчёта - осевые растягивающие нагрузки, наружное и внутреннее избыточное давление.

Обсадные колонны на протяжении многолетней службы подвергаются воздействию окружающей среды, прежде всего пластовых вод и газов, которые достаточно агрессивны и способны вызвать интенсивную коррозию металла. Кондуктор во время бурения, а эксплуатационная колонна при испытании, подземных и капитальных ремонтах скважин истираются долотами, замками и муфтами бурильных и насосно-компрессорных труб и другим оборудованием, спускаемым в скважину. Так что при конструировании обсадной колонны необходимо учитывать эти особенности.

2.4.1.2 Расчёт действующих нагрузок

Обсадные колонны рассчитываются по правилам и нормам, изложенным в “Инструкции по расчёту обсадных колонн для нефтяных и газовых скважин” от 12.03.1997 г., с учётом требований “Правил безопасности в нефтяной и газовой промышленности” от 09.04.1998 г.

Основные нагрузки рассчитываются для периода, когда они достигают максимального значения.

Осевые растягивающие нагрузки от сил собственного веса достигают максимального значения в конце спуска колонны. Наружные избыточные давления достигают максимального значения в конце эксплуатации скважины. Внутренние избыточные давления достигают максимального значения в период опрессовки обсадной колонны.

2.4.1.3 Расчёт наружных избыточных давлений

На обсадные колонны скважины действует давление со стороны кольцевого пространства, называемое Р_Н (наружное давление) и действует давление внутри колонны Р_В (внутреннее давление), разность этих давлений составляет Р_НИ. Наружные избыточные давления рассчитываются для характерных точек по глубине скважины (устье, уровень цементного раствора за колонной, уровень жидкости в колонне, забой скважины). По расчетным точкам строится эпюра наружных избыточных давлений. В разные периоды времени наружное избыточное давление достигает наибольших значений. Р_НИ = Р_Н - Р_В; Р_НИ Þ max. Имеются три таких случая:

1 случай: При цементировании в конце продавки нормального тампонажного раствора и снятом на устье давлении;

случай: При цементировании в конце продавки облегченного тампонажного раствора и снятом на устье давлении;

случай: При снижении уровня жидкости в колонне (при вызове притока флюида).

Рассмотрим первый случай, который встречается в период цементирования в конце продавки нормального тампонажного раствора.

Рисунок 2.5 Конец продавки нормального тампонажного раствора со снятым давлением на устье

Точка 1 ® устье скважины

Р_НИ = Р_Н - Р_В;

Р_Н = 0 МПа; Р_В = 0 МПа;

Р_НИ = 0 МПа.

Точка 2 ® уровень НТР за колонной

Р_НИ = Р_Н - Р_В;

Р_Н = 10^-6 ·g·Н₁·ρ_БР; Р_Н = 10^-6·9,81·1850·1080 = 27,727 МПа;

Р_В = 10^-6 ·g·Н₁·ρ_ПЖ; Р_В =10^-6·9,81·1850·1080 = 27,727 МПа;

Р_НИ = 27,727 - 27,727 = 0 МПа.

Точка 3 ® забой скважины

Р_НИ = Р_Н - Р_В;

Р_Н =10^-6·g·(Н₁·ρ_БР + (Н-Н₁)·ρ_НТР);

Р_В = 10^-6·g·Н·ρ_ПЖ;

Р_Н =10^-6·9,81·(2617·1080+(3300-2617)·1910) = 40,524 МПа;

Р_В = 10^-6·9,81·3300·1080 = 34,963 МПа;

Р_НИ = 40,524 - 34,963 = 5,561 МПа.

Рассмотрим второй случай, который встречается в период цементирования в конце продавки облегченного тампонажного раствора.

Рисунок 2.6 - Конец продавки облегченного тампонажного раствора со снятым давлением на устье.

Точка 1 ® устье скважины

Р_НИ = Р_Н - Р_В;

Р_Н = 0 МПа; Р_В = 0 МПа;

Р_НИ = 0 МПа.

Точка 2 ® уровень ОТР за колонной

Р_НИ = Р_Н - Р_В;

Р_Н = 10^-6 ·g·Н₁·ρ_БР; Р_Н = 10^-6·9,81·400·1080 = 4,238 МПа;

Р_В = 10^-6 ·g·Н₁·ρ_ПЖ; Р_В =10^-6·9,81·400·1080 = 4,238 МПа;

Р_НИ = 4,238 - 4,238 = 0 МПа.

Точка 3 ® граница двух ТР

Р_НИ = Р_Н - Р_В;

Р_Н = 10^-6·g·(Н₁·ρ_БР + (Н₂-Н₁)·ρ_ОТР);

Р_В = 10^-6·g·Н₂·ρ_ПЖ;

Р_Н =10^-6·9,81·(400·1080 + (2617-400)·1500) = 36,861 МПа;

Р_В = 10^-6·9,8·2617·1080 = 27,727 МПа;

Р_НИ =36,861 - 27,727 = 9,134 МПа.

Точка 4 ® забой скважины

Р_НИ = Р_Н - Р_В;

Р_Н =10^-6·g·(Н₁·ρ_БР + (Н₂-Н₁)·ρ_ОТР + (Н-Н₂)·ρ_ЦКН·(1-К));

Р_В = 10^-6·g·Н·ρ_ПЖ;

Р_Н=10^-6·9,81·(400·1080+(2617-400)·1500+(3300-2617)·1910·(1-0,25))= 46,459МПа;

Р_В = 10^-6·9,81·3300·1080 = 34,963 МПа;

Р_НИ = 46,459 - 34,963 = 11,496 МПа.

Рассмотрим третий случай, характерный для снижения уровня жидкости в колонне (при вызове притока флюида).

Рисунок 2.7 - Снижение уровня жидкости в колонне

Точка 1 ® устье скважины

Р_НИ = Р_Н - Р_В;

Р_Н = 0; Р_В = 0;

Р_НИ = 0.

Точка 2 ® уровень ЦКО за колонной

Р_НИ = Р_Н - Р_В;

Р_В = 0;

Р_Н =10^-6·9,81·400·1080 = 4,238 МПа;

Р_НИ = 4,238 - 0 = 4,238 МПа.

Точка 3 ® башмак кондуктора

Р_НИ = Р_Н - Р_В;

Р_Н=10^-6·g·(Н₁·ρ_БР + (Н₂-Н₁)·ρ_ПЛВ);

Р_В = 0;

Р_Н =10^-6·9,81·(400·1080 +(700-400)·1010) = 7,21 МПа;

Р_НИ = 7,21 - 0 = 7,21 МПа.

Точка 4 ® снижение уровня до 1722 м

Р_НИ = Р_Н - Р_В;

Р_Н=10^-6·g·(Н₁·ρ_БР + (Н₂-Н₁)·ρ_ПЛВ + (Н_сниж-Н₂)·ρ_ЦКО·(1-К));

Р_В = 0;

Р_Н=10^-6·9,81·(400·1080 + 300·1010 + 1022·1500·(1-0,25)) = 18,489 МПа;

Р_НИ = 18,489 - 0 = 18,489 МПа.

Точка 5 ® граница двух ЦК

Р_НИ = Р_Н - Р_В;

Р_Н=10^-6·g·(Н₁·ρ_БР +(Н₂-Н₁)·ρ_ПЛВ +(Н₃-Н₂)·ρ_ЦКО·(1-К));

Р_В = 10^-6·g·(Н₃-Н_СН)·ρ_ПЖ;

Р_Н=10^-6·9,81·(400·1080+300·1010+1917·1500·(1-0,25)) = 28,367 МПа;

Р_В = 10^-6·9,81·(2617-1722)·1100 = 9,658 МПа;

Р_НИ = 28,367 - 9,658 = 18,709 МПа.

Точка 6 ® забой скважины

Р_НИ = Р_Н - Р_В;

Р_Н=10^-6·g·(Н₁·ρ_БР +(Н₂-Н₁)·ρ_ПЛВ +(Н₃-Н₂)·ρ_ЦКО·(1-К)+(Н-Н₃)·ρ_ЦКН·(1-К));

Р_В = 10^-6·g·(Н-Н_СН)·ρ_ПЖ;

Р_Н = 10^-6·9,81·(400·1080 + 300·1010 + 1917·1500·(1-0,25) + 683·1910·(1-0,25) = 37,965 МПа;

Р_В = 10^-6·9,81·(3147-1722)·1100 = 17,028 МПа;

Р_НИ = 37,965 - 17,028 = 20,937 МПа.

Из вышеприведённых расчётов можно сделать вывод, что наибольшие избыточные наружные давления наблюдаются при снижении уровня жидкости в колонне.

Таблица 2.12 - Наружные избыточные давления

2.4.1.4 Расчёт внутренних избыточных давлений

Расчёт внутренних избыточных давлений производится, как и для внешних избыточных давлений для периода времени, когда они достигают максимальных давлений. Р_ВИ = Р_В - Р_Н; Р_ВИ Þ max. Имеются три таких случая:

1 случай: Конец продавки нормального тампонажного раствора при цементировании, когда давление на цементировочной головке достигает максимального значения;

случай: Конец продавки облегченного тампонажного раствора при цементировании, когда давление на цементировочной головке достигает максимального значения;

случай: Опрессовка колонны с целью проверки её герметичности.

Рассмотрим первый случай, который встречается в период цементирования в конце продавки НТР.

Известно, что при цементировании максимальные давления в цементировочной головке Р_ЦГ возникают в конце процесса при посадке разделительной пробки на стоп-кольцо. Величина этого давления составит:

Р_ЦГ = ΔР_ГС + Р_ГД + Р_СТ (2.59)

где ΔР_ГС - разность гидростатических давлений, возникающих из-за разности плотностей жидкости в затрубном пространстве и внутри колонны;

Р_ГД - гидродинамическое давление, необходимое для преодоления гидравлических сопротивлений жидкости при движении её внутри колонны и в затрубном пространстве;

Р_СТ - дополнительное давление, возникающее при получении сигнала “стоп”.

Гидродинамическое давление ориентировочно может быть найдено по эмпирической формуле:

Р_ГД = 0,002 L + 1,6, МПа. (2.60)

Дополнительное давление, возникающее при получении сигнала “стоп” Р_СТ принимается 2,53 МПа.

Рисунок 2.8 -Конец продавки нормального тампонажного раствора.

Р_ГД = 0,002·3300+1,6 = 8,2 МПа;

Р_СТ = 3 МПа;

Р_ГС = 10^-6 ·g·(Н₁·ρ_БР + (Н-Н₁)·ρ_НТР - Н·ρ_ПЖ);

Р_ГС=10^-6·9,81·(2617·1080+(3300-2617)·1910-3300·1080) = 5,561 МПа;

Р_ЦГ = 5,561 + 8,2+ 3 = 16,761 МПа.

Точка 1 ® устье скважины

Р_ВИ = Р_В - Р_Н;

Р_Н = 0; Р_В = Р_ЦГ;

Р_ВИ = Р_ЦГ; Р_ВИ = 16,761 МПа.

Точка 2 ® уровень НТР за колонной

Р_ВИ = Р_В - Р_Н;

Р_В = Р_ЦГ +10^-6 ·g·Н₁·ρ_ПЖ;

Р_В =16,761 +10^-6·9,81·2617·1080 = 44,398 МПа;

Р_Н = 10^-6 ·g·Н₁·ρ_БР; Р_Н = 10^-6·9,81·2617·1080 = 27,727 МПа;

Р_ВИ = 44,398 - 27,727 = 16,761 МПа.

Точка 3 ® забой скважины

Р_ВИ = Р_В - Р_Н;

Р_В = Р_ЦГ +10^-6·g·Н·ρ_ПЖ;

Р_Н =10^-6·g·(Н₁·ρ_БР + (Н-Н₁)·ρ_НТР);

Р_В = 16,761 +10^-6·9,81·3300·1080 = 51,724 МПа;

Р_Н =10^-6·9,81·(2617·1080+(3300-2617)·1910) = 40,524 МПа;

Р_ВИ = 51,724 - 40,524 = 11,2 МПа.

Рассмотрим второй случай, который встречается в период цементирования в конце продавки ОТР.

Рисунок 2.9 - Конец продавки облегченного тампонажного раствора.

Р_ГД = 0,002·2617+1,6 = 6,83 МПа;

Р_СТ = 7 МПа;

Р_ГС = 10^-6 ·g·(Н₁·ρ_БР + (Н₂-Н₁)·ρ_ОТР - Н₂·ρ_ПЖ);

Р_ГС=10^-6·9,81·(400·1080+(2617 - 400)·1500-2617·1080) = 9,134 МПа;

Р_ЦГ = 9,134 + 6,83 + 7 = 22,964 МПа.

Точка 1 ® устье скважины

Р_ВИ = Р_В - Р_Н; Р_Н = 0; Р_В = Р_ЦГ; Р_ВИ = Р_ЦГ; Р_ВИ = 22,964 МПа.

Точка 2 ® уровень ОТР за колонной

Р_ВИ = Р_В - Р_Н;

Р_В = Р_ЦГ +10^-6 ·g·Н₁·ρ_ПЖ; Р_В =22,964 +10^-6·9,81·400·1080 = 27,202 МПа;

Р_Н = 10^-6 ·g·Н₁·ρ_БР; Р_Н = 10^-6·9,81·400·1080 = 4,238 МПа;

Р_ВИ = 27,202 - 4,238 = 22,964 МПа.

Точка 3 ® граница НЦК и ОТР

Р_ВИ = Р_В - Р_Н;

Р_В = Р_ЦГ +10^-6·g·Н₂·ρ_ПЖ;

Р_Н = 10^-6·g·(Н₁·ρ_БР + (Н₂-Н₁)·ρ_ОТР);

Р_В = 22,964 +10^-6·9,81·2617·1080 = 50,691 МПа;

Р_Н =10^-6·9,81·(400·1080 + (2617-400)·1500) = 36,861 МПа.

Р_ВИ = 50,691 - 36,861 = 13,83 МПа.

Точка 4 ® забой скважины

Р_ВИ = Р_В - Р_Н;

Р_В = Р_ЦГ +10^-6·g·Н·ρ_ПЖ;

Р_Н = 10^-6·g·(Н₁·ρ_БР + (Н₂-Н₁)·ρ_ОТР + (Н-Н₂)·ρ_НТР·(1-К));

Р_В = 22,964 +10^-6·9,81·3300·1080 = 57,927 МПа;

Р_Н=10^-6·9,81·(400·1080+(2617-400)·1500+(3300-2617)·1910·(1-0,25))=46,459 МПа.

Р_ВИ = 57,927 - 46,459 = 11,468 МПа.

Рассмотрим третий случай высоких внутренних давлений, характерных для опрессовки скважины.

В соответствии с «Правилами безопасности в нефтяной и газовой промышленности» величина давления опрессовки Р_ОП должна составлять:

Р_ОП = 1,1·Р_У, (2.61)

где: Р_У - максимальное ожидаемое давление на устье.

Для поисковых скважин максимальное давление на устье возникает в момент испытания продуктивного горизонта при закрытом устье.

В любом случае, давление опрессовки Р_ОП не должно быть ниже минимальных Р_ОПМИН, то есть Р_ОП ≥ Р_ОПМИН, которые в инструкции по расчёту обсадных колонн даны в виде таблицы (для колонны диаметром 140 мм Р_ОПМИН = 11,5 МПа)[19].

Максимальное ожидаемое давление на устье составляет 9,17 МПа.

Р_ОП = 1,1´9,17 = 10,087 МПа.

Р_ОП < Р_ОПМИН следовательно принимаем Р_ОП = 11,5 МПа.

Рисунок 2.10 - Опрессовка эксплуатационной колонны

Точка 1 ® устье скважины

Р_ВИ = Р_В - Р_Н;

Р_Н = 0;

Р_В = Р_ОП;

Р_ВИ = Р_ОП; Р_ВИ = 11,5 МПа.

Точка 2 ® уровень ОЦК за колонной

Р_ВИ = Р_В - Р_Н;

Р_В = Р_ОП +10^-6 ·g·Н₁·ρ_ПЖ;

Р_В =11,5+10^-6·9,81·400·1080 = 15,738 МПа;

Р_Н = 10^-6 ·g·Н₁·ρ_БР;

Р_Н = 10^-6·9,81·400·1080 = 4,238 МПа;

Р_ВИ = 15,738 - 4,238 = 11,5 МПа.

Точка 3 ® башмак кондуктора

Р_ВИ = Р_В - Р_Н;

Р_В = Р_ОП +10^-6·g·Н₂·ρ_ПЖ;

Р_Н = 10^-6·g·(Н₁·ρ_БР + (Н₂-Н₁)·ρ_ПЛВ);

Р_В = 11,5+10^-6·9,81·700·1080 = 18,916 МПа;

Р_Н =10^-6·9,81·(400·1080 + 300·1010) = 7,21 МПа.

Р_ВИ =18,916 - 7,21 = 11,706 МПа.

Точка 4 ® на границе двух ЦК

Р_ВИ = Р_В - Р_Н;

Р_В = Р_ОП +10^-6·g·Н₃·ρ_ПЖ;

Р_Н = 10^-6·g·(Н₁·ρ_БР + (Н₂-Н₁)·ρ_ПЛВ+(Н₃-Н₂)·ρ_ЦКО·(1-К));

Р_В = 11,5+10^-6·9,81·2617·1080 = 39,227 МПа;

Р_Н =10^-6·9,81·(400·1080 + 300·1010+(2617-700)·1500·(1-0,25)) = 28,367 МПа.

Р_ВИ = 39,227 - 28,367 = 10,86 МПа.

Точка 5 ® забой скважины

Р_ВИ = Р_В - Р_Н;

Р_В = Р_ОП +10^-6·g·Н·ρ_ПЖ;

Р_Н = 10^-6·g·(Н₁·ρ_БР + (Н₂-Н₁)·ρ_ПЛВ+(Н₃-Н₂)·ρ_ЦКО·(1-К)+(Н-Н₃)· ρ_ЦКН·(1-К));

Р_В = 11,5+10^-6·9,81·3300·1080 = 46,463 МПа;

Р_Н=10^-6·9,81·(400·1080+300·1010+(2617-700)·1500·(1-0,25)+(3300-2617)·1910·(1-0,25)) = 37,965 МПа.

Р_ВИ = 46,463 - 37,965 = 8,498 МПа.

Из вышеприведённых расчётов можно сделать вывод, что наибольшие избыточные внутренние давления наблюдаются в конце продавки нормального и облегченного тампонажных растворов. Расчетные значения внутренних избыточных давлений сведены в таблице 2.13.

Таблица 2.13 - Внутренние избыточные давления

2.4.2 Конструирование эксплуатационной колонны по длине

Для расчета принимаются обсадные трубы диаметром 139,7 мм из стали группы прочности “N-80”. В соответствии с требованиями “Инструкции по расчёту обсадных колонн” принимаются к проектированию обсадные трубы исполнения А, т.к. обсадные трубы исполнения Б запрещается применять при креплении нефтяных и газовых скважин. В соответствии с рекомендациями, а также принимая во внимание, что максимальное внутреннее избыточное давление в обсадной колонне попадает в интервал 35¸60 МПа и скважина наклонно-направленная принимается тип резьбового соединения - VAGT.

-я секция

Определяем требуемую прочность трубы на смятие для 1-ой секции Р¹_см, которая удовлетворяет условию[18]:

Р¹_СМ ≥ n_СМ·Р¹_НИ (2.62)

где Р¹_НИ - величина наружного избыточного давления в начале 1-ой секции (на забое);

n_СМ - коэффициент запаса на смятие внешним избыточным давлением (1,0 - 1,3), выбираем n_СМ =1,2, т.к. коллектор неустойчивый.

Р¹_СМ ≥ 1,2 · 20,937 = 25,124 МПа.

Находим толщину стенки δ¹, которая обеспечивает найденную прочность на смятие или на критические давления δ¹= 8,9 мм исполнения А группы прочности N-80.

Из условия перекрытия верхнего нефтяного пласта на 50 м проектируем глубину установки первой секции 2280 м по вертикали.

По мере удаления от забоя Р¹_НИ снижается, поэтому на какой-то глубине устанавливаем трубы с меньшей толщиной стенки.

Находим значение Р²_НИ, которое обеспечится прочностью трубы со следующей меньшей толщиной стенки δ² из условия[18]:

*Р²_СМ = Р²_СМ (1-0,3 ΣG¹ / Q²_Т ) (2.63)

Р²_НИ = *Р²_СМ / n_СМ (2.64)

где: Р²_СМ - прочность труб на смятие для следующей за δ¹ толщины δ² < δ¹. Толщину стенки δ² для второй секции выбираем 8,0 мм исполнения А группы прочности N-80.

Рассчитываем вес 1-ой секции G¹:

G¹ = 1¹ • q¹ (2.65)

где q¹ - вес 1 м. труб 1-ой секции с толщиной стенки δ¹.

G¹ = 583•0,354 = 206,382 кН.

Для второй секции:

*Р²_СМ = 22,1´(1-0,3´206,382 /1510) = 21,19 МПа;

Р²_НИ = 21,19/1 = 21,19 МПа.

По обобщенному графику наружных избыточных давлений видно, что в месте установки 1-ой секции P_НИ = 19 МПа. Данное значение выше расчетного следовательно проектируемое значение глубины установки первой секции не нуждается в уточнении.

Определяем фактические коэффициенты запаса прочности для 2-ой секции на глубине L¹ при длине 1-ой секции l¹ на внутреннее давление[18]:

n_Р = Р²_Р / Р²_ВИ (2.66)

где: Р²_Р - прочность труб 2-ой секции на внутреннее давление с толщиной стенки δ² (найдено по таблице в Инструкции…);

Р²_ВИ - внутреннее избыточное давление на глубине L¹ (определяется по обобщённому графику избыточных внутренних давлений).

n_Р = 31,6/15,9 = 1,98.

на страгивание в резьбовом соединении[18]:

n_СТР = Q²_СТР / G¹ (2.67)

где Q²_СТР - прочность на страгивающие нагрузки для труб 2-ой секции с толщиной стенок δ²;

G¹ - растягивающая нагрузка на 2 -ую секцию, равная весу 1-ой секции.

n_СТР =1226/206,382 = 5,94.

Рассчитанные фактические коэффициенты запаса прочности для 2-ой секции на глубине L¹ м при длине 1-ой секции l¹ больше допустимых n_p=1,15 и n_стр=1,3  условие на прочность выполняется.

При соблюдении условий прочности для второй секции параметры 1-ой секции принимаются окончательные:

группа прочности "N-80";

толщина стенок δ¹=10,54мм;

длина секции l¹= 866 м по вертикали;

глубина установки L¹= 2280 м по вертикали;

интервал установки L - L¹=3147-2280 м по вертикали;

вес секции G¹= 286 кН.

-я секция

Группа прочности материала труб для 2-ой секции принимается такой же, как для 1-ой.

Толщина стенок труб для 2-ой секции принята равной δ²=8,0 мм при определении параметров 1-ой секции.

Трубы с толщиной стенки δ² могут быть установлены до глубины, на которой действующее наружное избыточное давление обеспечат трубы со следующей меньшей толщиной стенки δ³ < δ².

Находим значения наружного избыточного давления Р³_НИ из условия:

Р³_НИ = Р³_СМ / n_СМ (2.68)

где *Р³_СМ - прочность труб на смятие для толщины труб δ³=7,3.

Р³_НИ =18,3/1=18,3 МПа.

На глубину L², на которой действует Р³_НИ (предварительная глубина установки 2-ой секции) L²=20 м по вертикали.

Определяем предварительную длину 2-ой секции l²:

l² = L¹-L² (2.69)

где L¹ - глубина установки 1-ой секции.

l² = 2280-20=2260 м.

Рассчитываем предварительный вес 2-ой секции G²:

G² = l² q² (2.70)

где q² - вес 1 м труб с толщиной стенки δ².

G² =2260•0,321=658 кН.

Корректируем прочность на смятие труб 3-ей секции с толщиной стенок δ³ в условиях двухосного нагружения:

*Р³_СМ = Р³_СМ (1-0,3 ΣG² / Q³_Т ) (2.71)

где *Р³_СМ - прочность на смятие труб 3-ей секции при двухосном нагружении;

Р³_СМ - прочность на смятие труб 3-ей секции при радиальном нагружении;

ΣG² - нагрузка растяжения на 3-ю секцию, равная сумме откорректированного веса 1-ой секции *G¹ и предварительного веса 2-ой секции;

Q³_Т - нагрузка растяжения на пределе текучести для труб 3-ей секции.

*Р³_СМ =18,3• (1-0,3• (206,382+323,247)/1392)= 16,21 МПа.

Находим новое (откорректированное) значение наружного избыточного давления *Р³_НИ, которое обеспечится прочностью труб с толщиной стенки б³, но с учетом двухосного нагружения из условия:

*Р³_НИ = *Р³_СМ / n_СМ (2.72)

*Р³_НИ = 16,21/1= 16,21 МПа.

На обобщенном графике наружных избыточных давлений находим новую (откорректированную) глубину установки 2-ой секции *L², на которой действует *Р³_НИ. *L²=1520 м по вертикали.

Определяем откорректированную длину 2-ой секции:

*1² = *L¹ - *L² (2.73)

где *L¹ - откорректированная глубина установки 1-ой секции.

*1² =2717-1520 = 1197 м.

Рассчитывается откорректированный вес 2-ой секции *G²:

*G² = *l² • q² (2.74)

и откорректированная сумма весов 2-х секций ΣG²:

ΣG²= *G¹ + *G² (2.75)

*G² = 1197•0,321 = 384,237 кН.

ΣG²=206,382+384,237 =590,619 кН.

Определяем фактические коэффициенты запаса прочности для 3-ей секции на глубине *L² при откорректированных параметрах 2-х секций на внутреннее давление:

n_Р = Р³_Р / Р³_ВИ (2.76)

где Р³_Р - прочность труб 3-ей секции на внутреннее давление с толщиной стенки δ³;

Р³_ВИ - внутреннее избыточное давление на глубине *L² (определяется по обобщённому графику избыточных внутренних давлений).

n_Р =28,8/18,3=1,57

на страгивание в резьбовом соединении:

n_СТР = Q³_СТР / Σ*G² (2.77)

где Q³_СТР - прочность на страгивающие нагрузки для труб 3-ей секции с толщиной стенок δ³;

Σ*G² - растягивающая нагрузка на 3-ю секцию от откорректированного веса 2-х секций.

n_СТР =1118/590,619 = 1,89.

Рассчитанные фактические коэффициенты запаса прочности для 3-ей секции на глубине L² м при длине 2-ой секции l² больше допустимых n_p=1,15 и n_стр=1,3  условие на прочность выполняется.

При соблюдении условий прочности для третьей секции, откорректированные параметры 2-ой секции принимаются за окончательные:

группа прочности "N-80";

толщина стенок δ² =9,17 мм;

длина секции *l² =2260 м;

глубина установки *L² =2280 м по вертикали;

интервал установки *L¹ - *L² =2280-20 м по вертикали;

вес секции *G² = 658 кН;

суммарный вес 2-х секций Σ*G²= 944 кН.

-я секция

Трубы с толщиной стенки δ³=10,54 мм исполнения А группы прочности N-80 устанавливаем до устья/

Определяем длину 3-ей секции l³:

l³=L²-L³, (2.78)

где: L² - глубина установки 2-ой секции.

l³=20-0=20 м.

Рассчитываем вес 3-ей секции G³

G³ = l³ •q³ (2.79)

где q³ - вес 1 м труб с толщиной стенки δ³.

G³ =20•0,330= 7 кН.

Сумма весов 3-х секций ΣG³:

ΣG³= *G¹ +*G²+*G³ (2.80)

ΣG³=286+658+7 = 951 кН.

Определяем фактические коэффициенты запаса прочности для 3-ей секции на устье при откорректированных параметрах всех 3-х секций на внутреннее давление:

n_Р = Р³_Р / Р³_ВИ (2.81)

где Р³_Р - прочность труб 3-ей секции на внутреннее давление с толщиной стенки δ³;

Р³_ВИ - внутреннее избыточное давление на устье (определяется по обобщённому графику избыточных внутренних давлений).

n_Р =28,8/22,964=1,25.

на страгивание в резьбовом соединении:

n_СТР = Q³_СТР / Σ*G³ (2.82)

где Q³_СТР - прочность на страгивающие нагрузки для труб 3-ей секции с толщиной стенок δ³;

Σ*G³ - растягивающая нагрузка на устье 3-й секции от откорректированного веса всех 3-ех секций.

n_СТР = 1118/1037,499 = 1,07 <1,3.

Рассчитанный фактический коэффициент запаса прочности для всех 3-х секций на устье не удовлетворяет условию на страгивание в резьбовом соединении, поэтому расчет длины 3-ей секции ведем по страгивающим нагрузкам.

По условию прочности длина очередной i-ой секции определяется из следующего условия[18]:

Q³_СТР / n_СТР = ΣG² + G³ (2.83)

³ = (Q³_СТР / n_СТР - ΣG²)/q³ (2.84)

³ =(1118/1,3-590,619)/0,294 = 916,26 м.

*G³ =20·0,330 = 269,304 кН.

ΣG³= 286+658+7 = 951 кН.

Определяем фактический коэффициент запаса прочности для 3-ей секции на глубине установки при откорректированных параметрах всех 3-х секций на внутреннее давление:

n_Р = Р³_Р / Р³_ВИ (2.85)

n_Р =28,8/22,1=1,3 > 1,15.

Условие на прочность выполняется.

Параметры 3-ей секции принимаются:

группа прочности "N-80";

толщина стенок δ² =10,54 мм;

длина секции *l² =20 м;

глубина установки *L² =20 м по вертикали;

интервал установки *L¹ - *L² =20-0 м по вертикали;

вес секции *G² = 7 кН;

суммарный вес 2-х секций Σ*G²= 951 кН.

Таблица 2.14 - Данные о параметрах секции обсадной колонны

2.4.3 Расчёт натяжения эксплуатационной колонны

Натяжение обсадной колонны необходимо для сохранения прямолинейной формы её незацементированной части путём компенсации веса и с учётом изменения температуры и давления. Если расчётное значение натяжения не удовлетворяет условию прочности колонны, то необходимо либо повысить прочность труб, либо увеличить высоту подъёма цемента. Определяют как нижний, так и верхний предел натяжения обсадных колонн.

Нижний предел - минимальное значение усилия натяжения для скважин любого назначения выбирается по наибольшему значению из двух значений, рассчитанных по формуле[3]:

Q_Н = Q (2.86)

Q_Н = Q + α·E·F·Δ T·10^-3 + 0,31·P·d²_ВН.·10³ - 0,655·l· (D²_НАР. ·γ_К - d²_ВН. ·

·γ_В) ·10^-3 (2.87)

где: Q_Н - усилие натяжения, кН;

Q - вес свободной (незацементированной) части колонны, кН;

Q = l ·q_СР.ВЗВ (2.88)

q_СР.ВЗВ. - средневзвешенный вес 1 м обсадных труб, так как в данном случае многосекционная конструкция ОК, то средневзвешенный вес 1 м обсадных труб в незацементированном интервале составляет 0,360 кН,

P - максимальное внутреннее устьевое давление в колонне (давление опрессовки), P = 11,5 МПа;

l - длина свободной части колонны, l = 400 м;

D_НАР., d_ВН. - соответственно наружный и внутренний диаметры колонны, м.

D_НАР. = 0,1683 м; d_{ВН.СР.ВЗВ.} = 0,150 м.

F - средневзвешенная площадь сечения труб в секциях, м², определяют по формуле:

F= π·(D_НАР ² - d_ВН ²)/4 (2.89)

F=3,14·(0,1683² - 0,150²)/4 = 0,0046 м².

γ_К, γ_В - удельные веса жидкости за колонной и внутри неё в процессе эксплуатации, Н/м³;

γ_В = 7500 Н/м³, γ_К = 10800 Н/м³;

E - модуль упругости материала трубы, E = 2,1·10¹¹ Па;

Δ T - средняя температура нагрева (охлаждения) колонны, ⁰С.

Среднюю температуру нагрева берут как среднюю величину по глубине[3]:

Δ T = ((t₃ - t₁) + (t₄ - t₂)) / 2 (2.90)

где: t₁, t₂ - первоначальная температура у верхнего и нижнего концов рассматриваемого участка колонны, ⁰С;

t₃, t₄ - температура у верхнего и нижнего концов рассматриваемого участка колонны при эксплуатации, ⁰С;

t₁ = - 1,6 ⁰С; t₃ = 40 ⁰С;

t₂ = 11 ⁰С (на глубине 400 м);

t_ЗАБ. = 114 ⁰С;

t₄ = t₃ + (t_ЗАБ. - t₃) · l/H (2.91)

t₄= 40 + (114 - 40) ·400/3300 = 49 ⁰С;

Δ T = ((40 + 1,6)+(49 - 11))/2 = 39,8 ⁰С;

Определяем минимальное усилие натяжения:

Q_Н = Q = 0,360·400 = 144 кН;

Q_Н = 0,360·400 + 12·10^-6 ·2,1·10¹¹·0,0046·39,8·10^-3 - 0,655·400·

· ( 0,1683²·10800 - 0,150²·7500)·10^-3 = 569,426 кН.

Принимается величина Q_Н = 569,426 кН.

Верхний предел натяжения колонны определяется из условия:

Q_Н ≤ Q_МАКС,

где: Q_МАКС - допустимая осевая нагрузка на трубы колонны (равная максимально допустимой страгивающей нагрузке (в самой слабой секции) делённой на коэффициент запаса на страгивающие нагрузки)[3]:

Q_МАКС = P_стр./1,3 (2.92)

Q_МАКС = 1226/1,3 = 943 кН.

Принимаем усилие натяжения Q_H = 616 кН.

,426 кН < 616 кН < 943 кН.

2.4.4 Технологическая оснастка эксплуатационной колонны

Под понятием “технологическая оснастка обсадных колонн” подразумевается определенный набор устройств, которыми оснащают обсадную колонну, чтобы создать условия для повышения качества процессов её спуска и цементирования в соответствии с принятым способом крепления скважины[20].

Состав оснастки эксплуатационной колонны:

. Цементировочная головка. Цементировочная головка относятся к оснастке обсадных колонн и предназначена для создания герметичного соединения обсадной колонны с нагнетательными линиями цементировочных агрегатов.

Выбираем цементировочную головку производства ВНИИБТ для цементирования обсадных колонн с расхаживанием, головка имеет обводные линии и линию для подачи жидкости, выталкивающей разделительную пробку.

. Обратный клапан. Обратный клапан дроссельный типа ЦКОД, предназначен для непрерывного самозаполнения буровым раствором обсадной колонны при спуске её в скважину, для предотвращения обратного движения тампонажного раствора из заколонного пространства и для упора разделительной цементировочной пробки.

Выбираем ЦКОД-140-1-ОТТМ с максимальным рабочим давлением 15 МПа и максимально допустимой температурой 180 °С. Проектируем его установку в обсадной колонне на глубине 3137 м и 3127 м.

. Башмак колонный. Башмак колонный предназначен для оборудования низа обсадной колонны с целью направления её по стволу скважины и защиты от повреждений при спуске и в процессе крепления нефтяных и газовых скважин с температурой на забое до 250° С.

Выбираем башмак типа БП-140.

. Центраторы. Центраторы облегчают процесс спуска обсадной колонны вследствие снижения сил трения между трубами и стенками скважины, увеличивают степень вытеснения бурового раствора тампонажным при цементировании обсадной колонны в результате образования локальных завихрений восходящего потока жидкостей на участках размещения центраторов.

Выбираем центраторы ЦЦ-140/191-1, устанавливаемые в центральной части трубы, т.е. в том месте, где происходит ее наибольший изгиб. Для оснастки эксплуатационной колонны принимаем установку центраторов на глубинах: 2285 м, 2275 м, 2265 м, 2255 м, 2235 м, 2205 м, 2175 м, 2145 м, 1928 м, 1918 м

Общее количество центраторов ЦЦ-140/191-1 - 25 шт.

2.4.5 Выбор режима спуска эксплуатационной колонны

.4.5.1 Подготовка ствола скважины к спуску колонны

Запрещается проводить подготовку ствола скважины к спуску обсадной колонны и геофизические исследования при наличии газоводонефтепроявлений или поглощений бурового раствора до их ликвидации.

После окончания бурения скважины до проектного забоя и проведения электрометрических работ ствол скважины необходимо прошаблонировать КНБК, применявшейся при последнем долблении. Известно, что для успешного спуска обсадной колонны необходимо, чтобы жесткость КНБК соответствовала или превышала жесткость спускаемой обсадной колонны. Спуск КНБК необходимо осуществлять с той же скоростью, которая была при последних СПО, не допуская посадок более 3-5 тс.

В процессе шаблонирования ствола скважины необходимо прорабатывать его в интервалах затяжек, имевших место при подъёме инструмента после последнего долбления в интервалах сужений и желобных выработок по данным каверно-профилемера, а также интервалов посадок КНБК. Проработку следует производить до полной ликвидации посадок при спуске КНБК без промывок, при скорости не более чем 20-25 м/ч[21].

Спуск КНБК до и между интервалами проработок необходимо осуществлять с промежуточными промывками. Первая промывка производится перед выходом в открытый ствол.

Восстановление циркуляции производить плавно одним насосом с производительностью не более 8 л/с с постепенным увеличением ее до максимальной, которая была при бурении скважины, не допуская поглощений и потери циркуляции. При промывке скважины должно быть исключено оставление бурильного инструмента без движения.

При достижении забоя промыть скважину в течение 1,5-2-х циклов до стабилизации параметров раствора до требуемых ГТН, не допуская возникновения гидродинамических нагрузок на пласты в открытом стволе выше допустимой величины. После этого приступить к подъёму инструмента под спуск обсадной колонны, не допуская затяжек более 2-3 т, ликвидируя их шаблонированием ствола скважины[21].

Подъем инструмента осуществлять с постоянным доливом и контролем объема, не допуская снижения уровня раствора в скважине ниже допустимого.

В процессе подготовки скважины к спуску колонны предусмотрены следующие электрометрические работы[16]:

стандартный каротаж А2М0,5N с ПС, масштаб 1:500 в интервалах: 0-700м, 700-2700м, 2650-3250м, 3200-3300м;

БКЗ (7 зондов), ПС, микрозондирование, боковой каротаж, микробоковой каротаж, микрокавернометрия, индукционный каротаж, резистевиметрия, акустический каротаж, масштаб 1:200 в интервалах: 2300-2700м, 2650-3250м, 3200-3300м;

профилеметрия, масштаб 1:500 в интервалах стандартного каротажа, масштаб 1:200 в интервалах БКЗ;

ГК, НГК, масштаб 1:500 в интервале 0-2300м, масштаб 1:200 в интервале 2300-3300м;

гамма-гамма-каротаж (плотностной), масштаб 1:200 в интервале 2300-3300м;

инклинометрия ч/з 25м 0-3300м.

Электрометрические работы производятся через бурильный инструмент, низ которого оборудован воронкой.

В процессе электрометрических работ производится расхаживание бурового инструмента на длину свечи после каждого подъёма каротажного прибора, но не реже, чем через 2 часа. Через каждые 6 часов электрометрических работ ствол скважины промывается.

В случае продолжительности электрометрических работ более 16 часов, наличия в стволе сужения или желобных выработок, а также затяжек при подъёме бурильных труб, ствол скважины необходимо прошаблонировать компоновкой инструмента, применяемой при бурении скважины. Скорость проработки ствола перед спуском должен быть 100 - 120 м/час, при производительности насосов 30 - 32 л/с. После проведения геофизических работ, спустить воронку до забоя и промыть скважины. При промывке скважины довести параметры промывочной жидкости в соответствии с ГТН.

2.4.5.2 Подготовка обсадных труб

Обсадные трубы, поставленные на буровую, должны иметь комплектовочную ведомость, сертификаты или их копии на завезенные трубы, а также сведения о проверке и подготовке труб (опрессовке, дефектоскопии).

Соответствие внутреннего диаметра трубы номинальному проводится пропуском через трубу жесткого цилиндрического шаблона. Диаметр шаблона для труб 114-219 мм должен быть меньше номинального на 3 мм.

На трубах, отбракованных при шаблонировании, устойчивой светлой краской делается надпись "брак", трубы складируются в стороне от буровой на отдельный стеллаж.

Необходимо проверять у всех труб группу прочности, толщину стенки, диаметр муфт, тип и состояние резьбы, давление опрессовки на поверхности в соответствии с ведомостью.

Замерять трубы необходимо стальной рулеткой, не имеющей наклонов, укладывать на стеллажи (предохраняя от ударов) маркировкой вверх в последовательности, предусмотренной планом работ, муфтовые концы должны располагаться на одной прямой и быть обращены в сторону буровой.

Транспортирование труб без предохранительных колец и ниппелей, а также перетаскивание их волоком и сбрасывание запрещается.

При укладке труб на стеллажи необходимо снять предохранительные кольца и ниппели, очистить, промыть соляркой и протереть насухо, после чего на ниппельный конец вновь навернуть предохранительные кольца (если заводом-изготовителем не предусмотрена смазка резьб, нанесенная непосредственно на заводе).

Применение металлических щеток или иных металлических приспособлений для очистки резьбы запрещается, в связи с наличием в муфтах покрытия из мягкого металла для дополнительной герметичности резьбы.

Данные о количестве и характеристике труб в каждом ряду необходимо записать в ведомость по форме[21]:

номер трубы по порядку спуска;

условный диаметр трубы;

толщина стенки;

группа прочности стали;

длина трубы;

нарастающая длина колонны;

дата выпуска трубы;

завод-изготовитель;

тип резьбы;

давление опрессовки на поверхности;

маркировка трубной базы.

Для замены дефектных труб на буровую должны доставляться резервные трубы (общей длиной 150 м.) максимальной (по расчету) группы прочности (Д) одного или нескольких типоразмеров в количестве 30-50 м на каждые 1000 м длины.

Внешним осмотром необходимо определять качество заводского соединения муфты. Характерным признаком некачественного свинчивания является большое расстояние между торцом муфты и последней риской резьбы (более 1 нитки).

Необходимо проверять соответствие присоединительных резьб труб, на которые будут навинчиваться башмак, ЦКОД и др. элементы оснастки. При несоответствии типов резьб запрещается перенарезка резьб на башмаке, ЦКОДе и др. элементах оснастки. Для этих целей должны быть использованы проверенные и опрессованные переводные трубы[21].

Все изготовленные трубной базой переводные трубы, патрубки и переводники должны завозиться на буровую вместе с актами об их опрессовке.

2.4.5.3 Технологический режим спуска колонны

Спуск ОК необходимо начинать на пневматических клиньях ротора(ПКР) до глубины, которая берётся из инструкции на ПКР. Затем при спуске используют элеватор.

В табл. 2.15 представлены допустимые нагрузки для обсадных труб диаметром 168,3 мм. в зависимости от группы прочности и толщины стенки.

Таблица 2.15 - Допустимые нагрузки для секций ОК

Анализируя таблицу 2.15 можно прийти к выводу, что спуск ОК можно полностью провести на ПКР.

Герметизирующий состав, нанесенный заводом-изготовителем или фирмой-поставщиком и защищенный исправным предохранителем, не допускается снимать с резьб и заменять другим.

Уплотнительный состав для всех резьбовых соединений обсадных труб, а также элементов технологической оснастки обсадной колонны, входящих в ее компоновку, должен быть одинаковым для всех соединений.

Для свинчивания и закрепления резьбовых соединений необходимо использовать специальные автоматические ключи, как правило, с гидравлическим приводом, оборудованные моментомером с показывающим и записывающим устройствами.

Степень закрепления резьбовых соединений необходимо контролировать по заходу ниппеля в муфту трубы и величине крутящего момента в соответствии с ТУ и инструкциями по эксплуатации каждого типоразмера труб и резьб, рекомендациями фирм-поставщиков и с учетом влияния типа герметизирующего состава. Условие нормального закрепления резьб для труб диаметром 140 мм VAGT: торец муфты должен совпадать с концом сбега резьбы ниппеля или расстояние между торцом муфты и концом сбега должно быть не менее 5 мм[21].

"Усиление" резьбовых соединений при ненормальном свинчивании труб любой марки стали и любым способом запрещается.

При ненормальном свинчивании трубу следует отсоединить и забраковать. Для дальнейшего спуска резьбу муфты трубы, из которой вывернута забракованная труба, необходимо проверить внешним осмотром и гладким калибром. В случае необходимости отвинчивания второй трубы и неудовлетворительного состояния муфты предшествующей трубы решение о целесообразности дальнейшего спуска колонны принимается в зависимости от массы спущенной колонны, коэффициента запаса прочности на страгивание (растяжение) резьбовых соединений и назначения обсадной колонны.

Перед подачей на мостки буровой предохранительные кольца на ниппелях труб должны быть ослаблены для легкого отвинчивания "от руки", а предохранительные ниппели из муфт полностью вывернуты. На муфту затаскиваемой к ротору трубы должен одеваться легкий безрезьбовый колпак.

После снятия защитного колпака у ротора в каждую трубу необходимо ввести шаблон плавающего типа с захватом для ловителя. Диаметр шаблона должен быть меньше номинального на 3 мм.

До подачи на мостки буровой к ротору длина каждой трубы и встраиваемых в колонну элементов технологической оснастки должны быть подвергнуты контрольному измерению рулеткой и записана мелом.

Башмак обсадной колонны должен навинчиваться «на весу» после затаскивания обсадной трубы и докрепляться на роторе.

Движение колонны на длине каждой трубы должно осуществляться по тахограмме типа "трапеция" с плавным ростом скорости до максимальной и плавной посадкой на ротор. Скорость спуска колонны: в обсаженном стволе не более 1 м/с; до кровли продуктивного пласта не более 0,5 м/с; до забоя скважины не более 0,2 м/с.

При большой массе колонны дополнительно к гидравлическому или другого типа тормозу необходимо использовать обратный ход коробки перемены передач дизельного привода лебедки.

При спуске колонны не допускать посадки по отношению к разгрузке ее за счет трения при движении по стволу скважины более 3-5 тс.

При возникновении посадок необходимо:

восстановить циркуляцию;

произвести расхаживание колонны с промывкой.

В случае непроходимости колонны после остановки циркуляции необходимо её восстановить.

Необходимо вести постоянный контроль над заполнением колонны и вытеснением бурового раствора из скважины.

Контроль над установившимся режимом заполнения колонны осуществляется по расчетным величинам нарастания веса на крюке и объему вытесняемого раствора, измеряемому в изолированной тарированной приемной емкости буровых насосов.

При уменьшении темпа нарастания веса колонны и увеличения объема вытесняемого раствора сверх расчетного необходимо восстановить циркуляцию в скважине, предварительно заполнив колонну буровым раствором с замером объема. Если причиной осложнения является закупорка обратного клапана или башмака колонны, промыть скважину.

При обнаружении увеличения объема вытесняемого раствора сверх расчетного (с учетом разницы вытесненного из скважины и долитого в колонну) не допускать его величину более 25% расчетного допустимого притока. В противном случае спуск колонны следует приостановить.

При обнаружении движения бурового раствора из скважины в процессе навинчивания очередной трубы или любой остановке дальнейший спуск колонны следует приостановить независимо от объема притока.

Следует иметь в виду, что после спуска каждой трубы может иметь место запаздывание выхода раствора из скважины или прекращения выхода, не являющееся причиной поглощения раствора или поступления флюида в скважину. Такая закономерность должна устанавливаться при СПО в процессе углубления скважины.

О возникновении газонефтеводопроявления (ГНВП) руководитель работ сообщает руководству бурового предприятия и согласует с ним дальнейшие действия. При этом незамедлительно необходимо:

подать сигнал "выброс";

установить на верхнюю трубу открытый шаровой кран;

закрыть шаровой кран и герметизировать затрубное пространство превентором универсальным гидравлическим(ПУГ);

при отсутствии ПУГа и при малом весе обсадной колонны присоединить к верхней трубе специальную «аварийную» бурильную трубу с открытым шаровым краном и закрыть кран и верхний плашечный превентор;

присоединить рабочую трубу, закрыть ДЗУ, открыть шаровой кран, вести наблюдение за давлением в затрубном и трубном пространстве и расхаживать колонну.

Дальнейшие работы по ликвидации ГНВП должны проводиться в соответствии с действующими инструкциями по согласованию с руководством бурового предприятия и, при необходимости, с противофонтанной службой.

В случае перелива бурового раствора из колонны необходимо промыть скважину до стабилизации давления; при необходимости закачать в колонну порцию бурового раствора повышенной плотности.

В процессе спуска колонны необходимо осуществлять промежуточные промывки.

После окончания допуска колонны до проектной глубины следует промыть скважину в течение 1,5-2-х циклов циркуляции.

В процессе любых промывок скважины необходимо:

контролировать состояние бурового раствора с обработкой в случае необходимости и поддержанием параметров в соответствие ГТН;

контролировать характер циркуляции с целью своевременного обнаружения поглощений или флюидопроявлений;

контролировать наличие в буровом растворе пластовой воды, нефти или газа, в том числе с помощью газоанализатора;

вести тщательную очистку бурового раствора.

При промывках скважины, технологических или вынужденных остановках и после окончания спуска обсадную колонну необходимо периодически расхаживать.

После окончания допуска колонны до проектной глубины необходимо сбросить в колонну обсадных труб запорный шар обратного клапана. Спуск колонны с заранее помещенным шаром или преждевременное сбрасывание его в трубы без крайней необходимости запрещается.

Разгрузка обсадной колонны на забой скважины категорически запрещается[21].

2.4.6 Расчёт цементирования обсадных колонн

Расчет цементирования эксплуатационной колонны 140 мм

Исходные данные:

. Внутренний диаметр d_вн=139,7 мм

. Глубина спуска колонны 3147 м

. Расстояние от забоя до уровня цементного раствора h=3147 м

. Удельный вес цементного раствора γ_ц=2150 кг/м³

. Удельный вес бурового раствора γ_р=1960 кг/м³

.Удельный вес опрессовочной жидкости γ_ж=1000кг/м³

. Пластовое давление на глубине 3147 м, Р_пл= 61,4МПа

. Коэффициент увеличения ствола скважины к_v=1,15

. Водоцементное отношение m=0.8

. Диаметр скважины D_скв=165,1 мм

. Высота цементного стакана h_ц.с=20 м

Расчёт объёма цементного раствора и количества составных компонентов

Объем цементного раствора для цементирования ступени

V_ц.р=0,785[(D²_скв-d²_н) ·Н·к_v+ d²_вн·h_ц.с] (2.93)

V_ц.р=0,785[(0,1651²-0,140²)·1904·1,15+ 0,140²·10]=18,4 м³

Количество цемента для затворения

М_ц=к_ц ·γ_ц· V_ц./1+m (2.94)

где к_ц - коэффициент, учитывающий потери цемента при транспортировке и затворении;

М_ц=1,05·1610·39,65/1+0,8=1610 кг

Количество воды необходимой для затворения

V_ж=к_в·m·М_ц / γ_в (2.95)

где к_в-коэффициент учитывающий потери воды

V_ж=1,09·0,8·37238 /1000=32,47 м³

Расчёт объема буферной, продавочной жидкостей

Объем продавочной жидкости

V_пр=∆·Π·d²_вн·(L-h_ц.с)/4

где ∆-коэффициент учитывающий сжатие продавочной жидкости за счет наличия в ней пузырьков воздуха

V_пр=1,03·3,14·0,126²·(3990-10)/4=51 м³

Объем буферной жидкости

V_буф=0,785[(D²_скв-d²_н) ·h_б (2.96)

где h_б-высота столба буферной жидкости в заколонном пространстве, м

h_б= (γ_р- К_а.·р_в)L/γ_р-γ_буф (2.97)

h_б= (1400-1,32·1000)3990/1400-1080=997.5м

V_буф=0,785·[(0,194²-0,146²)997,5=12,8 м³

Определяем высоту столба бурового раствора за колонной

h_р=3990-(2683+10)=1297м

Гидравлический расчет

Для успешного выполнения цементирования должны выполняться следующие условия [18]:

, (1), , (2)  (3)

где Р₁, [Р₁] - соответственно расчетное и допустимое давления на цементировочной головке (для цементировочной головки ГУЦ 140-168х400-1 [Р₁] = 40МПа) стр.368 табл.10.6 [5]

Р₂, [Р₂] - соответственно расчетное и допустимое давления на насосах цементировочных агрегатов (для ЦА-320М [Р₂] = 32 МПа)

Р₃, [Р₃] - соответственно расчетное давление на забое скважины в конечный момент цементирования и давление гидроразрыва пород ([Р₃] = 69.8МПа)

Давление на цементировочной головке в конечный момент цементирования

Р₁= (Н- h_ц.с)( γ_ц- γ_р)/ 10⁵+ Р_тр+ Р_зп (2.98)

где Р_тр - гидравлический сопротивление в момент окончания продавливания продавочной жидкости в трубах, МПа

Р_зп - гидравлическое сопротивление в момент окончания продавливания, МПа

Р_тр=0,289·10^-7· γ_р·Q² (Н- h_ц.с)/ d⁵_вн (2.99)

где Q- подача насосов в конечный момент продавливания, м³/с

Р_тр=0,289·10^-7·1420·0,003²(2683-10)/ 0,126⁵=0,03 МПа

Р_зп=0,289·10^-7· γ_ц· Q ²·Н/(D_скв-d_н) ³ ( D_скв+d_н) ²

Р_зп=0,289·10^-7·1610·0,003²·2683/(0,194-0,146) ³ (0,194+0,146) ²

=0,07 МПа

Р₁=(2683-10)(1610-1420)/ 10⁵+0.03+0,07=5.17 МПа

) Р₁=5,17 МПа<[Р₁] = 32 МПа,

Р₁=5,17 МПа< Р_у=33,9/1,5=22,6 МПа, что допустимо

) Р₂= Р₁/0,8=5,17/0,8=6,46 МПа<[Р₂] = 40 МПа, что допустимо

) Давление на забое скважины в конечный момент цементирования

Р₃=Н_ц·γ_ц/ 10⁵+ Р_зп (2.100)

где Н_ц -высота подъема цементного раствора, м

Р₃=2683·1610/10⁵+0,07=43,26 МПа<[Р₃] = 69,8 МПа, что допустимо

Все условия выполняются

Расчёт необходимого количества цементировочного оборудования и продолжительности цементирования.

Принимаем скорость восходящего потока v_в=1,8м/с и находим требуемую подачу цементировочного агрегата

Q=F·V (2.101)

где F-площадь затрубного пространства, м²

F= V_ц.р- V_ц.с/h (2.102)

F=(39,65-0,15)/2683=0,0147 м²

Q=0,015·1,8=0,027 м³/с

Для цементировочного агрегата ЦА-320М производительность на 4-й скорости Q4=14,5 л/с при диаметре втулки 125мм, а давление 6МПа, т.е. заданный режим по давлению обеспечится при использовании этого цементного агрегата для цементирования первой ступени. Находим число ЦА

n=Q/Q4=27/14,5+1=2,8 принимаем 3шт 3ЦА-400А

Находим необходимое число цементосмесительных машин

m= М_ц/ γ_ц·V_бун. (2.103)

где V_бун-объем бункера 2СМН-20, V_бун.=14,5 м³

m=37,2/14,5·1,61=1,59 принимаю 2шт

Считаем подачу насоса при закачивании тампонажного раствора

Q_н=q·m (2.104)

где q-производительность 2СМН-20, q=20 л/с

Q_н=20·2=40 л/с

Определяем продолжительность закачивания тампонажного раствора

t_з= V_ц.р/60·Q_н (2.105)

t_з=39,65/60·0,04=16.5мин

Продолжительность процесса продавливания

t_пр= V_пр/60·Q (2.106)

t_пр=51/60·0,027=31,48мин

Определяем общее время цементирования

t_ц= t_з+ t_пр+15мин (2.107)

,5+16,04+31,48+10,3+15=89,6 мин

t_ц ≤0,75·α

где α -время начала схватывания, для холодных скважин α=120мин

t_ц ≤0,75·120

,6мин≤90мин что допустимо

Расчет цементирования потайной колонны 194 мм

Исходные данные:

. Внутренний диаметр d_вн=193,7 мм

. Глубина спуска колонны 2846-2290 м

. Расстояние от забоя до уровня цементного раствора h = 1800м

. Удельный вес цементного раствора γ_ц=1600кг/м³

. Удельный вес бурового раствора γ_р=1160кг/м³

.Удельный вес опрессовочной жидкости γ_ж=1000кг/м³

. Пластовое давление на глубине 2800м, Р_пл=28МПа

. Коэффициент увеличения ствола скважины к_v=1,15

. Водоцементное отношение m=0,8

. Диаметр скважины D_скв=235,0 мм

. Высота цементного стакана h_ц.с=20 м

Расчёт объёма цементного раствора и количества составных компонентов

Объем цементного раствора

V_ц.р=0,785[(D²_скв-d²_н)·Н· к_v+ d²_вн·h_ц.с]

V_ц.р=0,785[(0,270²-0,219²)·1800·1,15+ 0,196²·10]=40,8м³

Количество цемента для затворения

М_ц=к_ц·γ_ц·V_ц./1+m

где к_ц-коэффициент учитывающий потери цемента при транспортировке и затворении

М_ц=1,05·1800·40,8/1+0,8=42840кг

Количество воды необходимой для затворения

V_ж=к_в·m·М_ц / γ_в

где к_в-коэффициент учитывающий потери воды

V_ж=1,09·0,8·42840 /1000=37,35 м³

Расчёт объема буферной, продавочной жидкостей

Объем продавочной жидкости

V_пр=∆·Π·d²_вн·(L-h_ц.с)/4

где ∆-коэффициент учитывающий сжатие продавочной жидкости за счет наличия в ней пузырьков воздуха

V_пр=1,03·3,14·0,196²·(2800-10)/4=86,66 м³

Объем буферной жидкости

V_буф=0,785[(D²_скв -d²_н)·h_б

где h_б-высота столба буферной жидкости в заколонном пространстве, м

h_б= (γ_р- К_а.·р_в)L/γ_р-γ_буф

h_б= (1160-1·1000)2800/1400-1080=1400м

V_буф=0,785[(0,270²-0,219²)1400=27,4 м³

Определяем высоту столба бурового раствора за колонной

h_р=2800-(1800+10)=990м

Гидравлический расчет

ГУЦ 219-245х320-1 [Р₁] =32МПа

Давление на цементировочной головке в конечный момент цементирования

Р₁= (Н- h_ц.с)( γ_ц- γ_р)/ 10⁵+ Р_тр+ Р_зп

где Р_тр -гидравлический сопротивление в момент окончания продавливания продавочной жидкости в трубах, МПа

Р_зп -гидравлическое сопротивление в момент окончания продавливания, МПа

Р_тр=0,289·10^-7·γ_р·Q² (Н- h_ц.с)/ d⁵_вн

где Q- подача насосов в конечный момент продавливания, м³/с

Р_тр=0,289·10^-7·1160·0,003²(1800-10)/ 0,196⁵=0,002 МПа

Р_зп=0,289·10^-7· γ_ц·Q ²·Н/( D_скв-d_н) ³ ( D_скв+d_н) ²

Р_зп=0,289·10^-7·1800·0,003²·1800/(0,270-0,219) ³ (0,270+0.219) ²=0,026МПа

Р₁=(1800-10)(1800-1160)/ 10⁵+0,002+0,026=11,48 МПа

) Р₁=11,48 МПа <[Р₁] = 32 МПа,

Р₁=11,48 МПа < Р_у=35,7/1,5=23,8 МПа, что допустимо

) Р₂= Р₁/0,8=11,48 /0,8=14,35 МПа<[Р₂] = 32 МПа, что допустимо

) Давление на забое скважины в конечный момент цементирования

Р₃=Н_ц·γ_ц/ 10⁵+ Р_зп

где Н_ц -высота подъема цементного раствора, м

Р₃=1800·1600/10⁵+0,026=28,83 МПа<[Р₃] = 33 МПа, что допустимо

Все условия выполняются

Расчёт необходимого количества цементировочного оборудования и продолжительности цементирования

Принимаем скорость восходящего потока v_в=1.5м/с и находим требуемую подачу цементировочного агрегата

Q=F·V

где F-площадь затрубного пространства, м²

F= V_ц.р- V_ц.с/h

F=(40,8-0,4)/1800=0,022 м²

Q=0,022·1,5=0,033м³/с

Для цементировочного агрегата ЦА-320М производительность на 3-й скорости Q3=5.98л/с при диаметре втулки 115мм, а давление 14МПа, т.е. заданный режим по давлению обеспечится при использовании этого цементного агрегата

Находим число ЦА

n=Q/Q3=33/5,98+1=6,5 принимаем 7шт ЦА-320М

Находим необходимое число цементосмесительных машин

m= М_ц/ γ_ц·V_бун.

где V_бун-объем бункера 2СМН-20, V_бун.=14,5 м³

m=42,8/14,5·1,6=1,84 принимаю 2шт

Считаем подачу насоса при закачивании тампонажного раствора

Q_н=q·m

где q-производительность 2СМН-20, q=20 л/с

Q_н=20·2=40л/с

Определяем продолжительность закачивания тампонажного раствора

t_з= V_ц.р/60·Q_н

t_з=40,2/60·0,04=16,75мин

Продолжительность процесса продавливания

t_пр= V_пр/60·Q

t_пр=86,66/60·0,033=43,7мин

Определяем общее время цементирования

t_ц= t_з+ t_пр+15мин

,75+43,7+15=75,45мин

t_ц ≤0,75·α

Где, α -время начала схватывания, для холодных скважин α=120мин

t_ц ≤0,75·120

.45мин≤90мин что допустимо

Расчет цементирования промежуточной колонны 245 мм

Исходные данные:

. Внутренний диаметр d_вн=244,5 мм

. Глубина спуска колонны 2539 м

. Расстояние от забоя до уровня цементного раствора h=2539 м

. Удельный вес цементного раствора γ_ц=1600кг/м³

. Удельный вес бурового раствора γ_р=1500кг/м³

.Удельный вес опрессовочной жидкости γ_ж=1000кг/м³

. Пластовое давление на глубине 2539 м, Р_пл=54 МПа

. Коэффициент увеличения ствола скважины к_v=1,15

. Водоцементное отношение m=0,8

. Диаметр скважины D_скв=295,3 мм

. Высота цементного стакана h_ц.с=20 м

Расчёт объёма цементного раствора и количества составных компонентов

Объем цементного раствора

V_ц.р=0,785[(D²_скв-d²_н)·Н·к_v+ d²_вн·h_ц.с]

V_ц.р=0,785[(0,397²-0,298²)·1500·1,15+ 0,273²·10]=93,7м³

Количество цемента для затворения

М_ц=к_ц· γ_ц·V_ц./1+m

где к_ц-коэффициент учитывающий потери цемента при транспортировке и затворении

М_ц=1,05·1600·93,7/1+0,8=87453кг

V_ж=к_в·m·М_ц / γ_в

где к_в-коэффициент учитывающий потери воды

V_ж=1,09·0,8·87453 /1000=76,25 м³

Расчёт объема буферной, продавочной жидкостей

Объем продавочной жидкости

V_пр=∆·Π·d²_вн·(L-h_ц.с)/4

где ∆-коэффициент учитывающий сжатие продавочной жидкости за счет наличия в ней пузырьков воздуха

V_пр=1,03·3,14·0,273²·(1500-10)/4=90 м³

Объем буферной жидкости

V_буф=0,785[(D²_скв -d²_н)·h_б

где h_б-высота столба буферной жидкости в заколонном пространстве, м

h_б= (γ_р- К_а·р_в)L/γ_р-γ_буф

h_б= (1500-1,35·1000)1500/1500-1080=536м

V_буф=0,785[(0,2953²-0,298²)536=28,9 м³

Гидравлический расчет

ГУЦ 273-299х250-1 [Р₁] =25МПа

Давление на цементировочной головке в конечный момент цементирования

Р₁= (Н- h_ц.с)( γ_ц- γ_р)/ 10⁵+ Р_тр+ Р_зп

Р_тр=0,289·10^-7·γ_р·Q² (Н- h_ц.с)/ d⁵_вн

Р_тр=0,289·10^-7·1500·0,003² (1500-10)/ 0,273⁵=0,00038МПа

Р_зп=0,289·10^-7· γ_ц·Q ²·Н/( D_скв-d_н) ³ ( D_скв+d_н) ²

Р_зп=0,289·10^-7·1600·0,003²·1500/(0,397-0,298)³(0,397+0,298)²=0,0014МПа

Р₁=(1500-10)(1600-1500)/ 10⁵+0,00038+0,0014=1,49МПа

) Р₁=1,49 МПа <[Р₁] = 25 МПа,

Р₁=1,49 МПа < Р_у=15,87/1,5=10,58 МПа, что допустимо

) Р₂= Р₁/0,8=1,49 /0,8=1,86 МПа<[Р₂] = 32 МПа, что допустимо

) Давление на забое скважины в конечный момент цементирования

Р₃=Н_ц·γ_ц/ 10⁵+ Р_зп

где Н_ц -высота подъема цементного раствора, м

Р₃=1500·1600/10⁵+0,0014=24 МПа<[Р₃] = 24,3 МПа, что допустимо

Все условия выполняются

Расчёт необходимого количества цементировочного оборудования и продолжительности цементирования

Принимаем скорость восходящего потока v_в=1,5 м/с и находим требуемую подачу цементировочного агрегата

Q=F·V

где F-площадь затрубного пространства, м²

F= V_ц.р- V_ц.с/h

F=(93,7-0,75)/1500=0,06 м²

Q=0,06·1,5=0,09 м³/с

Для цементировочного агрегата ЦА-320М производительность на 4-й скорости Q4=14.5л/с при диаметре втулки 125мм, а давление 6МПа, т.е. заданный режим по давлению обеспечится при использовании этого цементного агрегата

Находим число ЦА

n=Q/Q4=90/14.5+1=7.2принимаем 8шт ЦА-320М

Находим необходимое число цементосмесительных машин

m= М_ц/ γ_ц·V_бун.

где V_бун-объем бункера 2СМН-20, V_бун.=14,5 м³

m=87,45/14,5·1,6=3,76 принимаю 4шт

Считаем подачу насоса при закачивании тампонажного раствора

Q_н=q·m

где q-производительность 2СМН-20, q=20 л/с

Q_н=20·4=80 л/с

Определяем продолжительность закачивания тампонажного раствора

t_з= V_ц.р/60·Q_н

t_з=93,7/60·0,08=19,5 мин

Продолжительность процесса продавливания

t_пр= V_пр/60·Q

t_пр=90/60·0,09=16.7мин

Определяем общее время цементирования

t_ц= t_з+ t_пр+15мин

,5+16,7+15=51,2 мин

t_ц ≤0,75·α

где α -время начала схватывания, для холодных скважин α=120мин

t_ц ≤0,75·120

,2 мин≤90мин что допустимо

Расчет цементирования кондуктора 324 мм

Исходные данные:

. Внутренний диаметр d_вн=323,9 мм

. Глубина спуска колонны 1027 м

. Расстояние от забоя до уровня цементного раствора h = 1027 м

. Удельный вес цементного раствора γ_ц=1400кг/м³

. Удельный вес бурового раствора γ_р=1050кг/м³

.Удельный вес опрессовочной жидкости γ_ж=1000кг/м³

. Пластовое давление на глубине 1027 м, Р_пл= 10,2 МПа

. Коэффициент увеличения ствола скважины к_v=1.15

. Водоцементное отношение m=0,8

. Диаметр скважины D_скв = 393,7 мм

. Высота цементного стакана h_ц.с = 20 м

Расчёт объёма цементного раствора и количества составных компонентов

Объем цементного раствора

V_ц.р=0,785[(D²_скв-d²_н)·Н· к_v+ d²_вн·h_ц.с]

V_ц.р=0,785[(0,490²-0,426²)·630·1,15+ 0,402²·10]=34,6м³

Количество цемента для затворения

М_ц=к_ц·γ_ц·V_ц./1+m

где к_ц-коэффициент учитывающий потери цемента при транспортировке и затворении

М_ц=1,05·1400·34,6/1+0,8=28257кг

Количество воды необходимой для затворения

V_ж=к_в·m·М_ц / γ_в

где к_в-коэффициент учитывающий потери воды

V_ж=1,09·0.8·28257 /1000=24,64 м³

Расчёт объема буферной, продавочной жидкостей

Объем продавочной жидкости

V_пр=∆·Π·d²_вн· (L-h_ц.с)/4

где ∆-коэффициент учитывающий сжатие продавочной жидкости за счет наличия в ней пузырьков воздуха

V_пр=1,03·3,14·0,402²·(630-10)/4=81 м³

Объем буферной жидкости

V_буф=0,785[(D²_скв -d²_н)·h_б

где h_б-высота столба буферной жидкости в заколонном пространстве, м

h_б= (γ_р- К_а. р_в)L/γ_р-γ_буф

h_б= (1050-1,0·1000)630/1050-1080=1050м

V_буф=0,785[(0,490²-0,426²)630=38,8 м³

Гидравлический расчет

ГЦК 426х50 [Р₁] =5МПа

Давление на цементной головке в конечный момент цементирования

Р₁= (Н- h_ц.с)( γ_ц- γ_р)/ 10⁵+ Р_тр+ Р_зп

Р_тр=0,289·10^-7· γ_р·Q² (Н- h_ц.с)/d⁵_вн

Р_тр=0,289·10^-7·1050·0,003² (630-10)/ 0,402⁵=0.00001МПа

Р_зп=0,289·10^-7·γ_ц·Q ²·Н/(D_скв-d_н)³(D_скв+d_н) ²

Р_зп=0,289·10^-7·1400·0,003²·630/(0,490-0,426)³(0,490+0,426) ²=0,0007 МПа

Р₁=(630-10)(1400-1050)/10⁵+0,00001+0,0007=2,17 МПа

) Р₁=2,17 МПа <[Р₁] = 5 МПа,

Р₁=2,17 МПа < Р_у=5,7/1,5=3,8 МПа, что допустимо

) Р₂= Р₁/0,8=2,17/0,8=2,71 МПа<[Р₂] = 32 МПа, что допустимо

) Давление на забое скважины в конечный момент цементирования

Р₃=Н_ц· γ_ц/10⁵+ Р_зп

где Н_ц -высота подъема цементного раствора, м

Р₃=630·1400/10⁵+0=8,82МПа<[Р₃] = 9,2 МПа, что допустимо

Все условия выполняются

Расчёт необходимого количества цементировочного оборудования и продолжительности цементирования

Принимаем скорость восходящего потока v_в=1,5 м/с и находим требуемую подачу цементировочного агрегата

Q=F·V

где F-площадь затрубного пространства, м²

F= V_ц.р- V_ц.с/h

F=(34,6-1,62)/630=0,052 м²

Q=0,052·1,5=0,078м³/с

Для цементировочного агрегата ЦА-320М производительность на 4-й скорости Q4=14,5л/с при диаметре втулки 125 мм, а давление 6 МПа, т.е. заданный режим по давлению обеспечится при использовании этого цементного агрегата

Находим число ЦА

n=Q/Q4=78/14,5+1=6.4принимаем 7шт ЦА-320М

Находим необходимое число цементосмесительных машин

m= М_ц/ γ_ц·V_бун.

где V_бун-объем бункера 2СМН-20, V_бун.=14,5 м³

m=28,25/14,5*·1,4=1,39 принимаю 2шт

Считаем подачу насоса при закачивании тампонажного раствора

Q_н=q·m

где q-производительность 2СМН-20, q=20 л/с

Q_н=20·2=40 л/с

Определяем продолжительность закачивания тампонажного раствора

t_з= V_ц.р/60·Q_н

t_з=34,6/60·0,04=14,4 мин

Продолжительность процесса продавливания

t_пр= V_пр/60·Q

t_пр=81/60·0,078=17,3 мин

Определяем общее время цементирования

t_ц= t_з+ t_пр+15 мин

,4+17,3+15=46,7 мин

t_ц ≤0,75·α

где α -время начала схватывания, для холодных скважин α=120мин

t_ц ≤0,75·120

,7 мин ≤ 90 мин что допустимо

Полученные результаты расчёта цементирования приведём в таблице.

Таблица 2.16 - Результаты расчёта цементирования скважины

*Примечание: количество агрегатов АС-400Д и число цементосмесительных машин 2СМН-20 принимается по максимальному значению.

2.4.7 Заключительные работы и контроль цементирования

После затвердевания цементного раствора производят следующие работы:

1. Стравливается избыточное давление в обсадной колонне и заколонном пространстве, если оно сохранилось до этого момента;

2. Определяется положение кровли цементного камня в заколонном пространстве и оценивают качество цементирования скважины (полноту замещения промывочной жидкости тампонажным раствором, наличие контакта между обсадной колонной и камнем, камнем и стенками скважины) с помощью геофизических методов термометрии, радиоактивной и акустической цементометрии. Если обнаруживаются дефекты в цементном камне, из-за которых могут возникнуть перетоки пластовых жидкостей, необходимо выполнить ремонтные работы и ликвидировать брак;

3. Производится демонтаж цементировочной головки;

4. Производится обвязка обсадной колонны с предыдущей при помощи колонной головки типа ОКК1 210 - 146 х 245 (согласно 2.2.6);

5. Проверку герметичности обсадной колонны, колонной головки и зацементриванного заколонного пространства путём опрессовки на давление 12,38 МПа, с предварительной заменой бурового раствора на техническую воду.

Обсадная колонна считается герметичной если в течении течение 30 мин давление опрессовки не снизилось более чем на 0,5 МПа. Наблюдение за изменением давления начинается через 5 мин после создания давления опрессовки.

После испытания обсадной колонны составляется акт, в котором указывается их результат и заключение комиссии.

2.5 Проектирование процессов испытания и освоения скважины

.5.1 Вторичное вскрытие пласта

Основная задача вторичного вскрытия - создание совершенной гидродинамической связи между скважиной и продуктивным пластом без отрицательного воздействия на коллекторские свойства призабойной зоны пласта, без значительных деформаций обсадных колонн и цементной оболочки. Решение этой задачи обеспечивается правильным выбором условий перфорации, перфорационной среды, оптимального для данных условий типоразмера стреляющей аппаратуры и оптимальной плотности перфорации. В настоящее время широкое распространение получило 3 вида перфорации: пулевая, кумулятивная и гидропескоструйная. Кумулятивная перфорация отвечает требованиям, предъявляемым к качеству вторичного вскрытия продуктивных пластов. Приемлемое деформационное воздействие на обсадную колонну и цементный камень в этом способе перфорации можно обеспечить правильным подбором перфоратора.

Проведение вторичного вскрытия пласта кумулятивной перфорацией возможно при различных гидродинамических условий в скважине. Наиболее распространенным методом вторичного вскрытия пласта является перфорация при репрессии на пласт. По данному варианту проведения работ давление на забое скважины превышает пластовое давление, что обеспечивает проведение перфорации в безопасном режиме.

На пути применения эффективной с технической точки зрения трубной перфорации сдерживающим фактором остается высокая стоимость сервисных услуг, по сравнению с кабельной перфорацией.

Решающим фактором для выбора перфорации на НКТ является наличие вскрываемых пластов мощностью 30¸40 м. При такой перфорации появляется возможность проведения её меньшим количеством спускоподъемных операций перфоратора.

Выбирается перфоратор ПКТ-89-АТ-01 производства ЗАО «БашВзрывТехнологии», он спускается в скважину на НКТ и устанавливается в интервале 3102-3132 метров (по вертикали). Технические характеристики выбранного перфоратора представлены в таблице 2.17

Таблица 2.17 - Технические характеристики ПКТ-89-АТ-01

Устье скважины перед проведением перфорации оборудуется малогабаритной превенторной установкой типа ППР-150´21.

Перед спуском перфоратора скважина должна быть прошаблонирована шаблоном диаметром 140 мм.

Оборудование скважины для выполнения спуско-подъемных операций и промывки должно быть исправным и находиться в рабочем состоянии в течении всего времени проведения ПВР.

Проводится дополнительный инструктаж работникам буровой бригады по технологии безаварийного проведения перфорации на НКТ с записью в журнале инструктажа. Члены буровой бригады, привлекаемые для выполнения спуска перфоратора в скважину, допускаются только по личному указанию руководителя взрывных работ и постоянно контролируются им.

Сборка отдельных секций перфоратора, присоединение инициирующей головки ИГ-1 к верхней секции производиться на столе или на специальных козлах оборудованных тисками или другим зажимным приспособлением, непосредственно на месте проведения ПВР.

Снаряженный перфоратор и его отдельные секции следует переносить осторожно, не допуская падения, ударов и волочения.

Сборка перфоратора (стыковка зарядных секций) производится непосредственно при спуске перфоратора в устье скважины.

Подъем секций производится при помощи грузоподъемного приспособления, навинчиваемого на переходники секций. Каждая спускаемая в скважину секция на момент свинчивания фиксируется на устье клиновидными захватами и страхуется двумя воротками, вставляемыми в отверстия переходников. Подъем верхней секции производиться за переходник инициирующей головки.

Через переводник на инициирующую головку перфоратора, с точной мерой длины, навинчиваются две трубки НКТ-73, выше двух трубок НКТ устанавливается реперный патрубок длиной 2-3 метра из НКТ-73, выше трубы НКТ-73 мм.

Производиться спуск перфоратора со скоростью не более 0,5 м/сек без вращения НКТ до заданной глубины с промером и шаблонированием спускаемых труб.

Производится запись ГК, МЛМ с целью определения глубины установки перфоратора. Спускаемый прибор должен быть оборудован наконечником диаметром не менее 55 мм для предотвращения прохождения приборов ниже переводника. После полученного результата привязка перфоратора по ГК, МЛМ (глубина установки реперного патрубка), при помощи подгоночных патрубков НКТ верхний заряд перфоратора устанавливается на кровле заданного интервала.

Производится контрольная запись ГК, МЛМ, с целью правильности установки перфоратора в заданном интервале, а так же производится замер гидростатического давления столба скважинной жидкости в интервале установки перфоратора.

После установки перфоратора в интервале перфорации произвести задействование инициирующей головки (отстрел перфоратора) с помощью штанги сбрасываемой в полость НКТ. Факт срабатывания перфоратора определяется по характерному звуку на устье скважины, притоку флюида, повышению давления в скважине и т.п.

Перед подъемом перфоратора необходимо извлечь штангу на поверхность при помощи ловителя спускаемого в скважину на геофизическом кабеле.

Подъем НКТ с отстрелянным перфоратором производить осторожно, без рывков со скоростью не более 2,2 м/с. При подходе к устью скорость должна быть снижена до величины не более 0,1 м/с. После подъема сработавшего перфоратора он разбирается в последовательности обратной сборке.

2.5.2 Вызов притока пластового флюида

Основная задача работ по вызову притока из продуктивного пласта -уменьшение гидростатического давления столба жидкости, находящейся в скважине на пласт.

Для вызова притока предусматривается применение НКТ диаметром 73 мм и фонтанной арматуры АФ6-65х70К1 (рисунок 2.11). Схема обвязки устья при вызове притока представлена в графическом материале.

Вызов притока на данной скважине будет производится созданием ступенчатой депрессии. методом снижения уровня жидкости - свабированием. При этом уровень жидкости в скважине снижают при помощи специального поршня (сваба) с обратным клапаном, допускающим переток жидкости через поршень только в одном направлении при спуске его в скважину. Диаметр поршня равен внутреннему диаметру НКТ.

Свабирование представляет собой процесс периодического спуска сваба под динамический уровень жидкости глушения в НКТ и последующего его подъема.

Данный способ обладает следующими преимуществами[25]:

·   возможность установки над свабом геофизических приборов, что дает возможность совместить процесс снижения уровни с исследованием скважины и контролем притока;

·   получение качественной пробы флюида и сведений о гидродинамических характеристиках пласта;

·   многократное снижение энергоемкости;

·   простота реализации метода;

·   наносится наименьший урон окружающей среде.

1 - крестовина трубной головки; 2 - планшайба; 3 - тройник; 4 - запорное приспособление; 5 - лубрикатор; 6 - штуцер.

Рисунок 2.11 Схема фонтанной арматуры

2.6 Разработка мероприятий по предупреждению осложнений и аварий при сооружении скважины

Основная цель бурения - качественное, технологически грамотное с минимальными затратами времени и средств выполнение всех процессов и операций по сооружению скважины. Одним из основных критериев высокого качества строительства скважин является бурение без осложнений и аварий [26].

2.6.1 Осыпи и обвалы стенок скважины

Обвалы стенок скважины могут происходить в результате недостаточного противодавления на стенки скважины, нарушения их прочности и устойчивости фильтратом бурового раствора, а так же в результате резких колебаний гидростатического и гидродинамического давлений на стенки скважины.

Обвалы стенок, носящие катастрофический характер, могут происходить в результате резкого и значительного снижения гидростатического давления, вызванного поглощением промывочной жидкости или её разгазированием, а так же недоливом скважины во время подъема.

Для предотвращения обвалов необходимо выполнять следующие мероприятия [27-1]:

. Для предотвращения резких колебаний давления на стенки скважины при СПО обязательно производят контроль за доливом.

. Перед подъемом инструмента делается промывка скважины, обрабатывается и производится очистка промывочной жидкости по циклу. Не допускается подъем инструмента при повышенных значений вязкости и СНС.

. Подъем инструмента с сальником в интервале затяжек производится на пониженной скорости до 0,4 м/с.

. После подъема с затяжками на значительном интервале, запрещается спускать в скважину компоновки с отклонителями, а также жесткие компоновки, включающие УБТ, калибраторы большого диаметра, центраторы и т.п.

2.6.2 Поглощения бурового раствора

Поглощение - это безвозвратные потери бурового раствора в окружающих породах. Основная причина поглощений - превышение давления в скважине над пластовым давлением и наличие каналов ухода бурового раствора. Поглощение может происходить как по естественным каналам, так и по искусственным, возникающим в результате гидроразрыва пласта. Следовательно, необходимо обеспечение минимального избыточного давления на поглощающий пласт и предотвращению резких колебаний давления в скважине. Это достигается за счет следующих мероприятий [27]:

1. Снижения плотности раствора до минимально разрешённого правилами безопасности в нефтяной и газовой промышленности, в том числе за счёт аэрации.

. Уменьшения расхода (скорости восходящего потока) раствора.

. Ограничения скорости спуско-подъемных операций.

. Расхаживания инструмента перед пуском насосов и плавного восстановления циркуляции.

. Подбора соответствующих КНБК.

. Предотвращения образование сальников.

2.6.3 Прихваты бурильной колонны

Для предупреждения прихватов необходимо придерживаться требований «Инструкции по борьбе с прихватами колонн труб при бурении скважин». При этом должны соблюдаться следующие основные требования [26-1]:

.Нельзя допускать отклонений от установленной плотности промывочной жидкости более чем на ± 0,02 г/см³ .

.Необходимо непрерывно контролировать циркуляцию промывочной жидкости.

.Нельзя оставлять бурильную колонну без движения в открытой части ствола, особенно при вскрытых неустойчивых пластах, в продуктивных горизонтах, сильнопористых и проницаемых породах, а также напротив пород, склонных к образованию осыпей и обвалов. В случае вынужденного оставления бурильной колонны в открытом стволе скважины бурильщику запрещается оставлять тормоз лебедки и вменяется в обязанность принять меры к подъему колонны и обеспечению постоянной промывки забоя по возможности с вращением колонны ротором или ключами.

. При кратковременном (до 0,5 ч) прекращении циркуляции бурового раствора надо поднять колонну бурильных труб от забоя не менее чем на 15 м и через 2 - 5 мин расхаживать и проворачивать ротором. При прекращении циркуляции или неисправности оборудования, на устранение неполадок которых потребуется более 30 мин, бурильную колонну надо поднять в кондуктор.

. При возникновении посадок надо приостановить спуск колонны, поднять ее на длину 15 - 20 м, проработать опасный интервал и только тогда продолжить спуск колонны.

. Интервал затяжек, уступов, желобов, обвалов необходимо зафиксировать в буровом журнале.

. Необходимо следить за исправной работой насосов и механизмов очистки промывочной жидкости (гидроциклоны, вибросита и т.д.).

. После длительных перерывов в бурении, более 48 часов, ствол скважины следует проработать.

. При бурении следует делать контрольный приподъем бурильной колонны на 10-15 м через 45 мин бурения при отсутствии затяжек и не реже чем через 15-17 мин бурения при их наличии. В последнем случае перед наращиванием надо прорабатывать пробуренный участок до полного устранения затяжек.

2.6.4 Газонефтеводопроявления

Для предотвращения образования газонефтеводопроявлений необходимо соблюдать следующие основные требования:

.После цементирования кондуктора на устье скважины устанавливается противовыбросовое оборудование (ПВО) ОП5 - 350 / 80х35.

2.Перед установкой ПВО на устье скважины устанавливается колонная головка ОКО21 - 324х273х194.

3.Запрещается углубление скважины и подъем инструмента, если параметры бурового раствора не соответствуют параметрам, указанным в геолого-техническом наряде.

4.Бурение в интервалах с возможными газонефтеводопроявлениями необходимо осуществлять с установкой под рабочей трубой шарового крана.

Должен быть обеспечен объем запаса бурового раствора равный двум объемам скважины.

При подъеме бурильной колонны следует обеспечить непрерывный долив скважины и контроль за объемом доливаемой жидкости, пользуясь уровнемером.

При наличии признаков сальникообразования запрещается подъем инструмента из скважины до полной ликвидации сальника путем интенсивной промывки и расхаживания инструмента.

При простоях скважины без промывки более 48 часов, перед подъемом инструмента необходимо произвести выравнивание раствора в соответствии с параметрами, указанными в ГТН. При простоях скважины более 48 часов, спуск бурильной колонны должен производиться с промежуточными промывками через 300 м и замером параметров бурового раствора, выходящего из скважины.

При наличии вскрытых пластов, склонных к газопроявлениям, подъем инструмента следует производить на пониженных скоростях до 1,0 м/с.

Опрессовку обсадных колонн, цементного камня, противовыбросового оборудования необходимо производить в соответствии с требованиями «Правил безопасности в нефтяной и газовой промышленности» и «Инструкцией по монтажу и эксплуатации противовыбросового оборудования на буровой».

При спуске обсадных колонн необходимо ограничивать скорость спуска в целях предотвращения гидроразрыва пластов. Запрещается бурение скважин при незагерметезированном устье ранее пробуренных на кусте.

К работам на скважинах с возможными газонефтеводопроявлениями не допускаются специалисты, не прошедшие обучение в специализированных учебно-курсовых комбинатах по курсу «Контроль скважины. Управление скважиной при газонефтеводопроявлении».

С членами буровых бригад проводится инструктаж по предупреждению газонефтеводопроявлений и открытых фонтанов согласно программе, утвержденной главным инженером предприятия.

После герметизации устья скважины дальнейшие работы по ликвидации газонефтеводопроявления проводятся под руководством мастера или ответственного инженерно-технического работника.

2.7 Выбор буровой установки

Буровые установки представляют собой совокупность наземных сооружений, бурового оборудования и механизмов, силового привода, контрольно-измерительных приборов, вспомогательных грузоподъемных механизмов, средств механизации, трудоемких и тяжелых процессов. Буровые установки должны соответствовать целям бурения, конструкциям скважин, климатическим, геологическим и географическим условиям [28-1].

Выбор буровой установки производится по её максимальной грузоподъемности, исходя из массы наиболее тяжелой колонны бурильных или обсадных труб.

Буровая установка должна соответствовать ГОСТ 16293-82, при этом также должны выполняться следующие условия:

Рок £ 0,9·Qмах (2.108)

где Рок - вес обсадной колонны, кН,

Qмах - допустимая нагрузка на крюке, кН.

Рбк £ 0,6·Qмах (2.109)

где Рбк - вес бурильной колонны, кН,

Рбк ·К £ Qмах (2.110)

где К - коэффициент прихватоопасности, К = 1,3.

Принимая во внимание тот факт, что проектируемая скважина является эксплуатационной, учитывая существующий парк буровых установок фирмы-подрядчика, выбирается буровая установка “Уралмаш” 4Э-76 3200/200ЭУК-2М, доукомплектованная оборудованием из набора НБО 3Д86. Техническая характеристика выбранной буровой установки представлена в таблице 2.18

По формуле 2.108:

кН £ 0,9·2000 = 1800 кН.

По формуле 2.109:

кН £ 0,6·2000 = 1200 кН.

По формуле 2.110:

· 1,3 = 1414 кН £ 2000 кН.

На основании вышеперечисленных расчетов можно сделать вывод о том, что выбранная буровая установка подходит для бурения проектируемой скважины.

Таблица 2.18 - Техническая характеристика буровой установки Уралмаш 4Э-76 3200/200ЭУК-2М