Проект строительства горизонтальной добывающей нефтяной скважины глубиной 2910 м на Вынгапуровском месторождении

  • Вид работы:
    Дипломная (ВКР)
  • Предмет:
    Геология
  • Язык:
    Русский
    ,
    Формат файла:
    MS Word
    1,87 Мб
  • Опубликовано:
    2015-03-30
Вы можете узнать стоимость помощи в написании студенческой работы.
Помощь в написании работы, которую точно примут!

Проект строительства горизонтальной добывающей нефтяной скважины глубиной 2910 м на Вынгапуровском месторождении

Министерство образования и науки Российской Федерации

Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования

«Тюменский государственный нефтегазовый университет»

Институт геологии и нефтегазодобычи

Кафедра «Бурение нефтяных и газовых скважин»

К защите допущен: _________В.Г. Кузнецов _________

БАКАЛАВРСКАЯ РАБОТА

На тему: Проект строительства горизонтальной добывающей нефтяной скважины глубиной 2910 м на Вынгапуровском месторождении

Специальная часть: Анализ применения долот типа PDC производства ОАО «Волгабурмаш» при строительстве наклонно-направленных скважин на Вынгапуровском месторождении

БР.131000.62.88/390.35.2014.ПЗ

Студент С.В. Аббасалиев

Руководитель Ж.С. Попова

Тюмень - 2014

Содержание

Аннотация

Введение

. Геологическая часть

.1 Тектоника

.2 Орогидрография района работ

1.3 Литолого-стратиграфическая характеристика и физико-механические свойства горных пород по разрезу скважины

1.4 Нефтегазоводоносность

.5 Возможные осложнения при бурении

1.6 Исследовательские работы в скважине

1.7 Работы по испытанию в эксплуатационной колонне и освоению скважины; сведения по эксплуатации

.8 Промыслово-геофизические исследования

2. Техническая часть

.1 Обоснование точки заложения скважины

.2 Состояние техники и технологии бурения скважин на месторождении

.3 Выделение зон осложнений и интервалов с несовместимыми условиями бурения. Построение совмещенного графика изменения градиентов давлений

.4 Обоснование, выбор и расчет типа профиля скважины и дополнительных стволов

.5 Обоснование метода вскрытия продуктивного пласта и расчет конструкции скважины при бурении основного ствола

.6 Анализ физико-механических свойств горных пород.

.7 Разделение геологического разреза на интервалы условно одинаковой буримости

.8 Выбор способа бурения

.9 Анализ и выбор эффективных типов породоразрушающих инструментов и схемы их промывки

.10 Проектирование режима бурения

.11 Обоснование, выбор и расчет компоновок бурильной колонны

.12 Выбор забойных двигателей по интервалам бурения

.13 Расчет диаметра насадок долота

.14 Выбор типа бурового раствора и расчет параметров промывочной жидкости

.15 Химическая обработка промывочной жидкости по интервалам, расчет потребного количества компонентов бурового раствора при бурении основного ствола

.16 Обоснование и выбор системы очистки бурового раствора

.17 Гидравлический расчет промывки скважины по интервалам

.18 Обоснование плотности тампонажного раствора и тампонажных материалов

.19 Расчет обсадных колонн на прочность

.20 Оборудование устья (способы подвески колонн, установка противовыбросового оборудования, фонтанной арматуры, расчет усилия натяжения колонны)

.21 Технологическая оснастка обсадных колонн

.22 Спуск обсадных колонн

.23 Обоснование способа цементирования обсадных труб

.24 Обоснование технологических параметров процесса цементирования обсадных колонн

.25 Обоснование способа вызова притока нефти и газа

.26 Расчет нагрузки на крюке. Выбор буровой установки

.27 Геолого-технический наряд

. Специальная часть - Анализ применения долот типа PDC производства ОАО «Волгабурмаш» при строительстве наклонно-направленных скважин на Вынгапуровском месторождении

Введение

.1. Классификация долот PDC производства ОАО «Волгабурмаш».

.2. Особенности конструкции и технические данные долот типа FD

.3 Анализ применения алмазных долот при бурении интервала под эксплуатационную колонну.

Выводы

Список использованных источников

Аннотация

В работе запроектированы технические средства, технологические параметры по строительству горизонтальной эксплуатационной скважины глубиной 3707 м на Вынгапуровском месторождении.

Проект состоит из 3 частей:

в геологической части рассмотрена орогидрография района ведения работ, стратиграфия, тектоника и нефтегазоводоносность разреза, а так же проведен анализ возможности возникновения осложнений;

в технической части выполнены все расчеты, касающиеся бурения, промывки и крепления скважины;

в специальной части приведен Анализ применения долот типа PDC производства ОАО «Волгабурмаш» при строительстве наклонно-направленных скважин на Вынгапуровском месторождении;

Пояснительная записка изложена на 141 страницах машинописного текста, в том числе 58 таблиц, 20 рисунков. Список использованной литературы включает 38 источников. Демонстрационный материал представлен 1 плакатом.

Введение

В решении задач развития топливно-энергетического комплекса страны ведущее место отводится нефтяной и газовой промышленности. Ежегодно в стране добывается несколько сот миллионов тонн нефти и сотни миллиардов кубометров газа. Развитие нефтяной промышленности предполагает широкое использование буровых работ с целью поисков, разведки и разработки нефтяных и газовых месторождений. Бурение нефтяных и газовых скважин постоянно совершенствуется особенно в связи с увеличением объемов работ по глубокому и сверхглубокому бурению, а также с растущими потребностями бурения наклонно-направленных и горизонтальных скважин. Бурение нефтяных и газовых скважин является самой капиталоемкой отраслью нефтегазодобывающей промышленности.

Еще на стадии проектирования нефтяных и газовых скважин необходимо сформулировать к ней требования как к объекту длительной, эффективной и безаварийной эксплуатации, а при сооружении её обеспечить выполнение этих требований.

Данный дипломный проект посвящен расчету строительства наклонно-направленной нефтяной скважины на Вынгапуровском месторождении.

Вынгапуровское нефтегазоконденсатное месторождение разрабатывается ОАО «Газпромнефть-Ноябрьскнефтегаз» более 25 лет. На сегодняшний день общий фонд Вынгапуровского месторождения составляет более 1 920 скважин, из них 755 скважин составляют эксплуатационный фонд месторождения.

Но, по мнению геологов, на данный момент добыта только половина всех запасов промысла. Оставшихся залежей хватит еще как минимум на 15 лет. Тем более что в последнее время у месторождения было открыто второе дыхание. И свидетельство тому постоянно увеличивающийся объем ежесуточной добычи. Если в начале 2008 года тут добывалось 4900 тонн нефти в сутки, то по итогам прошедших 4-х месяцев этот показатель достиг 5300 тонн.

Увеличение объемов добычи нефти на Вынгапуровском месторождении было достигнуто благодаря проведению соответствующих геолого-технических мероприятий, внедрению новых технологий разработки нефтяных залежей, а также бурению и вводу новых скважин. Из перспективных геолого-технических мероприятий - это углубление уже существующих скважин, то есть переход с ранее эксплуатируемых пластов на нижележащие. Эти запланированные мероприятия сейчас дают хорошую отдачу и приносят весьма неплохие результаты.

Несмотря на солидный возраст этого месторождения, в настоящее время на основе данных сейсморазведки выявлены перспективные участки и продолжается успешное разбуривание районов, ранее не вовлеченных в разработку. Сейчас активно ведется бурение западной части Вынгапуровского месторождения. Таким образом, руководство "Газпромнефть-Ноябрьскнефтегаза" намерено сохранить темпы добычи в регионе и по возможности нарастить их. В ближайшее время суточную добычу на Вынгапуровском планируют увеличить еще на пятьсот тонн.В дальнейшем планируется разработка южной и юго-западной частей Вынгапуровского месторождения.

Значительный прирост добычи здесь связывают с надежными партнерами. Помимо Сервисной буровой компании на Вынгапуровском сегодня работают и представители зарубежных компаний.

В географическом отношении Вынгапуровское месторождение находится в северной части Западно-Сибирской равнины, в зоне лесотундры.

Административно район месторождения расположен большей частью на территории Пуровского района Ямало-Ненецкого автономного округа и частично на территории Нижневартовского района Ханты-Мансийского автономного округа Тюменской области.

В экономическом отношении район Вынгапуровского месторождения имеет развитую инфраструктуру газо- и нефтедобывающей промышленности, что позволяет в короткие сроки вовлечь в разработку, как выявленные залежи, так и новые перспективные участки разрабатываемых объектов. Обзорная карта района Вынгапуровского месторождения представлена на рис. 1.

Рис.1 Обзорная карта района месторождения

1. Геологическая часть


1.1 Тектоника

Согласно схемы районирования территории Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции Вынгапуровское нефтегазоконденсатное месторождение расположено в пределах одноименного нефтегазоносного района (НГР) Надым-Пурской нефтегазоносной области (НТО). Залежи углеводородов в данном районе выявлены в широком стратиграфическом диапазоне от средней юры до верхнего мела включительно. Всего на месторождениях Вынгапуровского района выявлено 61 залежь, из них 7 газовых в сеноманских отложениях, 5 газоконденсатных и 7 нефтегазоконденсатных в нижнемеловых, 42 нефтяных залежи в нижнемеловых и юрских отложениях.

На Вынгапуровском месторождении поисково-разведочными скважинами разрез вскрыт до глубины 3422 м (скв.2). В изученной части разреза промышленная нефтегазоносность связана с отложениями от средней юры до сеномана включительно, что соответствует интервалу глубин 950-3100 м. При этом в нижней части разреза находятся нефтяные залежи (залежь горизонта БВ8 имеет небольшую газоконденсатную шапку). Верхняя сеноманская часть разреза газоносна.

Выявленные залежи на Вынгапуровском месторождении распределены в 5 группах резервуаров: Ю2, Ю1, ачимовская толща, БВ6-9 и сеноман (ПК1). В пределах каждого из резервуаров наблюдаются более или менее обособленные песчаные и песчано-алевролитовые пласты. Появление залежей в той или иной части разреза контролируется наличием в разрезе глинистых покрышек достаточно большой толщины и протяженности, способных удерживать углеводороды.

Наиболее крупные по величине запасов залежи на рассматриваемом месторождении приурочены к сеноманским отложениям (газовая залежь) и к горизонту БВ8 валанжинского возраста (нефтегазоконденсатная залежь).

На Вынгапуровском месторождении залежь газа сеноманской продуктивной толщи вскрыта на глубинах 970-1084 м (а.о.-855-951,5 м). По своему строению она в основных чертах идентична одновозрастным залежам не только месторождений Надым-Пуровской, но и других НТО Севера Тюменской области. скважина горный бурение долото

В тектоническом отношении Вынгапуровское месторождение приурочено к сводовой части одноименного куполовидного поднятия II порядка. По кровле сеноманских отложений оно представляет собой брахиантиклинальную складку, ориентированную в субмеридианальном направлении размером 36,6х- 18 км.

Сводовая часть структуры осложнена двумя куполами в районе скважин 114-110-112-106 и 100-193 с размерами 4,7x3,2 км и 2,2x1,2 км. В западной части структуры в районе кустов скважин 194-195, 188-189 наблюдаются небольшие "заливы", направленные к осевой зоне поднятия.

Амплитуда поднятия по замыкающей изогипсе -950 м составляет 98 м. Восточное крыло структуры более крутое, западное - пологое.

Углы падения пород на крыльевых участках структуры 0°30 - 0°50', на

периклиналях - 0 20'-0 30.

1.2 Орогидрография района работ

Сведения о районе проведения работ, источники и характеристики водо- и энергоснабжения, связи и местных стройматериалов в таблице 1.

Таблица 1 - Сведения о районе проведения работ

Наименование

Значение

1

2

Месторождение

Вынгапуровское

Административное положение: Республика Область (округ) Район

 Российская федерация Тюменская (Ямало-Ненецкий) Нефтеюганский

Температура воздуха, оС: - среднегодовая;  - наибольшая летняя; - наименьшая зимняя.

 -7,5 +32 -60

Максимальная глубина промерзания грунта, м

2-3

Продолжительность отопительного периода, сут

277

Преобладающее направление ветров

Зимой ЮЗ - З Летом С-СВ

Наибольшая скорость ветра, м/с

22

Сведение о площадке строительства и подъездных путях: - рельеф местности; - состояние грунта; - толщина снежного покрова, м; - характер растительного покрова

 Равнинный слабо всхолмленный; Торфяно-болотистые, суглинки, глины, пески, супеси; 1; Сосново-березовый смешанный лес, в поймах рек - тальник

Состояние местности

Лесотундра заболоченная с озерами

Характеристика подъездных дорог: - протяженность, км; - характер покрытия; - высота насыпи, м

 30 Бетон 1,3

Источник водоснабжения: - для бурения; - питьевая вода для бытовых нужд

 Скважина-колодец; Привозная (бойлера) г. Ноябрьск

Источник электроснабжения

Электроподстанция 35/6 кВ

Средство связи

- «Маяк», «Лен» или РТ23/10,  НСМ 301-60; - спутниковая связь типа «PASSOLING»; - ультрофон

Источник карьерных грунтов

Карьер, гидронамыв

1.3 Литолого-стратиграфическая характеристика и физико-механические свойства горных пород по разрезу скважины

В таблице 2 приводятся стратиграфический разрез скважины, элементы залегания и коэффициент кавернозности пластов, литологическая характеристика и физико-механические свойства горных пород по разрезу скважины.

Сведения по градиентам пластового, порового, горного давлений и давления гидроразрыва пород, приведенных к глубине исследования приводятся в таблице 3.

1.4 Нефтегазоводоносность

Данные по нефтеносности, газоносности и водоносности приведены в таблицах 4, 5, 6 соответственно.

1.5 Возможные осложнения при бурении

Во время бурения могут возникнуть осложнения связанные как с естественными причинами, так и с нарушением технологии бурения.

Параметры, характеризующие возможные осложнения указываются на основе статистических данных для наиболее представительных на разбуриваемых и эксплуатирующихся площадях условий приведены в таблицах 7-12.

1.6 Исследовательские работы в скважине

В таблице 13 приводится характеристика вскрываемых пластов на основе исследований. В таблице 14 приводятся планируемые данные по отбору керна, шлама и грунтов.

1.7 Работы по испытанию в эксплуатационной колонне и освоению скважины; сведения по эксплуатации

Данные по освоению скважины в эксплуатационной колонне и работы по перфорации эксплуатационной колонне и данные по эксплуатационным объектам приводятся в таблицах 15, 16 и 17 соответственно.

1.8 Промыслово-геофизические исследования

В данном разделе приводится комплекс геофизических исследований в процессе бурения, в открытом стволе скважины, а также в обсаженном стволе. Комплекс предусмотренных геофизических исследования приведен в таблице 18.

Таблица 2 - Литолого-стратиграфическая характеристика горных пород по разрезу скважины

Стратиграфическое подразделение

Глубина залегания, м

Элементы залегание (падения) пластов по подошве, град.

Горная порода

Стандартное описание горной породы: полное название, характерные признаки(структура, текстура, минеральный состав и т.д.)

Коэф. кавернозности в  интервале

название

индекс

от (кровля)

до (подошва)

мощность

угол

азимут

краткое название

процент в интервале



1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

Четвертичные отложения

Q

0

80

80

-

-

пески супеси суглинки

50 15 15

Пески, супеси, суглинки

1,50

Журавская свита

P2/3

80

130

50

-

-

глины

50

Глины серые песчанистые

1,45

Новомихайловская свита

P2/3

130

230

100

-

-

глины пески

40 60

Чередование глин с песками с включением растительных остатков

1,45

Атлымская свита

P1/3

230

300

70

-

-

глины алевролиты

40 30

Глины серые, алевролиты

1,45

Чеганская свита

P1/3- P3/2

300

480

180

-

-

глины алевролиты

80 100

Глины зеленовото-серые с линзами алевролитового материала

1,45

Люлинворская свита

P3/2 - P1/2

480

700

220

-

-

глины опоки песчаники

80 40 100

Глины известковитстые, опоки с прослоями кварцевато-глауконитового песчаника

1,30

Талицкая свита

P1

700

800

100

-

-

глины алевролиты

80 20

Глины темно-серые, алевритистые

1,30

Ганькинская свита

К2

800

890

90

-

-

глины алевролиты

50 40

Глины серые известковистые с прослоями алевролитов

1,30

Березовская свита

К2

890

1140

250

30’

-

глины опоки

160 90

Глины серые опоковидные, опоки серые

1,30

Кузнецовская свита

К2

1140

1160

20

30’

-

глины

20

Глины серые, т/серые почти черные

1,30

Покурская свита

K2 - К1

1160

2050

890

40’

-

пески песчаники алевролиты глины

250 370 160 110

Пески серые, т/серые с прослоями серых алевролитов, песчаников, глин

1,30

Алымская свита

К1

2050

2077

22

40’

-

аргиллиты алевролиты

17 10

Аргиллиты т/серые с прослоями серых алевролитов

1,30

Вартовская свита

K1

2077

2534

457

40’

-

аргиллиты алевролиты песчаники

90 160 207

Песчаники буровато-серые, аргиллиты зеленые, серые, алевролиты мелкозернистые

1,30

Мегионская свита

K1

2534

2910

376

1°30’

-

песчаники алевролиты аргиллиты

176 80 80

Переслаивание аргиллитов с прослоями извесковистых алевролитов, песчаники средне и мелкозернистые

1,30


Продолжение таблицы 2

Плотность, кг/м3

Пористость, %

Проницаемость, Дарси

Глинистость, %

Карбонатность, %

Соленосность, %

12

13

14

15

16

17

1900-2100

10-35

0,2-0,6

7-60

1-2

-

1900-2200

5-35

0,001-0,6

7-90

1-2

-

1900-2200

5-35

0,001-0,6

1-2

-

1900-2200

5-35

0,001-0,6

7-90

1-2

-

2200

5

0,001

90

1-2

-

1500-2200

5-31

0,001-0,6

7-90

1-2

-

1500-2200

5-31

0,001-0,6

7-90

1-2

-

1500-2200

5-10

0,001-0,05

13-90

1-2

-

1500-2200

5-10

0,001-0,05

13-90

1-2

-

1500-2200

5-10

0,001-0,05

13-90

1-2

-

1800-2200

5-35

0,001-0,6

7-90

1-2

-

2300-2600

5-23

0,001-0,03

5-100

1-5

-

2300-2600

5-23

0,001-0,03

5-100

1-5

-

2300-2600

5-23

0,001-0,03

5-100

1-5

-


Продолжение таблицы 2

Сплошность породы

Твердость кгс/см2

Расслоен-ность породы

Абразивность

Категория породы по промысловой классификации (мягкая, средняя и т.д.)

Коэффициент Пуассона

Модуль Юнга, Па

Гидратациоиное разуплотнение (набухание) породы

18

19

20

21

22

23

24

25

-

-

-

I-II

М

-

-

-

-

-

-

I-II

М

-

-

-

-

-

-

I-II

М

-

-

-

-

-

-

I-II

М

-

-

-

-

-

-

II

М

-

-

-

-

29-234

-

I-VIII

МС

-

-

-

-

29-234

-

I-VIII

МС

-

-

-

-

29-182

-

I-IV

МС

-

-

-

-

29-182

-

I-IV

МС

-

-

-

-

29-182

-

I-IV

МС

-

-

-

-

14-234

-

I-VIII

МС, С

-

-

-

-

14-234

-

I-VIII

С

-

-

-

-

14-234

-

I-VIII

С

-

-

-

-

14-234

-

I-VIII

С

-

-

-


Таблица 3 - Градиенты давления и температуры по разрезу

Интервал

Градиенты

от

до

Пластового давления, (МПа/м)×10-2

Порового давления, (МПа/м)×10-2

Гидроразрыва пород, (МПа/м)×10-2

Горного давления, (МПа/м)×10-2

Геотермический, 0С на 100

0

310

1,00

1,00

2,2

2,2

1

310

700

1,00

1,00

2,0

2,2

4,6

700

1160

1,00

1,00

2,0

2,2

3,9

1160

1190

1,00

1,00

1,18

2,2

3,3

1190

2050

1,00

1,00

1,80

2,2

3

2050

2534

1,00

1,00

1,80

2,2

2,9

2534

2880

1,02

1,02

1,80

2,3

3,1

2880

2910

1,12

1,12

1,60

2,3

2,7


Таблица 4 - Нефтеносность

Индекс стратиграфи-ческого подразделения

Интервал, м

Тип коллектора

Плотность, кг/м3

Подвижность, мПа·с

Содержание, % по весу

Свободный дебит, м3/сут


от (верх)

до (низ)




 

 





в пластовых условиях

после дегазации


серы

парафина

 

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

К1 (БВ8)

2880

2910

Поров.

0,830

-

0,08

0,20

4,60

90


Окончание таблицы 4

Параметры растворенного газа

газовый фактор, м33

содержание, %

относительная по воздуху плотность газа

коэффициент сжимаемости

давление насыщения в пластовых условиях, МПа


сероводорода

углекислого газа




11

12

13

14

15

16

181

-

-

1,01

-

27


Таблица 6 - Водоносность

Индекс стратиграфи-ческого подразделения

Интервал, м

Тип коллектора

Плот-ность,кг/м3

Свободный дебит, м3/сут

Фазовая проницаемость,  10-3 мкм2

Химический состав воды в мг- эквивалентной форме


от (верх)

до (низ)





анионы

катионы








Сl-

SO4-2

HCO3-

Na+

Mg2+

Ca2+

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

13

Q - Р1/3

0

300

Поровый

1,009

100-150

-

89

-

11

82

4

14

К2 - К1

1160

2050

Поровый

1,011

1000-2500 водозабор

-

97,6

-

2,4

93,3

2,5

2,4

К1

2050

2500

Поровый

1,010

до 50

-

95

-

5

92,5

1,1

6,4

К1

2555

2560

Поровый

1,010

0,67-27

-

97

-

3

87

1

12

К1

2585

2650

Поровый

1,010

0,67

-

98

-

2

78

1

21

К1

2725

2730

Поровый

1,010

27

-

98

-

2

78

1

21



Окончание таблицы 6

минерализация, г/л

Тип воды по Сулину СФН - сульфатонатриевый ГКН - гидрокарбонатнонатриевый ХЛМ - хлормагниевый ХЛК - хлоркальциевый

Относится к источнику питьевого водоснабжения (да, нет)

14

15

16

0,1-0,2

ГКН

да

16,4

ХЛК

нет

17,2

ХЛК

нет

25

ХЛК

нет


Таблица 7 - Поглощения бурового раствора

Индекс стратиграфического подразделе- ния

Интервал, м

Максимальная интенсивность поглощения, м3

Расстояние от устья скважины до статического уровня при его максимальном снижении, м

Имеется ли потеря циркуляции (да, нет)

Градиент давления поглощения, (МПа/м)×102

Условия возникновения


от (верх)

до (низ)




при вскрытии

после изоляционных работ


Q - P2/2

0

700

3-5

-

Нет

2

-

Отклонение параметров бурового раствора от проектных, нарушение скорости СПО

К2 - К1

1160

2050

Частичное

-

Нет

1,7

2

Повышенная репрессия на пласты, превышение допустимой скорости СПО


Таблица 8 - Осыпи и обвалы стенок скважины

Индекс стратиграфического подразделения

Интервал, м

Буровые растворы, применявшиеся ранее

Время до начала осложнения, сут

Мероприятия по ликвидации последствий (проработка, промывка и т.д.)


от (верх)

до  (низ)

Тип раствора

Плотность, кг/м3

Дополнительные данные по раствору, влияющие на устойчивость



Q - P2/2

0

700

пресный глинистый

1160-1180

-

2

проработка

P1 - К1

700

2050

пресный глинистый

1160-1300

-

3-5

проработка


Таблица 9 - Нефтегазоводопроявления

Индекс стратигра-фического подраз-деления

Интервал, м

Вид проявляе-мого флюида (вода, нефть, конденсат, газ)

Длина столба газа при ликвидации газопроявления, м

Плотность смеси при проявлении для расчета избыточных давлений, кг/м3

Условия возникновения

Характер проявления (в виде пленок нефти, пузырьков газа, перелива воды, увеличение водоотдачи и т.д.)


от (верх)

до (низ)



 








внутреннего

наружного



К2 - К1

1160

2050

Вода

-

1,0

1,01

Снижение гидростатического давления в скважине из-за: -недолива жидкости; -подъема инструмента с “сальником”; -снижение плотности жидкости, заполня-ющей скважину ниже допустимой величины

-разбавление бурового раствора, -перелив бу- рового раствора на устье, -пузырьки газа.

К1

2880

2910

Нефть

-

0,83

0,85




Таблица 10 - Прихватоопасные зоны

Индекс страти-графи-ческого подраз-деления

Интервал, м

Вид прихвата (от перепада давления, заклинки, саль-никообразования и т.д.)

Раствор, при применении которого произошел прихват

Наличие ограничений на оставление инструмента без движения или промывки (ДА, НЕТ)

Условия возникновения


от (верх)

до (низ)


тип

плотность, кг/м3

водоотдача, см3/30мин

смазываю-щие добавки (название)



Q - P2/2

0

700

сальникообразо-вания, заклинка КНБК, диффе- ренциальный прихват

глинистый

1160

более 8

отсутствие

ДА

Увеличение фильтрато-отдачи и плотности раствора, толстая корка, оставление инструмента без движения более 5 минут

P1 - К1

700

2910


глинистый

1130 - 1340

более 8

отсутствие

ДА



Таблица 12 - Прочие возможные осложнения

Индекс стратиграфического подразделения

Интервал, м

Вид (название) осложнения: желобообразование, перегиб ствола, искривление, грифонообразование

Характеристика (параметры) осложнения и условия возникновения


от(верх)

до(низ)



Q - P1/3

0

310

ММП

растепление пород, кавернообразования, разрушение устья скважины, потеря циркуляции

К2 - К1

1160

2050

разжижение бурового раствора

нарушение режима промывки скважины, разбавление агрессивными пластовыми водами

К1

2050

2910

сужение ствола скважины

разбухание глин ввиду некачественного глинистого раствора


Таблица 13 - Характеристика вскрываемых пластов

Индекс пласта

Интервал залегания, м

Тип  коллек-тора

Тип флюида

По-рис- тость, %

Прони- цаемость,  Дарси

Коэффициент газо-, конденсато-, нефтенасыщенности

Пластовое давление, МПа

Коэффициент аномальности

Толщина глинистого раздела флюид-вода, м


от  (верх)

до  (низ)









К1 (БВ8)

2880

2910

Поровый

нефть

5-23

0,001-0,03

-

270

-

-


Таблица 14 - Отбор керна и шлама

Отбор керна

Отбор шлама

интервал, м

технические средства

интервал, м

частота отбора шлама, через м

от (верх)

до (низ)

метраж отбора керна


от (верх)

до (низ)


1

2

3

4

5

6

7

Не предусматривается

2845

2910

5


Таблица 15 - Испытание продуктивных горизонтов (освоение скважины) в эксплуатационной колонне

Индекс стратиграфического подразделения

Номер объекта (снизу вверх)

Интервал залегания объекта, м

Интервал установки цементного моста, м

Тип конструкции продуктивного забоя: открытый забой, фильтр, цемент, колонна

Тип установки для испытания (освоения): передвижная, стационарная



от (верх)

до (низ)

от (верх)

до (низ)



1

2

3

4

5

6

7

8

БВ8

1

2880

2910

-

-

зацементированная колонна

А60/80



Окончание таблицы 15

Пласт фонтанирующий (да, нет)

Количество режимов (штуцеров) испытания, шт.

Диаметр штуцеров, мм

Последовательный перечень операций вызова притока или освоения нагнетательной скважины: смена раствора на воду (раствор-вода), смена раствора на нефть (раствор-нефть), смена воды на нефть (вода-нефть), аэрация (аэрация), понижение уровня компрессорами (компрессор)

Опорожнение колонны при испытании (освоении)





максимальное снижение уровня, м

плотность жидкости, кг/м3

9

10

11

12

13

14

да

-

-

Оборудование устья скважины запорной арматурой, смена бурового раствора в скважине на воду, опрессовка эксплуатационной колонны, перевод скважины на перфорационную жидкость, перфорация, вызов притока (понижение уровня свабированием) гидродинамические исследования, спуск насоса.

2000

830


Таблица 16 - Работы по перфорации эксплуатационной колонны при испытании (освоении)

Номер объекта (снизу вверх)

Перфорационная среда

 Мощ-ность перфорации, м

Вид перфорации: кумулятивная, пулевая снарядная, гидропескоструйная, гидроструйная

 Типоразмер перфоратора

Количество отверстий на 1 м, шт

Количество одновременно спускаемых зарядов, шт

Количество спусков перфо-ратора, шт

Предус-мотрен ли спуск пер-форатора на НКТ (да, нет)

Насадки для гидропеско-струйной перфорации


вид: раствор, нефть, вода

плотность, кг/м3








диаметр, мм

количество, шт

1

KCl

1050

25

41/2″ HSD Power Jet 4505; 33/8″ HSD Power Jet 3406

16

100

4

да

-

-

Таблица 17 - Данные по эксплуатационным объектам

Номер объекта

Плотность жидкости в колонне, кг/м3

Пластовое давление на период поздней эксплуатации, МПа

Максимальный динамический уровень при эксплуатации, м

Установившаяся при эксплуатации температура, 0С

Данные по объекту, содержащему свободный газ

Заданный коэффициент запаса прочности в фильтровой зоне


на период ввода в эксплуатацию

на период поздней эксплуатации



в колонне на устье скважины

в эксплуатацион-ном объекте

длина столба газа по вертикали, м

коэффициент сжимаемости газа в стволе скважины



830

850

27

2000

30

83

-

-

1,20


Таблица 18 - Геофизические исследования

Наименование исследования

Мас-штаб записи

Замеры и отборы производятся

Скважинная аппаратура и приборы

Промыслово-геофизическая партия

Номера таблиц СНВ на ПГИ



на глуби-не, м

в интервале, м

тип

группа сложности

название

дежур-ство на буровой, сут





от (верх)

до (низ)






1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

ОСНОВНЫЕ МЕТОДЫ

 В процессе бурения

Геолого-технологические исследования

1:500 1:200

2845 2910

760 2845

2845 2910

Станция ГТИ

2-3

Промыслово-геофизическая

кругло-суточно


В открытом стволе

Стандартный каротаж (АМ-0,5 и ПС)

1:500 1:200

2845 2910

760 2845

2845 2910

Э-1, Э-2; КЗ-741; ЭК-М

2

Электрорадио-каротажная

Солгас-но норм на ПГИ

49-27-84 49-27-57

Боковое каротажное зондирование (5 зондов)

1:500 1:200

2845 2910

760 2845

2845 2910

Э-1, Э-2; КЗ-741; ЭК-М

2

Электрорадио-каротажная

««-»»

49-27-84 49-27-57

Резистивиметрия

1:500 1:200

2845 2910

760 2845

2845 2910

Э-1, Э-2; КЗ-741; ЭК-М

2

Электрорадио-каротажная

««-»»

49-27-84 49-27-57

Индукционный каротаж

1:500 1:200

2845 2910

760 2845

2845 2910

ПИК-3; АИКМ;  ПИК-5

1

Электрорадио-каротажная

««-»»

49-27-84 49-27-57

Боковой каротаж

1:500 1:200

2845 2910

760 2845

2845 2910

Э-1, Э-2; КЗ; ЭК-М; ЭК-73

2-3

Электрорадио-каротажная

««-»»

49-27-84 49-27-57

РК (ГК+НКТ)

1:200

2910

2845

2910

РКС-3М, СРК-43, АРК-73, РК-4

2

Электрорадио-каротажная

««-»»

49-27-84 49-27-57

ВИКИЗ (5 зондов)

1:200

2910

2845

2910

РК-73, РКС-3М; РК-01; АР-73

2-3

Электрорадио-каротажная

««-»»

49-27-84 49-27-57

Инклинометрия (в масштабе индукции)

Точеч-ная

2910

0

2910

ИОН-1М; КИТ-А; ИММН-73

2-3

Инклиномет-рическая

««-»»

49-27-84 49-27-57


Непре-рывная

2910

360

2910

8DWD; DWD-650

2-3




Микробоковой каротаж, микрокавернометрия, микрозонды

1:500 1:200

2845 2910

760 2845

2845 2910

МДО, К-3А-723, МБКУ

1

Электрорадио-каротажная

««-»»

49-27-84 49-27-57

Акустический каротаж

1:500 1:200

2845 2910

760 2845

2845 2910

АКШ-1, АКВ-1

2

Электрорадио-каротажная

««-»»

49-27-84 49-27-57

Гамма-спектрометрия

В продуктивном интервале

РК-73, РКС-3М; РК-01; АР-73

2-3

Электрорадио-каротажная

««-»»

49-27-84 49-27-57

Гамма и нейтронный гамма каротаж

1:200

2845 2910

760 2845

2845 2910

СРК

2-3

Электрорадио-каротажная

««-»»

49-27-84 49-27-57

Гамма-гамма каротаж плотностной

1:200

2845 2910

760 2845

2845 2910

СГП «Агат»

2-3

Электрорадио-каротажная

««-»»


В обсаженном стволе

Гамма-гамма цементометрия

1:500 1:200

750 2780

0  750

750 2750

ЦМ 10-12; СГДТ-3

2

Электрорадио-каротажная

««-»»

49-27-54 49-27-57

ФКД

1:500 1:200

750 2780

0  750

750 2750

МАК-2; АКВ-1

2

Электрорадио-каротажная

««-»»

49-27-54 49-27-57

Радиоактивный каротаж (ГН+ННК+Т) в эксплуатационной колонне

1:500 1:200

750 2780

750 2845

2845 2750

АКР-73

2-3

Электрорадио-каротажная

««-»»

49-27-84 49-27-57

Термометрия в эксплуатационной колонне

1:500 1:200

750 2780

750 2845

2845 2750

ТЭГ-60

2-3

Электрорадио-каротажная

««-»»

49-27-84 49-27-57

Локация муфт в эксплуатационной колонне

1:500 1:200

750 2780

750 2845

2845 2750

АКР-73

2-3

Электрорадио-каротажная

««-»»

49-27-84 49-27-57

Перфорация в эксплуатационной колонне

Согласно заявке

2-3

Прострелочно-взрывная аппаратура

««-»»

49-27-84 49-27-57

Контроль перфорации МЛМ, РК

В интервалах перфорации

2-3

Электрорадио-каротажная

««-»»

49-27-54 49-27-57

Промысловые исследования

ТМ, БМ, ВГД, СТД, РГД, РГД, РИС

2-3

Электрорадио-каротажная

««-»»

49-27-84 49-27-57


2. Техническая часть

2.1 Обоснование точки заложения скважины

Точка заложения проектной скважины определяется согласно проекту на разработку Вынгапуровского месторождения.

Глубина скважины Hскв, м рассчитывается по формуле

Hскв= Hкп + hпл + hз,                                           (1)

где    Hкп - глубина кровли по вертикали, м;

hпл- мощность продуктивного пласта, м;

hз- глубина зумпфа, м.

Глубина проектной скважины равна

Hскв= 2880 + 30 + 0 = 2910 м.

2.2 Состояние техники и технологии бурения скважин на месторождении

На Вынгапуровском месторождении используется буровая установка Бу-3000ЭУК-1М. Применяемый тип лебедки ЛБУ-1200К , мощность двигателей 500 кВт, мощность двигателей для бурения - 500 кВт + (630 кВт×2). Тип электростанции АСДП-200.

На буровой установке используется следующее оборудование: тип редуктора РН-650, талевый блок УТБА-5-200, тип насосов УНБ-600, двигатель для насосов СМБО-630, превентор ОП5 -230/80´35.

Ствол скважины крепится тремя обсадными колоннами: кондуктором, эксплуатационной, хвостовиком. Бурение под кондуктор ведется турбобуром Т 12 РТ-240, долотами III295,3 С-ГНУ-R58 или БИТ295,3ВТ-419НР, под бурение эксплуатационной колонны применяются долота БИТ220,7 ВТ613НР.02, БИТ220,7 FD368МН-А80-05, БИТ2-220,7В813УН.40 ротор и двигатель ДРУ-172РС, хвостовик бурится долотами III-146СЗ-ГАУ-R296 или БИТ-146В613УН.30, применяемый двигатель ДРУ-127 и ротор.

2.3 Выделение зон осложнений и интервалов с несовместимыми условиями бурения. Построение совмещенного графика давлений

Число интервалов несовместимых по условиям бурения определяются по совмещенному графику изменения с глубиной градиентов пластовых давлений grad Pпл, МПа/м давлений гидроразрыва grad Pгр, МПа/м, а также прочности и устойчивости пород grad Pуст , МПа/м.

grad Рплz =                                       (2)Ргрz =                                         (3)Рустz =                                       (4)

где    Р уст - давление относительной устойчивости породы, МПа.

Градиенты пластового давления, давления гидроразрыва и устойчивости для условий Вынгапуровского месторождения.

Рпл30 =0,3/30=0,01 МПа/м;Ргр30=0,6/30=0,022 МПа/м;Руст30 =0,3∙1,1/30=0,011 МПа/м;Рпл100 =1,0/100=0,01 МПа/м;Ргр100=2,0/100=0,022 МПа/м;Руст100 =1,0∙1,1/100=0,011 МПа/м;Рпл210 =2,1/210=0,01 МПа/м;Ргр210=4,2/210=0,022 МПа/м;Руст210 =2,1∙1,1/210=0,011 МПа/м;Рпл320 =3,2/320=0,01 МПа/м;Ргр320=6,4/320=0,022 МПа/м;Руст320 =3,2∙1,1/320=0,011 МПа/м.

Совмещенный график давлений представлен на рисунке 1, все данные по расчетам сведены в таблицу 19.

Таблица 19 - Данные для составления графика давлений

Свита

Глубина залегания кровли пласта, м

Глубина залегания подошвы пласта, м

Толщина, м

Градиенты давлений





пластового МПа/м∙102

гидроразрыва, МПа/м∙102

устойчивости, МПа/м∙102

Четрвертичная

0

80

80

1

2,2

1,1

Журавская

80

130

50

1

2,2

1,1

Новомихайлов

130

230

100

1

2,2

1,1

Алтымская

230

300

70

1

2,2

1,1

Чеганская

300

480

180

1

2,2

1,1

Люлинворская

480

700

220

1

2,0

1,1

Талицкая

700

800

100

1

2,0

1,1

Ганькинская

800

890

1

2,0

1,1

Березовская

890

1140

250

1

2,0

1,1

Кузнецовская

1140

1160

20

1

1,8

1,1

Покурская

1160

2050

890

1

1,8

1,05

Алымская

2050

2077

22

1

1,8

1,05

Вартовская

2077

2534

457

1,02

1,8

1,05

Мегионская

2534

2910

376

1,12

1,6

1,07


2.4 Обоснование, выбор и расчет типа профиля скважины и дополнительных стволов

Оптимальная проектная траектория ствола скважины определяется: низкой вероятностью пересечения стволов, высокой степенью достижения проектной траектории, минимальной длиной скважины, минимальной стоимостью бурения, минимальной продолжительностью бурения, низкой вероятностью осложнений в процессе проводки ствола. Исходя из этих условий и опыта бурения горизонтальных скважин выбирается профиль горизонтальной скважины. Основными составляющими элементами выбранного профиля ствола горизонтальной скважины являются участки: вертикальный, набор кривизны, стабилизации, набор угла, горизонтальная часть.

Исходные данные для расчета профиля скважины сведены в таблице 20.

Рисунок 2 - Совмещенный график изменения градиентов давлений

Таблица 20 - Исходные данные для расчета профиля скважины

Вертикальный участок, м

100

Проектный отход (на кровлю пласта), м

750

Интенсивность набора зенитного угла, ˚/10м

2,0

Глубина кровли пласта, м

2880


Следующим этапом является расчет минимально допустимого радиуса искривления Rmin, м, из условия проходимости в искривленном участке скважины наиболее жесткой части системы “долото - забойный двигатель” по формуле

 

Rmin = . (6)

 

где LЗД - длина забойного двигателя с долотом, м;

ДД , dЗД - диаметр, соответственно, долота и забойного двигателя, м;

К - зазор между стенками скважины и забойным двигателем, м.

В мягких породах К = 0, в твердых К = 3÷6 мм.

 

Rmin =  = 32,5 м.

Бурение участка набора кривизны производится с применением компоновки включающей в себя ДРУ-172 с углом перекоса 1°45’. Такая компоновка обеспечивает необходимый темп набора зенитного угла т.е. интенсивность 2,0˚/10 м и радиус искривления R1 = 460 м.

Далее рассчитываются значения зенитного угла a, град. в конце участка набора по формуле

, (7)

;

;

.

Атвп - отклонение точки вхождения в пласт от вертикальной оси ствола, м;1 - радиус искривления на первом участке, м;2 - радиус искривления на втором участке, м.

 

a1 =arccos

Расчет профиля горизонтальной скважины ведется по следующим формулам

Длина скважины  по стволу, м

Проекции


вертикальная, м

горизонтальная, м

Вертикальный

-



Набор зенитного угла



Наклонно направленный участок



Резко искривленный участок



Горизонтальный участок

-



Всего




Ниже приведены расчеты, а результаты сведены в таблицу 21.

1=50 м;1=0;2 = 0,01745∙286,5×12,3°= 52 м;

а2 = 286,5∙ (1-cos12,3°) = 9,5 м;

h2 = 286,5∙sin12,3°= 61 м;4 = 143,25∙(sin86,7-sin12,3)=112,5 м;3 = 2880-50-61-112,5=2656,5 м;3 = 2656,5/0,977=2726 м;3 = 2656,5∙tg 12,3°=594 м;4 = 0,01745∙286,5∙74,4=379 м;4 = 143,25∙(cos87,7-cos12,3)=147 м;5 = 500 м;

L=50+52+2726+379+500=3707 м;= 9,5+594+147=750,5 м.

Таблица 21 - Результаты расчета профиля горизонтальной скважины

Интервал по вертикали, м

Угол наклона ствола, град

Отклонение, м

Удлинение, м

Глубина по стволу, м

от

до

длина

в начале интервала

в конце интервала

средний

за интервал

общее

за интервал

общее


1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

0

50

50

0

0

0

0

0

0

0

50

50

200

150

0

0

6,0

15,8

15,8

1,0

1,0

201

200

750

550

7,0

12,0

9,5

92,0

107,8

8,0

9,0

759

750

1600

850

34,8

34,8

34,8

104,4

212,2

6,0

15,0

1615

1600

1800

200

34,8

34,8

34,8

24,5

236,7

1,0

16,0

1816

1800

2480

680

34,8

34,8

34,8

83,5

320,2

6,0

22,0

2502

2480

2830

350

34,8

34,8

34,8

245,1

565,3

77,0

99,0

2929

2830

2880

50

34,8

89,0

74,85

184,7

750,0

141,0

240,0

3120

2880

2885

5

89,0

90,0

89,5

86,7

836,7

82,0

322,0

3207

2885

2910

25

90,0

90,0

90,0

500,0

1136,7

475,0

797,0

3707


Профиль скважины представлен на рисунке 3.

Рисунок 3 - Расчетный профиль горизонтальной скважины

2.5 Обоснование метода вскрытия продуктивного пласта и расчет конструкции скважины при бурении основного ствола

В настоящее время существует несколько способов вскрытия продуктивных горизонтов: при репрессии (Рпл < Рз), депрессии (Рпл > Рз) и равновесии. Бурение на депрессии и равновесии проводится только при полностью изученном разрезе, а также требует специального дорогостоящего оборудования. Поэтому при обосновании первичного вскрытия рассматривается только вариант бурения с помощью репрессии.

Существуют несколько методов вхождения в продуктивную залежь. При вскрытии пласта данной скважины используется метод вскрытия, заключающийся в следующем. Продуктивная залежь, пробуривается, перекрывая, предварительно вышележащие породы эксплуатационной колонной обсадных труб, затем спускается до забоя хвостовик и пакеруется. Для сообщения внутренней полости колонны с продуктивной залежью в хвостовик включаются фильтра.

Метод имеет следующие достоинства: прост в реализации; позволяет селективно сообщать скважину с любым пропластком продуктивной залежи; стоимость собственно буровых работ меньше, чем при других методах вхождения.

Однако при использовании промывочной жидкости на водной основе при этом методе велика вероятность сильного загрязнения продуктивной залежи, поскольку свойства жидкости приходится выбирать с учетом геолого-физических условий не только самой залежи, но также в открытой части ствола выше нее.

Определяем количество и глубины спуска обсадных колон. Исходя из данных, полученных на основе совмещенного графика давлений, выбираем конструкцию из трех обсадных колон.

Кондуктор спускается до глубины 759 м, цементируется до устья. Эксплуатационная колонна спускается до глубины 2929 м в интервал устойчивых магматических пород, цементируется выше башмака кондуктора на 150 м. Колонна хвостовик спускается на глубину 3707 м и пакеруется выше башмака эксплуатационной колонны на 35 м . Конструкция скважины представлена в таблице 22.

С учетом ожидаемого дебита 26,4 м3/сут принимается эксплуатационная колонна с наружным диаметром 0,178 м.

Таблица 22 - Обоснование конструкции скважины

Название колонны

Диаметр колонн, мм

Глубина спуска по вертикали (по стволу), м

Назначение обсадных колонн; обоснование выбора диаметра, секционности и глубины спуска колонн

1

2

3

4

Кондуктор

245

750 (759)

Для перекрытия Люлинворской свиты, перетоков газа, грифонообразования, с целью оборудования устья ПВО.

Эксплуата-ционная

178

2830 (2929)

С целью эксплуатации

Хвостовик

114

2910 (3707)

С целью эксплуатации

Рассчитывается диаметр долота Дд для бурения под колонну хвостовик

Дд = Дм + DН,                                                      (8)

где    Дд - расчетный диаметр долота, м;

Дм - диаметр муфты обсадных труб, м;

DН - разность диаметров между муфтой обсадной колонны и стенкой скважины, м.

Дд = 0,1321 + 0,015 = 0,1471 м.

Принимается диаметр долота под эксплуатационную колонну 0,146 м ГОСТ 20692 - 2003.

Наружный диаметр предыдущей обсадной колонны (Дн)пред, мм определяется по формуле

н)пред. = Дд + 2(Dв + d ),                                            (9)

где    Дд - расчетный диаметр долота, м;

Dв - радиальный зазор между долотом и внутренней поверхностью той колонны, через которую оно должно проходить при бурении скважины (Dв = 3 - 5 мм);

d - наибольшая возможная толщина стенки труб данной колонны.

Диаметр эксплуатационной колонны определяется по формуле (9)

н)пред. = 0,146 + 2(0,003 + 0,009) = 0,171 м.

Глубина по инструменту, м

Глубина по вертикали, м

Схема

Описание

Направление


ЭЛ/СВАР 530х12 ЭД

55,19

55,19


гр.кор.ст.1 к 52

Кондуктор


244.5 мм / r=8.94 мм

759

750


Марка стали «Д»


Резьба - ОТТМА


Вес 1 п.м. - 53.7 кг


177.8 мм / r=10,4мм


Марка стали «Е»


Резьба - ОТТМА


Вес 1 п.м. - 43.5 кг


177.8 мм / r=8.1 мм


Марка стали «Е»


Резьба - ОТТМА


Вес 1 п.м. - 34.2 кг

Эксплуатационная колонна


2929

2830




Ø 114,3мм/r= 8,6 мм

Хвостовик-фильтр


Марка стали «Д»

3707

2910


ФСЭЛО-114-0,2-8000

Рисунок 4 - Схема строительства скважины

Принимается диаметр эксплуатационной колонны 0,178 м согласно ГОСТ 632 - 80.

Аналогично вычисляются диаметры долот и труб для остальных обсадных колонн. Результаты расчетов приводятся в таблице 23.

Таблица 23 - Характеристики конструкции скважины

Наименование  колонн

Интервал спуска по вертикали (по стволу), м

Диаметр, мм

Интервал подъема тампонажного раствора, м



колонны

долота


Кондуктор

759 (750)

245

295,3

До устья

Эксплуатационная

2929 (2830)

178

220,7

150 м выше бышмака кондуктора

Хвостовик

3707(2910)

114

146

-


Основная задача такой конструкции - обеспечить безаварийную проводку ствола скважины при минимально допустимом количестве обсадных колонн. При этом снижается расход обсадных труб, долот, химических реагентов, тампонажных материалов, время строительства и себестоимость одной скважины.

2.6 Анализ физико-механических свойств горных пород

Сведения о физико-механических свойствах горных пород представлены в таблице 24.

2.7 Разделение геологического разреза на интервалы условно одинаковой буримости

Анализ физико-механических свойств горных пород (таблица 24) позволяет, предварительно, выделить интервалы одинаковой буримости: 0-700 м, 700-1950 м, 1950-2830 м, 2830-2910 м.

Интервалы условно одинаковой буримости уточняются при помощи методов математической статистики по проходке на долото (Нд).

Выписываются значения проходки на долото Нд, м в порядке увеличения.

Интервал 0 - 700 м.

 


Проверяются крайние значения вариационного ряда по формулам

.                 (10)


Для всех вариационных рядов выполняется неравенство по-этому значение Х1 не является грубой ошибкой и не может быть исключено из вариационного ряда.

Делается проверка для значения Хn.

. (11)


Для всех вариационных рядов выполняется неравенство поэтому значение Хn не исключается из вариационного ряда.

Определяется среднее квадратичное отклонение S и среднее значение .

 

 ;                                        (12)

 (13)

S1 =132,7

 

Интервал 700-1950 м

Нд, м: 80, 89, 95, 96, 131, 266, 290, 319, 321, 440.

По формулам (10,11) проверяется крайнее значение вариационного ряда. Условия выполняются.

Находим 2 и S2:2 = 212,7; S2 = 129,3

Вычисляется общее среднее квадратичное отклонение для сравнения двух радов:

.                                      (14)


Коэффициент Стьюдента () находится по формуле

.                            (15)

Сравниваются значение t1,2

При m = n1 + n2 - 2, m = 10-10 -2 = 18 , t =2,1 ; t1,2 > t.

Следовательно, предварительное разделение является верным, что подтвердилось проведенными статистическими расчетами.

При проверке остальных интервалов аналогичным способом выясняется, что предварительное разделение разреза скважины на интервалы условно одинаковой буримости, верно.

Окончательно выделяются следующие интервалы условно одинаковой буримости: 0-700 м, 700-1950 м, 1950-2830 м, 2830-2910 м.

2.8 Выбор способа бурения

Способ бурения выбирается исходя из частоты вращения долота nt, об/мин. Определяется частота вращения долота на забое, которая необходима для реализации объемного разрушения горных пород. Необходимое время контакта tк,, млс зуба долота с забоем по формуле берется, исходя из физико-механических свойств горных пород.

.                                           (16)

где    tз - средний шаг зубьев долота, мм;

вз - средняя ширина площадки, по которой зуб долота оказывает давление на породу при вдавливании на глубину (0,5-2 мм) в зависимости от твердости пород и формы зуба, вз определяется по результатам замеров для принятых долот;

tк - (2 - 8 млс) время контакта определяется согласно указаниям [1];

R - радиус долота, мм.

Интервал 0-759 м долото 295,3 AUL-LS21T-R403.

з = 20·10-3 м, вз = 7 мм, tк =8 млс.

 170 об/мин.

Интервал 759 - 2929 м долото БИТ220,7 ВТ613НР.02

nt = 190 об/мин ( характеристика долота из каталога долот группы компаний «ХИМИКО»)

Интервал 2929 - 3707 м долото 146AUP-LS54Y-R296А, tз = 12·10-3 мм,

 

вз = 5 мм, tк =8 млс.

180,8 об/мин.

Ориентируясь на величину , при бурении скважины в интервале 0-700 м предпочтительнее использовать турбинный способ бурения, 700-1950 м, 1950- 2830 м, 2830-2910 м бурится роторным и роторно - турбинным способом, учитывая необходимую частоту вращения (), выбираются Т12РТ-240 , ДРУ-172РС, ДРУ-127.

2.9 Анализ и выбор эффективных типов породоразрушающих инструментов и схемы их промывки

Выбор типа долота проводится исходя из характеристик горных пород т.е. твердости, абразивности. Тип опоры долота выбирается в зависимости от частоты, с которой долото будет работать на забое.

Таблица 25 - Характеристика долот

Интервал бурения, м

Типоразмер породоразрушающего инструмента

Характеристика долот



тип резьбы

тип промывочн- ого устройства

количество насадок, шт

тип опоры

0-700

11 5/8 FD-388MH-A66

З-152

Ц

1

В

700-1950

8 11/16 FD-368SM-A70

З-117

ЦГ

6

ВУ

1950-2830

8 11/16 FD-368SM-A70

З-117

Г

6

Н

2830-2910

5 2/3 AUP-LS54Y-R296А

З-88

Г

3

Н


Таблица 24 - Физико-механические свойства горных пород.

Индекс стратиграфического подразделения

Интервал, м

Краткое название горной породы

Плотность, кг/м3

Глинистость, %

Пористость, %

Твердость, МПа

Коэффициент пластичности

Категория абразивности

Категория породы по промысловой классификации


от (верх)

до (низ)









Q

0

80

пески супеси суглинки

1900-2100

7-60

10-35

10-75

-

I-II

М

P2/3

80

130

глины

1900-2200

7-90

5-35

20-120

-

I-II

М

P2/3

130

230

глины пески

1900-2200

7-90

5-35

20-120

-

I-II

М

P1/3

230

300

глины алевролиты

1900-2200

7-90

5-35

20-120

-

I-II

М

P1/3- P3/2

300

480

глины алевролиты

2200

90

5

50-120

-

II

М

P3/2 - P1/2

480

700

глины опоки песчаники

1500-2200

7-90

5-31

29-234

-

I-VIII

МС

P1

700

800

глины алевролиты

1500-2200

7-90

5-31

29-234

-

I-VIII

МС

К2

800

890

глины алевролиты

1500-2200

13-90

5-10

29-182

-

I-IV

МС

К2

890

1140

глины опоки

1500-2200

13-90

5-10

29-182

-

I-IV

МС

К2

1140

1160

глины

1500-2200

13-90

5-10

29-182

-

I-IV

МС

K2 - К1

1160

2050

пески песчаники алевролиты глины

1800-2200

7-90

5-35

14-234

-

I-VIII

МС, С

К1

2050

2077

аргиллиты алевролиты

2300-2600

5-100

5-23

14-234

-

I-VIII

С

K1

2077

2534

аргиллиты алевролиты песчаники

2300-2600

5-100

5-23

14-234

-

I-VIII

С

K1

2534

2910

песчаники алевролиты аргиллиты

2300-2600

5-100

5-23

14-234

-

I-VIII

С


2.10 Проектирование режима бурения

2.10.1 Расчет осевой нагрузки на долото

Величина осевой нагрузки на долото Gдол., Н определяется по формуле

Gдол = Рш×Fк,                                                       (17)

 

где    Рш - твердость горных пород по штампу, МПа;

Fк - площадь контакта вооружения долота с забоем, м2.

,                                                 (18)

где вз - средняя ширина площадки, по которой зуб долота оказывает давление на породу при вдавливании на глубину (0,5-2 мм) в зависимости от твердости пород и формы зуба, мм;

Sli - сумма длин всех зубьев находящихся в одновременном контакте с породой, м.

Интервал 0 - 700: Sli =125 мм, Fк = 3×10-4 м2, bz = 6 мм. = (120 - 410)×106 ×3 ×10-4 = 21000 ÷ 71750 Н.

Интервал 2830 - 2910: Sli =129 мм, Fк = 1,2×10-4 м2, bz = 3 мм.=(800-960)×106 ×1,5 ×10-4 = 120000÷225000 Н.

Результаты расчетов осевой нагрузки на долото приведены в табл. 26.

Таблица 26 - Результаты расчетов осевой нагрузки на долото

Интервал, м

 ∑li, м

 bz, м

 Fk, м

 Gcp, кН

 Gmin, кН

 Gmax, кН

от (верх)

до (низ)







0

700

0,125

0,006

0,0003

79,5

36

123

700

2830

-

-

-

68

9

127

2830

2910

0,129

0,003

0,00015

132

120

144


Нагрузку на долото БИТ220,7 ВТ613НР.02 определяем исходя из паспортных характеристик, учитывая частоту вращения и твердость пород.

 

2.10.2 Обоснование расхода бурового раствора

Проектирование расхода промывочной жидкости рассчитываем из условия .

Определяем технологически необходимую величину расхода промывочной жидкости QTH, м3/с удовлетворяющей требованиям процесса углубления скважины

    .                           (19)

где аi - коэффициент гидросопротивлений, м-4;

амс, аш, ав, атв, ад - соответственно учитывают сопротивления в манифольде и стояке, буровом шланге, вертлюге, ведущей трубе и долоте, м5;

bi, bj - коэффициент гидросопротивлений, зависящих от L, м-5;

li, lj - длины секций бурильной колонны с разными диаметрами и толщинами стенок труб, м;

Рmax - максимальное давление на выкиде буровых насосов, МПа.

.                        (20)

где Gmax - максимальная осевая нагрузка на долото, кН;

Tn- осевая нагрузка на осевую опору двигателя, МПа;

Fp - площадь ротора, ГЗД, м2;

Gвр - вес вращающихся деталей турбобура, кН;

Рдт - перепад давления в промывочном узле можно определить, как технологически необходимый, МПа;

Роч - давление, необходимое для очистки забоя от выбуренной породы, МПа.

.                                                  (21)

где Nоч - мощность на очистку, кВт.

.                              (22)

 

где Vм - механическая скорость бурения, м/с;

r1 ,r2 - плотность промывочной жидкости внутри бурильного инструмента и в заколонном пространстве, кг/м3;

L - глубина скважины, м.

вр=(0,40...0,48)·Gз ·b.                                         (23)

 

где Gз - вес забойного двигателя, кН;- коэффициент, учитывающий архимедову силу.

 

Fp =0,785·.                                           (24)

где - средний диаметр турбинок ГЗД, мм.

.                          (25)

где PR - гидроимпульсное давление, принимаем PR=2 Мпа;

Gcp средняя нагрузка на долото, Н;

Tn- осевая нагрузка на осевую опору двигателя, Tn =-25 кН;

Рт - перепад давления в турбобуре, МПа.

Минимальный расход - , л/с, который необходим для очистки забоя от выбуренной породы

.                                    (26)

где  - площадь кольцевого сечения скважины, м2.

 ; (27)

.                           (28)

где  - диаметр долота, м;  - коэффициент кавернозности.

Эффективность очистки ствола определяется средней скоростью восходящего потока , м/с; плотностью горных пород , кг/м3; средними размерами частиц шлама , мм; геометрией гидравлического канала (,  - диаметры скважины и бурильных труб), свойствами бурового раствора (, , ) и характером течения потока. Транспортирование шлама по стволу скважины будет обеспечено, если между скоростью восходящего потока , скоростью образования шлама на единицу площади забоя , необходимой для поддержания заданной концентрации шлама в кольцевом пространстве, и скоростью осаждения частиц шлама в буровом растворе будет выполняться следующее неравенство

;                                         (29)

.                                        (30)

где  - механическая скорость бурения, м/с;

 - диаметр скважины, м;

 - плотность горных пород, кг/м3;

 - плотность бурового раствора, кг/м3;

 - диаметр труб, м;

 - плотность бурового раствора в кольцевом пространстве, кг/м3.< Reкр - ламинарный режим бурения.

;                       (31)

;                               (32)

 ;                          (33)

 ;                          (34)


где  - пластическая вязкость, Па∙с;

 - диаметр частиц шлама, м;

 - ускорение свободного падения, м/с2.> Reкр - турбулентный режим бурения.

.                                  (36)

где Сf - const=0,82.

Рассчитаем технически необходимый расход, т.е. расход, необходимый для работы забойного двигателя в интервале 0-700 м:

p =0,785·0,132=0,013 м2;вр = (0,4 - 0,48)·20,17 0,84=6,7 кН;

МПа;

 м-5;

 м-5;

 м-5;

 м-5;

Σlibi=2000·0,0009+1008·0,001+48·0,0029+48·0,0052=3,227 м-4;

м-3;

м-3;

м-3;

 м-3;

 м-3;

 Вт;

=0,53 МПа;

=5,86 МПа;

 л/с.

Расчет расхода в других интервалах производится аналогичным образом. Результаты расчета сведены в таблице 29.

2.10.3 Расчет частоты вращения долота

Расчет частоты вращения долота для обеспечения объемного разрушения горных пород на забое скважины. Частота вращения долота в первую очередь должна определяться при выполнении условия, при котором обеспечивается необходимое время контакта вооружения долота с забоем для достижения объемного разрушения.

Расчет частоты вращения долота был проведен в пункте 2.8 при выборе способа бурения.

2.10.4 Расчёт максимальной величины давлений на выкиде буровых насосов

При бурении турбинным способом максимальное давление определяется по формуле 20.

Интервал 0 - 700 м.

=0,53 МПа;

=5,86 МПа;

Интервал 700 - 1950 м.

 

 Па =1,8 МПа

 МПа

 

Интервал 1950 - 2830 м.

 

 Па =2,4 МПа

 МПа

Интервал 2830 - 2910 м.

 

 Па =0,73 МПа

 МПа

 

Результаты расчета приведены в таблице 29.

Значение Рmax при турбинном способе бурения выше чем при роторном, так как большей частью энергия промывочной жидкости расходуется на создание вращающего момента на валу турбобура.

2.11 Обоснование, выбор и расчет компоновок бурильной колонны

При роторном способе бурения в интервале 0 - 700 м длина УБТ lу , м рассчитывается по формуле

lу = С1Тд / 2.                                                        (37)

где С1 - скорость звука в материале труб, м/с; С1 = 5100 м/с;

Тд - период зубцовых вибраций, с.

Тд = 1/fрот;                                      (38)

fрот = 2pR/lz.                                (39)

 

При турбинном бурении длина УБТ lу , м, определяется по формуле

lу = С1Тд / 2 - (lт - ln).                                          (40)

где С1 - скорость звука в материале труб, м/с; С1 = 5100, м/с;

Тд - период зубцовых вибраций, с; lт - длина турбобура, м;

ln - длина инструмента от забоя до верхней осевой опоры ГЗД, м.

Тд = tz / (w ·R).                                          (41)

где    tz - шаг зубьев периферийного венца, м;

w - угловая скорость долота, рад/с, w = p ·n / 30 рад/с;

R - радиус долота, м.

Длина стальных бурильных ln , м труб определяется по формуле

ln =.                         (42)

где    Gу - вес 1 м УБТ, кН/м;

qn - вес 1 м стальных труб, кН/м;

b - коэффициент, учитывающий Архимедову силу; b = 0,83.

Длина ЛБТ lл , м, определяется следующим образом

л = Н - (lт + lу + ln).                                            (43)

где    Н - глубина скважины, м.

Рассчитывается длина УБТ при турбинном способе бурения в интервале

- 700 м:

Тд = 0,02/0,1 = 0,01 су = 5100 × 0,01/ 2-(8,2-5,6) = 22,9 м

Для разбуривания данного интервала применяем 2 трубы по 12 м УБТ-178.

Таблица 29 - Режим бурения

Интервал бурения, м

Способ бурения

Условный номер КНБК

Параметры режима бурения




осевая нагрузка, кН

скорость вращения, об/мин

расход бурового раствора, м3/с×10-3

давление на стояке, МПа






min

необходимый


0-700

Турбинный

1

36-123

60

25

43

5,86

700-1950

ТР

2

9-127

60

13

35

13,6

1950-2830

ТР

3

9-127

60

13

35

14,1

2830-2910

ТР

4

120-144

60

13

20

22,07

_______________________________________________________________________________ Примечание. ТР - турбинно-роторный способ бурения

n =[ 1,3 × 123·103 -(20,17·103+24·9,81·156·10-3)× 0,84] / 0,39 × 0,84 = 339 м

Используются 336 м ПК-127*9 - 14 свечи по 24 м.

л =700-(8,2+24+336)=331,8 м

Используются 336 м ЛБТ-147х11- 14 свечей по 24 м.

Для интервала 700- 1950 м:

 

Тд = 35×10-3×30 / 3,14×200×0,14765= 0,0085 cу = 5100 × 0,085 / 2 -(8 -1,5)= 15,1 м

Для разбуривания данного интервала применяем 16 м УБТ-178.

n =[ 1,3×174,8×103 -(7,7+16·9,81·156·10-3) × 0,84] / 0,39 × 0,84 = 610 м

Используются 600 м ПК-127*7 - 25 свечи по 24 м.

л =1950 - (8+16+600)=1326 м

Используются 1320 м ЛБТ-147х11- 55 свечей по 24 м.

Аналогично рассчитываются длины труб для других интервалов. В таблицах 30, 31 приведены характеристика и параметры компоновок бурильной колонны по интервалам.

Производится расчет колонны на прочность sр . для турбинного бурения. Проверяются условия сохранения устойчивости при воздействии растягивающих усилий на колонну, действия остальных усилий учитываются коэффициентами запаса прочности. Определяется растягивающее напряжение sр , МПа в верхнем сечении колонны (состоящей из труб ПК и ЛБТ) при наиболее тяжелых условиях для колонны, когда колонна поднимается из скважины с большой скоростью при циркуляции жидкости в скважине по формуле

sр =·[b×(Gт+qу×lу+qn×ln)+qл×lл×bл+Fв·(Ртд)].     (44)

где Кд - коэффициент динамичности, Кд = 1,3;

qу - вес одного метра УБТ, кН/м;л - вес одного метра труб ПК, Н/м;т - вес забойного двигателя Н/м;

Рт - перепад давления в ГЗД ,Па;

Рд - перепад давления в промывочных узлах долота, Па

b,bл- коэффициент, учитывающий силу Архимеда для стали и труб ЛБТ соответственно; bл = 0,54;тл - площадь поперечного сечения тела ЛБТ, м2:

Fтл = 0,785×(d2нл - d2вл).                                      (45)

где dнл , dвл - соответственно наружный и внутренний диаметры ЛБТ, м;

Fв - площадь поперечного сечения канала труб, м2;

Fв = d2вп×p / 4.                                           (46)

Для интервала 2830-2910 м для труб ЛБТ:

тл = 0,785×(0,0892 -0,07022)=0,00236 м2

Fв = 0,785× 0,07022 = 0,00387 м2

sр =·[0,84×(4020+722×12+855×470)+2832×170×0,54+0,00387

×(3,5×106+3,5×106)] =243,03 МПа

 

После расчета sр производится проверка условия

sр £ sтз.                                                 (47)

где    sт - предел текучести рассчитываемых на прочность труб, МПа;

Кз - коэффициент запаса прочности для бурильных труб при бурении забойными двигателями, Кз = 1,5.

sтз = 490/1,5 = 327 МПа.

 

sр = 243,03 < 327 МПа - прочность колонны на действие на нее растягивающих усилий достаточна.

Фактический коэффициент запаса прочности составил:

Кз фак = sт / sр = 327 / 243,03= 1,34

 

Для интервала 1950-2830 м для труб СБТ:

т = 0,785×(0,1272 -0,1092)=0,00393 м2

Fв = 0,785× 0,1092 = 0,0093 м2

sр=·[0,84×(7700+328×1008+1560·12)+1802×170×0,54+0,0093×(3,5×106+3,5×106)] =175,5 МПа

 

После расчета sр производится проверка условия

sр £ sтз.                                                 (48)

где    sт - предел текучести рассчитываемых на прочность труб, МПа;

Кз - коэффициент запаса прочности для бурильных труб при бурении забойными двигателями, Кз = 1,5.

sтз =339/1,5 = 226 МПа

 

sр = 175,5 < 226 МПа - прочность колонны на действие на нее растягивающих усилий достаточна.

Фактический коэффициент запаса прочности составил:

 

Кз фак = sт / sр =339 / 175,5= 1,93

 

2.12 Выбор забойных двигателей по интервалам бурения

Двигатель выбирается из условий создания необходимого вращательного момента для вращения долота, калибраторов, разрушения горной породы и преодоления различных сопротивлений в процессе вращения. Необходимо подобрать такую модель, чтоб при определенном расходе и давлении создавался момент, который был бы выше расчетного, и частота вращения на рабочем режиме была близка к значению, рассчитанному выше (п. 2.8).

Вращающий момент на валу турбобура Мс, Н∙м при его работе с долотом в процессе углубления скважины рассчитывается как

Мс = Мдп + М0.                                         (49)

где Мдп - момент, расходуемый на доразрушение горной породы;

М0 - момент на трение долота о стенки скважины, Н∙м: М0=550Дд

 

Мдп = Му × Gс.                                            (50)

 

где Му - удельный момент на долоте, Н×м/кН;

 Gс - статическая составляющая осевой нагрузки, кН.

 

Му = mгп×Rд×103.                                (51)

где mгп = 0,4 - 0,1 - коэффициент трения вооружения долота о горную

породу в зависимости от твердости (0,4 - для мягких);

Rд - радиус долота, м;

с = (0,75 - 0,85) Gср.                                           (52)

где Gср - средняя осевая нагрузка на долото, кН;

Для интервала 1950 - 2830 м:

 

Му = 0,25 × 0,11035 × 103 = 27,6 Н×м/кН с =0,75 ·206=154,5 кН

Мдп = 27,6 × 154,5 = 4264,2 Н×м

М0 = 550 × 0,2207 = 121,4 Н×м

Мс = 121,4+4264,2=4385,6 Н×м

Выбирается винтовой забойный двигатель с регулятором угла ДРУ-172РС с тормозным моментом 9 кН×м, с частотой вращения 114 об/мин и расходом 35 л/с. Для интервала 2830 - 2910 м:

 

Му = 0,1 × 0,073× 103 = 7,3 Н×м/кН

Gс =0,75 ·172,5=129,4 кН

Мдп = 7,3 × 129,4 = 944,6 Н×м

М0 = 550 × 0,146 = 80,3 Н×м

Мс = 80,3 + 944,6=1024,9 Н×м

Выбирается винтовой забойный двигатель с регулятором угла ДРУ-127РС с тормозным моментом 6 кН×м, с частотой вращения 138 об/мин и расходом 20 л/с. Гидравлические характеристики буровых насосов и турбобуров приведены в таблице 32.

Таблица 30 - Характеристика компоновок бурильной колонны

Условный номер КНБК

Элементы КНБК


типоразмер, шифр

ГОСТ, ОСТ на изготовление

наружный диаметр, мм

длина, м

вес, кН

1

11 5/8 FD-388MH-A66 УБТ ПК ЛБТ-147х11

ТУ-26-02-874-80 ТУ-14-3-835-79 ГОСТ Р 50278-92 ТУ 1-2-451-83

295,3 178 127 147

0,425 24 339 336

0,92 1,56 0,39 0,17

2

8 11/16 FD-368SM-A70 УБТ ПК ЛБТ-147х11

ГОСТ 20692-75 ТУ-14-3-835-79 ТУ-14-3-1571-88 ТУ 1-2-451-83

220,7 178 127 147

0,22 16 600 1320

0,3 1,56 0,39 0,17

3

8 11/16 FD-368SM-A70 УБТ ПК ЛБТ-147х11

ГОСТ 20692-75 ТУ-14-3-835-79 ТУ-14-3-1571-88 ТУ 1-2-451-83

220,7 178 127 147

0,22 12 1008 1802

0,3 1,56 0,39 0,17

4

5 2/3 AUP-LS54Y-R296А  УБТ ПК ЛБТПН

ГОСТ 20692-75 ТУ-14-3-835-79 ТУ-14-3-1571-88 ТУ 1-2-451-83

146 108 89 103

0,15 12 855 2832

0,15 0,80 0,46 0,14


Таблица 31 - Параметры компоновки бурильной колонны

Интервал, м

Длина секции, м

Тип секции

Диаметр, мм

Марка стали

Толщина стенки, мм

Вес, кН

Коэффициент запаса







1 м трубы

секции

нарастающий

растяжение

прочность в клиновом захвате

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

0-700

0,425 24 339 336

11 5/8 FD-388MH-A66 УБТ ПК ЛБТ-147х11

295,3 178 127 147

- 40ХН2МА 40ХН2МА Д

- 80 9 11

- 1,56 0,39 0,17

0,92 37,4 132 57


- - - 3,12

- - - -

700-1950

0,22 16 600 1320

8 11/16 FD-368SM-A70 УБТ ПК ЛБТ-147х11

220,7 178 127 147

- 40ХН2МА 40ХН2МА Д

- 80 9 11

- 1,56 0,39 0,17

0,3 25 234 224,4


- - - 2,17

- - - -

1950-2830

0,22 12 1008 1802

8 11/16 FD-368SM-A70 УБТ ПК ЛБТ-147х11

220,7 178 127 147

- 40ХН2МА 40ХН2МА Е

- 80 9 11

- 1,56 0,39 0,17

0,3 18,72 393 306


- - - 1,34

- - - 2,02

2830-2910

0,15 12 855 2832

5 2/3 AUP-LS54Y-R296А  УБТ ПК ЛБТПН

146 108 89 103

- 40ХН2МА 40ХН2МА Д 1953Т

-  46 9,4 9

- 0,80 0,46 0,14

0,15 9,6 393,3 396,5


- - - - 1,93

- - - - 2,3

Таблица 32 - Гидравлические характеристики буровых насосов и турбобуров

Буровые насосы

тип буровых насосов

частота ходов в минуту

количество и диаметр втулок, мм

производительность, м3/с××10-3

максимально допустимое давление, МПа






УНБ-600

65

2·170

64

14,5

УНБ-600

65

1·170

32

14,5

УНБ-600

65

1·170

32

14,5

УНБ-600

65

1·130

15

25

Турбобуры

тип ГЗД

количество ступеней турбин

количество ступеней, п/торм.

характеристика при r=1200 кг/м3

длина, м

вес, кг




расход, м3/с××10-3

рабочая частота вращения, об/мин

рабочий момент, кН×м

перепад давления, МПа



Т 12 РТ-240

1

1

64

150-200

8,3-14,6

4,7

2017

ДРУ-172РС

-

-

35

114

9

9

8

770

ДРУ-127

-

-

20

138

6

12,3

5,8

402


2.13 Расчет диаметра насадок долота

Для интервала 0-700 м.

Расчет диаметра насадок dн, м долота при турбинном способе бурения производится в соответствии по формуле

.                                        (53)

где r1 - плотность бурового раствора, кг/м3;

Q - расход, м3/с;

Рд - перепад давления в долоте;

mд = (0,8-1) - коэффициент расхода, учитывающий гидросопротивление в промывочном узле.

 

Кн = 1; r = 1200 кг/м3; Q = 0,043 м3; mд = 0,8; Рд = 2,5 × 106 Па

 0,0187 м.

Для интервала 700-1950 м диаметр насадок выбирается по анализу отработки долот.

dн - диаметр насадок;

Кн - число насадок долота;

н = 14,3 мм, Кн = 6

 

Для интервала 1950 - 2830 м диаметр насадок выбирается по анализу отработки долот.

dн - диаметр насадок;

Кн - число насадок долота;

н = 14,3 мм, Кн = 6

Для интервала 2830 - 2910 м диаметр насадок выбирается по анализу отработки долот.

dн - диаметр насадок;

Кн - число насадок долота;

н = 5,6 мм, Кн = 3.

2.14 Выбор типа бурового раствора и расчет параметров промывочной жидкости

При бурении верхней части разреза 0 - 700 м, представленной толщей льдосцементированых, буровой раствор должен обладать свойствами, обеспечивающими снижение интенсивности кавернообразования ствола скважины, т.е. с увеличенными параметрами условной вязкости (до 120 с). Бурение в интервалах залегания ММП на буровых растворах с положительной температурой требует учета теплообменных процессов между раствором и окружающим массивом многолетнемерзлых пород.

Эти требования могут быть реализованы с применением полимерглинистых растворов с регулируемыми псевдопластичными свойствами. Для уменьшения воздействия фильтрата бурового раствора на мерзлые породы, ограничения тепломассопереноса при проникновении фильтрата в поры, необходимо иметь низкие показатели фильтрации. Структурно-механические свойства глинистых буровых растворов должны быть достаточны для сохранения неподвижного объема в кавернах. В этих условиях буровой раствор следует обрабатывать КМЦ (Tylose), что обеспечивает снижение показателей фильтрации и повышение тиксотропии буровых растворов при их охлаждении в зоне контакта с многолетнемерзлыми породами. Для обеспечения перемещения обсадных труб при их спуске, уменьшения сальникообразования раствор необходимо обработать графитом и таловым маслом.

Рекомендуется тип бурового раствора с учетом пористости пород - полимерглинистый, в состав, которого входят: бентонит, КМЦ, кальцинированная сода, Smectex, ЛТМ, графит, ТПФН.

Рассчитываются параметры промывочной жидкости, обеспечивающие формирование номинального, по диаметру, ствола скважины заданной глубины при безаварийной проходке осложняющих бурение горизонтов и надлежащим качеством вскрытия продуктивных горизонтов с учетом охраны недр и окружающей среды.

Сначала определяем плотность бурового раствора, из условия недопущения поступления пластовых флюидов в скважину, по формуле

r > К × Рпл / (g · Z);                                             (54)

где К - коэффициент превышения давления в скважине над пластовым:

К = 1,10 при Z до 1200 м,

К = 1,05 при Z > 1200 м.

Рпл - пластовое давление на глубине Z, МПа.

Плотность бурового раствора из условия недопущения гидроразрыва пород наиболее слабого пласта буримого интервала.

r < Рпогл / (g · Zпогл).                                            (55)

где Рпогл - давление поглощения (гидроразрыва) наиболее слабого пласта на глубине Zпогл, МПа;

Рассчитаем плотность бурового раствора для интервала 700-1950 м

Рпл = 0,00981 · 1950 = 19,13 МПа;

r1 = 1,05 · 19,13· 106/(9,81 · 1950) = 1050 кг/м3;

Рпогл = 0,016 ·1820 = 29,12 МПа;

r2 = 29,12 · 106/(9,81 · 1820) = 1631 кг/м3.

Принимаем плотность бурового раствора при бурении под эксплуатационную колонну 1100 кг/м3.

К буровым растворам предъявляется ряд требований, обуславливающих как их качество, так и функциональное назначение. Буровой раствор должен выполнять следующие основные функции [36]:

быть экологически безопасным, устойчивым к воздействию электролитов, кислых газов, высокой температуры и давления; иметь стабильные во времени свойства; противостоять переходу выбуренной породы (растворение, диспергирование) в его состав;

обеспечивать качественное вскрытие продуктивных пластов;

предупреждать осложнения в необсаженном стволе скважины;

создавать благоприятные условия для разрушения забоя долотом;

выносить шлам на поверхность, освобождаясь от него на очистных устройствах;

передавать гидравлическую мощность забойным двигателям.

Для выполнения этих требований буровой раствор должен обладать рядом специфических свойств, которые в современной промысловой практике оцениваются комплексом показателей.

Усредненное значение динамического напряжения сдвига, пластическую вязкость, условную вязкость, водоотдачу бурового раствора рассчитывают по формулам

t0 = 0,0085 ∙ r -7;                                                        (56)

h=(0,004 - 0,005) ∙ t0;                              (57)

Т  21·10-3 ∙ r;                                                  (58)

В = (6000 / r) + 3.                                                       (59)

Найдем значения этих параметров для интервала 0-700 м

t0 = 0,0085 ∙ 1100 - 7 = 2,35 Па;

h=(0,004 - 0,005) ∙ 2,35 = 0,012 Па·с;

Т = 21·10-3 ∙ 1100 = 23,1 с;

В = (6000 / 1100) + 3 = 8,45 см3/30 мин.

Для остальных интервалов расчеты ведутся аналогично.

Тип бурового раствора и его параметры представлены в таблице 33.

2.15 Химическая обработка промывочной жидкости по интервалам (составление карты поинтервальной обработки раствора), расчет потребного количества компонентов бурового раствора при бурении основного ствола

Технология приготовления буровых растворов заключается в последовательной ступенчатой обработке химическими реагентами в соответствии с нормами.

Сущность технологии основывается на поддержании определенной концентрации полимеров в зависимости от глубины скважины, по мере снижения коллоидальности глин, ступенчато наращивается концентрация полимеров в растворе.

При обработке глинистого раствора, концентрация вводимых в гидромешалку полимеров на определенной ступени обработки в зависимости от интервала бурения должна:

вначале превышать концентрацию полимеров в объеме циркулирующего раствора;

затем стабилизировать достигнутую концентрацию полимеров в объеме циркулирующего раствора.

Для приготовления начального объема бурового раствора следует техническую воду обработать кальцинированной содой. После чего, необходимо ввести требуемое количество формиата натрия и перемешивать до полного растворения соли, исключающего наличие твердых кристаллов. Одна емкость отсекается и остается с водой, обработанной кальценированной содой, для вытеснения бурового раствора из кондуктора.

В дальнейшем для регулирования требуемых параметров требуется дообработка бурового раствора с незначительным приращением концентрации химических реагентов в зависимости от глубины бурения, так же при одновременном пополнении его объема.

За счет механического разрушения молекул полимеров при воздействии больших гидродинамических нагрузок (истечение через насадки долота, лопатки центробежных насосов, забойные двигатели), адсорбции их на поверхности глинистых частиц и выбуренного шлама, а также влияния повышенных температур могут ухудшаться реологические и фильтрационные свойства бурового раствора, которые восстанавливают дополнительной обработкой:

при повышении фильтрации следует произвести дополнительную обработку ФБР реагентом ВПРГ марки А порциями из расчета 2-3 кг на 1 м3 раствора до достижения требуемого значения показателя фильтрации;

требуемые удерживающие и выносящие свойства раствора достигаются концентрацией биополимера Гаммаксан, которая регулируется в зависимости от тиксотропности раствора (СНС) и реологических показателей (для снижения пластической вязкости - h, повышения динамического напряжения сдвига - t). Дообработку раствора биополимером производить из расчета 1-1,25 кг на 1 м3 приготовленного раствора.

Таблица 33 - Тип и технологические параметры бурового раствора

Тип бурового раствора

Интервал бурения по вертикали, м

Плотность, кг/м3

Условная вязкость, с

Фильтратоотдача, см3 за 30 мин

Корка, мм

Коэффициент трения корки, град

СНС, дПа

рН

Реологическ-ие характеристики

Содержание песка, %


от (верх)

до (низ)






1 мин

10 мин


пласт вязкость, мПа×с

ДНС, дПа


Полимер глинистый

0

700

1100-1200

60-100

12-18

1,5

-

20-30

40-60

-

-

-

-

 Полимер глинистый

700

1950

1040-1100

18-30

18-12

1,5-3

1,6-1,8

1-5

8-10

7-8

8-11

30-40

1,5-2

Полимер глинистый

1950

2830

1100-1160

30-40

8-12

3-4

1,6-1,8

15-40

20-60

7-8

11-25

40-80

1,5-2

Биополимерный

2830

2910

1200

35-45

5-8

4-5

1,6-1,8

15-30

20-42

-

15-18

125-137

0,5-1


Контроль технологических параметров буровых растворов проводится в соответствии с СТП 103-2007 «Сборник методик контроля параметров буровых и тампонажных растворов» и международного стандарта АНИ.

Определяется объем бурового раствора V, м3

=Vп+Vб+а × Vс .                                         (60)

где Vп - объем желобной системы и приемных емкостей буровых насосов;б- объем бурового раствора, теряемого безвозвратно в процессе бурения при поглощении, в очистных устройствах со шламом и т.д., м3;

а - коэффициент запаса бурового раствора, принимаемый равным 1,5;c - объем скважины в конце i-го интервала бурения с промывкой данным типом раствора, м3.

.                                              (61)

где ni - норма расхода бурового раствора на 1 м проходки i-го интервала в зависимости от скорости бурения, диаметра скважины, и условий бурения, качества раствора и т.д.;i - величина технологического интервала скважины, м.

.                                     (62)

где    Di - диаметр ствола скважины i-го технологического интервала, м; i - коэффициент кавернозности i-го интервала;

Количество глинопорошка Qгл,, кг для приготовления заданного объема глинистого раствора определяется по формуле

гл=qгл × V.                                         (63)

где qгл - количество глинопорошка, необходимое для приготовления 1 м3 глинистого раствора заданной плотности, кг/м3.

.                      (64)

где rг - плотность сухого глинопорошка, кг/м3;

rр - требуемая плотность бурового раствора, кг/м3;

rв - плотность воды, взятой для приготовления раствора, кг/м3;Г - влажность глинопорошка, которую (при отсутствии данных) можно принимать в пределах 0,06-0,1.

Количество воды qв, м3 для приготовления заданного объема бурового раствора определяется по формуле

.                                            (65)

Требуемое количество химических реагентов Qхр, кг находится по формуле

хр=n × V.                                                    (66)

где n - норма расхода химических реагентов, кг/м3

Необходимая масса глины Мгл, кг определяется по формуле

гл=(1-Пг /100) × rгл × Vгл .                                     (67)

где Пг - содержание песка и других примесей в глиноматериале, %;

rгл - плотность глиноматериала, кг/м3;гл- объем глины, переходящей в буровой раствор в процессе разбуривания глинистой пачки, м3.

гл=0,785 × D2i ×hгл.                                               (68)

где hгл - толщина глинистых пачек i-го интервала, м.

Объем глинистого раствора Vбр, м3 получаемого самозамесом, определяется по формуле

бр = .                                             (69)

где rбр - плотность бурового раствора, кг/м3;

rв - плотность воды, кг/м3.

Количество утяжелителя Qу, вводимого в обрабатываемый раствор, определяется по формуле

Qу = qу·V. (70)

где qу - количество утяжелителя, необходимое для утяжеления 1 м3 бурового раствора до заданной плотности, кг/м3.

 qу =  . (71)

где rур - заданная плотность утяжелённого бурового раствора, кг/м3;

rу = 4600 кг/м3 - плотность сухого утяжелителя, кг/м3 используется в качестве утяжелителя барит марки КБ-6 ГОСТ 4682-84

rир - плотность исходного (обрабатываемого) раствора, кг/м3;

rв = 1000 кг/м3 - плотность воды;у = 0,02 - 0,05 - влажность утяжелителя.

Расчет необходимого количество бурового раствора, глинопорошка, воды и химических реагентов, необходимых для бурения скважины в интервале 0 - 700 м:

п=40 м3

 = 59,9 м3

= 147 м3=40+147+1,5×59,9 = 276,85 м3гл = 329 кг/м3гл=329 × 276,85 = 91084 кг» 91,08 т

 = 0,88 м33в=0,88 × 276,85 = 244,28 м3

В раствор для бурения данного интервала вводятся добавки. Необходимое количество КМЦ, полимеры акрилового ряда, сода кальцинированная рассчитывается с учетом рецептуры раствора (3, 1, 1,5 кг на 1м3 соответственно):

кмц=3 × 276,85 = 830,55 кгполим=1 × 276,85 = 276,85 кгкал сод.=1,5 × 276,85 = 415,3 кг

Расчет необходимого количества материалов и химических реагентов для следующих интервалов производится аналогично, результаты расчета представлены в таблице 34.

2.16 Обоснование и выбор системы очистки бурового раствора

При выборе оборудования системы очистки учитывается время бурения и мощность разбуриваемых пород различного литологического состава с промывкой буровыми растворами различного типа.

Для очистки неутяжеленного бурового раствора применяется следующая система: вибросито (2 ступень), пескоотделитель (2 ступень), илоотделитель (2 ступень). Следует включать дегазаторы в связи с наличием в разрезе скважины газоносных пластов. Технология очистки представляет собой ряд последовательных операций, включающих грубую очистку на виброситах и тонкую очистку - пескоотделение и илоотделение - на гидроциклонных установках. Такой технологией достигается практически полное удаление из бурового раствора частиц шлама размером более 0,04 мм.

Оборудование для приготовления и очистки буровых растворов представлено в таблице 35.

Таблица 34 - Рецептура бурового раствора и потребность в компонентах для его приготовления

Интервал бурения (по вертикали), м

Наименование химреагентов и материалов

ГОСТ, ТУ

Цель применения реагента

Норма расхода, кг/м3

Потребность компонентов, кг






всего

запас на скважину

1

2

3

4

5

6

7

0-700

Глинопорошок сода кальцин. КМЦ - 700 полимеры акрилового ряда

ОСТ 39-202-86 ГОСТ 5100-85 ТУ 2231-037-26289127-2001-

Приготовление глинистой суспензии Повышение выхода глинистого р-ра. Снижение интенсивности кавернообразования при бурении ММП

200 1,5 3 1,0

7096,0 53,2 106,4 35,5

7096,0 53,2 106,4 35,5

700-2830

Глинопорошок сода кальцин. КМЦ - 700 полимеры акрилового ряда полиакриламид(анало-ги) НТФ смазочная добавка кольматант

ОСТ 39-202-86 ГОСТ 5100-85 ТУ 2231-037-26289127-2001 - -  ТУ-6-09-5283-86 - -

Приготовление глинистой суспензии Повышение выхода глинистого р-ра. Снижение интенсив. кавернообразов. при бурении ММП

200 1,5  3 1,0 3,0 0,2 3,5 22,02

21408,0160,6 321,1  107,0 671,7  44,8 783,7 4930,3

21408,0160,6 321,1  107,0 671,7  44,8 783,7 4930,3

2830-2910

NaCl (КCL) КМЦ ксантовый биополимер смазочная добавка кольматант

ТУ 2111-081-00209527-98 ГОСТ 4568-95 ТУ 2231-037-26289127-2001


250,0 275,0 10,00 4,00 3,00 50,00

29270,0 32197,0 1170,8 468,3 351,2 5854,0

29270,0 32197,0 1170,8 468,3 351,2 5854,0

Таблица 35 - Оборудование для приготовления и очистки буровых растворов

№ п/п

Наименование оборудования

Типоразмер или шифр

Количество комплектов, шт

ГОСТ, ОСТ, ТУ на изготовление

Интервал применения, м






от (верх)

до (низ)

1

Гидромешалка

ГДМ-1

1

ТУ 39-01-396-78

0

2910

2

Вибросита

ВС-1 ( СВ-11,СВ-1Л)

3

ТУ 39-0147001-145-96

0

2910

3

Пескоотделитель

ГЦК-360 (400)

2

ГОСТ Р 12.2.141-99

0

2910

4

Илоотделитель

ИГ-45М

2

ТУ 26-02-1025-86

700

2910

5

Дегазатор

«Каскад - 40»

1

ТУ39-01470001-143-96

-

2910

6

Центрифуга

ОГШ 501У-01

1

ТУ 26-01-388-80

700

2910


2.17 Гидравлический расчет промывки скважины по интервалам

Производится расчет по [37].

Рассчитаем один из интервалов эксплуатационной колонны: 1950-2830 м.

Исходные данные для расчета:

Глубина бурения скважины L, м ………………………………..2830

Глубина залегания кровли пласта с максимальным градиентом пластового давления Lк, м………………………………………………...2830

Пластовое давление в пласте с максимальным градиентом пластового давления Рпл, МПа…………………………………......................................31,1

Глубина залегания подошвы пласта с минимальным градиентом гидроразрыва (поглощения) Lп, м ……………………..............................2445

Давление гидроразрыва (поглощения) Рг, МПа …….………...........44,4

Плотность разбуриваемых пород ρ, кг/м3 ………………………..2200

Механическая скорость бурения υм, м/с …………………..........0,0017

Момент турбобура, необходимый для разрушения породы, Мр, Н∙м……….1650

Минимальная скорость подъема жидкости в затрубном пространстве, обеспечивающая вынос шлама, υк, м/с…………………………….............0,4

Реологические свойства жидкости:

динамическое напряжение сдвига τ0, Па ………….…………………...7

пластическая вязкость η, Па∙с …………………………..………..…0,022

Тип бурового насоса..……………………….…..……………..УНБ-600

Подача бурового насоса м3/с………………………….............24,63∙10-3

Давление создаваемое насосом……………………………..53 МПа

Число буровых насосов.……………………………….…….………..1

Диаметр скважины, м..……………………………………………..0,270

Элементы бурильной колонны:

Забойный двигатель: ТР-172РС

расход промывочной жидкости, 10-3 м3/с …..…………….............35

вращающий момент на валу, кН∙м……..……………...………...............9

перепад давления, МПа………………………………………...............2,4

длина, м………………………………………………………………..8,0

наружный диаметр dт, м…………………………………….............0,172

УБТ:

длина l, м …………………………………………….…………..12

наружный диаметр dн, м …………………………………………….0,178

внутренний диаметр dв, м …………………………………...............0,080

ПК:

длина l, м ……………………………………………...............1008

наружный диаметр dн, м ………………………………………….0,127

внутренний диаметр dв, м ……………………………………….......0,109

наружный диаметр замкового соединения dм, м ……………….....0,152

ЛБТ:

длина l, м …………………………………………………….......1802

наружный диаметр dн, м …………………………………………….0,147

внутренний диаметр dв, м …………………………………….........0,125

наружный диаметр замкового соединения dм, м ………………...0,172

Элементы наземной обвязки:

Условный размер стояка, мм.…………………………………………...140

бурового рукава ……………………………………………..…………102

вертлюга …………………………………………………..…………100

ведущей трубы ………………………………………………………. 75

Так как способ бурения с применением ГЗД, то коэффициент а = 0,4 м/с и исходя из условий всасывания коэффициент наполнения m = 0,9.

Определим расход промывочной жидкости Q, м3/с при минимальном наружном диаметре бурильной колонны dн = 0,127 м и условии выноса шлама при скорости подъема жидкости в затрубном пространстве υк = 0,6 м/с по формуле

= 0,785 · (dc2 - dн2) · υк.                                      (72)= 0,785 · (0,272 - 0,1272) · 0,4 = 0,018 м3/с.

Определим расход промывочной жидкости из условия очистки забоя скважины

= а · 0,785 · dc2.                                                  (73)= 0,4 · 0,785 · 0,272 = 0,023 м3/с.        

По наибольшему значению Q = 0,023 м3/с выбираем диаметр втулок буровых насосов. Принимаем диаметр втулок 140 мм и определяем подачу насоса (n = 1) при коэффициенте наполнения m = 0,9 по формуле

= n ∙ m ∙ Qн.                                                        (74)= 1 ∙ 0,9 ∙ 0,023 = 0,021 м3/с.

Определим минимальную скорость жидкости в кольцевом пространстве υкп, м/с за трубами ПК

.                                              (75)

Таблица 36 - Итоговые гидравлические параметры промывки

Интервал бурения, м

Режим работы насосов

Гидравлические сопротивления, МПа

от (верх)

до (низ)

расход, м3/с×10-3

максимально допустимое давление, МПа

долота

турбобура

в трубах

в затрубе

в обвязке

общие

0

700

64

5,86

3,9

0

0,36

0

5,19

9,45

700

1950

35

13,6

3,9

3,97

6,58

0,3

2,64

17,39

1950

2830

35

14,1

4,33

5,41

12,58

0,663

0,903

23,866

2830

2910

15

22,07

4,55

4,56

26,15

0,72

0,46

36,44



Плотность промывочной жидкости, исходя из условия создания противодавления, препятствующего притоку в скважину пластового флюида ρ=1220 кг/м3;

Проверяем, дает ли выбранный двигатель при расходе Q крутящий момент Мт, Н·м, необходимый для разрушения породы по соотношению

.                                            (76)


Полученный момент превышает заданный, необходимый для разрушения породы МР = 4400 Н∙м более чем на 20 %. Следовательно, мы можем использовать этот двигатель и втулки диаметром 140 мм насоса НБТ-600. Определяем критическую плотность промывочной жидкости, при которой может произойти гидроразрыв наиболее слабого из пластов слагающих разбуриваемый интервал по формуле

                                 (77)

       .                                     (78)

где φ - содержание жидкости в шламожидкостном потоке без учета относительных скоростей;

Σ(ΔРкп) - потери давления при движении промывочной жидкости в затрубном пространстве на пути от подошвы рассматриваемого пласта до устья скважины, Па;

ρш - плотность шлама, кг/м3;п - глубина залегания подошвы рассматриваемого пласта, м;

υм - механическая скорость бурения.

Вычисляем параметры φ и Σ(ΔРкп)


Содержание шлама в промывочной жидкости 1 - φ = 0,002.

Для определения величины Σ(ΔРкп ) вычислим линейные и местные потери давления в затрубном пространстве до глубины залегания подошвы слабого пласта. Определяем критическое значение числа Рейнольдса промывочной жидкости Reкр , при котором происходит переход от структурного режима к турбулентному, по формуле

кр=2100+7,3∙He0,58;                                                      (79)

где He - число Хедстрема

.                                                  (80)

За ПК

За УБТ 178 мм

За ЛБТ 147 мм

За двигателем

Вычисляем действительное число Рейнольдса при течении жидкости в кольцевом пространстве по формуле

                                                   (81)

За ПК

За УБТ 178 мм

За ЛБТ 147 мм

За двигателем

Движение жидкости в кольцевом пространстве происходит при ламинарном режиме (Reкп<Reкр).

Определим число Сен-Венана по формуле

.                                  (82)

За ПК

За УБТ 178мм

За ЛБТ 147мм

За двигателем

Определяем параметр b из зависимости β = β(S). Для течения жидкости в кольцевом канале за ПК: βкп =0,9; за УБТ: βкп =0,76, βкп =0,81 ; за двигателем: βкп =0,7.

Рассчитаем потери давления по длине кольцевого пространства ПК

.                                                  (83)


Местные потери давления от замков в кольцевом пространстве ΔРмк, МПа определяем по формуле (82) согласно исходным данным lт =8 м, dм =0,152 м

.                                   (84)

За УБТ 178 мм

За ЛБТ 147 мм

За двигателем

Суммируя значения ΔРкп, получим Σ(ΔРкп)

Σ(ΔРкп) = 0,125 + 0,024 + 0,0048 + 0,506+0,0032 = 0,663 МПа;

Определяем rкр


Так как полученное значение ρкр больше принятого ρ = 1220 кг/м3, то условие недопущения гидроразрыва пласта выполняется.

Вычисляем потери давлений внутри бурильных труб. Для этого определяем значения критических чисел Рейнольдса в бурильной колонне

В ПК 127∙9

В УБТ 178 мм

В ЛБТ 147 мм

Вычислим действительные числа Рейнольдса жидкости в трубах

В ПК 127∙9

В УБТ 178 мм

В ЛБТ 147 мм

В бурильной колонне везде действительные числа Reт > Reкр, следовательно, режим течения промывочной жидкости турбулентный, потери давления определяются по формуле Дарси-Вейсбаха. Рассчитаем значения коэффициентов гидравлического сопротивления l по формуле

     .                                     (85)

где k - шероховатость (примем k = 3∙10-4 м).

В ПК 127∙9:

в УБТ 178 мм:

в ЛБТ 147 мм:

Вычислим потери давления внутри ПК, УБТ и ЛБТ бурильной колонны по формуле

.                                                     (86)

В ПК 127∙9

В УБТ 178 мм:

В ЛБТ 147 мм:

Общие потери давления в трубах

ΔРТ = 12,58 МПа.

Вычислим потери давлений в наземной обвязке по формуле

ΔР0 = (aс + aш + aв + aк) ∙ r ∙ Q2.                                (87)

где aс, aш, aв, aк - коэффициенты гидравлических сопротивлений различных элементов обвязки.

aс = 1,1 ∙ 105 м-4, aш = 0,3 ∙ 105 м-4, aв = 0,3 ∙ 105 м-4, aк = 1,8 ∙ 105 м-4;

ΔР0 = (1,1 + 0,3 + 0,3 + 1,8) ∙ 105 ∙ 1220 ∙ 0,0462 =0,903 МПа.

Определим перепад давления в двигателе по формуле

.                                            (88)


Перепад давления ΔРг, МПа будет равен

ΔРг = (1 - φ) ∙ (ρш - ρ) ∙ g ∙ L.                                        (89)

ΔРг = (1 - 0,998) ∙ (2200 - 1220) ∙ 9,81 ∙ 2830 = 0,054 МПа.

Вычислим сумму потерь давления во всех элементах циркуляционной системы за исключением потерь давления в долоте по формуле

ΔР - ΔРд = Σ(ΔРi) = Σ(ΔРкп) + ΔР0 + ΔРТ + ΔРг.                    (90)

ΔР-ΔРд= 12,58+ 0,903 + 0,054 + 0,663 + 5,41 = 19,61 МПа.

Рассчитаем резерв давления на долоте по формуле

ΔРд = 0,8 ∙ Рн - (ΔР - ΔРд).                                  (91)

ΔРд = 0,8 ∙ 29,3 - 19,61 = 3,59 МПа.

Определим возможность гидромониторного эффекта, вычислив скорость течения жидкости в насадках долота по формуле

.                                              (92)

где μ = 0,95 - коэффициент расхода;


Так как υд > 80 м/с и перепад давления ΔРд < ΔРкр=12 МПа, то бурение данного интервала возможно с использованием гидромониторных долот.

Приняв υд = 80 м/с, вычислим перепад давления в долоте по формуле

.                                                       (93)

МПа.

Таким образом, расчетное рабочее давление в насосе составит

Р = 19,61+4,33 = 23,94 МПа.

По графику (рисунок 6.28 [4]) определим утечки Qу в зависимости от полученного значения ΔРд = 4,33 МПа:

у=0,0008 м3/с.

Находим площадь промывочных отверстий по формуле

.                                                      (94)


Выбираем 4 насадки внутренним диаметром 14,3 мм.

Вычислим гидростатическое давление раствора без шлама по формуле

Рс = ρ ∙ g ∙ L.                                             (95)

Рс = 1220 ∙ 9,81 ∙ 2830 = 33,87 МПа.

Вычислим гидростатическое давление раствора с учетом шлама по формуле

Р´с = (φ ∙ ρ + (1 - φ) ∙ ρш) ∙ g ∙ L.                (96)

Р´с = (0,998 ∙ 1220 + 0,002 ∙ 2200) ∙ 9,81 ∙ 2830 =33,93      МПа.

Аналогично производим расчеты по другим интервалам. Результаты расчетов заносим в таблицы 36.

2.18 Обоснование плотности тампонажного раствора и тампонажных материалов

Цементирование кондуктора производится ПЦТ-II-50 ГОСТ 1581-96 плотностью 1,80 г/см3 обработанный полимером и ускорителем срока твердения.

Цементирование 168 мм эксплуатационной колонны производится цементом марки ПЦТ-I-100 ГОСТ 1581-96 плотностью 1,84 кг/см3.

Нижняя граница плотности должна быть выше плотности бурового раствора, что способствует более легкому его вытеснению. Верхняя граница выбрана с учетом недопущения гидроразрыва пород и поглощения тампонажного раствора. Верхняя и нижняя границы плотности раствора ρнотр, ρвотр, кг/м3 определяются по формулам

;                        (97)

.                                         (98)

В приведенных выражениях:  - плотность промывочной жидкости, верхний и нижний допустимые величины плотности тампонажного раствора, кг/м3;

кг/м3

кг/м3,

Для цементирования эксплуатационной колонны плотность тампонажного раствора:

Pкп< Pпогл..                     (99)

где Pк.п - давление в кольцевом пространстве, МПа;

Ркпскп+ ΔPкпукп.                       (100)

где Pскп - гидростатическое давление в кольцевом пространстве столбов жидкостей, МПа;

ΔPкп - гидростатическое давление в кольцевом пространстве, МПа;

Pукп - устьевое давление в кольцевом пространстве, МПа.

Значение Pскп находится по формуле для каждой жидкости в кольцевом пространстве и суммируем их.

.                                   (101)

где ρi - плотность одной из жидкостей в заколонном пространстве, кг/м3;

hi - высота столба i-ой жидкости, м.

Значение ΔPкп находим для турбулентного режима течения вязкопластичной жидкости по формуле:

 .             (102)

где λ - коэффициент гидравлических сопротивлений, учитывая, чт о шероховатость элементов циркуляционной системы практически не известно, ее непостоянство в компоновке циркуляционной системе, можно в расчетах принимать λ = 0,02 - 0,03;

ρi - плотность i-ой прокачиваемой жидкости, кг/м3;

Q - критическая производительность насосов цементировочных

агрегатов, м3/с;

Fкп - площадь сечения кольцевого пространства, м2.

.                              (103)

где Reкр - критическое число Рейнольдса;

ηi - пластическая вязкость i-ой прокачиваемой жидкости, Па·с.

.                                          (104)

где k = 1,02 - коэффициент кавернозности;

 - диаметр долота, м;

dн - наружный диаметр обсадных труб, м.

.                         (105)

где He - параметр Хедстрема.

.                                          (106)

где  - динамическое напряжение сдвига прокачиваемой жидкости, Па.

.                       (107)

 МПа;

Рассчитывается гидродинамическое давление для тампонажного раствора.

;

;

 м3/с;

 МПа.

 МПа -для бурового раствора

Принимаем  на момент окончания цементирования равным нулю и по формуле (102) находим значение Pкп:

 МПа,

 МПа.

Проверяется выполнение условия Pкп< Pпогл: 49,45 < 51,08- условие выполняется, что дает основание утверждать правильность выбора плотности тампонажного раствора.

2.19 Расчет обсадных колон на прочность

Выбор обсадных труб и расчет обсадных колонн на прочность проводятся с учетом максимальных ожидаемых избыточных наружных и внутренних давлений при полном замещении бурового раствора (жидкости глушения) пластовым флюидом или газожидкостной смесью, снижении уровня в процессе освоения или механизированной добыче, нагрузок, возникающих в результате пространственного искривления скважин, а также осевых нагрузок на трубы и агрессивности флюида на стадиях строительства и эксплуатации.

Определим избыточные наружные и внутренние давления на глубинах h, H, Lо, Si, L на момент окончания цементирования, испытания колонны на герметичность, окончания эксплуатации и освоения скважин. Формулы для расчета избыточных наружных давлений для нефтяной скважины приведены в таблице 37, для расчета избыточных внутренних давлений приведены в таблице 38, расчет избыточных давлений приведен в таблицах соответственно 39, 40, условные обозначения расшифровываются в таблице 41.

Таблица 38 - Расчет внутренних избыточных давлений

Z

Испытание на герметичность в один прием без пакера

О

если 1,1Ру > Роп , то Рвио = 1,1Ру , иначе Рвио = Роп , где Ру = Рпл - 10-6 gв L

h

Рвиh = Рвио - 10-6 (gр-gж) h

Н

-

РвиLo = Рвио+ 10 -6 gж Lо- РнLo

L=Si

РвиL = Рвио + 10 -6 gж L- Рпл

О

если 1,1Ру > Роп , то Рвио = 1,1Ру , иначе Рвио = 8,4 МПа, Ру = 32,2 - 10-6 10000 2830=6,11

h

Рвиh = 8,4·106 +9,81·605·1000- 9,81·605·1150=7,52

Н

-

РвиLo =8,4·106 +1000· 9,81·755-1150·9,81·755=7,3

L=Si

РвиL = 8,4·106 +1000·9,81·2830 -1100·9,81·2830=5,62


Таблица 41 - Расшифровка уловных обозначений

Определения

Обозначение

Расстояние от устья скважин до, м:

- башмака эксплуатационной колонны

L

- башмака предыдущей колонны

Lо

- уровня цементного раствора

h

- уровня жидкости в колонне

H

- середины рассматриваемого продуктивного или пласта с АВПД

Si

- верхнего конца i-й секции обсадной колонны

Li

- рассчитываемого сечения

Z

Длина i-й секции обсадной колонны, м

li

Удельный вес, Н/м3:

- газа по воздуху (относительный)

- испытательной жидкости

gж

- бурового раствора за обсадной колонной

gр

- цементного раствора за колонной

gц

- жидкости в обсадной колонне

gв

- гидростатического столба воды

gгс

Плотность, г/см3

- плотность поровой жидкости

ρпор ж

- плотность промывочной жидкости

ρпж

Давление, МПа:

- по окончании эксплуатации

Pmin

- гидравлического разрыва пластов на глубине z

Pгрz

- внутреннее на глубине Z

Рz

- внутреннее на устье

у

- наружное на глубине Z

z

- внутреннее избыточное на глубине Z

Рвиz

- наружное избыточное на глубине Z

Pниz

- критическое наружное

Pкр

- критическое внутреннее, при котором напряжения в теле трубы достигают предела текучести

Pт

- пластовое на глубине Z

Pплz

- давление устойчивости горных пород

Руст

- пластовое на глубине L

Pпл L

- опрессовки

Pоп

Вес, кН:

- одного погонного метра колонны i-ой секции

gi

- i-й секции

Qi

- подобранных секций (общий)

Q


Расчет части колонны от 0 до 2830 м на растяжение производится с запасом прочности на растяжение n’3, полученный с учетом a0 = 1,25, град/10 м по формуле

.                                (108)

где  - коэффициент запаса прочности на растяжение для обсадных труб с треугольной резьбой на изогнутом участке ствола;

l=0,4 - коэффициент, учитывающий влияние размеров соединения и его прочностные характеристики;

a0 - интенсивность искривления труб.

Расчет длин секций обсадной колонны с различными толщинами стенок проводится снизу вверх, и проверяются условия прочности колонны по формулам:

на смятие

;                               (109)

на разрыв

;                                        (110)

Таблица 37 - Формулы для расчета избыточных наружных давлений для нефтяной скважины

Z

Окончание  цементирования

Испытание на герметичность  снижением уровня

Освоение снижением уровня

Окончание  эксплуатации

скважина нефтяная

О (устье)

Рнио=0

H

Рниh=10-6 (gр-gв) h

если h < Hи Рниh=10-6gр h  если Ни<h Рниh=10-6[gр×h-gв (h-Hи)]

если h < Hо Рниh=10-6gр h если h>Ho Рниh=10-6[gр×h-gв (h-Ho)]

H Ниоэ

-

если h > Hи РниН=10-6gр Hи если h< Hи РниНи=10-6[gр×h+gгс (Hи- h)]

если h > Hо РниН=10-6gр Hо если h< Hо РниНо=10-6[gр×h+gгс (Hо- h)]

если h > Hэ РниН=10-6gр Hэ если h< Hэ Рни Нэ=10-6[gр×h+gгс (Hэ- h)]

Lo

-

РниLo=PнLo -10-6gв (Lo-Hи)

РниLo=PнLo -10-6gв (Lo-Hо)

РниLo=PнLo -10-6gв (Lo-Hэ)

 


L=Si               РниL= =10-6[(ц-gв)L-

-(ц-gр)h]РниL=PнL -10-6gв (L-Hи)РниL=PнL -10-6gв (L-Ho)РниL=PнL -10-6gв (L-Hэ)




 

 



Таблица - 39 Результаты расчета избыточных наружных давлений

Z

Окончание  цементирования

Испытание на герметичность  снижением уровня

Освоение снижением уровня

Окончание  эксплуатации

О (устье)

Рнио=0

h

Рниh=9,81·605·110=6,76

h < Hи Рниh=9,81·605·1100= 6,76

h < Hо Рниh=9,81·605·1100= 6,76

h < Hэ Рниh=9,81·605·1100= =6,76

H (Ниоэ)

РНИ Н=1100·9,81·2075= =20,36

h< Hи РниНи=1100·9,81·820= 9,25

h< Hо РниНо=1100·9,81·770= 8,69

h< Hэ Рни Нэ=1100·9,81·2075= =20,36

Lo

РНИ L0 =1150· 9,81·605 + 1150·9,81·150= 8,45

РниLo=1100· 9,81·605 + 1100·9,81·150= 8,45

РниLo=1100· 9,81·605 + 1100·9,81·150= 8,45

РниLo=1100· 9,81·605 + 1150·9,81·150= 8,45

L=Si

РНИ L =1100·9,81·2830 - 797·9,81·(2830-2075)= =23,16

РниL=1160· 9,81·2830 -1160·9,81·(2830-820)=8,8

РниL=1100· 9,81·2830 -1100·9,81·(2830-770)=8,27

РниL=1100·9,81·2830 -797·9,81·(2830-2075)=23,16


на растяжение

;                                           (111)

P’КР>n1HИL.                                           (112)

где P’кр - критическое давление для обсадных труб с учетом двухосного нагружения, МПa;

n1 - коэффициент запаса прочности на наружное избыточное давление для первой снизу колонны в зоне эксплуатационного объекта;

PHИL - наружное избыточное давление на глубине L, МПа.

Критическое давление для обсадных труб , с учетом двухосного нагружения рассчитывается по формуле

.                                   (113)

где P’кр - критическое давление для обсадных труб;- осевая растягивающая нагрузка на трубу, кН;Т - растягивающая нагрузка, при которой напряжение в теле трубы достигает предела текучести, кН.

Выбираем запас прочности на избыточное наружное давление для труб на 50 метров выше кровли нефтяного пласта равным n1=1,45.

Рисунок 5 - График наружных избыточных давлений для эксплуатационной колонны на момент окончания цементирования

Рисунок - 6 График наружных избыточных давлений для эксплуатационной колонны испытанием на герметичность снижением уровня

Рисунок - 7 График наружных избыточных давлений для эксплуатационной колонны при освоении

Рисунок - 8 График наружных избыточных давлений для эксплуатационной колонны на момент окончания эксплуатации

Рисунок - 9 График внутренних избыточных давлений для эксплуатационной колонны

Рисунок - 10 Обобщённый график наружных и внутренних избыточных давлений для эксплуатационной колонны

Определим запас прочности n1 на наружное избыточное давление для 1-й снизу секции колонны n1 = 1,2 , вычислим произведение (n1×Рниl), оно равно: =1,2·23,16=27,79 МПа.

Подбирают трубы с Ркр>(n1× Рниl), начиная с труб наименьшей группы прочности "Е", исполнения А и толщиной стенки трубы δ=8,94 мм, с Ркр=34,4 МПа.

Принимаем длину первой секции на 50 м выше кровли эксплуатационного пласта l1=100 м.

Для выбранных труб определяем запас прочности на внутреннее избыточное давление n2, если Рт=51 МПа, а Рви=5,62 МПа.

>n2=1,15

По эпюре определяем наружное избыточное давление на верхнем конце 1-й секции (на глубине L1), Рни L1 =22,75 МПа.

Подбираем трубы с Ркр > n1 × РниL1 (n1 = 1), из которых составляем 2-ю секцию. Подбираем трубы группы прочности “Е”, исполнения А и толщиной стенки δ=8 мм. , с Ркр=27,3 МПа.

Определяем значение Р1кр для труб 2-й секции из условия двухосного нагружения, с учетом влияния растягивающих нагрузок от веса 1-й секции длиной l1 по формуле:

1кр = Pкр (1 - 0,3Q1/Qт ). (4.5)1кр = 27,3(1 - 0,3·35,3/2350)= 27,18 МПа;

Q1=100·0,353=35,3 МПа,1=0,353 кН/м - вес одного метра труб с короткой треугольной резьбой.

Для полученного значения Р1кр по эпюре определяем уточненную глубину спуска 2-й секции L11 (L11 < L1), L11=2730 м. и уточненную длину 1-й секции l11 = L - L11, l11=100 м.

Для определения длины 2-й секции выбираем трубы 3-й секции с меньшей по сравнению со 2-й секцией прочностью. Так как труб меньшей группы прочности и меньшей толщины стенки нет, то выбираем те же трубы из которых состоит 2-ая секция. Подбираем трубы группы прочности “Е”, исполнения Б и толщиной стенки δ=8 мм, с Ркр=27,3 МПа.

Для выбранных труб определяем запас прочности на внутреннее избыточное давление n2, если Рт=45,8 МПа, а Рви=8,4 МПа.

>n2=1,15

Определим общий вес всех уже подобранных секций и проверим условие

< [P]. Для труб ОТТМА: [P]= Pст/n3, n3=1,15

[P]=1353/1,15=1176,5 кН,=2730·0,290+100·0,353=791,7+35,3=827 кН

Принимаем колонну 2-х секционной.

Параметры обсадных колонн приведены в таблице 42.

Таблица 42 - Параметры обсадных колон.

Интервал спуска, м

Длина секции, м

Тип резьбов. соединения

Диаметр, мм

Марка стали

Толщина стенки, мм

Вес, кН

Страгивающая нагрузка, кН







1 м трубы

нарастающий











0-759

759

ОТТМА

245

Д

8,94

0,537

365,6

4962

0-100

101

ОТТМА

178

Е

10,04

0,435

31,6

2987

100-2929

2828

ОТТМА

178

Е

8,1

0,342

791,7

2880

2894-3707

813

ОТТМА

114

Д

8,6

0,198

84,7

1956


2.20 Оборудование устья (способы подвески колонн, установка противовыбросового оборудования, фонтанной арматуры, расчет усилия натяжения колонны)

Конструкция устья скважины, колонных головок и герметизирующих устройств должна обеспечивать:

- подвеску с расчётной натяжкой технических и эксплуатационных колонн с учётом компенсации температурных деформаций на всех стадиях работы скважины (колонны), а также подвеску колонны бурильных труб на противовыбросовом оборудовании;

- контроль за возможными флюидопроявлениями в обсадных колоннах;

- возможность аварийного глушения скважины;

- герметичность межколонных пространств при строительстве и эксплуатации скважин;

- испытание на герметичность обсадных колонн.

Необходимо установить диаметр проходных отверстий в превенторах больше диаметра долот, которым предстоит бурить ствол скважины перед установкой этого оборудования, наибольшего наружного диаметра обсадной колонны, которой нужно крепить пробуренный участок.

Устье скважины оборудуется межколонными каперами и фонтанной арматурой. Это позволяет работать со скважиной и после её заканчивания. Наличие фонтанной арматуры позволяет выполнять ремонтные работы в скважине в период её эксплуатации.

Оборудование для обвязки устья скважины в таблице 43.

Таблица 43 - Спецификация устьевого и противовыбросового оборудования

Типоразмер, шифр или название устанавливаемого устьевого и противовыбросового оборудования

ГОСТ, ОСТ, ТУ

Количество

Давление, МПа

Масса, кг




опрессовки после установки на устье

рабочее


КГ4-700(426 x324 x245 x168) ОП-230/80x70 ОП-280/80x35 ОП-350/80 x35 ОП-425/80 x21 АФК6-100x70 Выкидные линии

ТУ26 - 02 - 579 -74  ГОСТ 13862-90 ГОСТ 13862-90 ГОСТ 13862-90  ГОСТ 13862-90 ГОСТ 13846-89 -

1 1 1 1 1 1 2

15 35 21 15 11,5 18,9 10,0

70 70 70 35 35 70 -

575 23200 23200 26650 32235 3685 -

2.21 Технологическая оснастка обсадных колонн

Элементы оснастки обсадных колонн представляют комплекс устройств, применяемых для успешного спуска обсадных колонн и качественного цементирования скважин, надежного разобщения пластов и нормальной последующей эксплуатации скважин.

Каждая из спускаемых колонн оснащается разбуриваемым башмаком с целью повышения проходимости по стволу скважины и предупреждения повреждения нижней трубы при посадках. Кондуктор и эксплуатационную колонну снабжают обратным клапаном и центраторами. Для данной скважины применяем клапан типа ЦОКДМ так как в скважине возможны осложнения связанные с поглощением бурового раствора. Состав элементов технологической оснастки обсадной колонны и их техническая характеристика приведены в таблице 44.

2.22 Спуск обсадных колонн

При спуске обсадной колонны из-за опасности возникновения высокого гидродинамического давления в заколонном пространстве, что может привести к разрыву пород и поглощению, смятию обсадной колонны или разрушению обратного клапана, нужно рассчитать предельную скорость спуска по формуле:

.                                                          (114)

где - средняя скорость восходящего потока вытесняемой жидкости, м/с;

п - модуль градиента давлений поглощения;

n- плотность применяемой промывочной жидкости, кг/м3;

с- диаметр скважины, м;

k- коэффициент гидравлических сопротивлений в заколонном пространстве ;

э- коэффициент увеличения гидравлических сопротивлений за счет муфт и элементов технологической оснастки.

 Таблица 44 - Технологическая оснастка обсадной колонны

Наименование и диаметр колонн, мм

Наименование элементов оснастки

Шифр элемента оснастки

ГОСТ, ОСТ на  изготовление

Техническая характеристика

Количество, шт

Расстояние установки от башмака, м





диаметр, мм

длина (высота), м

вес, Н







наружный

внутренний





Кондуктор, 245

Башмак центратор обратный клапан продавоч-ная пробка

БКМ-245 ЦЦ-4-245/295-1 ЦКОД-М-245 ПВЦ-245

ОСТ 39-011-87 ТУ 39-1442-89 ТУ 39-1443-89 ТУ 39-1259-88

270 370 270 235

120 247 - -

0,42 0,365 0,680 0,315

600 570 168 130

1 5 1 1

0 10 по ГИС

Эксплуатационная, 178

Башмак обратный клапан центратор продавочная пробка

БКМ-178 БТС ЦКОД-М-178 ЦЦ-2-178/216 ПВЦ-146-178

ОСТ 39-011-87 ТУ 39-1443-89 ТУ 39-1220-87 ТУ СЦБПО БНО

188 188 292 158

80 - 170 -

0,350 0,350 - 0,205

280 250 110 50

1 1 11 1

0  по ГИС

Хвостовик 114

Башмак

БКМ-114

ТУ 3665-0013-44888724-2003

127

97

76

15

1

0


Таблица 45 - Режим спуска обсадных труб

Название колонны

Смазка для резьбовых соединений

Момент свинчивания обсадных труб, кН×м

Допускаемая скорость спуска

Периодичность долива, м

Промежуточная промывка


шифр или название

ГОСТ, ОСТ, ТУ


интервал глубин, м

величина,  м/с


глубина по вертикали, м

количество циклов

подача насосов, л/с





от (верх)

до (низ)






Кондуктор

РУС-1

ТУ 0254-005-54044229-02

5,6-10,2

0

759

1,0

 Постоянно

700 м

2

55,8

Эксплуата-ционная

РУС-1

ТУ 0254-005-54044229-02

3,5-5,0

0 1105

1105 2929

1 0,3


1200, 1700, 2830

2 2

27,9

Хвостовик

РУС-1

ТУ 0254-005-54044229-02

3,3-4,7

0 2929

2929 3707

1 0,33


2880

2

16,7


к0,25.                            (115)

где  - число Рейнольдса, вычисляемое для промывочной жидкости.

.                                                        (116)

где к- коэффициент местных сопротивлений на муфтах ;

т- длина одной трубы обсадной колонны, м.

.                                             (117)

где м- диаметр муфты обсадной колонны, м.

 .                                             (118)

где  - предельная скорость спуска обсадной колонны, м/с.

т - поправка, учитывающая искажения скорости течения жидкости в кольцевом пространстве под влиянием слоев в жидкости прилипших в колонне, приближенно т.

Определяем численное значение предельной скорости спуска эксплуатационной колонны.

;

;

;

м/с;

м/с.

При условии недопущения гидроразрыва пласта скорость спуска колонны должна быть менее 2,28 м/с.

Данные о режиме спуска труб представлены в таблице 45.

2.22.1 Выбор способа спуска

Кондуктор спускается в один прием. Это обусловлено достаточной прочностью обсадных колонн, благоприятными геолого-техническими условиями, герметичностью колонны в целом (нет негерметичных стыков участков, как при спуске по частям), более низкой общей стоимостью работ вследствие того, что не приходится цементировать каждый участок отдельно и затрачивать дополнительно время на ожидание затвердевания цементного раствора и вспомогательные работы.

Спуск эксплуатационной колонны осуществляется в один прием. В процессе спуска колонна должна плавно сниматься с ротора и также плавно спускаться в скважину. Если в процессе спуска возникают какие-либо задержки, то колонну необходимо оставлять в подвешенном состоянии и периодически расхаживать. В случае поглощения, при снижении уровня раствора в скважине необходимо непрерывно доливать раствор.

2.22.2 Подготовка ствола скважины к спуску

Перед спуском кондуктора в скважину необходимо произвести проработку ствола, для предотвращения прихвата эксплуатационной колонны и для облегчения более качественного цементирования.

Перед спуском эксплуатационной колонны ствол прорабатывается новым долотом и компоновкой с последнего долбления со скоростью 100-120 м/ч. После проработки скважина промывается в течении двух циклов циркуляции. Перед проработкой проводится полный цикл геофизических исследований.

2.22.3 Подготовка обсадных труб к спуску

На трубной базе все обсадные трубы визуально осматриваются, при обнаружении явных дефектов (вмятины, кривизна, трещины, повреждение резьбы и т.д.) они отбраковываются. Затем производится инструментальный замер резьбы труб и если дефекты не обнаружены, они опрессовываются водой на полуторократное рабочее давление. Негерметичные трубы отбраковываются.

Трубы, признанные годными, завозят на буровую за 3-4 дня до спуска их в скважину.

Длина каждой трубы замеряется и заносится в журнал. Трубы укладываются на стеллажи в порядке, обратном спуску.

Перед спуском нижняя часть обсадной колонны заблаговременно на мостках оснащается колонным башмаком и обратным клапаном. Измеряется общая длина обсадных труб, после чего рассчитывается их количество для спуска в скважину. С муфт и ниппелей снимаются предохранительные колпаки и проверяются резьбы.

Перед спуском обсадных труб, они шаблонируются шаблоном соответствующего размера. Трубы, через которые шаблон не проходит, бракуют и заменяют новыми. Свинчивание обсадных труб производят с определенной величиной натяга. Натяг контролируется величиной момента, которая зависит от диаметра труб и числом не завернутых витков резьбы, которое не должно быть более трех-четырех. Для уплотнения резьбовых соединений применяем смазку типа Р- 402.

Так как используются обратные клапаны ЦОКДМ скважину не нужно постоянно доливать. Однако и в этом случае для избежания газирования раствора, также требуется проводить промежуточные промывки, которые осуществляют через 500-600 м. Промывку ведут в течении одного цикла циркуляции для данной глубины спуска, а при сильном газировании раствора - до полного удаления газа из него.

Вместе с трубами на буровую должны быть доставлены элементы технологической оснастки обсадной колонны: центрирующие фонари, скребки, пакеры и т.д. Предварительно они также проверяются, некоторые опрессовываются.

2.22.4 Подготовка бурового оборудования

При спуске обсадной колонны существенно возрастает нагрузка на буровое оборудование. Поэтому до начала спуска необходимо тщательно проверить исправность всего бурового оборудования, надежность крепления его, соосность вышки, стола ротора и устья скважины. На буровую должен быть доставлен исправный инструмент для спуска обсадных труб (элеваторы, ключи, хомуты и т.д.).

Колонна спускается с помощью механизированных клиньев и одного элеватора. Перед спуском колонны проверяется исправность и работоспособность превенторов и заменить в них плашки в соответствии с диаметром обсадных труб.

На буровой необходимо иметь также переводник для быстрого присоединения ведущей трубы к обсадной колонне для промежуточных промывок скважины (или специальную промывочную головку).

2.23 Обоснование способа цементирования обсадных труб

Цементирование кондуктора производится только прямым, одноступенчатым способом цементирования.

Цементирование эксплуатационной колонны производится в две ступени - сначала спускается и цементируется первая секция, затем вторая.

2.24 Обоснование технологических параметров процесса цементирования обсадных колонн

Целью расчета процесса цементирования является определение необходимого количества тампонажных материалов, жидкости затворения, продавочной и буферной жидкости, числа цементировочных агрегатов и цементосмесительных машин, технологических параметров процесса цементирования (объем и производительность цементировочных агрегатов при продавке). Зная эти данные, определяется планируемое время цементирования обсадной колонны.

Расчет объема «бездобавочного» тампонажного раствора (Vб) производится по формуле

.                                      (119)

где k - коэффициент кавернозности (k = 1,25-1,5);д - диаметр долота, м;

dн - наружный диаметр колонны, м;в - внутренний диаметр обсадной колонны вблизи башмака, м;б - высота подъема «бездобавочного» тампонажного раствора в заколонном пространстве, м;с - расстояние от башмака обсадной колонны до кольца «стоп», м;- уровень подъема цементного раствора от устья, м.

Рассчитаем объем тампонажного раствора, необходимого для цементирования кондуктора:

Бездобавочного ПЦТ-II-50 (0-759 м)

м3

Рассчитаем объем тампонажного раствора, необходимого для цементирования эксплуатационной колонны 168 мм:

Бездобавочного ПЦТ-I-G-100 (609-2929)

м3

Количество тамонажного материала (портландцемента) gб (т) для приготовления 1 м3 «бездобавочного» тампонажного раствора определяется по формуле:

б = ρб (1+В/Т).                                                    (120)

Необходимое количество материалов (gо) для приготовления 1 м3 единицы объема тампонажного раствора необходимой плотности (ρ0) определяется

g0 = .                                     (121)

где В/Т - водоцементное отношение, определяется по результатам лабораторных исследований из условия обеспечения растекаемости тампонажного раствора по конусу АзНИИ равным 0,18÷0,20м;

pб, рж - плотность, соответственно, бездобавочного тампонажного раствора и жидкости затворения, кг/м3 ;

аi - массовая доля i-го компонента твердого вещества;

ρi - плотность i-го компонента твердого вещества, кг/м3.

Общая масса тампонажного материала для приготовления тампонажных растворов (Мiтр)

(Мiтр) = kт×gi×Viт.р..                                              (122)

где gi - количество i-го материала для приготовления 1 м3 тампонажного раствора;т = 1,03-1,06 - коэффициент, учитывающий потери цемента при транспортировке и затворении;тр = потребный объем i-го тампонажного раствора.

Масса компонентов тампонажной смеси (Маi)

Маi = аi × Miтм.                                                    (123)

Количество жидкости затворения для приготовления тампонажных растворов (Мжi)

Мжi = Кв·(В/Т) ×Мiтм.                                         (124)

где Кв = 1,08 - 1,10 - коэффициент, учитывающий потери воды при затворении.

Количество химических реагентов для регулирования свойств тампонажных растворов (тампонажного камня) определяется в зависимости от процентного содержания химреагента по отношению к массе сухого тампонажного материала.

Рассчитаем необходимое количество материалов для приготовления раствора для цементирования кондуктора 245 мм:

Бездобавочного:

б = ρб (1+В/Т)=1800/(1+0,5)=1200 кг

(Мiтр) = kт×gi×Viт.р=1,03×1200×29,6=36585,6 кг=36,6 т

Мжi = Кв·(В/Т) ×Мiтм=1,08×0,5×36585,6=19756,2 кг=19,76 т

Мcacl = а cacl× Miтм=0,04×36585,6=1463,4 кг=1,46 т

Рассчитаем необходимое количество материалов для приготовления раствора для цементирования эксплуатационной колонны 168 мм:

Бездобавочного:

б = ρб (1+В/Т)=1840/(1+0,5)=1227 кг

(Мiтр) = kт×gi×Viт.р=1,03×1227×60,34=76258,3 кг=76,26 т

Мжi = Кв·(В/Т) ×Мiтм=1,08×0,5×76258,3=41179,5 кг=41,18 т

Мcacl = а cacl× Miтм=0,04×76258,3=3050 кг=3,05 т

Необходимый объем продавочной жидкости рассчитывается:

.                          (125)

где kсж - коэффициент сжимаемости промывочной жидкости, принимается равным kсж = 1,02 - 1,05;

dв - внутренний диаметр колонны, м;

Lс - длина скважины по ее оси, м;м - объем трубопроводов, связывающих цементировочные агрегаты с цементировочной головкой, м3, принимается равным - 0,5 м3.

Рассчитаем необходимый объем продавочной жидкости для цементирования кондуктора:

 м3

Рассчитаем необходимый объем продавочной жидкости для цементирования эксплуатационной колонны, учитывая прирост длинны скважины за счет искривления ствола:

м3

Рассчитывается необходимый объем буферной жидкости для предотвращения смешения промывочной жидкости и тампонажного раствора по формуле

МБ.Ж = .                                  (126)

МБ.Ж = 0,785(1,25 0,22072-0,1782) ×100=2,5 м3

Данные о необходимом количестве материалов для цементирования приведены в таблице 46.

Таблица 46 - Необходимое количество материалов для цементирования обсадных колонн

Название или шифр

ГОСТ, ОСТ, ТУ на изготовление

Единица измерения

Потребное количество

Кондуктор

Бездобавочный тампонажный раствор


м3

29,6

ПЦТ-II-50

ГОСТ 1581-96

т

36,6

Техническая вода


м3

19,76

Хлористый кальций

ГОСТ 450-77

т

1,46

Эксплуатационная колонна

Бездобавочный тампонажный раствор


м3

60,34

ПЦТ I-G-100

ГОСТ 1581-96

т

76,26

Расшир. добавка ДР-100

ОСТ 39-202-86

т

13,6

Сульфацелл

-

т

0,0267

 Пластификатор С-3

ТУ 6-36-0204229-625-90

т

0,0282

Техническая вода

-

м3

41,18

Продавочная жидкость


м3

43,66


Для приготовления тампонажного раствора выбирается тип и определяется число смесительных машин (nсм)

.                                          (127)

где m - насыпная масса сухой тампонажной смеси, кг/м3;бун - емкость бункера смесительной машины, м3.

Процесс закачивания тампонажного раствора должен осуществляться с максимальной производительностью. При этом производительность цементировочных агрегатов должна примерно соответствовать производительности смесительных машин. Число цементировочных агрегатов в этом случае определяем соотношением

.                                                      (128)

А их общая производительность

.                                                     (129)

где qсм - производительность одной смесительной машины, м3/с;ЦА - суммарная производительность цементировочных агрегатов, м3/с;ЦА - максимальная производительность цементировочного агрегата, м3/с.

В соответствии с расчетными значениями ΔРкп и QЦА выбираем тип цементировочных агрегатов.

При закачивании продавочной жидкости число цементировочных агрегатов увеличиваем на один агрегат, что связано с необходимостью «стравливания» разделительной пробки.

Принимаем цементировочные агрегаты ЦА - 320М и смесительные машины УС6-30.

Рассчитаем количество необходимой техники для цементирования эксплуатационной колонны:

Бездобавочный ПЦТ I-G-100:

; - принимаем nсм = 3

 м3

С тремя СМН-20 работает шесть агрегатов ЦА-320М с производительностью 10,7 л/с при диаметре втулок 115 мм.

В процессе закачивания тампонажного раствора возможны следующие осложнения:

поглощение тампонажного раствора из-за превышения давления в заколонном пространстве над пластовым;

разрыв сплошности потока жидкостей.

Для предупреждения этих осложнений, обоснования режима закачивания и продавливания тампонажного раствора строятся зависимости

Рцг = f(Qi · Vжi);                                                (130)

Ркпз = f(Qi · Uжi).                                      (131)

где Рцг и Ркпз - давление на цементировочной головке и в кольцевом пространстве в интервале продуктивного пласта (на забой скважины), МПа.i - производительность всех цементировочных агрегатов, участвующих в процессе цементирования м3/с;

Рцг = Ркпс - Рт + ΔРт + ΔРкп + Ру;                                  (132)

Ркпз = Ркпс + ΔРкп.                                                (133)

где Ркпс, Рт, Руст - гидростатические давления составных столбов жидкостей в кольцевом пространстве, в трубах и на устье, соответственно, МПа;

VЖi - объемы закачиваемых жидкостей, м3;

ΔРт, ΔРкп -гидродинамические давления, обусловленные движением жидкостей в трубах в кольцевом пространстве, МПа.

Процесс закачивания жидкостей начинают с максимальной производительностью постепенно снижая ее до минимальной. Последние 1 - 1,5 м3 продавочной жидкости закачивают одним агрегатом на 1-ой скорости.

Построение зависимостей производится следующим образом:

задаются значениями объема закачиваемых тампонажного раствора, буферной и продавочной жидкостей:

1 = 0;2 = Vбуф;                         (134)3 = Vбуф + Vо;                                                     (135)4 = Vбуф + Vо + Vб;                                               (136)5 = Vбуф + Vо + Vб + 1/2Vпр.ж;                  (137)6 = Vбуф + Vо + Vб + 2/3Vпр.ж;                            (138)7 = Vбуф + Vо + Vб + (Vпр.ж - 1,5);                   (139)8 = Vбуф + Vо + Vб +Vпр.ж.                                  (140)

Определяют высоту подъема на каждый момент распределения жидкостей в кольцевом пространстве и обсадной колонне.

т= 4 V / (p dв2);                                 (141)

hкп= 4 V / (p × k2 Dд2 - p dн2).                      (142)

Расчет проведем при цементировании нижней секции, так как основные сложности при цементировании возникнут именно в этом интервале.

Определим данные объемы, учитывая, что в момент стоп будет потрачено продавочной жидкость меньше на величину коэффициента запаса и объема жидкости в манифолде:

 

 м3;

 м3;

 м3;

 м3;

 м3;

 м3;

 м3;

 м3.

Определяем высоту подъема на каждый момент распределения жидкостей в кольцевом пространстве и обсадной колонне:

При закачивании в скважину объёма  м3, по всему объёму скважины в кольцевом пространстве и в обсадной колонне находится буровой раствор.

При закачивании в скважину объёма  м3, длина буферной жидкости по стволу скважины в обсадной колонне будет равна:

 м;

Высота буферной жидкости по вертикали в обсадной колонне будет равна:

 м;

Интервал, который заполнен буровым раствором в колонне, составляет по стволу скважины:  м, а по вертикали  м;

Расчёт уровней жидкостей для остальных объёмов, закачиваемых в скважину, проводится аналогично.

Рассчитаем давление на цементировочной головке и на забое в кольцевом пространстве при работе цементировочных агрегатов на 4 скорости:

При объеме  м3 ( перед закачкой тампонажного раствора) скважина заполнена только промывочной жидкостью, гидродинамические составляющие давлений Рцг и Ркпз отсутствуют, в скважине действуют только гидростатические составляющие давлений.

 МПа;

При объеме  м3 для буферной жидкости:

;

МПа;

МПа;

МПа;

МПа.

Аналогично рассчитываются давления Рцг и Ркпз для последующих объемов. Расчет давлений на 1, 2 и 3 скоростях производится аналогично, результаты расчета приведены в таблице 47. По данным, полученным в результате расчета, построены графики зависимости объемов закачки от давления в кольцевом пространстве и на цементировочной головке (соответственно рисунки 10, 11).

Таблица 47 - Результаты расчета цементирования

Объемы прокачиваемых жидкостей,м3

IV скорость, QIV =8,6 м3

III скорость, QIII =4,8 м3

II скорость, QII =2,5 м3

I скорость, QI = 1,4м3


Ркп , МПа

Рцг , МПа

Ркп , МПа

Рцг , МПа

Ркп , МПа

Рцг , МПа

Ркп , МПа

Рцг , МПа

V1 = 0

31,61

0

31,61

0

31,61

0

31,61

0

V2 = 7,09

42,89

17,92

35,12

5,69

32,56

1,66

31,91

0,63

V3 = 25,86

40,04

2,89

32,80

-11,17

30,41

-15,81

29,80

-17,00

V4 =59,97

42,71

5,31

34,96

-9,35

32,41

-14,18

31,76

-15,42

V5 =86,44

44,67

15,04

36,54

1,67

33,85

-2,74

33,17

-3,86

V6 = 95,26

30,99

3,18

25,33

-7,34

33,46

-10,81

32,98

-11,69

V7 = 111,4

55,95

31,75

25,53

17,15

42,10

12,33

41,22

11,10

V8 = 112,9

63,12

38,13

31,35

30,76

47,47

21,14

46,48

15,42


Рисунок 11 - График зависимости объемов закачки от давления в кольцевом пространстве

Рисунок 12 - График зависимости объемов закачки от давления на цементировочной головке.

Из графиков определяем момент снижения давления на цементировочной головке и необходимую величину противодавления на устье. Режим продавливания определяется из условий:

< РТР и РЦГ < [РН].

Продолжительность процесса цементирования tц складывается из времени необходимого для приготовления тампонажного раствора и заполнения ею осреднительной емкости, освобождения разделительной пробки, на закачивание тампонажного раствора и продавочной жидкости в обсадную колонну.

t=Vбж/Qбж + Vтр/Σqца + ΣVпр.i/Qi + (600÷800).                       (143)

Время цементирования будет равно:

 

Тцем = 7,09/+34,14/+41,2/+18,74/+52,93/+71,76+21,7/+600=4028 с= 67,14 мин.

Время цементирования, как правило, не должно превышать 75% срока начала загустевания тампонажного раствора.

.

В нашем случае время загустевания не менее 100 минут поэтому условие выполняется т.к. 67,14075· 100мин=75 мин.

Для цементирования эксплуатационной колонны выбираем цементировочную головку типа ЦУГ 140-168· 400-1 (ТУ 39-01-269-76) с рабочим давлением 40 МПа. Принимаем цементировочные агрегаты ЦА-320М и смесительные машины 2СМИ-20. В связи с тем, что закачивается продавочная жидкость, число цементировочных агрегатов увеличиваем на один агрегат.

Для обвязки используем передвижной блок манифольда 1 БМ-700. Для контроля процесса цементирования используем передвижную станцию контроля качества СКЦ-2М.

Технику расставляем за два часа до окончания спуска колонны. Монтируем при закрытых кранах.

2.25 Обоснование способа вызова притока нефти и газа

Снижение уровня жидкости в эксплуатационной колонне нагнетанием воздуха запрещается. Приток флюида из пласта рекомендуется вызывать путем замены скважинной жидкости на более легкую и использованием пенных систем.

В проекте принимается вызов притока заменой солевого раствора и последующей закачкой пенной системы.

Вызов притока осуществляется аэрацией пенной системы, с использованием бустерной установки УНБТ1 160x40БК в следующей последовательности:

спускается колонна НКТ на глубину 20 метров выше верхнего интервала установки фильтров.

устье скважины оборудуется наземным оборудованием.

затем подключается к работе цементировочный агрегат и нагнетается аэрированный раствор.

после достижения заданной депрессии, которая контролируется приборами КСАТ, закачка аэрированной жидкости прекращается.

скважина оставляется на самозалив пены при открытых затрубных и трубных задвижках с продолжительностью до 36 часов.

при появлении фонтанного притока скважина отрабатывается с отводом пластовой жидкости в дополнительные емкости с дальнейшей откачкой ее в нефтеотборный коллектор при отсутствии коллектора пластовая жидкость вывозится автоцистернами до ближайшего работоспособного коллектора (две емкости по 50 м3 для сбора пластовой жидкости);

при отсутствии фонтанного притока производится перевод скважины на насосный способ эксплуатации

В скважинах, подлежащих эксплуатации насосным способом, производится спуск насосно-компрессорного оборудования.

Метод освоения объекта представлен в таблице 48.

Таблица 48 - Метод освоения объекта

Интервал испытания, м

Вызов притока

Газодинамические исследования

от (верх)

до (низ)

метод

депрессия на пласт, МПа

тип флюида

ожидаемый дебит, тыс.м3/сут (газ), м3/сут. (нефть)

проницаемость, мкм2; подвижность, мкм2/(МПа×с)

количество режимов исследований: до интенсификации/после интенсификации

2929

3707

Замена скважинной жидкости на более легкую и использованием пенных систем

Не >10

Нефть

26,4

0,014

4


2.26 Расчет нагрузки на крюке. Выбор буровой установки

Нагрузка на крюке Р, кг, для горизонтального профиля определяется по следующей формуле

Р = QКпкmн+ q п lпK пп m н + q н lн + q в lв + q г lг + q н lн       .                  (144)

где    Q - масса нижней части колонны (долото, турбобур, УБТ) в жидкости, кг; q п , q н , q в, q г - масса одного метра трубы, соответственно на участках, стабилизации, увеличения угла и вертикального, горизонтального, кг; lп - длина участка стабилизации, м;

hн - длина вертикальной проекции участка увеличения угла, м;

hв - длина вертикального участка, м.

Коэффициенты увеличения нагрузки от зенитного угла на участке стабилизации Кпп , град и на конечной глубине Кпп , град.

 

Кпк = cos aк + fsinaк;                                                   (145)

Кпп = cos aп + fsinaп.                                         (146)

где f - коэффициент сопротивления, f = 0,3 - 0,35;

aк - зенитный угол на конечной глубине, град;

aп - зенитный угол на участке стабилизации, град.

Коэффициент увеличения нагрузки от угла охвата определяется по следующей формуле

н = 1+ bн × f.                                                                 (147)

где bн - угол охвата на участке увеличения угла, град.

Определяются по формулам

bн = aп / 57,3 .                                                   (148)

Производится расчет для проектируемой скважины:

Q =( 1,2+2,3+7,488+7,83)·0,84·9,81=156,1кН;

Кпк = cos650 + 0,35 sin65 0 = 0,74;

Кпп = cos22,5+ 0,35 sin22,5= 1,05;

bн = 1,25/57,3 = 0,22;н = 1+0,22 × 0,35 = 1,01;

Р=150,61·0,74·1,01+(0,234·172,5·0,84+0,231·4272·0,54)·1,05·1,01=995,9 кН

В результате расчетов значение нагрузки на крюке равняется 995,9 кН.

Максимальная нагрузка на крюке при спуске обсадной колонны равна весу колонны Q = 1246,7 кН. С учетом коэффициента на прихватоопасность 1,1·124,67=137,14 (137,14 т < 200 т).

Выбор буровой установки производится по максимальной нагрузке на буровом крюке при подъеме бурильной колонны и спуске обсадной колонны. Выбирается буровая установка БУ-3000 ЭУК-1М, вид привода электрический. Показатели буровой установки приведены в таблице 49.

Таблица 49 - Показатели буровой установки

Глубина скважины по стволу, м

Максимальная нагрузка на крюке, т

Коэффициент на прихвато-опасность для обсадной колонны

Тип буровой установки

Максимальная нагрузка для установки, т


при спуске обсадной колонны

при бурении




3707

124,67

99,59

1,1

БУ-3000 ЭУК-1М

200


2.27 Геолого-технический наряд

Геолого-технический наряд составлен на основе первых двух разделов и представлен в приложении.

3. Специальная часть - Анализ применения долот типа PDC производства ОАО «Волгабурмаш» при строительстве наклонно-направленных скважин на Вынгапуровском месторождении

Введение

Использование долот типа PDC при бурении скважин является неотъемлемой частью современного технологического процесса бурения скважины. Одной из главных задач при строительстве скважин на Вынгапуровском месторождении является уменьшение времени строительства скважин за счет использования передовых технологий, а как следствие более ранний ввод скважины в эксплуатацию а, следовательно, и получение большей выгоды.

Среди самых важных технологических вопросов строительства скважин обсуждаются результаты применения буровых долот и перспективы создания новых, ещё более производительных конструкций. Большинство исследований доказали необходимость постоянной работы буровиков с машиностроителями, создающими новую технику и обеспечивающими постоянное повышение её показателей и снижение стоимости 1 м бурения.

При строительстве скважин используется в основном породоразрушающий инструмент отечественного производства: шарошечные и алмазные долота производства ОАО «Волгабурмаш» (г. Самара), долота и бурильные головки для отбора керна режуще-скалывающего типа ООО НПП «Буринтех» (г. Уфа). Долота импортного производства составляют не более 3 % общего числа используемого породоразрушающего инструмента.

3.1 Классификация долот PDC производства ОАО «Волгабурмаш»

Долота производства ОАО «Волгабурмаш» имеют стальной корпус, оснащенный высококачественными поликристаллическими алмазными вставками (зубками) PDC, закупаемыми у ведущих производителей в США.

Продукция алмазных долот представляет собой 3 направления:

1)      FD - предназначено для бурения сплошным забоем нефтяных и газовых вертикальных и наклонно-направленных скважин в породах средней твердости с промывкой водой или глинистым раствором (рисунок 6);

2)      BD - бицентричные долота для бурения с одновременным расширением ствола скважины (рисунок 7);

)        CB - головки бурильные для отбора керна (рисунок 8).

Рисунок 13 - Алмазное долото производства ОАО «Волгабурмаш» типа PDC серии FD

Рисунок 14 - Алмазное долото производства ОАО «Волгабурмаш» типа PDC серии BD

Рисунок 15 - Алмазное долото производства ОАО «Волгабурмаш» типа PDC серии CB

3.2 Особенности конструкции и технические данные долот типа FD

Долота производства ОАО «Волгабурмаш» имеют два вида корпусов, данные по исполнению корпуса представлены в таблице 50. Размер зубков PDC колеблется для разных конструкций и диаметров в диапазоне от 8 до 24 мм и более.

Таблица 50 - Варианты исполнения корпуса

Условные обозначения

Вариант исполнения корпуса

А

Со стальным корпусом

АМ

С твердосплавным корпусом


Так же существует категория твердости пород при применении долот типа PDC, данная классификация представлена в таблице 51.

Таблица 51 - Категории твёрдости пород

Классификация

Тип породы

S

мягкие

SM

мягкие, перемежающиеся со средними

M

средние

MH

средние, перемежающиеся с твердыми


Все алмазные долота оснащаются твердосплавными сменными насадками, ориентированными так, чтобы обеспечить баланс потоков бурового раствора для очистки забоя и самого долота. Специально для производства алмазных долот ОАО "Волгабурмаш" закупило и освоило суперсовременные обрабатывающие центры, позволяющие с одной установки сразу обработать всю сложную криволинейную поверхность, лопасть и пазы, отверстия под промывку и отверстия под зубки PDC.

Необходимо так же отметить, что при производстве алмазных долот существуют специальные допуски по фактическому наружному диаметру, данные предоставлены в таблице 52.

Таблица 52 - Допуски на диаметры алмазных долот

Номинальный диаметр долот, мм

Допуск, мм

до 171,4

+0/-0,39

172,2 - 228,6

+0/-0,51

229,4 - 349,2

+0/-0,76

350,0 - 444,5

+0/-1,14

445,3 и более

3.2.1 Условные обозначения алмазных долот производства ОАО «Волгабурмаш»

По коду долота можно узнать все необходимые условия его применения, необходимо только знать и правильно читать данные коды.

,3 FD 257 М - А27, где

,3 - диаметр долота, мм- Продуктовая линия

- размер зубка PDC

- количество лопастей

- количество промывочных отверстий

М - категория твёрдости пород

А - вариант исполнения корпуса

- номер конструкции.

Немаловажным критерием при сборке КНБК является максимально допустимый крутящий момент, затяжка соединения с недостаточным крутящим усилием чревато раскреплением данного соединения на забое и возникновением аварийной ситуации, а закрепление соединение с чрезвычайно большим крутящим моментом может привести к слому ниппеля долота. Поэтому очень важно при сборке КНБК соблюдать крутящие моменты, представленные в таблице 53.

Таблица 53 - Рекомендуемые крутящие моменты для свинчивания присоединительной резьбы

Присоединительная резьба

Рекомендуемый крутящий момент, кН*м

По ГОСТ

По API


З-76

2 ⅞

8,1-9,5

З-89

3 ½

9,5-12,2

З-117

4 ½

16,3-21,7

З-152

6 ⅝

37,9-43,3

З-177

7 ⅝

46,1-54,2


3.3 Анализ применения алмазных долот при бурении интервала под эксплуатационную колонну

При бурении под эксплуатационную колонну на Вынгапуровском месторождении применяют гамму долот производства ОАО «Волгабурмаш», а также ООО НПП «Буринтех».

На рисунке 9 представлена неориентируемая компоновка низа бурильной колонны при бурении наклонно-направленных скважин. С применением алмазных долот нового поколения и увеличением ресурса использования современных ВЗД, позволяет проводить бурение под эксплуатационную колонну в одно, два долбления, что позволяет уменьшить срок строительства скважины.

3.3.1 Анализ применения долота алмазного типа FD 255 SM-A147

В 2009 году на Вынгапуровском месторождении при бурении под эксплуатационную колонну начали использовать алмазные долота различных типов: FD 255 SM-A147, FD 266 SM-A153, FD 246 S-А284, FD 368 SM-А73, FD 368 SM-А56. На основании данных полученных данных проведем анализ эффективности использования данных типов долот при строительстве скважин.

Рассмотрим показания механических скоростей при бурении алмазным долотом FD 266 SM-A153 на данном месторождении. Данные по использованию алмазного долота на Вынгапуровском месторождении представлены в таблице 54.

Рисунок 16 - Схема компоновки низа бурильной колонны при бурении наклонно-направленных скважин на Вынгапуровском месторождении

Таблица 54 - Показания механических скоростей при бурении алмазным долотом типа FD 266 SM-A153

Куст/ скважина

Интервал бурения, м

Механическая скорость, м/ч

Проходка, м


от

до



15/2215

602

2806

46

2204

15/2213

505

2954

42,6

2449

15/2285

700

2965

40,9

2265

15/2223

459

2866

40,2

2407

15/2161

1133

2993

43,4

1860

15/2099

866

2955

44,9

2089

14/707

713

2903

48,3

2190

14/700

556

2850

46,2

2294

14/713

460

3001

39,6

2541

14/710

453

2933

40,8

2480

14/711

680

2977

44,0

2297

14/720

512

2950

40,0

2438


Произведя анализ полученных данных (рисунок 17), результаты инклинометрических замеров и параметров бурения, можно сделать вывод, что данный тип пятилопастного долота позволяет бурить интервал под эксплуатационную колонну в одно долбление. Долото показывает стабильно высокую механическую скорость в мягких и средней твердости породах (таблица 55).

При бурении скважин с телеметрическим сопровождением, долото хорошо управляется, что позволяет набрать необходимые параметры кривизны без излишних сложностей.

Как правило, за счет уменьшения времени направленного бурения, время бурения с вращением увеличивается и увеличивается механическая скорость за счет комбинированного роторно-турбинного способа бурения.

Рисунок 17 - Данные механических скоростей на Кустах 14 и 15 Вынгапуровского месторождения

Таблица 55 - Данные средней механической скорости на месторождениях

Куст

Средняя скорость по месторождению, м/ч

Куст 15

43,01

Куст 14

43,16


3.3.2 Анализ применения долота алмазного типа FD 368 SM-А73

Данное шестилопастное долото используется также на Вынгапуровском месторождении. FD 368 SM-А73 имеет ряд существенных преимуществ по сравнению с аналогичными долотами. Геометрия спиральных лопастей облегчает вынос шлама с забоя и стабилизирует долото на забое. Конструкция высоких лопастей снижает вероятность образования сальника и улучшает очистку забоя от выбуренной породы. Наличие POC зубцов на калибрующей части повышает износостойкость долота.

Для проведения анализа эффективности использования долота FD 368 SM-А73 также были выбраны две кустовые площадки на данном месторождении. Сводные данные, полученные при проведении анализа, представлены в таблице 56, а также графическое представление на рисунке 18.

Таблица 56 - Технические показатели при бурении под эксплуатационную колонну.

Куст

Скважина

Долото

ГЗД

Интервал, м

Проходка, м

Vмех., м/ч.

Т, бур., час

Т, цирк., час

Нагрузка на дол., т.

Произв-ть насосов, л/с.

Рабочее давл-е., атм.



Размер, мм

Тип

Насадки, /32"

Тип

Заход-ность

От

До






От

До

От

До

34

4145

215,9

FD 368 SM-А73

8х13

Д-178

6x7

857

2087

1230

73,4

16,7

37,0

6-10

31

34

100

160

34

4146

215,9

FD 368 SM-А73

8х13

ДР-178

6x7

858

2088

1230

73,4

16,7

37,0

6-10

31

34

100

160

34

4248

215,9

FD368SM-А73

8x14

Д-178

6х7

734

1889

1155

76,7

15,0

33,6

5-18

28

32

120

160

34

4226

215,9

FD368SM-A73

8x11

Veсtor 7"

7х8

740

1761

1021

58,3

17,5

28,7

7-15

32

32

90

160

34

4249

215,9

FD368SM-A73

8х13

ДР-178

6x7

730

2030

1300

74,1

19,7

35,4

7-18

32

34

100

160

34

4221

215,9

FD368SM-A73

8х13

ДР-178

6x7

718

2110

1392

74,6

18,8

30,3

7-15

32

32

90

160

28

4224

215,9

FD368SM-A73

8x14

ДРУ-172П

5х6

850

2066

1216

65,7

18,5

36,0

7-17

32

28

90

165

28

14749

215,9

FD 368 SM-А73

8х13

ДГР-178

6x7

555

568

13

52,0

0,25

3,2

6-11

32

33

95

105

28

14749

215,9

FD 368 SM-А73

8х13

ДГР-178

6x7

568

1592

1024

67,1

15,2

30,2

6-12

20

34

70

135

28

18023

215,9

FD 368 SM-А73

8x13

ДГР-178

6x7

577

1703

1126

63,4

17,7

33,5

5-15

32

34

90

145

28

4347

215,9

FD 368 SM-А73

8x14

ДГР-178

6x7

726

1780

1054

71,45

14,75

27,75

5-11

32

32

130

150

28

18025

215,9

FD368SM-A73

8х13

Д-178

580

1830

1250

74,9

18,3

26,6

5-12

32

34

130

160

28

4377

215,9

FD368SM-A73

8х13

Д-178

6x7

777

2000

1223

75,2

20,1

39,4

6-11

32

34

130

160


Рисунок 18 - Сравнительные показатели механической скорости при бурении на кустах 28 и 34 Вынгапуровского месторождения.

.3.3 Сравнительный анализ применения долот типа FD 266 SM-A153 и FD 368 SM-А73 с моделями, использовавшимися ранее на Вынгапуровском месторождении

Использование долот производства ОАО «Волгабурмаш» при бурении скважин на Вынгапуровском месторождении ведется уже достаточно давно, производители долот применяют новые технологии изготовления и расширяют гамму производимого оборудования, поэтому немаловажным фактором остаётся проведение аналитической работы использованию долот. Рассмотрим показания механических скоростей при бурении под эксплуатационную колону долотами типа FD 366 SM-А73 с моделями, использующимися ранее на этом месторождении. В таблице 57 приведены показания средних механических скоростей при глубине скважины 2800 м и смещением забоя от вертикали не более 200 метров.

Таблица 57 - Показание механических скоростей при бурении под эксплуатационную колонну долотами типа FD 366 SM-A59

Месторождение

Куст/ скважина

Интервал бурения, м

Механическая скорость, м/ч



от

до


Вынгапуровское

12/310

602

2806

43

Вынгапуровское

12/300

505

2954

42,6

Вынгапуровское

12/399

700

2965

37,9

Вынгапуровское

12/377

459

2866

36,2

Вынгапуровское

12/388

1133

2993

40,4

Вынгапуровское

12/301

866

2955

38,9

Вынгапуровское

14/707

713

2903

43,3

Вынгапуровское

14/700

556

2850

41,2

Вынгапуровское

14/713

460

3001

38,6

Вынгапуровское

14/710

453

2933

41,8

Вынгапуровское

14/711

680

2977

40,0

Вынгапуровское

14/720

512

2950

36,0


Сводные данные по показаниям механических скоростей при использовании долота типа FD 366 SM-A59 представлены на рисунке 19.

Рисунок 19 - Показания механической скорости при бурении долотом FD 366 SM-A59.

3.3.4 Сравнительный анализ эффективности применения долот типа FD по сравнению с долотами других производителей на Вынгапуровском месторождении

Необходимо отметить, что компания на Вынгапуровском месторождении использовались при бурении скважин не только долота производства ОАО «Волгабурмаш», но и долота ООО НПП «Буринтех».

Рассмотрим показатели бурения при использовании долот производства ООО НПП «Буринтех» чтобы оценить эффективность применения того или иного долота (таблица 58).

Таблица 58 - Показатели бурения при использовании долот производства ООО НПП «Буринтех»

Диаметр долота

Тип долота

ВЗД

Насадки

Режим бурения

Интервал бурения, м

Показатели работы долота




размер (/32")

нагрузка на дол., т

расход пром. жид.,л/с


Н,м

Тбур.,ч

Тцир., ч

Vмех, м/ч

215,9

FD 368 SM A-59

ДГР-178.6/7.68

8х11,1

8

32

1307

1543

236

4,50

12,70

52,4

215,9

FD 368 SM A-59

ДГР-178.6/7.68

8х11,1

8

32

1543

1863

320

14,62

19,10

21,9

215,9

FD 368 SM A-59

ДГР-178.6/7.68

8х11,1

8

32

1863

2051

188

7,47

10,55

25,2

215,9

FD 368 SM A-59

ДГР-178.6/7.68

8х11,1

8

32

2051

2195

144

6,82

11,63

21,1

215,9

FD 368 SM A-59

ДГР-178.6/7.68

8х11,1

8

32

2195

2404

209

12,08

16,20

17,3

215,9

FD 368 SM A-59

ДГР-178.7/8.37

8х11,1

8

32

2404

2465

61

3,80

6,70

16,1

215,9

ВТ 613

ДРУ-172РС.7/8

8х11,1

6

32

1393

1567

174

5,17

8,67

33,6

215,9

ВТ 613

ДРУ-172РС.7/8

8х11,1

6

32

1567

1924

357

14,20

17,57

25,1

215,9

ВТ 613

ДРУ-172РС.7/8

8х11,1

6-8

32

1924

2195

271

12,35

16,10

22,0

215,9

ВТ 613

ДРУ-172РС.7/8

8х11,1

7-8

32

2195

2417

222

8,85

14,32

25,0

215,9

ВТ 613

ДРУ-172РС.7/8

8х11,1

7-8

32

2417

2570

153

14,58

15,83

10,5

215,9

ВТ 613

ДРУ-172РС.7/8

8х11,1

7-8

32

2570

2735

165

15,08

20,33

10,9

215,9

ВТ 613

ДРУ-172РС.7/8

8х11,1

7-8

32

2735

2815

80

5,83

10,08

13,7

215,9

ВТ 613

ДРУ-172РС.7/8

8х11,1

7-8

32

2815

2910

95

9,48

14,38

10,0

215,9

ВТ 613

ДРУ-172РС.7/8

8х11,1

7-8

32

2910

3004

94

11,82

15,35

7,9


Рисунок 20 - Данные мех.скорости при бурении долотами типа PDC производства ОАО «Волгабурмаш» и ООО НПП «Буринтех»

Как видно из графика, представленного на рисунке 20, более высокую механическую скорость до глубины 2300 м показывает долото производства ОАО «Волгабурмаш», а интервале 2300-3000 м устойчиво высокую механическую скорость показывает долото 215,9 ВТ 613 производства ООО НПП «Буринтех». Таким образом можно сделать предварительный вывод, что использование долота производства ОАО «Волгабурмаш» целесообразней при строительстве скважины глубиной не более 2500 м. А строительство наклонно-направленных скважин глубиной более 3000 м необходимо производить при помощи долот производства «Буринтех», либо использовать комбинированный способ бурения, при строительстве скважины в несколько долблений.

Выводы

Применение долот PDC открывает новые возможности при освоении скважин, резко увеличивая технико-экономические показатели самого процесса бурения. Основными преимуществами долот РDС являются их конструктивная надежность, высокая породоразрушающая способность и повышенная износостойкость резцов. Кроме того, хорошая управляемость долот PDC при реализации проектных траекторий скважин и обеспечение пространственно ровного и стабильного ствола позволяют не только экономить время, но и повысить качество процесса бурения.

Изучив высокие результаты применения алмазных долот и учитывая возможные перспективы использования долот со вставками алмазов РОС в России, странах СНГ и в дальнем зарубежье, руководство и технические службы ОАО «Волгабурмаш» в самый короткий срок организовали и освоили собственное производство алмазных долот.

Использование высокоточного оборудования со специально разработанными управляющими программами представляет возможным изготавливать сложные лопастные конструкции с точной повторяемостью в серийном производстве. Наличие систем автоматизированного проектирования буровых долот (САПР-долото), технологических процессов (САПР технология) и 3D-моделей поковки лапы позволило сократить сроки создания и освоения долот с 3 - 4 лет до 2 - 3 месяцев, что сопоставимо со сроками освоения новых конструкций у большинства ведущих зарубежных долотных фирм.

Все эти преимущества, в сочетании с современным буровым оборудованием и высокой организацией труда, обеспечивают по-настоящему высокорентабельное производство и позволяют перейти к промышленному строительству скважин. Еще один немаловажный фактор - сокращение сроков строительства скважин - существенно снижает затраты на содержание всей производственной инфраструктуры предприятия, а также уменьшает экологическую нагрузку на окружающую среду.

Произведенный мной анализ применения алмазных долот производства ОАО «Волгабурмаш» показал устойчивый рост показателей бурения, таких как средняя механическая скорость бурения, «управляемость» КНБК во время набора параметров траектории ствола скважины, а также калибровку ствола скважины. Данные параметры совершенствуются из года в год, что позволяет уменьшить стоимость 1 м проходки.

Так, например, использование долота FD 266 SM-A153 на Вынгапуровском месторождении позволило увеличить механическую скорость бурения по сравнению с долотом FD 255 SM-A147 на 3,3 %, что в свою очередь позволило сократить время строительства скважины на двое суток, оценим прибыль компании за счет более раннего ввода скважины в эксплуатацию.

,                                              (149)

где Сэф - кол-во добытой нефти за счёт раннего ввода скважины; - количество дней ускорения, ч;скв - средний дебит скважины в районе Западной Сибири (16,7) т/сут;

т.

Таким образом, за счет ввода скважины в эксплуатацию на два дня раньше, компания получит прибыль в размере:

,                                        (150)

где с - стоимость 1 барреля сырой нефти на мировом рынке (104 $ - стоимость 1 барреля нефти на 09.01.2014 г.) , $

$=907 136 руб.

То есть, за счет введения скважины в эксплуатацию на двое суток раньше, за счет использования долота нового поколения, компания получит прибыль в размере 907 136 рублей.

Список литературы

1 Групповой рабочий проект № 528 на строительство эксплуатационных горизонтальных скважин на Вынгапуровском месторождении - Тюмень: 2003 г.

      Овчинников, В.П. Учебн. справочное пособие к выполнению курсового и раздела дипломного проекта по дисциплине «Заканчивание скважин» для студентов специальности 130504 «Бурение нефтяных и газовых скважин» очной, заочной и заочно сокращенной форм обучения [Текст] /В.П. Овчинников, А.А. Фролов, П.В. Овчинников, Н.А. Аксенова. - Тюмень, 2005. -204 с.

3    Соловьев, Е.М.. Заканчивание скважин [Текст]/ Е.М. Соловьев. - М.: Недра, 1979 - 303 с.

4    Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности [Текст]: РД 08-200-2003.- Введ. 2003. - М.: Госгортехнадзор РФ, 2003. - 161 с.

5    Проектирование профилей наклонно направленных, пологих и горизонтальных скважин и расчет усилий на буровом крюке [Текст]: учеб. пособие /В.М. Шенбергер [и др.]. - Тюмень: Издательство «Вектор Бук», 2003. - 88с.

6       Инструкция по расчету обсадных колонн для нефтяных и газовых скважин [Текст]. - Введ.1997. - М.: АО ВНИИТнефть, 1997. - 194 с.: ил.

         Долота шарошечные. Типы и основные размеры. Технические требования [Текст]: ГОСТ 20692-2003. - Введ. 2004-07-01. - М.: Изд-во стандартов, 2003. - 25 с.: ил.

         Трубы обсадные и муфты к ним. Технические условия [Текст]: ГОСТ 632-80. - Введ. 2004-07-01. - М.: Изд-во стандартов, 2001. - 69 с.: ил.

         Абрамсон, М.Г. Справочник по механическим и абразивным свойствам горных пород нефтяных и газовых месторождений [Текст]: справочник / М.Г. Абрамсон М.: Недра, 1979 -180 с.

         Абатуров, В.Г. Методические указание к выполнению курсовой работы по дисциплине «Разрушение горных пород при бурении скважин» для студентов специальности 0908 [Текст]: метод. Указание / В.Г. Абатуров, А.В. Кед. - Тюмень: ТюмГНГУ, 2005. - 26 с.

         Кулябин, Г.А. Методические указания по курсу «Технология бурения глубоких скважин» для проектирования режима бурения с забойными двигателями и самостоятельной работы студентов специальности 0909 [Текст]: в 2-х частях, метод. указание / Кулябин Г.А. - Тюмень: ТюмИИ, 2003. - 64 с.

         Середа, Н.Г. Бурение нефтяных и газовых скважин [Текст]: учеб. для вузов / Н.Г. Середа, Е.М. Соловьев. - М.: Недра, 1988. - 300 с.

         Кулябин, Г.А. Методические указания к выполнению курсового проекта по курсу «Технология бурения нефтяных и газовых скважин» студентам специальности 0909 [Текст]: метод. указание / Г.А. Кулябин. - Тюмень: ТюмИИ, 1990. - 25 с.

         Леонов, Е.Г. Гидроаэромеханика в бурении [Текст]: учеб для вузов / Е.Г. Леонов, В.И. Исаев. - М.: Недра, 1987. - 304 с.

         Справочник бурового мастера [Текст]: учебно-практическое пособие в 2-х томах /В.П. Овчинников [и др.]. - Москва: Издательство «Инфра-Инженерия», 2006-605с.

         Спивак, А.И. Разрушение гонных пород при бурении скважин [Текст]: учебн. для вузов / А.И. Спивак, А.Н. Попов. - М.: Недра, 1994. - 261 с.

         Рябченко, И.В. Управление свойствами буровых растворов [Текст] / И.В. Рябченко. - М.: Недра, 1990. - 230 с.

         Булатов, А.И. справочник по промывке скважин [Текст] / А.И. Булатов, А.И. Пеньков, Ю.М. Проселков - М.: Недра,1984. - 327 с.

         Инструкция по применению смазочной добавки на основе рыбожировых отходов при бурении скважин в Западной Сибири [Текст]: РД 39-0148070-0001-91. - Тюмень: СибНИИНП

         Аксенова Н.А. Учебное пособие по дисциплине «Буровые промывочные жидкости» для студентов специальности 130504 очной и заочной форм обучения [Текст] / Н.А. Аксенова. - Тюмень: ИПЦ «Экспресс», 2008

         Булатов, А.И. Справочник по креплению нефтяных и газовых скважин [Текст] / А.И. Булатов, Л.Б. Измайлов, В.И. Крылов - М.: Недра, 1981. - 240 с.

         Гульянц, Г.М. Справочное пособие по противовыбросовому оборудованию [Текст]: - М.: Недра, 1983. - 243 с.

         Современные технологии и технические средства для крепления нефтяных и газовых скважин [Текст]: монография / С.А. Рябоконь [и др.]. -Краснодар, 2003.НПО «Бурение», 2003 - 366 с. ISBN 5-902187-01-1.

         Инструкция по бурению наклонных скважин с кустовых площадок на нефтяных месторождениях Западной Сибири [Текст]: РД 39-0148070-6.027-86. - Тюмень: СибНИИНП, 1986. - 138 с.

         Северинчик, Н.А. Машины и оборудование для бурения скважин [Текст]: / Н.А. Северинчик. - М.: Недра, 1986. - 368 с.

         Рябоконь С.А. Технологические жидкости для заканчивания и ремонта [Текст]. Краснодар, 2002. - 274 с.

         Харрис Т. Лабораторные исследования коррозии и коррозионного растрескивания при напряжении в тяжелых рассолах [Текст]// Dawel Division of Chemical, Tulosa, Oklahoma, USA, July, 18, 1983 - перевод № 3708)

         Улиг Г.Г. Коррозия и борьба с ней.М.- Химия, 1988, 455 с.

         Укрупненные нормы времени на спуско-подъемные операции и другие вспомогательные работы на метр проходки скважины при бурении буровыми установками «БУ-75БрЭ», «БУ-80БрЭ», «БУ-2500 ЭУК» с оснасткой талевой системы 4х5 и «Уралмаш 3000 ЭУК-1» с оснасткой талевой системы 4х5 и 5х6 [Текст]: УНВ. - Тюмень: ЦНИС ГТНГ, 2000. - 22 с.

         Укрупненные нормы времени на крепление скважин [Текст]: УНВкс -Тюмень: ЦНИС ГТНГ, 2000. - 5 с.

         Единые нормы времени на бурение скважин [Текст]: ЕНВ. - М.: ВНИИтруда, 2000. -315 с.

         Укрупненные нормы времени на промыслово-геофизические исследования скважин в нефтяной промышлнности [Текст]: УНВпги. - М.: ВНИИОЭНГ, 1981. - 128 с.

         Единые нормы времени на геофизические исследования в скважинах, пробуренных на нефть и газ [Текст]: ЕНВгис. - М.: НИИтруд, 1984. - 75 с.

         Руднева, Л.Н. Методические указания к лабораторной работе «Корректировка сметной стоимости строительсва скважин при изменении проектной скорости бурения» для студентов дневного и заочного обучения специальностей 07.03.03 и 09.09 [Текст]: метод.указания / Л.Н. Руднева, Т.В. Гриднева. - Тюмень: ТюмИИ, 1993. - 29 с.

         Естественное и искусственное освещение [Текст]: СНиП 23-05-95. - 1995.

         Инструкция по охране окружающей среды при строительстве скважин на нефть и газ на суше [Текст]: РД 39-133-94. - М.:НПО «Буровая техника»

         Предельно допустимые концентрации (ПДК) загрязняющих веществ в атмосферном воздухе населенных мест [Текст]: ГН 2.1.6.1338-03.-Введ. 2003. - М.: Изд-во стандартов. - 2003. - 43 с.

Похожие работы на - Проект строительства горизонтальной добывающей нефтяной скважины глубиной 2910 м на Вынгапуровском месторождении

 

Не нашел материал для своей работы?
Поможем написать качественную работу
Без плагиата!