КОНСТРУКЦИЯ СКВАЖИНЫ

Схема 1

0,530 м. 0,426 м. 0,324 м. 0,245 м. 0,168 м.

12 м.

шнек

D_д. =0,6 м. 40 м.

D_д. =0,490 м.

160 м.

D_д. =0,3937 м.

579 м.

D_д. =0,2953 м.

1852 м.

D_д. =0,2159 м.

3.2. ВЫБОР И РАСЧЕТ ПРОФИЛЯ НАКЛОННО-НАПРАВЛЕННОЙ СКВАЖИНЫ

Принимается для бурения наклонно-направленной скважины. На данной площади 3-х участковый профиль, состоящий из вертикального участка, искривленного участка и прямолинейно-наклонного участка. Учитывается для расчета, что третий участок представляет приблизительно прямую линию. Глубина зарезки наклонного ствола на глубине 60 метров. Бурение искривленного участка осуществляется отклонителем ШО1-195. При бурении под эксплуатационную колонну для изменения направления ствола скважины используют отклонитель ШО–195. Первый спуск отклонителя осуществляется по меткам. Последующие ориентирования отклонителя на забое производится с помощью магнитного переводника, и 1,5-2 свечи из ЛБТ, и инклинометра. Интенсивность искривления участка набора кривизны, угла (искривленного участка) принимается i ₁₀=1^o

Расчет наклонного ствола скважины

Исходные данные:

Глубина скважины Lв = 1838 м.

Глубина зарезки наклонного ствола Нв = 200 м.

Диаметр долота Dд. = 0,2953 м.

Диаметр забойного двигателя Dз.д = 0,24 м.

Длина отклонителя Lшо= 10 м.

Длина забойного двигателя L2тсш = 17 м.

Определяется радиус искривления ствола скважины:

где: К – коэффициент, учитывающий ошибки в расчетах принимается (1,05 1,10)

Определяются минимальные радиусы искривленного ствола скважины при использовании различных забойных двигателей:

где К₁ – принимаемый зазор между забойным двигателем и стенкой скважины, в зависимости от твердости горных пород 2-6см;

fзд – прогиб отклонителя, забойного двигателя в искривленном стволе скважины;

I – момент инерции поперечного сечения забойного двигателя;

Е – модуль Юнга; Е=2,1 10⁷

.

f_зд =(0,13*10⁷*g_т*l_т²) /(E*I)=(0,13*10^7*2,5*1700²)/(2,1*10⁷*7085)=6,31 мм.

I=0,049*d⁴_зд = 0,049* 19,5⁴=7085 см⁴

где: qзд – масса забойного двигателя длиной в1см. (кг).

Так как минимальные радиусы меньше расчетного радиуса искривления ствола скважины, то принимается R=600м.

Определяется максимальный угол наклона ствола скважины

cos α=(R*(R-A)+ H H²+A²-2R*A)/(H²+ (R-A)²)=

=(600*(600-200)+1638* 1638²+200²-2*600*200)/(1638+(600-200)²) =0,9910

α=7^o

где: А – проложение (м) – 200м.

H=L_в-H_в=1838-200=1638 м.

Определяется горизонтальная проекция искривленного участка

a=R*(1- cosα)=600*(1-0,9910)= 5,4м.

Определяется вертикальная проекция искривленного участка

h=R*sinα = 600*0,1219=73,14м

Определяется вертикальная проекция прямолинейного наклонного участка

H₁=L_в- (H_в+h)=1838-(200+73,14)=1565 м.

Определяется горизонтальная проекция прямолинейного наклонного участка

A=H*(tgα)= 1565 * 0,1228=192 м.

Определяется длина искривленного участка

l₂=0,01745*R*α=0,01745*600*7=73,3 м.

Определяется длина прямолинейного наклонного участка

l₃ = Н₁/ cos α = 1565/0,9910 = 1579 м.

Определяется длина наклонного участка

L_н=l₁+l₂+l₃=200+73,3+1579=1852 м.

Определяются коэффициенты приращения по интервалам наклонной скважины

к₂=l₂/h=73,3/73,1=1,002

к₃=l₃/Н=1579/1565=1,009

3.3 ВЫБОР ТИПОВ БУРОВЫХ РАСТВОРОВ ПО ИНТЕРВАЛАМ СКВАЖИНЫ

Типы буровых растворов выбираются по интервалам бурения с учетом геолого-технических условий, опыта проводки скважины на данной площади с целью предупреждения осложнений, снижения проницаемости продуктивных пластов и получения максимальных технико-экономических показателей бурения скважины.

Бурение под I направление в интервале от 0 до 12 м. «всухую» шнеком D_д.=600 мм.

Бурение под II направление в интервале от 12 до 40 м. ведется на естественном глинистом растворе ρ=1,08 г/см³., УВ=20-25 с., РН=6,5.

Бурение под кондуктор от глубины II направления до башмака кондуктора от 40 до 160 м. ведётся на глинистом растворе ρ=1,23-1,24 г/см³.

Бурение под техническую колонну от 160 до 579 м., на соленасыщенном растворе ρ=1,21-1,23 г/см³., УВ=22 с.

Бурение под эксплуатационную колонну в интервале от 579 до 972 м. ведется на технической воде ρ=1,18 г/см³., остальные параметры не регулируются;

в интервале от 972 до 1497 м. - ХНР (хлорнатриевый раствор), ρ=1,12-1,14 г/см³ , остальные параметры не регулируются;

в интервале от 1497 до 1852 м. - на безглинистом растворе на основе полисахаридов с ρ=1,12-1,14 г/см³, УВ=20-25 с, фильтроотдача 6-8*10^{-6 м3} *30 мин, РН=7,5-8,5, корка – пленка.

Определяется плотность бурового раствора из условия предупреждения проявления.

Ρρ= г/см³.

С целью предупреждения проявления продуктивного пласта и осложнений вышележащих пластов принимается ρ_б.р.=1,14 г/см³ , со следующими параметрами: УВ=25-30 с, фильтроотдача 6-8*10^{-6 м3} *30 мин, РН=7,5-8,5, корка – пленка, СНС=0.

Определяется количество материалов для приготовления и обработки бурового раствора по интервалам:

Vм - объем мерников, м³

К₁ - коэффициент кавернозности 1,1

К₂ - коэффициент, учитывающий потери бурового раствора от фильтрации 1,1

К₃ - коэффициент, учитывающий потери бурового раствора при его очистке 1,1

Интервал бурения 0-12 м:

V_бр= Vм +0,785*D_д²*L_н*К₁*К₂*Кз=50+0,785*0,490²*40*1,1*1,1*1,1=55,6 м³.

Интервал бурения 0-40 м.:

V_бр= Vм +0,785*D_д²*L_н*К₁*К₂*Кз=50+0,785*0,490²*40*1,1*1,1*1,1=60,5 м³.

Интервал бурения 0-160 м.:

V_бр= Vм +0,785*D_д²*L_н*K₁*K₂*K₃=50+0,785*0,3937²*160*1,1*1,1*1,1=76 м³.;

Интервал бурения 0-579м.:

V_бр= Vм +0,785*D_д²*L_н*K₁*K₂*K₃=50+0,785*0,2953²*579*1,1*1,1*1,1=101 м³.;

Интервал бурения 0-972 м.:

V_бр=Vм+0,785*D_д²*L_н*K₁*K₂*K₃=50+0,785*0,2159²*972*1,1*1,1*1,1=102м³.;

Интервал бурения 0-1497 м.:

V_бp= Vм+0,785*D_д²*L_н*K₁*K₂*K₃=50+0,785*0,2159²*1497*1,1*1,1*1,1=118м³.;

Интервал бурения 0-1852 м.:

V_бр= Vм +0,785*D_д²*L_н*K₁*K₂*К₃=50+0,785*0,2159²*1852*1,1*1,1*1,1=141 м³.

Для приготовления бурового раствора применяется гидросмеситель УС – 6 – 30. Для обработки бурового раствора химическими реагентами применяют глиномешалку МГ – 2 – 4.

Для очистки бурового раствора применяется циркуляционная система: 2 вибросита (DERRICK), гидроциклоны, илоотделитель, центрифуга, ёмкость-отстойник.

3.4. РАСЧЕТ ОБСАДНЫХ КОЛОНН

3.4.1. РАСЧЕТ ЭКСПЛУАТАЦИОННОЙ КОЛОННЫ

Исходные данные:

Глубина скважины по стволу L_c = 1852 м.;

Глубина скважины по вертикали L_d = 1838 м.;

Интервал цементирования чистым цементом L₂ =286 м. (от башмака эксплуатационной колонны до глубины на 200 м. выше кровли верхнего продуктивного пласта);

L₁=1600 м, интервал, цементируемый облегченным цементным раствором.

Пластовое давление 14,08 МПа;

Давление опрессовки 15 МПа;

Плотность цементного раствора ρ =1830 кг/м^З.;

Плотность облегченного цементного раствора ρ=1640 кг/м^З.;

Плотность бурового раствора ρ=1130 кг/м^З.;

Плотность жидкости затворения ρ=1000 кг/м^З.;

Снижение уровня жидкости в скважине Н = 1160 м.;

Жидкость при снижении уровня в колонне ρ_гс= 1100 кг/м³ .;

Плотность нефти ρ_н=743 кг/м³.;

Зона эксплуатационного объекта l₁ = 200 м.;

Запас прочности на смятие n₁ = 1,15;

Запас прочности на внутреннее давление n₂ = 1,15;

Запас прочности на растяжение n₃ = 1,3;

Расчет на избыточные давления, наружные, ведется:

а) Для окончания цементирования колонны

при Z=0 Р_ниz=0

при Z=L_в

=10^-6*10*(1640*1600+1830*286-1130*1838)=10,7 МПа;

б) При окончании эксплуатации

при Z=0 Р_вио=0

при Z=L_в

=10^-6*10*(1100*1838-743*(1838-1160))=15,2 МПа;

Определяются наружные, избыточные давления в зоне продуктивного пласта с учетом коэффициента запаса смятия

n_1*Р_ниl=1,15*10,07= 12,3 МПа;

n_1*Р_ниl=1,15*15,2 =17,5 МПа;

Этому значению соответствует обсадные трубы по ГОСТу 632-80, группы прочности Д, толщина стенки = 8 мм., Ркр = 20,1 МПа, Рст = 0,97 МН, Рт = 32,2 МПа, q₁ = масса 1-го погонного метра - 0,000327 МН.

Определяется в зоне эксплуатационного объекта на глубине

= -l =1838-200=1638м

=16,2 МПа

Этому значению соответствуют обсадные трубы группы прочности «Д» с толщиной стенки 7,3 мм, Ркр = 16,7 МПа, Рст = 0,86 МН, Рт = 29,4 МПа, q₁ = масса 1-го погонного метра - 0,000301 МН.

Определяется длина второй секции с = 7,3 мм. Из условия растяжения.

м

Q =q *l₁=0,000327*200= 0,0654 МН;

Принимается длина второй секции = -l =1852-200=1652м

Определяется масса второй секции

Q =q *l₂=0,000301*1652= 0,497 МН;

Определяются внутренние, избыточные давления при

Р_у=Р_пл-10^-6*g*ρ_H*L_B=14,08-10^-6*10*743*1838=0,48 МПа;

т.к. Роп > 1.1Ру, то Рвио = Роп = 15 МПа;

при

Р_виL=Р_оп+ 10^-6*10*(ρ_B-ρгс)L_в=

=15+10*10^-6*1838*(1000-1100)=13,16 МПа;

Строятся эпюры наружных и внутренних избыточных давлений

Схема 4

0 Р_оп

1838 м.

1см = 1Мпа P _виL

Определяется коэффициент запаса прочности на внутреннее давление

n₂=Р_т/ *Р_оп=29,4/15=1,96>1,15

Конструкция эксплуатационной колонны диаметром 0,168 мм группы прочности Д.

Таблица 13

№ секции	, мм	L, м	Q, МН
	8,0		0,0654
	7,3		0,497

3.4.2. РАСЧЕТ ТЕХНИЧЕСКОЙ КОЛОННЫ

Исходные данные:

Длина колонны L_тk = 579 м.;

Диаметр Dк = 0,245 м. по ГОСТу 632-80. Группа прочности Д, толщина стенки 7,9 мм.;

Рст=1,32МН; Ркр=8,5МПа; Рт=21,9МПа;

Q=0,00048МН – масса одного погонного метра;

Определяется внутреннее избыточное давление возникающее при проявлении.

Р_у= Р_пл -10^-6*g*ρ_H*L=14,08-10^-6*10*743*1838=0,48 МПа;

где L – расстояние от устья до кровли продуктивного пласта по вертикали;

т.к. Р_оп = 15 МПа, то принимается Р_во = Р_у = Р_оп = 15МПа;

Определяется коэффициент запаса прочности на внутреннее давление

n₂=Р_т/Р_оп=21,9/15=1,46>1,3;

Определяется коэффициент запаса прочности на страгивание или на растяжение

n₂=Р_ст/L_k*q=1.32/(579*0,00048)=4,75>1,3;

Определяется масса технической колонны

Q=q*L_тк=0,00048*579=0,278 МН.

3.4.3. РАСЧЕТ КОНДУКТОРА

Исходные данные:

Длина колонны Lк =160 м.;

Диаметр Dк = 0,324 м по ГОСТу 632-80. Группа прочности Д,

толщина стенки 8,5 мм.;

q = 0,000684 МН – масса одного погонного метра;

Определяется масса кондуктора

Q=q*Lк=0,000684*160=0,109 МН.

3.4.4. РАСЧЕТ НАПРАВЛЕНИЯ

Исходные данные:

А) Глубина шахты L_Н1=12 м.;

Диаметр шахты D_Н1=0,53 м., q = 0,002 МН.- масса одного погонного метра;

Определяется масса шахты

Q=q*Lн1=0,002*12=0,024 МН.;

Б) Глубина направления Lн₂= 40 м.;

Диаметр направления Dн2 = 0,426 м. по ГОСТу 632-80. Группа прочности Д,

толщина стенки 10 мм.,

q = 0,001065 МН – масса одного погонного метра;

Определяется масса направления

Q=q*Lн2=0,001065*40=0,0426 МН.

3.5. РАСЧЕТ ЦЕМЕНТИРОВАНИЯ ОБСАДНЫХ

КОЛОНН

3.5.1. РАСЧЕТ ЦЕМЕНТИРОВАНИЯ ЭКСПЛУАТАЦИОННОЙ КОЛОННЫ

Исходные данные:

Длина колонны по стволу Lн = 1852 м.;

Интервал цементирования облегченным цементным раствором L₁ = 1600м.;

Интервал цементирования чистым цементным раствором L₂ =286 м.;

Длина цементного стакана hст=10м.;

Интервал буферной жидкости по затрубному пространству Н_бж = 300 м.;

Диаметр долота Dд.= 0,2159м.;

Диаметр эксплуатационной колонны dэк = 0,168 м.;

Плотность цементного раствора Рц.р = 1830 кг/м^З .;

Плотность облегченного цементного раствора Ро.ц.р = 1640 кг/м^З.;

Плотность бурового раствора Р = 1130 кг/м^З.;

Водоцементное отношение облегченного цементного раствора m₁ = 0,75;

Водоцементное отношение цементного раствора m = 0,5;

Определяется объем буферной жидкости

Vбж=0,785*(к*Dд²-dнок²)*Нбж=0,785*(1,1*0,2159²-0,168²)*300=5,4 м³.;

Определяется объем чистого цементного раствора

Vцр=0,785*((к*Dд²-dнок²)*L₂+dвнок²*hст)=

=0,785*((1,1*0,2159²-0,168²)*286+0,152²*10)=5,36 м³.,

где к – коэффициент кавернозности;

Определяется объем облегченного цементного раствора

Vоцр=0,785*(к*Dд²-dнок²)*L₁=0,785*(1,1*0,2159²-0,168²)*1600=28,8 м³.;

Определяется плотность цементного раствора

ρ_цр=(ρ_ц*ρ_в*(1+m))/(m*ρ_ц+ρ_в)=(3150*1000*(1+0,5))/(0,5*3150*1000)=1830 кг/ м³.;

Определяется плотность облегченного цементного раствора

ρ_цр=(ρ_ц*ρ_в*(1+m))/(m*ρ_ц+ρ_в)=(3150*1000*(1+0,75))/(0,75*3150+1000)=1650кг/м³.;

Определяется количество сухого цемента в цементном растворе

G_ц=(ρ_цр*V_цр*к)/(1+m)=(1830*5,36*1,03)/(1+0,5)=6,7 т.;

Определяется количество сухого цемента в облегченном цементном растворе

G_оцр=(ρ_гцр*V_гцр*к)/(1+m)=(1640*28,8*1,03)/(1+0,5)=32,4 т.,

где к – коэффициент, учитывающий потери цемента при затворении;

Определяется количество воды для цементирования

V_в=m*G_ц+m₁*G_гц=0,5*6,7+0,75*32,4=27,65 м³.;

Определяется количество СаСl₂ в цементном растворе

Gcacl =(m* V_цр)/100=(1,5*5,36)/100=0,08 т.;

Определяется количество СаСl₂ в облегченном цементном растворе

Gcacl₂ =(m* V_оцр)/100=(1,5*28,8)/100=0,432 т.;

Определяется количество ОЭЦ для обработки цементного раствора

G_оэц =(m* V_цр)/100=(0,5*5,36)/100=0,0268 т.;

Определяется количество продавочной жидкости

V_прж=0,785*d_внок²*(L_н-h_ст)*к=0,785*0,1534²*(1852-10)*1,03=35 м³.;

Определяется давление на цементировочной головке в конце цементирования обсадной колонны

Р_к=Р_г+Р_ц=5,3+9,7=15 МПа;

Р_г=0,002*L_в+1,6=0,002*1838+1,6=5,28 МПа;

Р_ц=0,001*10*(ρ_црср- ρ_р)*(L_в-h_ст)*10^-3=

=0,001*10*10^-3*(1668-1140)*(1838-10)=9,7 МПа;

ρ_црср=(ρ_оцр*L₁+ρ_цр*L₂)/(L₁+L₂)=(1640*1600+1830*286)/(1600+286)=1668кг/ м³.;

Определяется температура забоя

Т=t_ср+Г*L_в=1+0,025*1838=46,95 ⁰С,
где Г - геотермический градиент; Г=0,025

По температуре забоя рекомендуется цемент для холодных скважин: IG-CC-1

По величине Р и Рг принимаются втулки на насосе ЦА - 320 М диаметром 115 мм.;

Определяется количество продавочного раствора, закачиваемого на различных скоростях ЦА – 320 М

h₀=(V_цр+V_оцр)/(F_вн+F_зп)=(5,36+28,8)/(0,0184+0,018)=949 м.;

l₀=L_н-h₀=1852-949=903 м.;

a=(h₀-h_ст)/Р_ц=(949-10)/9,7=96,8м/МПа;

h_V=l₀+а*(Р_V+Р_г)= 903+96,8*(5,8-5,3)=951,4 м.;

h_IV=a*(Р_IV+Р_V)=96,8*(8,7-5,8)=280,7м.;

h_III=a*(Р_III+Р_IV)=96,8*(13,4-8,7)=454,96 м.;

h_II=a*(Р_II+Р_III)=96,8*(23-13,4)=929,28 м.;

V_V=F_внэкср*h_V= 0,0184*951,4=17,5 м³.;

V_IV =F_внэкср*h_IV=0,0184*280,7=5,16 м³.;

V_III=F_внэкср*h_III=0,0184*454,96=8,37 м³.;

V_II=F_внэкср*h_II=0,0184*929,28=17,09 м³.;

Определяется время цементирования эксплуатационной колонны из условия работы одного ЦА- 320 М

Т_ц=Т_зак+Т_прод+t=2121,7+5923+700=8744,7сек;

Т_зак=(V_цр+Vоцр)*10³/q_ца^V=(5,36+28,8)*10³/16,1=2121,7 сек.;

Т_прод=t_V+t_IV+t_III+t_II=V_V*10³ /q_ца^V+V_IV*10³ /q_ца^IV+V_III*10³ /q_ца^III+

+V_II*10³ /q_ца^II=

=17,5*10³ /16,1+5,16*10³ /13,3+8,37*10³ /8,7+17,09*10³ /4,9=5923 сек.,

где t - время, затраченное для промывки нагнетательной линии ЦА – 320 М и отвинчивания стопоров на цементировочной головке;

Определяется количество Ц А – 320 М по времени схватывания цементного раствора n_ца=(Т_ц/(0,75*Т_схв))+1=(8744,7/(60*0,75*120))+1=3 агрегата;

Определяется количество цементировочных агрегатов по скорости восходящего потока

n_ца =0,785*(к*D_д²-d_нок²)*с/q_цаср=0,785*(1,1*0,2159²-0,168²)*1,5/0,006 =5 агрегатов;

q_цаср=V_прж/Т_прод=35/5923=0,006 м³/сек., где С – скорость восходящего потока 1,5 – 2м/с. Принимается количество ЦА – 320 М 5 комплектов;

Определяется количество цементосмесительных машин по грузоподъемности

n_ас=(G_ц+G_оц)/20+1=(6,7+32,4)/20+1=3 смесителя;

Определяется время цементирования эксплуатационной колонны

Т_ф=(Т_ц-t)/ n_ца=((8744,7-700)/5+700 мин. = 38,4 мин.

3.5.2. РАСЧЕТ ЦЕМЕНТИРОВАНИЯ ТЕХНИЧЕСКОЙ КОЛОННЫ

Исходные данные:

Глубина L_ТК = 579 м.;

Диаметр технической колонны D_ТК = 0,245 м. по ГОСТу 632-80;

Диаметр долота Dд = 0,2953 м.;

Высота цементного стакана hст = 10 м.;

Плотность цементного раствора Рц.р = 1830 кг/м³.;

Определяется объем цементного раствора

=0,785*((1,1*0,2953²-0,245²)*579+0,2292²*10)=8,5 м³.;

Определяется количество сухого цемента

G_ц=(ρ_цр*V_цр*10^-3)/(1+m)=(1830*8,5*10^-3)/(1+0,5)=10,3 т.;

Определяется количество воды

V_в=m*G_ц=0,5*10,3=5,16 м³.;

Определяется количество ускорителя CaCL₂

G_cacl =(m* V_цр)/100=(2,5*8,5)/100=0,21 т.;

Определяется количество продавочной жидкости

V_прж=0,785*d_внткср²*(L_н-h_ст)*к=0,785*0,2292 ²*(579-10)*1,05=24,6 м³.;

Для цементирования применяется ЦА-320 М – 1 комплект и УС-6-30 – 1 комплект.

3.5.3. РАСЧЕТ ЦЕМЕНТИРОВАНИЯ КОНДУКТОРА

Исходные данные:

Глубина L_к= 160 м.;

Диаметр кондуктора Dк = 0,324м. по ГОСТу 632-80;

Диаметр долота Dд = 0,3937 м.;

Высота цементного стакана hст = 5 м.;

Плотность цементного раствора Рц.р = 1830 кг/м³.;

Определяется объем цементного раствора

=

0,785*((1,1*0,3937²-0,324²)*160+0,307 ²*5)=8,59 м³.;

.;

Определяется количество сухого цемента

G_ц=(ρ_цр*V_цр*10^-3)/(1+m)=(1830*8,59*10^-3)/(1+0,5)=10,5 т.;

Определяется количество воды

V_в=m*G_ц=0,5*10,5=5,25 м³.;

Определяется количество ускорителя NaCL

G_Nacl =n*G_ц /100 =2,5*10,5/100=0,275 т.;

Определяется количество продавочной жидкости

V_прж=0,785*d_внкср²*(L_н-h_ст)*к=0,785*0,307²*(160-5)*1,05=12,04м³.;

Для цементирования применяется ЦА-320 М – 1 комплект и УС-6-30 – 1комплект.

3.5.4. РАСЧЕТ ЦЕМЕНТИРОВАНИЯ НАПРАВЛЕНИЯ

Исходные данные:

А) Глубина L_н = 40 м.;

Диаметр направления Dн = 0,426 м. по ГОСТу 632-80;

Диаметр долота Dд = 0,49 м.;

Высота цементного стакана hст = 5 м.;

Плотность цементного раствора Рц.р = 1830 кг/м³.;

Определяется объем цементного раствора

=

0,785*((1,1*0,49 ²-0,426²)*40 +0,406 ²*10)=4,28 м³.;

.;

Определяется количество сухого цемента

G_ц=(ρ_цр*V_цр*10^-3)/(1+m)=(1830*4,28*10^-3)/(1+0,5)=5,2 т.;

Определяется количество воды

V_в=m*G_ц=0,5*5,2 =2,6 м³.;

Определяется количество ускорителя NаCL

G_Nacl = n*G_ц /100=2,5*5,2/100=0,133т.;

Определяется количество продавочной жидкости

V_прж=0,785*d_вннср²*(L_н-h_ст)*к=0,785*0,406²*(40-10)*1,05=4,075 м³.;

Для цементирования направления принимается ЦА-320 М - 1 комплект и УС-6-30 -1 комплект.

Б) Глубина шахты L_Нш = 12 м.;

Диаметр направления Dн_ш = 0,53 м. по ГОСТу 632-80;

Диаметр долота Dд = 0,6 м.;

Высота цементного стакана hст = 5 м.;

Плотность цементного раствора Рц.р = 1830 кг/м³.;

Определяется объем цементного раствора

=

0,785*((1,1*0,6 ²-0,53²)*12 +0,508 ²*5)=2,1 м³.;

.;

Определяется количество сухого цемента

G_ц=(ρ_цр*V_цр*10^-3)/(1+m)=(1830*2,1*10^-3)/(1+0,5)=2,53 т.;

Определяется количество воды

V_в=m*G_ц=0,5*2,53=1,3 м³.;

Определяется количество ускорителя NаCL

G_Nacl = n*G_ц /100=2,5*2,53/100=6,3 т.;

Определяется количество продавочной жидкости

V_прж=0,785*d_вннср²*(L_н-h_ст)*к=0,785*0,506²*(12-5)*1,05=1,5 м³.;

Для цементирования направления принимается ЦА-320 М - 1 комплект и УС-6-30 -1 комплект.

3.6. ОРГАНИЗАЦИОННО-ТЕХНИЧЕСКИЕ МЕРОПРИЯТИЯ ПО ПОВЫШЕНИЮ КРЕПЛЕНИЯ СКВАЖИНЫ

3.6.1. ПОДГОТОВКА БУРОВОЙ УСТАНОВКИ К КРЕПЛЕНИЮ СКВАЖИНЫ

Подготовительные работы по подготовке ствола скважины к спуску обсадной колонны состоят в следующем.

Проверяется состояние фундаментов блоков, основание вышки, агрегатов буровой установки. Проверяется состояние вышки, центровка ее относительно устья скважины, тормозной системы лебедки, силового привода, буровых насосов, запорной арматуры, нагнетательной линии и талевой системы. В превентор устанавливаются плашки под соответствующий диаметр обсадных труб. Проверяется исправность и точность показаний контрольно – измерительных приборов. Выявляются недостатки и устраняются до начала ведения работ и оформляются актом о готовности буровой установки к креплению скважины.

3.6.2. ПОДГОТОВКА ОБСАДНЫХ ТРУБ

С целью выявления скрытых дефектов обсадных труб они опрессовываются на Р=18 МПа. с выдержкой времени не менее 30 секунд. Результаты опрессовки оформляются актом. Доставленные на скважину обсадные трубы подвергаются наружному осмотру, измерению, шаблонированию и укладыванию на стеллажи в порядке очередности спуска. Трубы должны иметь заводской сертификат и маркировку, соответствовать к требованиям стандарта. На каждые тысячу метров обсадных труб завозятся дополнительно 30 метров резервных обсадных труб.

3.6.3. ВЫБОР ТАМПОНАЖНОГО МАТЕРИАЛА

Выбор тампонажного материала производится в зависимости от характера разреза, назначения скважины, высоты подъема цементного раствора в затрубном пространстве и температуры забоя. Потребность материалов определяется расчетом.

Выбранные тампонажные материалы подвергаются анализу для соответствия их требования ГОСТа 1581-96.

Лабораторный анализ следует проводить с использованием химических реагентов, добавленных к тампонажным материалам и воды, на которой будет затворяться цементный раствор. Цементирование производится лишь при получении положительного заключения о пригодности тампонажных материалов.

Таблица 14

3.6.4. ПОДГОТОВКА СКВАЖИНЫ К СПУСКУ

ОБСАДНЫХ ТРУБ

Для обеспечения высоты подъема цементного раствора за колонной необходимо произвести опрессовку ствола скважины с гидромеханическим пакером на максимально ожидаемое давление при цементировании колонны. В случае поглощения бурового раствора произвести изоляционные работы.

При спуске буровой колонны на бурение перед проведением комплекса на бурение, заключаемых геофизических исследований производятся контрольный замер длины буровой колонны для уточнения фактической глубины скважины. По результатам геофизических исследований уточняется глубина спуска обсадной колонны, места установки элементов технической оснастки, интервалы проработки ствола, объем скважины.

После проработки и калибровки ствола на глубину спуска обсадной колонны скважина промывается до выравнивания параметров бурового раствора, соответствующих ГТН. Под кондуктор ствол скважины шаблонируется спуском 3-4 обсадных труб на бурильном инструменте, Спуск кондуктора, эксплуатационной колонн производятся с применением смазки УС-1,Р-402.

Турболизаторы устанавливаются на границах увеличения ствола скважины согласно инструктивно-технологической карте. Центраторы устанавливаются через каждые 25 м вместе со скребками.

Во избежании смятия обсадных труб, гидроразрыва пласта и поглощения бурового раствора под воздействием возникших в затрубном пространстве гидросопротивлений. Скорость спуска обсадной колонны с обратным клапаном должна быть равномерной и не превышать:

- для кондуктора - 1м/с.,

- для эксплуатационной колонны - 1,5м/с.,

В процессе спуска колонна плавно снимается с ротора и опускается в скважину. Динамические рывки, резкое торможение, разгрузка колонны или посадка ее свыше 30% от веса спускаемых труб не допускается. После спуска колонны производится промывка скважины для выравнивания параметров бурового раствора, соответствующих ГТН. Во избежании прихвата колонну периодически расхаживают не допуская разгрузки на забой и превышение допустимых напряжений.

3.6.5. ЦЕМЕНТИРОВАНИЕ ОБСАДНОЙ КОЛОННЫ

Одним из основных условий качества повышения крепления скважины является наиболее полное замещение бурового раствора цементным раствором, надежное сцепление цементного камня с горными породами и обсадной колонной, герметичность обсадной колонны, надежное разобщение пластов. Цементный камень в затрубном пространстве должен удовлетворять следующим требованиям:

равномерно и полностью заполнять затрубное пространство;

обеспечить надежное сцепление цементного камня с обсадными колоннами и горными породами;

прочность образца на изгиб через двое суток после цементирования должна быть не менее 2,7Мпа для чистого цемента.

Приготовление цементных растворов производится УС – 6 – 30. Цементирование эксплуатационной колонны производится ЦА – 320 М. Централизованный контроль и управление процессом осуществляется СКЦ – 2М. Перед началом цементирования обсадных колонн монтируется обвязка линий высокого давления агрегатов и 16М – 700. Нагнетательная линия и цементировочная головка должны быть опрессованы на 1,5 кратное ожидаемое рабочее давление при цементировании.

Закачку цементного раствора в скважину начинать после стабилизации режима работы смесителей и получения необходимой плотности цементного раствора. Закачку продавочной жидкости производить на скоростях, обеспечивающих получение расчетной критической скорости восходящего потока. Момент окончания продавливания цементного раствора определяется по повышению давления в обсадной колонне при посадке продавочной пробки на кольцо “стоп”. После снятия давления определяется работа обратного клапана. При положительном результате скважина оставляется на ОЗЦ на 48 часов.

3.7. ВЫБОР И РАСЧЕТ БУРИЛЬНОЙ КОЛОННЫ

Состав бурильной колонны в конце бурения скважины:

Долото 0,2159 м; Д2-195; УБТ - 178, ТУ – 19 – 3 – 385 – 79;

бурильные трубы ТБПК диаметром 127 9,19 мм группы прочности Д, длиной L= 800 м; ЛБТ-178 11;

масса одного погонного метра БТ q _БТ = 0,000298 МН;

Допустимая растягивающая нагрузка ТБПК Рст = 1,24МН;

Перепад давления на забойном двигателе Р_ЗД+Д = 10 МПа;

G = 0,16 МН;

Q_зд+д = 0,014 МН;

l_зд+д = 8 м;

n = 1,3;

Определяется длина УБТ

Lубт=(к*G-Qзд-Рзд*Fк)/q_убт=(1,25*0,16-0,014-10*0,0093)/0,00156=34 м.

где G - осевая нагрузка на долото;

Q_зд - масса забойного двигателя и долота 1400 кг;

Fk - площадь трубного пространства бурильных труб;

Исходя из опыта бурения на данной площади принимается Lубт =25 м.;

Определяется допустимая длина ЛБТ из условия растяжения

Lлбт=((Рст/n-(Qубт+Qтбпв+Qзд)-Рзд*Fk)/qлбт=

=((1,24/1,3-(0,00156*25+0,000298*800+0,014)-10*0,0093)/0,00165=2652 м.,

n – запас прочности на растяжение для бурильных труб;

Определяется длина ЛБТ

lлбт=Lн-lзд-lубт-lтбпв=1852-25-8-800=1019 м.;

Определяется масса бурильной колонны

Qбк=Qлбт+Qубт+Qтбпв+Qзд=0,014+25*0,00156+800*0,000298+0,000165*1019=0,45 МН.;

Рекомендуется для бурения скважины следующие компоновки по интервалам

3.8. ВЫБОР БУРОВОЙ УСТАНОВКИ

Буровая установка выбирается из условия максимальной массы обсадных и бурильных труб с учетом коэффициента перегрузки;

G_ок=Q_ок*к=0,476*1,25=0,595 МН;

G_бк=Q_бк*к=0,45*1,67=0,73 МН,

где К_, К₁ – Коэффициенты перегрузки;

Принимается БУ – 1600/100 ЭУ Таблица 16

Циркуляционная система
Суммарный объем, м3
Состав ПВО
ПУГ 230 350, шт.
ППГ 230 350, шт.

Выбор оснастки талевой системы

2Т=к*Gбк /Р_К =3*7*10⁴ /40880=5,

где К-коэффициент запаса прочности талевого каната;

Р_К –предельное разрывное усилие талевого каната;

G_БК-масса бурильной колонны.

Принимается оснастка талевого каната 4х5.

Составление РТК

Режимно – технологическая карта составляется на основании показателей работы долот и забойных двигателей по долотным карточкам пробуренных скважин.

Типы и размеры долот и забойных двигателей выбираются по максимальным показателям, и определяется количество долот по интервалам. Осевая нагрузка рекомендуется та, при которой получены наивысшие показатели работы долот и забойных двигателей по интервалам.

Качество бурового раствора принимается из условия очистки забоя и ствола скважины, создания максимальной мощности на забойном двигателе и наилучшем использовании гидравлической мощности насосов. Качество жидкости принимается из условия предупреждения осложнений при бурении и загрязнение продуктивного пласта.

3.10. РАСЧЕТ ГИДРАВЛИЧЕСКИХ СОПРОТИВЛЕНИЙ ДВИЖУЩЕГОСЯ БУРОВОГО РАСТВОРА В ЦИРКУЛЯЦИОННОЙ СИСТЕМЕ

Скважина разбивается на два интервала

1. Первый интервал от 0 до (башмака технической колоны) 579 м. Диаметр долота 0,2953 м., бурение ведется забойным двигателем ТО– 240 ТСШ – 240.

Определяется необходимое количество жидкости из условия:

а) очистки забоя от выбуренной породы:

Q=q*F_з =0,06*0,785*Д_д² =0,06*0,785*29,53²=0,041 м³/с.,

где q – удельный расход жидкости л/с на 1см²;

б) выноса выбуренной породы из ствола скважины:

Q = 0,785(К*D²_д – d²_нбт)*V = 0,785(1,1*0,2953² – 0,127²)*1 = 0,063 м³/с.,

где V – скорость восходящего потока в затрубном пространстве;

Принимаются диаметры цилиндровых втулок и поршней у буровых насосов НБТ – 475 с диаметром втулок 150 мм, Q_Н = 30 л/с., Р =11,8 МПа;

Определяется подача насоса

Q=α*2Q_Н=0,9*2*0,03=0,054 м³/с.,

где α – коэффициент наполнения насоса 0,7 1;

Определяются потери давления в нагнетательной линии по методу эквивалентных длин

L_экв ^нл=L_н*(d_внбт/d_вннл)⁵=(25+18)*(11,1/14,8)⁵=10,2 м.;

L_экв ^шл=L_шл*(d_внбт/d_вншл)⁵=18*(11,1/8)⁵=92,6 м.;

L_экв ^в=L_в*(d_внбт/d_{вн гв})⁵=2,5*(11,1/9)⁵=7,1 м.;

L_экв ^кв=L_кв*(d_внбт/d_внкв)⁵=16*(11,1/8)⁵=82,3 м.;

L_экв=L_экв^гл+вл +L_экв^шл+ L_экв^в+ L_экв^кв=10,2+92,6+7,1+82,3=192,2 м.;

Р_м=(8,26*ρ_бр*λ*Q²/ d_внбт⁵)* L_экв=(8,26*0,02*1,22*54²/11,1⁵)*192,2= 0,67 МПа;

Определяются потери давления в бурильных трубах

Р_бт=(8,26*ρ_бр*λ*Q²/ d_внбт⁵)* L_бт=(8,26*0,02*1,22*54²/11,1⁵)*544= 1,9 МПа;

L_бт=L_инт-l_убт –l_зд=579-10-25=544 м.;

Определяются потери давления в утяжелённых бурильных трубах

Р_убт=(8,26*ρ_бр*λ*Q²/ d_внубт⁵)* L_убт=(8,26*0,02*1,22*54²/8 ⁵)*25= 0,45 МПа;

Определяются потери давления в долоте

Р_д = 0,051(ρ_бр*Q²)/(μ²f²) = 0,051(1,22*54²)/(0,8²*17²) = 0,98 МПа;

Определяются потери давления в кольцевом пространстве УБТ – скважина

Р_кпубт=(8,26*λ*ρ*Q²*(l_убт +l_зд))/((D_д+d_нубт)²*(D_д-d_нубт)³)=

=(8,26*0,02*1,22*54²*(25+10))/(29,53+17,8)²*((29,53-17,8)³)=0,005 МПа;

Определяются потери давления в затрубном пространстве бурильные трубы– скважина

Р_кпбт=(8,26*λ*ρ*Q²*l_бт )/((D_д+d_нбт)²*(D_д-d_нбт)³)=

=(8,26*0,02*1,22*54²*544)/((29,53+12,7)²*(29,53-12,7)³)=0,038 МПа;

Определяются потери давления в забойном двигателе

Р_зд = Р_здс(Q/Q_с)² = 3,3(54/32)² = 9,4 МПа,

где Р_здс – определяется по таблице №13 (учебник “Бурение нефтяных и газовых скважин”) Р_здс=3,3, Q_с=32;

Определяются потери давления в циркуляционной системе

Р_цс=Р_м+Р_бт+Р_убт+Р_д+Р_кпубт+Р_кпбт+Р_зд=9,4+0,038+0,005+0,98+0,45+1,9+0,67= 13,44 МПа;

Если Р_цс больше или меньше 0,8Р_н, то берутся меньшие или большие втулки на насосе;

Определяется мощность на валу турбобура

;

Определяется момент на валу турбобура

;

Определяется число оборотов

;

Определяется коэффициент передачи мощности на забой

к =N_зд/2N_н = 353,2/(2*475)=0,37;

2. Интервал от 0 до проектного забоя скважины (0 – 1852 м.)

Диаметр долота 0,2159 м.

Определяется необходимое количество жидкости из условий:

а) очистки забоя от выбуренной породы:

Q = q*F_з = 0,06*0,785*21,59² = 22л/с = 0,022м³/с.,

где q – удельный расход жидкости л/с на 1см².;

б) выноса выбуренной породы из ствола скважины:

Q=0,785*(k*D_д²-D_нбт²)* V=0,785*(1,1*0,2159²-0,127²)*1=0,024 м³/с.,

где V – скорость восходящего потока в затрубном пространстве.

Принимаются диаметры цилиндровых втулок и поршней у буровых насосов НБТ – 475 с диаметром втулок 130 мм., Qн = 22,1 л/с., Р = 17,9МПа;

Определяется подача насоса

Q = α*Q_н*λ = 0,8*22,1*2 = 35,36 л/c = 0,035 м³/с.;

Определяются потери давления в нагнетательной линии

Р_м=(8,26*ρ_бр*λ*Q²/ d_внбт⁵)* L_экв=(8,26*0,02*1,13*35²/11,1⁵)*192,2= 0,26 МПа;

Определяются потери давления в трубах

Р_бт=(8,26*ρ_бр*λ*Q²/ d_внбт⁵)* L_бт=(8,26*0,02*1,13*35²/11,1⁵)*1851 =2,51 МПа;

L_бт=L_н-l_убт –l_зд=1852-10-25=1817 м.;

Определяются потери давления в утяжелённых бурильных трубах

Р_убт=(8,26*ρ_бр*λ*Q²/ d_внубт⁵)* L_убт=(8,26*0,02*1,13*35²/8 ⁵)*25= 0,2 МПа;

Определяются потери давления на долоте

Р_д = 0,051(ρ*Q²)/(μ²f²) = 0,051(1,13*35²)/(0,8²*13²) = 0,65 МПа;

Определяются потери давления в кольцевом пространстве утяжелённые бурильные трубы – скважина

Р_кпубт=(8,26*λ*ρ*Q²*(l_убт +l_зд))/((D_д+d_нубт)²*(D_д-d_нубт)³)=

=(8,26*0,02*1,13*35²*(25+10))/((29,53+17,8)²*(29,53-17,8)³)=0,087 МПа;

Определяются потери давления в затрубном пространстве бурильные трубы – скважина

Р_кпбт=(8,26*λ*ρ*Q²*L_бт )/((D_д+d_нбт)²*(D_д-d_нбт)³)=

=(8,26*0,02*1,13*35²*1817)/((29,53+12,7)²*(29,53-12,7)³)=0,2 МПа;

Определяются потери давления в забойном двигателе

;

Определяются потери давления в циркуляционной системе

Р_цс=Р_м+Р_бт+Р_убт+Р_д+Р_кпубт+Р_кпбт+Р_зд=5+0,2+0,087+0,65+0,2+2,5+0,26=8,9

МПа, так как Р_цс меньше 0,8 Р_н (14,3), то увеличим перепад давления на долоте за счёт установки насадок, перепад давления на долоте можно принять равным 4,5 МПа при установки двух насадок на долото.

Р_цс =8,9+4,5=13,4 МПа;

Определяется мощность на валу винтового двигателя Д2 – 195

;

Определяется момент на валу винтового двигателя

.;

Определяется число оборотов

;

Определяется коэффициент передачи мощности на забой

к =N_зд/2 N_н = 139,7/(2*475)=0,15.

4. ОХРАНА ТРУДА, ПРИРОДЫ И НЕДР

4.1. ТЕХНИКА БЕЗОПАСНОСТИ ПРИ БУРЕНИИ СКВАЖИН

Анализы несчастных случаев в бурении свидетельствует о том, что большая часть их происходит вследствие применения не правильных приемов труда. При ведении работ нередко нарушают действующие правила по технике безопасности. Это обусловлено или неудовлетворительным инструктажем, или не правильной организации труда, или недостаточным техническим надзором со стороны инженерно-технических работников.

Значительное число несчастных случаев связано с тем, что при ведении работ применяется неисправный инструмент и оборудование, не используются защитные средства, недостаточно используются приспособления по технике безопасности и малой механизации, облегчающие труд и предотвращающие опасности, возникающие во время выполнения работ.

Для того чтобы максимально снизить травматизм, необходимы высокая квалификация рабочих, знания или технологических особенностей бурения скважин, назначения, конструкция и правил эксплуатации оборудования и механизмов, правильных и безопасных приемов выполнения работ, а также высокий уровень технического надзора со стороны руководителей работ.

Улучшение организации труда, механизация тяжелых и трудоемких работ, рационализация технологических процессов, внедрение новых, более совершенных видов оборудования, механизмов и инструмента - основные направления по повышению производительности труда и создания здоровой и безопасной производственной обстановке на буровых предприятиях.

За последние годы достигнуты значительные успехи в области создания безопасных условий труда в бурении вследствие внедрения новой техники, пневматических систем управления, разработки и оснащения производств контрольно-измерительной, регистрирующей, ограничительной и другой аппаратурой многих видов. Дальнейшее внедрение новых видов оборудования, автоматизация и механизация технологических процессов бурения сыграют немалую роль в деле снижения травматизма.

При бурении нефтяных и газовых скважин значительное число несчастных случаев происходит в процессе эксплуатации оборудования. Правильный монтаж, своевременный осмотр оборудования и уход за ним создают условия для последующей безопасной работы. Поэтому перед вводом в эксплуатацию вновь смонтированной буровой установки необходимо проверить укомплектованность ее приспособлениями и устройствами по технике безопасности, элементами малой механизации, КИП и запасными емкостями.

Безопасность работы будет обеспечена, если буровое оборудование и инструмент будут соответствовать нормам и правилам техники безопасности.

4.2. ПРОИЗВОДСТВЕННАЯ САНИТАРИЯ

По правилам производственной санитарии на буровой должны быть в наличии:

1. Культбудка;

2. Аптечка;

3. Бачок с питьевой водой;

4. Титан для кипячения воды;

5. Шкафы сушильные для спецодежды;

6. Душевая;

Рабочие места должны быть освещены в соответствии с нормами электрического освещения.

Производственная санитария служит для практического использования научных положений гигиены труда и занимается изучением вопросов санитарного устройства, эксплуатации и содержания предприятия; разработкой требований; обеспечивающих нормальные условия труда на рабочих местах, в производственных помещениях и на территории предприятия.

Производственная санитария направлена на устранение факторов, неблагоприятно влияющих на здоровье трудящихся и создание нормальных условий работы на производстве.

4.3. МЕРЫ ПО ОБЕСПЕЧЕНИЮ ПОЖАРНОЙ

БЕЗОПАСНОСТИ

При бурении нефтяных и газовых скважин опасность возникновения пожара связана с возможностью открытого газонефтяного фонтана из-за нарушения технологии бурения, неисправности ПВО или несвоевременного использования его для предупреждения выбросов и открытых фонтанов.

Поиск по сайту: