Размещено на http://www.allbest.ru/

55

Размещено на http://www.allbest.ru/

Бурение эксплуатационной скважины на нефть на Суллинской площади

Аннотация

бурение геологический скважина

В данном курсовом проекте осуществляется проектирование процесса бурения эксплуатационной скважины на Суллинской площади, которое расположено в республике Башкортостан.

Проектируется бурение вертикальной скважины глубиной 1508 м.

В данном проекте приводится краткая геологическая характеристика месторождения, технико-технологическая часть, производится выбор конструкции скважины, выбираются долота для различных интервалов бурения, рассчитывается крепление эксплуатационной колонны, обосновывается выбор рациональной конструкции бурильных колонн для заданных условий бурения, определяется расход промывочной жидкости и рассчитываются потери давления. Приводятся мероприятия по обеспечению безопасных условий работы на буровых и охране недр в процессе бурения.

The summary

In the given course project drilling an operational chink on Sullinskaya plate, which is located in the Bushkortostan.

Drilling a vertical chink by depth of 1508 m is projected.

In the given project the brief geological characteristic of a deposit, a techniko-technological part is resulted, the choice of a design of a chink is made, chisels for various intervals of drilling get out, cementation of an operational column pays off, the choice rational is proved.

Designs of boring columns for the given conditions of drilling, the charge dakormel liquids is defined, and losses of pressure pay off, actions for maintenance of safe operating conditions on chisel and protection of bowels are resulted during drilling.

Введение

Среди важнейших видов промышленной продукции, объёмы производства которой определяют современное состояние и уровень развития материально-технической базы страны, одно из главных мест отводится производству и потреблению нефтепродуктов.

Нефтяная промышленность является одной из ведущих отраслей народного хозяйства, так как нефть и газ и продукты их переработки оказывают огромное влияние на развитие конвента страны. Поэтому темпам развития нефтяной и газовой промышленности постоянно уделяется большое внимание, особенно в последнее время. В этих условиях все усилия направлены как на освоение новых нефтяных месторождений, так и на интенсификацию разработки эксплуатируемых месторождений, повышения нефтеотдачи пластов, комплексную механизацию и автоматизацию добычи нефти.

Цель курсового проекта - закрепление и углубление знаний, полученных при изучении курса “Технология и техника бурения” с учетом требований ГОСТ, развитие навыков самостоятельной работы со специальной и справочной литературой при решении инженерных задач геологоразведочного производства. Скважина закладывается с целью эксплуатации месторождения нефти. Проектная глубина скважины 1508 м, вертикальная, район работ: респ. Башкортостан, проектный горизонт - Турнейский ярус.

1. Обзор геолого-технических условий бурения

1.1 Общие сведения о районе буровых работ

1.1.1 Сведения о площадке строительства буровой

Таблица 1.

Наименование, единица измерения	Значение (текст, название, величина)
Рельеф местности Состояние местности Толщина, см - снежного покрова - почвенного слоя Растительный покров Категория грунта	Всхолмленная равнина, расчлененная долинами и оврагами Отметки рельефа колеблются от +153 м до +309,8 м, максимальные приурочены к возвышенностям. 70 40 Пашня I, II

1.1.2 Сведения о районе буровых работ

Таблица 2

Наименование,Единица измерения	Значение (текст, название, величина)
Площадь (месторождение) Год ввода площади в бурение Административное положение: Область (край, округ) Район Температура воздуха: Среднегодовая, оС Наибольшая летняя, оС Наименьшая зимняя, оС Максимальная глубина промерзания грунта, м Преобладающее направление ветров Наибольшая скорость ветров, м/с Многолетнемерзлые породы, м	Суллинская 1972 Башкортостан Ермекеевский +2,4 +35 -48 1,8 Ю-З 25 отсутствуют

1.2 Стратиграфический разрез скважины, элементы залегания и коэффициент кавернозности пластов

Таблица 3.

Глубина залегания, м	Стратиграфическое подразделение	Элементы залегания пластов, град.	Коэффициент кавернозности
От (верх)	До (низ)	название	Индекс	угол	азимут
0	10	Четвертичные отложения	Q	-	-	1,5
10	52	Татарский ярус	P2t	до 1	0-360	1,5
52	164	Казанский ярус	P2kz	-//-	-//-	1,5
164	341	Уфимский ярус	Puf2	-//-	-//-	1,5
341	524	Кунгурский ярус	P1kp	-//-	-//-	1,5 до гл. 444 м, ниже 1,3
524	569	Артинский ярус	P1art	-//-	-//-	1,3
569	690	Сакмарский и ассельский ярусы	P1s-P1as	-//-	-//-	1,3
690	877	Верхний карбон	C3	-//-	-//-	1,3
877	994	Мячковский горизонт	C2mc	-//-	-//-	1,3
994	1054	Подольский горизонт	C2pd	-//-	-//-	1,3
1054	1121	Каширский горизонт	C2ks	-//-	-//-	1,3
1121	1158	Верейский горизонт	C2vr	-//-	-//-	1,3
1158	1203	Башкирский ярус	C2b	-//-	-//-	1,3
1203	1339	Серпуховский ярус	C1sr	-//-	-//-	1,3
1339	1450	Окский надгоризонт	C1ok	-//-	-//-	1,3
1450	1490	Тульский горизонт	C1tl	-//-	-//-	1,3
1490	1499	Терригенная толща нижнего карбона	C12h(TTHK)	-//-	-//-	1,3
1499	1508	Турнейский ярус	C1t	-//-	-//-	1,3

Коэффициенты кавернозности: под направление- 1,5

под кондуктор- 1,5

под промежуточную колонну- 1,5

под эксплуатационную колонну 1,3

Примечание: коффициенты кавернозности взяты из проекта разработки Суллинского нефтяного месторождения.

1.3 Физико-механические свойства горных пород по разрезу скважины

Таблица 3.2

Индекс Стратиграфического подразделения	Интервал, м	Краткое название горной породы	Плотность, г/см3	Пористость, %	Проницаемость, мкм2	Глинистость, %	Карбонатность, %	Соленость, %	Твердость (категория)	Абразивность (категория)	Категория породы по промысловой классификации
	От (верх)	До (низ)
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12	13
Q	0	10	Суглинки Супеси Галечник	2,3 2,3 2,3			60-70 20-40 2-5			1 2 3	I II III	Мягкие -//-//- -//-//-
P2t	10	52	Песчаник Глина Известняк Мергель	2,3 2,3 2,6 2,4			15-20 85-90 10-20 60-70	5-10 5 80-90 30-40		4 3 4 4	IV IV IV V	Мягкие -//-//- -//-//- -//-//-
P2kz	52	164	Песчаник Глина Известняк Мергель Алевролит	2,3 2,3 2,6 2,4 2,3			15-20 85-90 10-20 60-70 30-40	5-10 5 80-90 30-40		4 3 4 4 3	IX IV IV IV III	Мягкие -//-//- -//-//- -//-//- -//-//-
Puf2	164	341	Глина Песчаник Исвестняк Мергель Гипс	2,3 2,3 2,6 2,4 2,7			85-90 10-15 10-20 60-70	5 5-10 80-90 30-40		3 4 4 4 3	IV IV IV II I	Мягкие -//-//- -//-//- -//-//- -//-//-
P1kp	341	524	Ангидрит Доломит Гипс	2,9 2,6 2,7			0-10	90-100		5 7 3	I VI I	Средн. тв -//-//- -//-//-
P1art	524	569	Известняк Доломит Ангидрит	2,6 2,6 2,9			0-105 -//-	90-100 -//-		5 7 5	VI VI I	Средн. тв -//-//- -//-//-
P1s-P1as	569	690	Известняк Доломит	2,6 2,6			0-10 -//-	90-100 -//-		6 7	VI VI	Средн. тв -//-//-
C3	690	877	Доломит Известняк	2,6 2,6			0-10 -//-	90-100 -//-		8 8	VII VII	Средн. тв -//-//-
C2mc	877	994	Известняк Доломит	2,6 2,6			5-10 -//-	90-95 -//-		8 8	VIII VIII	Тв -//-//-
C2pd	994	1054	Доломит Известняк	2,6 2,6			5-10 -//-	90-95 -//-		8 8	VIII VIII	Тв -//-//-
C2ks	1054	1121	Известняк Доломит	2,6 2,6			5-10 -//-	90-95 -//-		8 8	VIII VIII	Тв -//-//-
C2vr	1121	1158	Известняк Аргиллит	2,6 2,3			5-20 85-90	80-95 10-15		8 5	VIII VI	Тв -//-
C2b	1158	1203	Известняк	2,6			0-5	95-100		6	VI	Тв

C1sr	1203	1339	Доломит Известняк	2,6 2,6			10-15 0-5	85-90 95-100		8 8	VIII VIII	Тв -//-
C1ok	1339	1450	Известняк Доломит	2,6 2,6			0-10 -//-	90-100 -//-		8 8	VIII VIII	Тв -//-
C1tl	1450	1490	Известняк	2,6			15-20	80-85		8	VIII	Тв
C12h (TTHK)	1490	1499	Аргиллит Песчаник Алевролит	2,3 2,3 2,3	20	0,092	90-100 10-30	0-10 0-5 90-95		5 10 6 8	VI X VIII VIII	Ср. Тв Тв -//- Тв
C1t	1499	1508	Известняк	2,6	10	0,022	5-10

1.4 Литологическая характеристика разреза скважины

Таблица 4.

Индекс стратиграфического подразделения	Интервал, м	Горная порода	Стандартное описание горной породы:полное название, характерные признаки (структура, текстура, минеральный состав и т. д.)
	от (верх)	До (низ)	Краткое название	% в интервале
Q	0	10	Суглинки Супеси Галечник	50 30 20	Суглинки, супеси с включениями и прослоями галечника.
P2t	10	52	Песчаник Глина Известняк Мергель	45 35 15 5	Переслаивание песчаников, глин, известняков, реже мергелей. Песчаники глинистые, известковистые. Известняки глинистые, трещиноватые, кавернозные.
P2kz	52	164	Песчаник Глина Известняк Мергель Алевролит	45 35 10 5 5	Переслаивание песчаников, глин, известняков, мергелей, алевролитов. Песчаники глинистые мелкозернистые, известняки глинистые, трещиноватые.
Puf2	164	341	Глина Песчаник Известняк Мергель Гипс	50 25 10 10 5	Глины с прослоями песчаников, известняков, редко мергелей. Глины песчанистые, известковистые. Песчаники разнозернистые, известковистые.
P1kp	341	524	Ангидрит Доломит Гипс	50 45 5	Ангидриты глинистые. Гипсы и доломиты тонкокристаллические. В нижней части оолитовые доломиты.
P1art	524	569	Известняк Доломит Гипс	50 45 5	Известняки органогенные, перекристаллизованные, глинистые, с прослоями доломитов тонкокристаллических , сульфатизированных. Встречаются прослои ангидритов.
P1s-P1as	569	690	Известняк Доломит	85 15	Известняки сульфатизированные, участками кавернозные, доломиты кристаллические.
C3	690	877	Доломит Известняк	20 80	Доломиты кристаллические, пелитомрфные, глинистые, участками пористые. Известняки органогенно-обломочные, пористые.
C2mc	877	994	Известняк Доломит	50 50	Известняки органогенно-обломочные, кристаллические, участками окремнелые, доломиты сульфатезированные, прослоями окремнелые.
C2pd	994	1054	Доломит Известняк	50 50	Доломит с прослоями известняка глинистого. Доломиты сульфатизированные с включениями кремня.
C2ks	1054	1121	Известняк Доломит	50 50	Известняки кристаллические, доломитизированные, прослоями пористые. Доломиты кристаллические массивные.
C2vr	1121	1158	Известняк Аргиллит	70 30	Известняки слоистые, глинистые органогенн-обломочные, пористые. Аргиллиты слоистые, известковистые.
C2b	1158	1203	Известняк	100	Известняки кристаллические, органогенные, пелитоморфные, в подошве окремнелые.
C1sr	1203	1339	Доломит Известняк	80 20	Доломиты кристаллические, плотные, участками окремнелые и пористо-кавернозные.
C1ok	1339	1450	Известняк Доломит	50 50	Известняки кристаллические, массивные, глинистые, окремнелые, прослоями пористые. Доломиты кристаллические, участками глинистые, окремнелые.
C1tl	1450	1490	Известняк	100	Известняки кристаллические, участками глинистые, прослоями органогенно-обломочные
C12h(TTHK)	1490	1499	Аргиллит Песчаник Алевролит	30 30 40	Аргиллиты плотные и алевролиты глинистые. Песчаники кварцевые, мелкозернистые, алевритистые.
C1t	1499	1508	Известняк	100	Известняки органогенно-обломочные, пористые тонкокристаллические.

1.5 Нефтеносность месторождения по данной скважине

Таблица 5.

1.6 Водоносность

Таблица 6.

Индекс стратиграфического подразделения	Интервал, м	Тип коллектора	Плотность, г/см3	Хим. состав воды в мг-эк/л	Степень минерализации, г/л	Тип воды по Сулину
	от	до
Р2kz	52	70	Гранулярный	1,00	Вода пресная	-	ГКН
Р2kz	90	100	-//-	1,00	питьевая	-	-//-
Р1kg	420	430	Порово-кавернозный	1,08	Вода жесткая (310 мг-эк/л)	168	ХЛК
C2b	1173	1193	-//-	1,13	Вода жесткая (350 мг-эк/л)	195	-//-

1.7 Возможные осложнения по разрезу скважины

1.7.1 Поглощение бурового раствора

Таблица 7

От (верх)	До (низ)	Максимальная интенсивность поглощения, м3/ч	Условия возникновения
8	27	25	При вскрытии пористых песчаников
90	100	30	-//- -//-
1021	1032	15	При вскрытии пористо-кавернозных, трещиноватых карбонатов

1.7.2 Осыпи и обвалы стенок скважины

Таблица 8

Интервал, м	Буровые растворы, применявшиеся ранее	Мероприятия по ликвидации последствий
от (верх)	до (низ)	тип	плотность, г/см3
0	341	глинистый	1,10±0,02	проработка, промывка
1130	1141	вода	1,00	-//-
1490	1499	глинистый	1,08±0,02	-//-

Для предотвращения разрушения стенок скважины необходимо увеличить плотность глинистого раствора при одновременном уменьшении его фильтрации.

1.7.3 Нефтегазоводопроявления

Таблица 9

Интервал, м	Вид проявляемого флюида	Условия возникновения	Характер проявления
от (верх)	до (низ)
1493	1497	нефть	При Рпл > Р столба промывочной жидкости	В виде пленки нефти на глинистом растворе
1499	1508	нефть	-//-	-//-

1.7.4 Прихватоопасные зоны

Таблица 10

Интервал, м	Вид прихвата	Раствор при применении которого произошел прихват	Условия возникновения
от(верх)	до(низ)		тип	плотность, г/см3
0	341	заклинка	гл. р-р	1,10±0,02	Отклонение параметров бурового раствора от проектных, плохая очистка раствора от шлама
1130	1141	-//-	вода	1,00	-//-
1490	1499	-//-	гл. р-р	1,08±0,02	-//-

2. Технико-технологическая часть

2.1 Выбор профиля скважины

Профиль скважины определяется для наклонно направленных скважин. В данном курсовом проекте выбран вертикальный профиль скважины.

При выборе профиля необходимо учитывать естественное искривление скважин в азимутальной плоскости, имеющейся на данном месторождении. На Суллинском месторождении ввиду истощения запасов при бурении реализуется наклонно-направленный профиль скважин. Однако, выбранный профиль обеспечивает минимальные затраты на строительство скважины, безаварийное бурение и крепление, свободное прохождение по стволу скважины приборов и устройств, надежную работу внутрискважинного эксплутационного оборудования.

2.2 Выбор конструкции скважины

Для определения количества спускаемых в скважину обсадных колонн строится график эквивалентных градиентов давления, пластовых или поровых, гидроразрыва. График совмещенных давлений строится по трем элементам: коэффициент аномальности пластового давления, индекс давления поглощения и относительная плотность промывочной жидкости.

Коэффициент аномальности пластового давления (К_a) - отношение пластового давления к статическому давлению столба жидкости пресной воды высотой от рассматриваемого сечения до устья скважин.

Индекс давления поглощения (К_п) - отношение давления при котором возникает поглощение промывочной жидкости в пласт к статическому давлению столба пресной воды высотой от рассматриваемого сечения до устья скважины.

Относительная плотность промывочной жидкости (с₀) - отношение плотности промывочной жидкости к плотности пресной воды.

Расчет:

1) На интервале 0-444м

Р_пл=4,4 Мпа

P_гр=6,2 МПа

Находится коэффициент аномальности:

(1)

Находится индекс поглощения:

(2)

2) На интервале 444-1490м

Р_пл=12,2 МПа P_гр=17,08 МПа

3) На интервале 1490-1501м

Р_пл=12,91 Мпа

P_гр=18,07 МПа



4) На интервале 1501-1508м

Р_пл=12,96 Мпа

P_гр=18,14 МПа

Выбираются плотности бурового раствора на каждом интервале исходя условий бурения, или из неравенства

(3)

На интервале 0-444 м:

=1,11 г/см³

1) На интервале 444-1490 м:

?1 г/см³

2) На интервале 1490-1501 м:

=1,09 г/см³

4) На интервале 1501-1508 м:

=0,71 г/см³

Результаты расчетов сводятся в табл. 13, строится совмещенный график изменений градиентов давлений (рис. 1).

Таблица 11.

Интервал, м
0-444	1,01	1,4	1,11
444-1490	0,83	1,15	1,0
1490-1501	0,87	1,2	1,09
1501-1508	0,87	1,2	0,71

Рис. 1. Совмещенный график градиентов давлений и конструкция скважины.

2.3 Выбор диаметров обсадных колонн и долот

Эксплуатационная колонна диаметром 146,1 мм (ГОСТ 632-80 исполнения А) спускается на глубину 1501 м . Определяем диаметр долот и диаметры обсадных колонн при бурении:

Диаметры обсадных колонн рассчитываются снизу вверх.

1. Эксплуатационная колонна:

Диаметр муфты выбирается по ГОСТ 632-80.

(4)

По ГОСТ 20692-75 выбирается диаметр долота 215,9 мм.

2. Промежуточная колонна:

(5)

где - внутренний расчетный диаметр промежуточной колонны, - радиальный зазор между долотом и стенкой промежуточной колонны,- толщина стеки. По ГОСТ 632-80 выбирается промежуточную колонну с внутренним диаметром 226,7 мм, толщиной стенки 8,9 мм, наружным диаметром 244,5 мм и диаметром муфты 269,9 мм.

По ГОСТ 20692-75 выбирается диаметр долота 295,3 мм.

3. Кондуктор:

где - внутренний расчетный диаметр кондуктора, - радиальный зазор между долотом и стенкой кондуктора,- толщина стеки. По ГОСТ 632-80 выбирается кондуктор с внутренним диаметром 304,9, толщиной стенки 9,5 мм, внешним диаметром 323,9 мм и диаметром муфты 351,0 мм.



По ГОСТ 20692-75 выбираем диаметр долота 393,7 мм.

4. Направление:

По ГОСТ 632-80 выбираем направление с толщиной стенки 10 мм, наружным диаметром 426 мм.

На основании вышеизложенного предлагается следующая конструкция скважины:

-направление диаметром 426 мм спускается на глубину 30 м для крепления верхнего интервала, сложенного неустойчивыми породами и для перекрытия поглощающего горизонта в интервале 8-27 м. Бурение под направление ведется долотом диаметром 490 мм. С целью охраны недр тампонажный раствор за колонной поднимается до устья.

-кондуктор диаметром 323,9 мм спускается на глубину 140 м с целью изоляции пресноводного комплекса, для перекрытия поглощающего горизонта в интервале 90-100 м, с целью закрепления обваливающихся пород и для предупреждения прихвата бурильной колонны в интервале 30-140 м. Бурение под кондуктор ведется долотом диаметром 393,7 мм. Тампонажный раствор за колонной поднимается до устья.

-промежуточная колонна диаметром 244,5 мм спускается на глубину 444 м в твердые породы ангидритов и доломитов с целью закрепления обваливающихся участков пород и для предупреждения прихвата бурильной колонны в интервале 140-341 м. Бурение под промежуточную колонну ведется долотом диаметром 295,3 мм. Подъём тампонажного раствора за колонной предусматривается до устья.

-эксплуатационная колонна диаметром 146,1 мм спускается в кровлю пористой части продуктивного пласта на глубину 1501 м одной секцией. Бурение ведется долотом диаметром 215,9 мм. Тампонажный раствор за колонной поднимается на 100 м выше башмака промежуточной колонны.

- с глубины 1501 м и до 1508 м бурится открытый ствол долотом диметром 124 мм. Продуктивный пласт состоит из прочных необваливающихся известняков и остается необсаженным.

2.4 Выбор способа бурения

Основные требования к выбору способа бурения - необходимость обеспечения успешной проводки скважины при возможных осложнениях с высокими технико-экономическими показателями. Поэтому способ бурения выбирается на основе анализа статистического материала по уже пробуренным скважинам и соответствующих экономических расчетов. При отсутствии таких показателей этот выбор рекомендуется делать с учетом геолого-технических условий бурения проектируемых скважин, глубины, профиля и конструкции скважин.

Таблица 12.

Исходная иформация	Информация по скважине	Способ бурения
		ротор	электробур
глубина скважины	1508	+	+
Температура на забое	<140	+	-
Профиль ствола скважины	вертикальный	+	+
Тип долот	С	+	+
Плотность бурового раствора	<1700	+	+
Диаметр скважины	124	+	-

Во вторую графу таблицы была введена информация по данной скважине. После чего был выбран Роторный способ бурения.

3. Выбор типоразмеров породоразрушающего инструмента и типа бурового раствора

3.1 Выбор типа ПРИ

Долота для бурения являются инструментом, при помощи которого разрушается горная порода на забое и образуется собственно скважина. Выбор типа породоразрушающего инструмента во многом зависит от конкретных региональных условий, которые обуславливают возможные механические скорости проходки на долото и стоимость 1м проходки. Для выбора долот используются классификационные таблицы соответствия горных пород категориям твердости и абразивности. Тип, конструкция долот и их размеры определяются способом бурения, физико-механическими свойствами разбуриваемых пород и геометрическими параметрами скважины. С точки зрения наибольшей эффективности бурения для каждой пачки пород необходимо подобрать долото соответствующего типа.

В соответствии с геологическими данными и данными по категориям твердости и абразивности весь геологический разрез разделяется на пачки пород, сходные приближенно по твердости и абразивности, затем подбираются необходимые для бурения в каждой из этих пачек пород долота (I пачка 0 -30 м,II пачка 30-140 м, III пачка - 140-444 м, IV пачка - 444-1501 м, V пачка - 1501-1508 м).

Используя рекомендации применения породоразрушающего инструмента по категориям твердости и абразивности, результаты объединяются в табл. 13:

Таблица 13.Использование различных типов долот по пачкам

Интервалы бурения, м	Горная порода	Тип долота
0-30	Галечник, глина, известняк	490 С-ЦВ
30-140	Известняк, алевролит, мергель	393,7 Т-ЦВ
140-444	Гипс, известняк, доломит	295,3 СЗ-ГВ
444-1501	Доломит, известняк, аргиллит	215,9 ТЗ-ГВ
1501-1508	Известняк	124 СЗ-ЦАУ

Расшифровка обозначений долот:

- С - для бурения пород средней твердости, с зубьями, выполненными за одно целое с телом шарошки, Ц - центральная промывка, В - опоры шарошек на подшипниках качения, СЗ - для бурения абразивных пород средней твердости, со вставными зубьями, Г - боковая гидромониторная промывка, ТЗ - для бурения твердых абразивных пород, А - опоры шарошек на двух и более подшипниках скольжения, У - опоры шарошек, герметизированные уплотнительными кольцами.

3.2 Выбор типа бурового раствора

Эффективность бурения скважины во многом определяется составом бурового раствора. Рациональные условия применения различных типов буровых растворов зависят от их состава, технологических свойств, а также определяются свойствами разбуриваемых пород, величиной пластового давления, минерализацией вмещающих горных пород и другими факторами.

На основе анализа литологического состава горных пород; пластовых давлений и давлений гидроразрыва выбираем буровой раствор. С учётом полученных значений относительных плотностей по интервалам, а также учитывая свойства пород на каждом интервале, выбираем наиболее подходящие типы промывочных жидкостей для проходки:

Бурение на интервале 0-444 м производится с промывкой раствором, приготовленным из куганакского глинопорошка, обработанным реагентом КМЦ-600 в массовых долях 0,5% (5 кг на 1 м³ раствора), кальцинированной содой в массовых долях 0,3% (3 кг на 1 м³). Параметры раствора: плотность 1,11 г/см³, условная вязкость 25-30 с. Показатель фильтрации ? 10 см³ за 30 мин.

Бурение на интервале 444-1490 м производится с промывкой технической водой.

При этом повышается механическая скорость бурения по сравнению с тем, если бы бурение продолжалось с промывкой раствором, используемым на предыдущем интервале.

Бурение на интервале 1490-1501 м производится с промывкой малоглинистым бентонитовым раствором. Раствор готовится на основе бентонита, который затворяется на пресной воде в массовых долях 5% (50 кг на 1 м³ воды), обрабатывается реагентом КМЦ-600 в массовых долях 0,5% (5 кг на 1 м³ раствора), с добавкой Сонбур-1101 в массовых долях 1% (1 кг на 1 м³ раствора). С целью уменьшения вязкостных свойств раствора вводят реагент ФХЛС в массовых долях 7% (70 кг на 1 м³ раствора), а для нейтрализации сероводорода вводят реагент ЛПЭ-11 в массовых долях 0,25% ( 2,5 кг на 1 м³ раствора). Параметры раствора: плотность: 1,1 г/см³, условная вязкость 25-30 с. Показатель фильтрации ? 5 см³ за 30 мин.

Вскрытие продуктивного пласта в интервале 1501-1508 м производится с промывкой аэрированным малоглинистым раствором с целью понижения давления на пласт (депрессии) ввиду аномально-низкого пластового давления. Параметры раствора: плотность 0,71 г/см³, условная вязкость 24-30 с. Показатель фильтрации 5-6 см³ за 30 мин.

Основные параметры растворов вносятся в табл. 14:

Таблица 14.

Название (тип) раствора	Интервал, м	Плотность,г/см3	Условная вязкость, с	Водоотдача,см3/ 30 мин	СНС1/10,дНа	рН
	от	до
Глинистый	0	444	1,11	25-30	?10	30/50	8,5
Тех. вода	444	1490	1	15	-	-	-
Малоглинистый бентонитовый	1490	1501	1,1	25-30	?5	10/13	8,4
Аэрированный малоглинистый	1501	1508	0,71	24-30	5-6	7,5/8,1	7,6

Примечание:статическое напряжение сдвига за 1 мин и за 10 мин соответственно, pH - водородный показатель.

4. Выбор гидравлической программы промывки скважины

Исходные данные:

Глубина скважины Н = 1508 м, длина, диаметр кондуктора мм, диаметр долота D = 216 мм, диаметр УБТ d_убт = 95 мм, внутренний диаметр УБТ d_0убт = 32 мм, длина УБТ 80 м, диаметр БТ d_бт = 73 мм, внутренний диаметр БТ d_0бт = 55 мм, бурение ведется роторным способом, установлено 2 насоса У86МА2 с коэффициентом наполнения _н = 0,85.

Напорная линия включает следующие элементы: стояк диаметром 0,141 мм, буровой шланг с внутренним диаметром 0,1 м, вертлюг с условным диаметром проходного сечения 0,103 м, ведущую трубу с диаметром проходного сечения 0,1 м. Максимально допустимое рабочее давление напорной линии 22,5 МПа. Плотность бурового раствора с=1100 кг/м³, реологические свойства раствора: ф₀=1,75 Па, =0,005 Пас. Давление гидроразрыва на глубине 1508 м р_гр=25,31 МПа.

Расчетные формулы:

1) Определение расхода промывочной жидкости:

(6)

где х - скорость восходящего потока промывочной жидкости в м/с, D_скв и d - диаметр скважины и наружный диаметр бурильной колонны, соответственно.

2) Режим течения промывочной жидкости:

Определяется скоростью потока, плотностью и реологическими характеристиками жидкостей, а также размерами канала. Область существования ламинарного режима течения воды и других вязких жидкостей определяется условием:

 (7)

где Re - критерий Рейнольдса.

При промывке скважины водой критерий Рейнольдса рассчитывается по формулам:

- для бурильных (утяжеленных) труб:

(8)

где Q - объемный расход бурового раствора в м³/с, с - плотность промывочной жидкости, d₀ - внутренний диаметр бурильных (утяжеленных) труб в м, - динамический коэффициент вязкости в Пас.

- для кольцевого пространства:

(9)

где D - диаметр скважины в м, d - внешний диаметр бурильных (утяжеленных) труб в м.

Если критерий Рейнольдса больше его критического значения Re > Reкр, то режим течения будет турбулентным, если меньше критического - ламинарный.

- для бурильных труб:

(10)

где ф₀ - динамическое напряжение сдвига в Па, - пластическая вязкость в Пас.

- для кольцевого пространства:

(11)

При Re > Re_кр критическое значение критерия Рейнольдса можно определить по формуле:

(12)

где Не - критерий подобия Хедстрема.

3) Баланс давления:

(13)

где р₀=(0,65-0,85)р_max - рабочее давление буровых насосов, р_max - максимальное (паспортное) давление бурового насоса (19,6 МПа при диаметре втулок 130 мм), р_м - потери давления в нагнетательном трубопроводе и элементах наземного оборудования, p_б.к - потери давления в бурильной колонне, р_к.п - потери давления в кольцевом пространстве, р_д - потери давления в насадках долота, р_дв - потери давления в забойном двигателе (из технической характеристики двигателя).

а) Потери в элементах наземного оборудования:

(14)

где - плотность промывочной жидкости в кг/м³, Q - расход промывочной жидкости в м³/c, а_м - суммарный коэффициент гидравлических потерь в элементах обвязки.

 (15)

где а_мi -коэффициент потерь в отдельных элементах циркуляционной системы (стояк, буровой шланг, вертлюг, ведущая труба).

б) Потери давления в бурильной колонне:

(16)

где р_т - потери давления в гладкой части БТ, р_убт - потери давления в УБТ, р_зам - потери давления в замковых (муфтовых) соединениях.

- потери давления в бурильных трубах:

(17)

где л_т(убт) - коэффициент гидравлического сопротивления, L_i - длина i-го участка бурильной колонны (УБТ) в м, d_0i - внутренний диаметр i-го участка бурильной колонны (УБТ) в м.

- потери давления в замках:

(18)

где n - число замковых соединения по длине колонны, - коэффициент гидравлического сопротивления замкового (муфтового) соединения.

(19)

где d_min - минимальный диаметр проходного сечения в высаженной части бурильной трубы, замковом соединении в м.

в) Потери давления в кольцевом пространстве:

(20)

где - потери давления в кольцевом пространстве (рассчитывается для обсаженной и необсаженной части ствола скважины раздельно), - дополнительные потери давления для преодоления местных сопротивлений в кольцевом пространстве.

- потери давления в кольцевом пространстве:

(20)

где л_к.п. - коэффициент гидравлического сопротивления в кольцевом пространстве (определяется по графику зависимости л от Re для буровых растворов в обсаженном и необсаженном кольцевом пространстве скважины), с_к.п. - плотность промывочной жидкости с учетом обогащения шламом (с_к.п. = с + [34%]с).

- дополнительные потери давления для преодоления местных сопротивлений в кольцевом пространстве:

(21)

где _к.п. - сумма коэффициентов местных сопротивлений _i в кольцевом пространстве скважины.

 (22)

4) Оценка возможности гидроразрыва пластов:

Давление в циркуляционной системе скважины может вызвать гидроразрыв пластов, если это давление превышает давление гидроразрыва:

(23)

где р_гд - гидравлическое давление на пласт, р_гр - давление гидроразрыва,

(24)

где Н -глубина забоя скважины в м.

5) Определение перепада давления и диаметров насадок гидромониторных долот:

Перепад давления на долоте:

(25)

Расчетный диаметр насадоки:

(26)

где Q_д - действительный расход промывочной жидкости, z - число гидромониторных насадок в долоте, р_д - перепад давления на долоте.

Расчет:

1) Определение расхода промывочной жидкости:

м³/с.

Для обеспечения расхода промывочной жидкости используется насос У86МА2 с диаметром втулок 140 мм:

2) Режим течения промывочной жидкости:

- для БТ и УБТ:

- турбулентный режим течения.

- турбулентный режим течения.

- для кольцевого пространства обсаженной и необсаженной части ствола скважины:

для обсаженной части:

- турбулентный режим течения.

для необсаженной части:

- турбулентный режим течения.

3) Баланс давления:

а) Потери в элементах наземного оборудования:

МПа.

б) Потери давления в бурильной колонне:

- потери давления в бурильных трубах и убт:

МПа

МПа

- потери давления в замках:

МПа

Мпа

в) Потери давления в кольцевом пространстве:

- потери давления в кольцевом пространстве:

для обсаженной части:

МПа

- дополнительные потери давления для преодоления местных сопротивлений в кольцевом пространстве:

МПа

МПа

4) Оценка возможности гидроразрыва пластов:

МПа

р_гд < р_гр (23,1 < 25,31), это означает, что гидроразрыва пластов в процессе циркуляции бурового раствора в скважине не произойдет.

5) Определение перепада давления и диаметров насадок гидромониторных долот:

Перепад давления на долоте:

МПа

При использовании трех гидромониторных насадок вычислим их диаметр:

м

Фактический размер насадки d_н.ф. = 0,0011 м

5. Проектирование режимно-технологических параметров бурения

Под режимом бурения понимают комплекс субъективных факторов, которые определяют эффективность работы породоразрушающего инструмента на забое скважины. Каждый из этих факторов называется режимным параметром.

В качестве основных режимных параметров можно выделить следующие: нагрузка на долото , кН; частота вращения инструмента , об/мин; расход промывочной жидкости , м³/с;

1. Рассчитываются режимные параметры для первого интервала бурения (0-30 м):

1) Определяется нагрузка на долото:

, где (27)

- рекомендуемая нагрузка на 1см диаметра долота; =2-16 кН/см в зависимости от крепости горных пород;

- диаметр долота

2) Определяется текущее значение частоты вращения стола ротора:

, (28)

где - максимальная рекомендуемая нагрузка на 1см диаметра долота; =16 кН/см;

- текущее значение нагрузки на 1см диаметра долота;

-минимальная частота вращения ротора, которая берется по технической характеристике буровой установки;

3) Определяется расход промывочной жидкости:

Q = 0,785•(D_c² - d_бт²)•V_в.п.= 0,785((0,49)²-(0,127)²)0.68 = 0,12м³/с (29)

V_в.п. - скорость восходящего потока (V = 0,4 - 0,8 м/с); D_c - диаметр долота ; d_бт - наружный диаметр БТ

2. Режимные параметры для второго интервала бурения (30-140 м):

,

,

Q = 0,785•(D_c² - d_бт²)•V_в.п.= 0,785((0,3937)²-(0,127)²)0.6 = 0,065м³/с

3. Режимные параметры для третьего интервала бурения (140-444 м):

,

,

Q = 0,785•(D_c² - d_бт²)•V_в.п.= 0,785((0,2953)²-(0,127)²)0.65 = 0,036м³/с

4. Режимные параметры для четвертого интервала бурения (444-1501м):

,

,

Q = 0,785•(D_c² - d_бт²)•V_в.п.= 0,785((0,2159)²-(0,127)²)0.6 = 0,014м³/с

5. Режимные параметры для пятого интервала бурения (1501-1508 м):

,

,

Q = 0,785•(D_c² - d_бт²)•V_в.п.= 0,785((0,124)²-(0,127)²)0.6 = 0,002м³/с

6. Выбор компоновки и расчет колонны бурильных труб

6.1 Расчет утяжеленных бурильных труб

Для подбора оптимального диаметра УБТ необходимо воспользоваться таблицей соотношения диаметров шарошечных долот и УБТ.

В данном случае диаметр долота равен 124 мм, значит, выбираем диаметр УБТ равный 95 мм.

Длина первой ступени УБТ вычисляется по формуле:

(30)

приведенный вес одного метра длины i-ой секции УБТ; [Н/м]:

коэффициент нагрузки на долото:

кН- необходимая нагрузка на долото

плотность промывочной жидкости и материала соответственно

Выбираем компоновку УБТ:

10 труб по 8м.

Таким образом, общая длина УБТ составляет 80м.

Вес УБТ:

(31)

6.2 Расчет бурильных труб

При роторном бурении после выбора диаметра бурильных труб выполняется расчет на выносливость, затем на статическую прочность.

Исходные данные:

Глубина скважины 1508, бурильные трубы стальные марки Д, наружный диаметр d_н=127 мм, толщина стенки 9,2 мм, длина одной секции 8 м, диаметр долота D_д = 124 мм, осевая нагрузка на долото Р_д = 151,1 кН, частота вращения долота n = 140 с^-1, с_р = 1,1 г/см³, с_м = 7,85 г/см³, l_убт = 80 м, Q_убт = 0,039 МН.

1) Расчет на выносливость:

а) Переменные напряжения изгиба

(32)

где Е - модуль упругости материала бурильных труб, J - осевой момент изгиба, f - стрела прогиба, L₀ - длина половины волны в результате потери устойчивости КБТ при вращении в нулевом сечении над УБТ, W_изг - момент сопротивления высаженного конца в основной плоскости резьбы.

(33)

где D и d- наружный и внутренний диаметр трубы соответственно.

где D_скв - диаметр скважины, d_з - диаметр замка.

Длина полуволны определяется для сечения непосредственно над УБТ:

 (34)

где щ - угловая скорость вращения бурильных труб, m₁ - масса 1 м бурильных труб [кг].

(35)

где n - частота вращения долота.

(36)

где D_нк и d_вк - наружный и внутренний диаметры высаженного конца, м.

(выбирается из справочника по диаметру бурильной колонны)

б) Вычисляем коэффициент запаса прочности на выносливость:

(37)

где (_-1)_Д - предел прочности трубы в [Па], в - коэффициент понижения предела прочности за счет нарезки резьбы (в = 0,6).

, что допустимо.

2) Расчет на статическую прочность.

а) Нормальное растягивающее напряжение в поперечном сечении m-ной секции бурильной колонны:

(38)

где k - коэффициент дополнительных сопротивлений (k = 1,15), m - порядковый номер секции колонны БТ, Q_i - вес i-ой секции бурильных труб в Н, Q_убт - вес УБТ в Н, ДР - перепад давления на долоте в Па (0,1 0,35), F_к - площадь поперечного сечения канала трубы в м² (F_к = 23,7*10^-4), F - площадь поперечного сечения тела трубы в м² (F=18,1*10^-4).

Вес колонны бурильных труб:

(39)

где q_бт7 - вес 1 м гладкой трубы в кг (q_бт7 = 20,7), l_бт - длина БТ в м.

186МПа

б) Касательные напряжения для труб m-ой секции:

(40)

где М_кр - крутящий момент в Нм, W_кр - полярный момент в м³.

(41)

где N_вi - мощность, затрачиваемая на вращение i-го участка колонны в кВт, N_д - мощность, затрачиваемая на вращение долота в кВт, n - частота вращения снаряда.

(42)

где L_i - длина i-ой секции в м, D_i - наружный диаметр i-ой секции в м, D_д - диаметр долота в м, с_р - плотность промывочной жидкости [г/см³]

кВт

(43)

где С - коэффициент учитывающий крепость горных пород (для пород средней твердости =0,69) , Р_д - осевая нагрузка в кН

Нм

(44)

м³

МПа

в) Коэффициент запаса прочности при совместном действии нормального и касательного напряжений:

(45)

где _т - предел текучести материала труб

, что удовлетворяет условию.

Общий вес бурильной колонны с УБТ составил:

Q_бк =0,339 МН.

7. Крепление скважины

7.1 Расчет обсадной колонны

Обсадные колонны рассчитываются согласно «Инструкции по расчету обсадных колонн для нефтяных и газовых скважин». Расчет колонны на прочность осуществляется исходя из условия, что при самом неблагоприятном сочетании действующих нагрузок напряжение в опасном сечении трубы не превысит предела текучести ее материала и не вызовет необратимой деформации, которая в конечном счете может привести к разрушению обсадной колонны.

Как известно из теоретического курса, обсадная колонна подвергается в скважине воздействию различных по величине и характеру нагрузок. Так как при проектировании обсадной колонны невозможно учесть все их многообразие, выделяют наиболее значительные из них и наиболее опасные, которые принимаются за расчетные. В качестве расчетных приняты нагрузки трех видов:

§ наружное избыточное давление смятия;

§ осевая нагрузка растяжения от собственного веса спущенной в скважину обсадной колонны;

§ внутреннее избыточное давление в колонне;

С учетом регламентированных коэффициентов запаса прочности и справочных данных о показателях прочности обсадных труб при расчете обсадной колонны подбираются трубы соответствующей группы прочности стали и толщины стенки для комплектования секций обсадной колонны.

Таким образом, расчет обсадной колонны сводится к определению расчетных нагрузок и их распределению по длине колонны, выявлению опасной из расчетных нагрузок в рассматриваемом сечении колонны и к подбору труб, соответствующих заданным значениям коэффициента запаса прочности, для комплектования обсадной колонны.

Условия нагружения обсадной колонны зависят от глубины ее спуска, сложности строения геологического разреза, назначения скважины и назначения колонны.

Спуск обсадных колонн одинакового диаметра толщиной стенок на выбранной скважине производится едиными секциями.

Исходные данные для расчета обсадных колонн оформляются в табл. 15:

Таблица 15

Глубина скважины, м	Диаметр экспл. колонны, мм	Плотность бур. раствора в расчетных точках, кг/м3	Высота столба пром. жидкости за колонной
		Z = 344	Z = 1501
1508	146	1100	710	344
Плотность цементного раствора,кг/м3	Плотность пластвого флюида,кг/м3	Пластовое давление Мпа	Плотность опрессовочной жидкости,кг/м3
1820	930	12,33	1000

Рис. 2. Схема распределения бурового и цементного растворов по стволу скважины.

Определяется избыточное наружное давление в характерных точках:

1. (46)

2. (47)

3. (48)

где k-коэффициент разгрузки, характеризующий уменьшение напряжений в обсадной колонне при затвердевании цементного раствора.

Для обсадной колонны диаметром 146мм принимается равным 0,25

I. Определяется внутреннее избыточное давление в характерных точках:

1. (49)

Для колонны диаметром 146 мм давление опрессовки , для данной характерной точки большее давление

2. (50)

3. (51)

По рассчитанным значениям давлений в характерных точках строим эпюру изменения этих давлений в зависимости от глубины скважины (Рис 2):



Рис 3. Эпюра нагружения эксплуатационной колонны

Коэффициент запаса прочности на смятие в интервале продуктивного пласта принимается в пределах в зависимости от устойчивости коллектора, принимается ;

Критическое давление обсадных труб:

(52)

Выбираются трубы из стали группы прочности Д, с , (Р_кр = 18,3 МПа), критическое внутреннее давление, при котором материал труб достигает предела текучести, .Оно значительно превышает фактическое избыточное внутреннее давление

Длина секции равна 1501 м.

Вес труб секции:

(53)

Сравнивается значение Q с растягивающей нагрузкой, при которой в теле труб возникают напряжения равные ;

Для труб диаметра 146 мм, группы прочности Д, с :

Справедливо следующее соотношение:

Вывод: односекционная колонна из труб с выбранными типоразмерами полностью удовлетворяет условиям ее применения в данной скважине.

Таблица 16. Результаты выбора обсадных труб

Секции	Толщина стенки, мм	Группа прочности материала труб	Интервал спуска, м	Длина секции, м	Вес 1м труб, Н	Вес секции, МН
1	7	Д	0-1501	1501	247	0,3721

7.2 Расчет цементирования скважины

Цементированием называют процесс заполнения заданного интервала скважины суспензией вяжущих материалов, способной в покое загустевать и превращаться в твердое, практически непроницаемое тело. При инженерно-геологических работах часто возникает необходимость заполнения твердым материалом пустот, недоступных для непосредственной заделки, закладки, засыпки. Если в такие пустоты можно закачать жидкость, то их можно заполнить затвердевающими жидкостями с помощью особого технологического процесса -- тампонирования. По мере специализации строительных работ в различных отраслях этот процесс получил различные названия, например в строительстве скважин -- цементирование. Существуют несколько способов цементирования. Обычно их подразделяют на три группы: способы первичного цементирования; способы вторичного цементирования (ремонтно-исправительного) и способы установки разделительных цементных мостов.

При расчете одноступенчатого цементирования определяются:

§ количество сухого тампонажного материала;

§ количество воды для затворения;

§ объем промывочной жидкости;

§ максимальное давление в конце цементирования;

§ необходимое количество смесительных машин и цементировочных агрегатов;

§ время необходимое для проведения всего процесса цементирования;

Расчет одноступенчатого цементирования эксплуатационной колонны

Размещено на http://www.allbest.ru/

55

Размещено на http://www.allbest.ru/

Рис.4 Схема одноступенчатого цементирования

H-глубина скважины, м

Н_ц- высота подъема цементного раствора, м

h- высота цементной пробки, м

h_б- высота столба буферной жидкости в затрубном пространстве, м

h_р- высота столба бурового раствора в затрубном пространстве, м

?_ц- плотность цементного раствора(1820кг/м³)

?_б- плотность буферной жидкости

?_р- плотность бурового раствора

Исходные данные:

Диаметр обсадной колонны D=146 мм, глубина скважины 1508 м, глубина цементации H=1501 м, высота подъема цементного раствора Н_ц=1157 м, диаметр скважины D_скв=216 мм, плотность бурового раствора р_р-ра=1000 кг/м³, плотность цементного раствора р_ц=1820 кг/м³, высота цементной пробки h=20 м, объем цементного стакана ; пластовое давление Р_пл=12,33 МПа (z_пл=1508 м), определенный коэффициент аномальности к_а=0,83; плотность продавочной (буферной) жидкости = 1200 кг/м³.

1. Высоту столба буферной жидкости в заколонном пространстве принимаем равной ;

2. Определяется высота столба бурового раствора за колонной:

(54)

3. Находится требуемый объем цементного раствора:

(55)

- коэффициент заполнения каверн(1,15); - диаметр скважины, м; - наружный диаметр обсадной колонны, м; - внутренний диаметр обсадной колонны.

4. Требуемая масса сухого цемента:

(56)

- водоцементное отношение(0,5); - коэффициент, учитывающий безвозвратные потери цементного раствора (1,05)

5. Количество воды для приготовления расчетного объема цементного раствора:

 (57)

6. Потребный объем продавочного раствора:

(58)

D??коэффициент сжимаемости бурового раствора (1,04); V_м-емкость манифольда (0,8м³).

7. Определяется максимальное давление перед посадкой верхней пробки на упорное кольцо:

P_max=P₁+P₂ , МПа (59)

- давление создаваемое за счет разности плотностей жидкостей в затрубном пространстве и в трубах, МПа;

-давление необходимое для преодоления гидравлических сопротивлений, МПа;

(60)

Т.к. H ? 1500м, то

(61)

8. Определяется число цементировочных агрегатов из условия обеспечения определенной скорости течения цементного раствора в кольцевом пространстве ().

за промежуточными колоннами берется не менее 1,5 м/с, для эксплуатационной колонны 1,8-2м/с. В нашем случае =1,85м/с. Потребная подача цементирующих агрегатов для обеспечения этой скорости:

, м³/с (62)

F_з- площадь затрубного пространства

(63)

Тогда

Для выбранного цементировочного агрегата ЦА-320М производительность на III скорости Q_III=5,2при диаметре втулки 100мм, давление т.е. заданный режим (по давлению) обеспечивается при использовании выбранного цементировочного агрегата.

Находится число требуемых цементировочных агрегатов:

(64)

где -производительность цементировочного агрегата на i-ой скорости(так как продавливание начинается на максимально возможной скорости),

Принимаем количество агрегатов ЦА-320М равным четырем.

9. Необходимое количество цементосмесительных машин:

 (65)

где -вместимость бункера цементосмесительной машины, для цементосмесительной 2СМН-20 , -насыпная объемная масса цемента, .

Число цементосмесительных машин принимаем равным двум.

10. Число цементировочных агрегатов при закачке буферной жидкости объемом:

(66)

Вместимость одного мерного бака ЦА-320М составляет 6,4м³. Тогда для закачки буферной жидкости принимаем один цементировочный агрегат.

11. Число цементировочных агрегатов при закачке цементного раствора:

(67)

12. Предусматривается закачивание 0,98 объема продавочного раствора с помощью агрегатов (ЦА 320М) при подаче Q_III=5,2.

13. Оставшиеся 0,02 объема продавочного раствора будут закачиваться одним агрегатом при Q_III=5,2, что необходимо для ловли момента “Стоп”- во избежание резкого повышения давления. Производится посадка верхней разделительной пробки на упорное кольцо.

14. Определяется продолжительность цементирования:

(68)

15. Выбираем тампонажный раствор для цементирования обсадной колонны характеризующийся началом загустевания:

(69)

Принимаем тампонажный раствор на основе портландцемента по ГОСТ 1581-78 со следующими показателями: растекаемость (при водоцементном отношении ) 18см; начало схватывания - не ранее 1,75ч; конец схватывания - не позднее 4,5 часов

8. Выбор буровой установки и необходимого технологического оборудования

С учетом геологических, климатических, энергообеспечения района строительства для бурения предусматривается буровая установка БУ-75-БрЭ (ГОСТ 16243-89). Проектная глубина скважины 1508 м.

Технические характеристики буровой установки позволяют бурить скважины глубиной до 2700м. Нагрузка на крюке, допускаемая в процессе проводки и крепления скважины 1000кН. Тип привода - элекритечский; лебедка - У2-4-8; буровой насос - У8-6МА2; число насосов - 2; вышка - А-образная мачтовая.

Таблица 19. Техническая характеристика буровой установки

Наименование данных	Значение
Тип буровой установки Тип бурового насоса Давление, МПа Макс. подача насосов, л/с Ротор Наименьшая частота вращения ротора, об/мин Наибольшая частота вращения ротора Мощность, передаваемая на ротор, кВт Вертлюг	БУ-75БрЭ У8-6МА2 10,8 37,2 Р-560 100 300 220 ШВ14-160М

На промежуточную колонну устанавливается противовыбросовое оборудование - плашечный превентор ПП-230х21.

До начала бурения открытого ствола на эксплуатационную колонну устанавливаются два плашечных превентора ППГ-150х21 и один вращающийся превентор ПВМ-156х7,5/3,5.

Для приготовления и очистки бурового раствора на скважине предусмотрена циркуляционная система.

При бурении во всех интервалах скважины предусмотрена трехступенчатая схема очистки бурового раствора, включающая:

· Вибросито ВС-1;

· Пескоотделитель ПД-45;

· Илоотделитель ИГ-50.

Для предотвращения выброса газожидкостной смеси через бурильную колонну на буровой необходимо иметь два обратных клапана с приспособлением для установки их в открытом положении. Один клапан устанавливается над долотом, другой - над последней свечой у ведущей трубы.

Размещено на Allbest.ru