Проект бурения нефтяной добывающей скважины, наклонно направленной с отклонением забоя а=450м на отметке кровли нкр=2690м на Романовской площади в условиях ЗАО "Оренбургбурнефть"

Размещено на http://www.allbest.ru/

ФЕДЕРАЛЬНОЕ АГЕНТСТВО ПО ОБРАЗОВАНИЮ

ФЕДЕРАЛЬНОЕ ГОСУДАРСТВЕННОЕ ОБРАЗОВАТЕЛЬНОЕ УЧРЕЖДЕНИЕ СПО

БУГУРУСЛАНСКИЙ НЕФТЯНОЙ КОЛЛЕДЖ

Проект бурения нефтяной добывающей скважины, наклонно направленной с отклонением забоя а=450м на отметке кровли н_кр=2690м на Романовской площади в условиях ЗАО «Оренбургбурнефть»

БНК 130504 6Б 005 ДП

Студент /А.Е.Ушаков/

Руководитель /Л.П. Рачкова/

Рецензент /Н.Г. Ольков/

Содержание

1. Итоги работы ЗАО«Оренбургбур- нефть» за 2009 год и задачи на 2010 год

2. Геологический раздел

2.1 Общие сведения о районе буровых работ

2.2 Общие сведенья о проектируемой скважине

2.3 Литолого-стратиграфический разрез

2.4 Газонефтеводоносность, пластовые давления и давления гидроразрыва пород. Зоны возможных осложнений

2.5 Промыслово-геофизические работы на скважине

3. Технико-технологический раздел

3.1 Анализ зон осложнений и мероприятия по их предупреждению

3.2 Выбор и расчет профиля скважины

3.3 Выборы и обоснование буровых растворов по интервалам бурения

3.4 Разработка рецептур и методов обработки буровых растворов

3.5 Выбор и обоснование типов и количества долот, способов бурения, отклонителей

3.6 Выбор и обоснование режима бурения. Контроль параметров

3.7 Выбор и расчет бурильной колонны, ее компоновка при бурении под эксплуатационную колонну

3.8 Выбор буровой установки. Комплектность. Автоматизация и механизация трудоемких процессов на буровой

3.9 Расчет промывки скважины при бурении под эксплуатационную колонну

3.10 Приготовление и очистка буровых растворов

3.11 Выбор и обоснование противовыбросового оборудования

3.12 Мероприятия по качественному вскрытию продуктивных пластов бурением

4. Охрана труда и противопожарная защита

4.1 Обучение и инструктаж обслуживающего персонала

4.2 Правила техники безопасности при бурении

4.3 Пожаробезопасность на буровой

4.4 Промсанитария на буровой

5. Охрана недр и окружающей среды

5.1 Охрана окружающей среды при бурении скважины

6. Организационно-экономический раздел

6.1 Подготовительные работы к бурению

6.2 Нормативная продолжительность бурения скважины

6.3 Сметный расчет на бурение скважины

6.4 Технико-экономические показатели бурения скважины

Список использованных источников

1. Итоги работы ЗАО «Оренбургбурнефть» за 2009 год и задачи на 2010 год

Таблица 1 - Итоги работы за 2008 год

Наименование показателя	Факт
Натуральные показатели в том числе:
Проходка - всего, м	175026,0
Кол-во скважин законченных бурением, скв	49,0
Суммарная глубина скважин, законченных бурением, м	149994,0
Средняя глубина скважин, законченных бурением, м	3061,1
Кол-во скважин, сданных Заказчику, скв	48,0
Коммерческая скорость (м/ст.м) всего	1031,0
Среднемесячное количество буровых бригад, всего	15,6
В том числе действующих бригад, всего (не включает переезды, окна, простои)	14,9

Таблица 2 - Задачи на 2009 год

Наименование показателя	Факт
Натуральные показатели в том числе:
Проходка - всего, м	181795,0
Кол-во скважин законченных бурением, скв	62,0
Средняя глубина скважин, законченных бурением, м	3365,0
Кол-во скважин, сданных Заказчику, скв	63,0
Календарное время, час	113760,0
Коммерческая скорость (м/ст.м) всего	1151,0
Среднемесячное количество буровых бригад, всего	16,0
В том числе действующих бригад, всего (не включает переезды, окна, простои)	14,0

2. Геологический раздел

2.1 Общие сведения о районе буровых работ

Таблица 3 - Общие сведения о районе буровых работ

Название, единица измерения	Значение (текст, название, величина)
1	2
Площадь (месторождение) Год ввода в бурение Административное положение: - республика; - область (край, округ); - район Температура воздуха, С: - среднегодовая; - наибольшая летняя; - наибольшая зимняя Максимальная глубина промерзания грунта, м Продолжительность отопительного периода, сут. Преобладающее направление ветров Наибольшая скорость ветра, м/с Многолетнемерзлые породы, м: -кровля -подошва	Романовская площадь Россия Оренбургская Пономаревский +40 -40 1,6-1,8 213 летом Ю-В; зимой С-В до 20м/с отсутствуют

2.2 Общие сведения о проектируемой скважине

Скважина Романовского месторождение, наклонно направленная, добывающая.

Проектная глубина - 2818 м.

Проектный горизонт - Бийский.

2.3 Литолого-стратиграфический разрез

Таблица 4 - Литолого-стратиграфический разрез.

Стратиграфическое подразделение	Глубина залегания, м	Мощность (по вертикали)	Описание породы: (краткое название)	Категория пород по буримости
	по вертикали	по стволу
название	индекс	от	до	от	до
1	2	3	4	5	6	7	8	9
Четвертичный отл.	Q	0	5			5	Суглинки, пески, глины	I
Татарский ярус	P2tat	5	180			175	Глины плотные, песчаники, алевролиты, прослои доломитов	I
Сосновская свита	Pkz2	180	245			65	Доломиты, алевролиты, песчаники, глины в подошве гипс	I
Гидрохимическая св.	Pkz2	245	275			30	Ангидриты плотные, трещиноватые, соли каменные	I
Калиновская свита	Pkz1	275	290			15	Глины плотные	II
Уфимский ярус	Pyf2	290	415			125	Песчаники, алевролиты, глины, прослои доломитов, мергелей, ангидритов	II
Кунгурский ярус	P1	415	835			420	Доломиты, известняки с прослоями каменной соли, ангидритов	II
Артинский ярус	P1a	835	930			95	Доломиты местами ангидритизированные известняки	III
Сакмарский ярус	P1s	930	1060			130	Известняки, доломиты, прослоями с включениями гипса	III
Ассельский ярус	P1ass	1060	1120	1060	1122	62	Доломиты, прослои известняка	III
Верхний карбон	C3	1120	1240	1122	1246	124	Известняки местами глинистые и доломитизированные, доломиты	IV
Мячковский горизонт	Cmr2	1240	1305	1246	1314	68	Известняки, доломиты	IV
Подольский горизонт	Cpd2	1305	1395	1314	1407	93	Доломиты местами глинистые	V
Каширский горизонт	Cks2	1395	1490	1407	1506	99	Доломиты плотные	V
Верейский горизонт	Cvr2	1490	1530	1506	1547	41	Известняки глинистые	V
Башкирский ярус	C12	1530	1590	1547	1609	62	Известняки, доломиты	V
Серпуховский ярус	Csrp1	1590	1770	1609	1794	185	Доломиты, известняки	VI
Окский надгоризонт	Cok1	1770	1950	1794	1977	185	Известняки, доломиты	VI
Тульский горизонт	Ct11	1950	1990	1977	2018	41	Известняки плотные	VI
Бобриковский горизонт	Cbb1	1990	2015	2018	2043	30	Глины, алевролиты, песчаники	VII
Турнейский ярус	C11	2015	2105	2043	2134	180	Известняки местами трещиноватый по трещинам глинистый материал	VII
Фаменский ярус	Д23	2105	2515	2134	2547	413	Известняки, доломиты	VIII
В. Франский п/ярус	Д13	2515	2555	2547	2587	40	Известняки местами глинистые	VIII
Доманиковый горизонт	Дdm3	2555	2575	2587	2607	20	Известняки скрытокристаллические	VIII
Саргаевский горизонт	Дsr3	2575	2585	2607	2617	10	Известняки, глины	VIII
Кыновский горизонт	Дкп3	2585	2605	2617	2637	20	Известняки, глины	VIII
Пашийский горизонт	Др3	2605	2625	2637	2657	20	Песчаники плотные, мелкозернистые	IX
Муллинские слои	Дml2	2625	2655	2657	2687	30	Известняки, глины	IX
Ардатовские слои	Дar2	2655	2695	2687	2727	50	Известняки, алевролиты, аргиллиты в подошве песчаники	IX
Воробьевские слои	Дvr2	2695	2710	2727	2742	15	Глины плотные, известняки скрытокристаллические	IX
Афонинские слои	Дaf2	2710	2740	2742	2772	30	Известняки плотные	X
Бийский горизонт	Д2bs	2740	2750	2772	2780	8	Известняки	X

2.4 Газонефтеводоносность, пластовые давления и давления гидроразрыва пород. Зоны возможных осложнений

Таблица 5 - Газоносность

Индекс стратиграфич.подразделен.	Пласт интервал м	Тип выявленной или ожидае мой залежи	Содер жание сероводорода %	Относ. по воздуху плотность	Коэффи цент сжигаемости газо-конденсатной смеси	Свобод. Дебит Т.м3/сут	Пластовое давление в конце эксплуатации	Источник информации
	от	до
Р2uf	VI290	305	газовая	0,24	0,766	-	-	37	Фактические данные по пробур. скважин

Таблица 6 - Нефтеносность

Индекс стратиграфич.подразд.	Плотность интервал залегания м по верт./по стволу	Плотность нефти г/см3	Вяз. Неф. в пл.усл.СП	Под виж ность д/ст	Содержание	Св.дебит м3/сут	Газовый фактор м3/т	Содержание СН %	Источник информации
					серы	пара фина
		В пл. усл	В повер. усл.	Ср. знач
	от	до
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12	13	14
Р1k	Рn80	690	-	0,774	0,774	1,08	-	1,0	8,3	-	171	Отс
P1ar	BIII815 PVI 835 PV 890	825 845 900	- - -	0,774 0,845 0,845	0,774 0,845 0,845	1,08 3,0 3,0	- 0,33 0,33	1.0 2-3 2-3	8,3 6,6 6,6	- - -	171 25,5 25,5	Отс Отс Отс
C1t	ЗЛ 2175	2135	-	0,86	0,86	7,23	-	2,4	-	-	-	Отс
P Д3	Д0 2638 Д1 2653	2648 2658	0,8224 0,8234	0,866 0,866	0,845 0,845	3,16 3,16	0,015 0,015	- -	5,25 5,25	2,9 2,9	52,6 52,6	Отс отс
Д2ar	ДIII2723	2728	0,7741	0,847	0,811	2,25	0,025	-	6,02	4,5	74,7	отс

Таблица 7 - Водоносность

Ин декс стратиграфич.под разделен.	Глубина кровли по стволу/м	Плотно сть воды г/см3	Св. дебит м3/ сут	Мине рализация г/л	Химические свойства воды в % эквивалентной форме	Тип воды	Глуб. на нижн. гр. зоны акт.. Водооб.	Источник информа ции
					анцисы	нитионы
					- Cl	-- SO	- HCO	+ Na	++ Mg	++ Ca
Р2tat	25-30	1,0	-	До 1,5	данные	отсутствуют	данные	отсутствуют	данные	отсутствуют	Гидрокарбонатнонатриевые	350	Фонды НГДУ Бугурусланнефть
Р2kzz	180	1,02	-	3,5-5							Сульфатокальцевые
Р2uf	320	1,1	-	130							Хлориднонатриевый
Р1k	630	1,6	-	260							Хлориднонатриевый
С2b	1544	1,275	-	260							Хлориднонатриевый
С1bb	2020	1,18	--	270							Хлориднонатриевый
С1f	2045	1,185	-	270							Хлориднонатриевый
Д3P	2648	1,175	-	256,9	4535	5,4	3,54	2433	329	1782	Хлор кальцевый
Д3ar	2728	1,2	-	286,8	5055	7,63	2,45	2598	248	2186	Хлор кальцевый

Таблица 8 - Пластовые давления и давления гидроразрыва пород

Индекс стратиграфического подразделения	Пласт, интервал, м по стволу	Флюид насыщения	Тип коллектора	Пористость, %	Проницаемость, д	Давление, МПа	Пластовая температура С0	Источник информации
						Пластовое	Гидроразр., атм.
						Начальное	Текущее
P1ar	PIV 835 890 PV	845 900	Нефть нефть	Долом долом	8-10 8-10	< 1 < 1	- -	86 92	126 135	18 22
C2b	1544		Вода	долом	-	-	-	-	-	-
C2bb	2020		Вода	песч	-	-	-	-	-	-
C1t	2045 зл 2175	2185	Вода нефть	Извест известь	- 11	- 66	- -	- 230	- 332	- -
D3p	Д0 2638 2648 Д1 2653	2648 2658	Нефть Вода нефть	Песч Песч песч	134 - 143	46,0 - 46,0	252 - 252	270 - 270	397 - 398	46 - 46
D3ar	2723 2728 Д1 2653	2728 2658	Нефть Вода нефть	Извест Извест песч	124 - 143	55,8 - 46,0	280 - 252	280 - 270	451 - 398	50 - 46
D3ar	2723 2728	2728	Нефть вода	Изв изв	124 -	55,8 -	280 -	280 -	411 -	50 -

Таблица 9 - Зоны возможных осложнений

Индекс стратиграфичес- кого подразделения	Интервал по стволу
	Поглощения	Проявления	Образование каверн
	«частичное» с восстановлением циркуляции	«полное» без выхода циркуляции	газом	нефтью	водой	с обвалами и осыпями песчано-глинистых пород	при размыве галогенных пород
	от	до	от	до	от	до	от	до	от	до	от	до	от	до
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12	13	14	15
Q	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	0	5	-	-
P2t	25	45	-	-	-	-	-	-	-	-	5	140	-	-
P2t	130	150	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-
P2kz2	195	210	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-
P2Uf	300	345	-	-	290	305	-	-	-	-	290	350	-	-
P2Uf	365	410	-	-	-	-	-	-	-	-	295	415	-	-
P1k	560	570	-	-	680	690	680	690	-	-	-	-	590	675
P1k	675	750	-	-	815	825	815	825	-	-	-	-	-	-
P1ar	-	-	-	-	835	845	835	845	-	-	-	-	-
P1ar	-	-	-	-	890	900	890	900	-	-	-	-	-	-
P1s	975	1025	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-
P1ass	1112	1132	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-
C2rs	1407	1444	C2b	C2b	C2b	C2b	C2b	C2b	C2b	-	-	-	-	-
C2rs	1481	1518	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-
C2vr	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	1506	1547	-	-
C2b	1578	1609	1578	1609	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-
C1s	1609	1794	1609	1794	-	-	1752	1768	-	-	-	-	-	-
C1\ok	1794	1957	1794	1957	-	-	1835	1855	-	-	-	-	-	-
C1bb	2205	2115	-	-	-	-	-	-	-	-	2018	2043	-	-
C1\t	-	-	-	-	2048	2084	2048	2084	-	-	-	-	-	-
Д3fm	2261	2302	-	-	2205	2215	2205	2215	-	-	-	-	-
Д3fm	-	-	-	-	2250	2291	2250	2291	-	-	-	-	-	-
Д3fm	-	-	-	-	2320	2350	2350	2350	-	-	-	-	-	-
Д3kn	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	2617	2637	-	-
Д3p	-	-	-	-	2637	2647	2637	2647	-	-	2637	2657	-	-
Д3p	-	-	-	-	2652	2657	2652	2657	-	-	-	-	-	-
Д2ml	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	2657	2687	-	-
Д2ar	-	-	-	-	2722	2727	2722	2727	-	-	2687	2727	-	-
Д2vb	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	2727	2742	-	-
Д2af	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	2742	2775	-	-

2.5 Промыслово-геофизические работы на скважине

Геофизические работы разрешается проводить после специальной подготовки территории и ствола скважины, обеспечивающей удобную и безопасную эксплуатацию наземного оборудования, беспрепятственный спуск (подъем) скважинных приборов и аппаратов на кабеле до интервала исследований или до забоя. Готовность территории и скважины для проведения геофизических работ подтверждается двусторонним актом.

Геофизические работы должны проводиться в присутствии представителя предприятия, в ведение которого находится скважина. К геофизическим работам может привлекаться рабочий персонал буровой бригады и оборудование, если это необходимо для осуществления технологии исследований. На проектной скважине намечается проведение следующих промыслово-геофизических исследований: а) в интервале 0-280 м: ОВПЦ, АКЦ, М 1:500 б) в интервале 280-1000 м: ст. каротаж 2 зонда, ПС, каверномер М 1:500 в интервале 280-1000 м; инклинометр с т/з через 25 м в интервале: 180-1000 м; РК М 1:500 в интервале 0-1000 м; ОВПЦ, АКЦ, М 1:500 в интервале 0-700 м; АКЦ М 1:500 в интервале 650-1000 м. в) в интервале 1000-1540 м: ст. каротаж 2 зонда, ПС, каверномер М 1:500 в интервале 1000-1960 м; инклинометр с т/з через 25 м в интервалах: 950-1300 м, 1250-1630 м, 1660-1960 м и 1900-2050 м; БКЗ, ПС, микрокаверномер, резистивиметр, АК, МКЗ, РК М 1:200 в интервале 2050-2165 м; РК М 1:500 в интервале 950-2050 м; ОВПЦ АКЦ М 1:500 в интервале 900-1500 м; АКЦ М 1:500 в интервале 1450-2050 м. г) в интервале 1540-2165 м: ст. каротаж 2 зонда, ПС, каверномер 1:500 в интервале 2050-2165 м; инклинометр с т/з через 25 м в интервале 2000-2165 м; РК М 1:500 в интервале 2050-2165 м; БКЗ, ПС, микрокаверномер, резистивиметр, АК, МКЗ, РК М 1:200 в интервале 2050-2165 м, ОВПЦ, АКЦ, СГДТ 1:500 в интервале 0-2145 м; АКЦ, СГДТ М 1:200 в интервале 1955-2145 м.

3. Технико-технологический раздел

3.1 Анализ зон осложнений и мероприятия по их предупреждению

Предупреждение и ликвидация нефтегазоводопроявлений.

Основной причиной возникновения нефтегазоводопроявлений является дестабилизация гидродинамического равновесия в системе "пласт-скважина" под действием депрессии на напорные пласты.

Нефтегазоводопроявления в глубоких скважинах опасны высоким давлением в процессе закрытия и глушения; в скважинах малой и средней глубины (до 2000 м) опасность обусловлена быстрым разви-тием процесса и трудностями раннего обнаружения проявлений.

Превышение забойного давления над пластовым практически не приводит к предвыбросовой ситуации. Тем не менее, поступление пластового флюида в скважину возможно вследствие капиллярных перетоков, поступления с выбуренной и обвалившейся породой, гравитационного замещения диффузии газа, контракционного фильтрационно-депрессионного эффектов.

Мероприятия по предупреждению нефтегазоводопроявлений должны предусматривать следующее:

1. Предотвращение уменьшения гидростатического давления на пласт за счет снижения плотности бурового раствора по сравнению с проектной,

2. Предотвращение поступления в циркулирующий раствор жидкости меньшей плотности.

3.Обеспечение достаточной дегазации бурового раствора.

4.Предотвращение снижения уровня бурового раствора в скважине (в результате поглощения бурового раствора или недолива в скважину при подъеме бурильной колонны),

5.Предотвращение депрессии на пласт, возникающей при спуско-подъемных операциях, усиливающейся за счет эффекта поршневания.

6.Обеспечение стабильности бурового раствора и поддержание его свойств в соответствии с проектными.

7. Обеспечение надежной работы противовыбросового оборудования и системы очистки бурового раствора» включая дегазатор.

8. Обеспечение контроля за уровнем жидкости в затрубном пространстве, за измерением разности между объемом бурового раствора, доливаемого при подъеме колонны бурильных труб и вытесненного при ее спуске, и объемом металла труб при подъеме и спуске.

Предупреждение обвалов пород.

Меры по предупреждению, в основном, сводятся к: регулированию свойств бурового раствора приведение его в соответствие с проектом, и креплению неустойчивых пород цементными заливками, а также обсадными колоннами.

Мероприятия по предупреждению поглощений бурового раствора.

Исходя из основных представлений о природе поглощений, из опыта бурения скважин на месторождениях Оренбургской области, обобщения литературных источников, проведенных исследований, институтом "Гипровостокнефть" составлен "Регламент по ликвидации поглощений бурового раствора на эксплуатационных площадях АООТ "Оренбургнефть"

В «Регламенте...», представлена обобщенная классификация зон поглощения бурового раствора по категориям. Все зоны поглощения бурового раствора условно разделены на три категории по величине раскрытия поглощающих каналов. Для каждой категории зон поглощения даны рациональные способы их ликвидации. Анализ промысловых данных по площадям (Романовское, Ибряевское, Кристальное, Агаровское) Бугурусланского УБР свидетельствуют, что зоны поглощения в татарском, уфимском, сакмарском, фаменском ярусах и каширском горизонте представлены мелко- и среднетрещиноватыми породами и могут быть отнесены к 1-П категориям.

Зоны поглощения в серпуховском ярусе и окском надгори-зонте представлены сильнотрещиноватыми, кавернозными карбонатными отложениями, характеризуются «провалами» бурильного инструмента и полной потерей циркуляции бурового раствора при их прохождении, следовательно их можно отнести к II и III категориям.

Бурение интервала 950-2000м, где возможны поглощения бурового раствора, предусматривается турбинным способом на технической воде запасным диаметром 295,3 мм. Увеличение диаметра скважины и использование технической воды, как промывочной жидкости создает благоприятные условия для прохождения зон поглощения.

Однако, при возникновении катастрофического поглощения необходимо проводить изоляционные работы с целью обеспечения условий безаварийного спуска 245 мм "хвостовика" ("потайной» колонны) до проектной глубины и его качественного цементирования. Перед изоляционными работами с целью получения качественных и количественных характеристик зоны поглощения и состояние ствола скважины в зоне, следует провести гидродинамические и геофизические исследования скважины по п.п.22-2.4 "Регламента..." Гидродинамические исследования проводятся методом нагнетания бурового раствора в зону поглощения или методом прослеживания динамического уровня в скважине, а при наличии автобетонокомплекса на буровой - методом пробных закачек в зону поглощения вязкопластичных жидкостей и тампонажных смесей с заданной подвижностью и крупностью наполнителя.

Геофизические исследования в стволе скважины предлагается проводить в следующем объеме: радиоактивный каротаж (РК,НГК и ГК), аккустический каротаж, каверномер, электротермометр, резистивиметр. В отдельных случаях может выполняться минимальный комплекс геофизических исследований: каверномер и радиоактивный каротаж.

Применяемые технические средства и материалы должны отвечать требованиям "Правил безопасности в нефтяной и газовой промышленности" 1993 г. и "Инструкции по охране окружающей среды при строительстве скважин на нефть и газ на суше" РД39-133-94, М, 1994 г.

3.2 Выбор и расчет профиля скважины

Исходные данные

Глубина по вертикали: H_в=2750 м

Глубина по кровле: H_кр=2690 м

Отношение от забоя по вертикали: A=450 м

Интенсивность набора кривизны: i_i=1.5^o при n₁=10 м

Интенсивность снижения кривизны: i ₂=0.4^o при n₂=10 м

Вертикальный участок скважины до набора кривизны: H=1025 м

Угол наклона на прямолинейном участке:=20^o

h_n=5 м

h₃=55 м

Расчёт

Определяем длину дуги, по которой происходит набор кривизны от 0 ^o до 20 ^o:

L₁=n_1, L₁=10=130 м

Проекция дуги на вертикаль:

h₁=, h₂==130 м

Отклонение на 130м в интервале:

a₁=h₁tg, a₁=130·0.17636=23 м

Радиус дуги:

R₁=, R₁==380 м

Длина дуги, на которую происходит сброс дуги от 0 ^o до 20 ^o :

L₂=n_2, L₁=10=500 м

Длина хорды, стягивающая эту дугу:

l₂=2R₂sin===497 м

Проекция этой дуги на вертикаль:

h₂=, h₂==490 м

Отклонение на этом интервале:

a₂=l₂sin, a₂=497·0.17364=86 м

Радиус дуги

R₂=, R₂==1433 м

Отклонение на прямолинейном участке:

a₃=A-(a₁+a₂), a₃=450-(23+86)=341 м

Длина наклонного прямолинейного участка:

L₃=_, L₃==953 м

Проекция наклонного участка на вертикаль:

h₃=L₃, cos=953•0.939=895 м

Длина нижнего вертикального участка:

h₄= H_в - (h+h₁+h₂+h₃), h₄ =2750-(1025+130+490+896)=2750-2540=210 м

Общая длина скважины:

L=R+L₁+L₂+L₃+h₄ +L=1025+130+500+953+210=2818 м

Удлинение ствола скважины за счёт кривизны:

L_удл=L - H

L_удл=2818-2750=68 м

3.3 Выборы и обоснование буровых растворов по интервалам бурения

Буровые растворы выполняют множество функций и оказывают значительное влияние на процесс бурения нефтяных и газовых скважин.

Для достижения наилучших технико-экономических показателей бурения важен правильный выбор типа бурового раствора, т е его компонентного состава и целевого назначения.

Выбор типа бурового раствора до настоящего времени не имеет формализованных правил и поэтому проводится на основании практики бурения и опыта инженеров по буровым растворам. Такой подход не учитывает множество альтернатив, из которых необходимо выбрать одно решение, руководствуясь стоимостными и другими критериями.

Основа выбора допустимых типов буровых растворов - соответствие составов буровых растворов разбуриваемым породам на всем интервале бурения до спуска обсадной колонны.

Систематизация данных об используемых в отрасли буровых растворах позволила разбить их на девять основных типов, которые подразделяются на виды, а виды - на рецептуры.

Встречающиеся при бурении скважин горные породы, в зависимости от их подверженности воздействию буровых растворов, разделены на пять типов: глинистые, хемогенные, гранулярные породы-коллекторы, твердые и многолетнемерзлые породы. Внутри каждой группы существует своя классификация пород, составляющих данную группу.

Дальнейшая задача выбора типов буровых растворов заключается в определении по некоторым критериям тех растворов, которые применимы при разбуривании той или иной группы пород.

1) Теоретическая часть - методика расчета плотности.

Плотность бурового раствора в интервалах совместимых условий бурения должна определятся из расчета создания столбом бурового раствора гидростатического давления в скважине, пластовое давление на величину:

10-15% для скважин глубиной до 1200 м (в интервалов от 0 до 1200 м), но не более 15 кгс/см² (1,5 МПа)

5-10% для скважин глубиной до 2500 м (в интервале от 1200 до 2500 м)

4-7% для скважин глубиной более 2500 м (в интервале от 2500 и до проектной глубины), но не более 35 кгс/см² (3,5 МПа)

Плотность бурового раствора при вскрытии газонефтенасыщенных пластов должна определяться для горизонта с максимальным градиентом пластового давления в интервале совместимых условий. На основании пункта 1 плотность бурового раствора рассчитываем по формуле:

_бр=(100*Р_пл/Н_кр)*а

где: Р_пл-пластовое давление рассматриваемого пласта, подставляется в МПа

Н_кр-глубина отметки кровли рассматриваемого пласта, подставляем в м

100 - переводной коэффициент, постоянное число

а - коэффициент превышения гидростатического столба бурового раствора над пластовым давлением; принимается для того, чтобы не было газонефтепроявлений; значение «а» применяется по таблице:

Таблица 10

Интервал залегание рассматриваемого пласта, м	Значение коэффициент «а»	Допустимая репрессия, Р, МПа
0-1200	1,1-1,15	1,5
1200-2500	1,05-1,10	2,5
2500- проектная глубина	1,04-1,07	3,5

1. Практическая часть - пример расчёта плотности бурового раствора для интервала бурения под эксплутационную колонну.

Интервал бурения под эксплутационную колонну (согласно своему ГТН или моей Романовской площади от 875-2818 м). В этом интервале залегают шесть нефтегазоносных пласта:

1^ый пласт: интервал 910-920 м, Н_кр=910 м, Р_пл= 9,2 МПа.

2^ой пласт: интервал 2095-2115 м, Н_кр=2095 м, Р_пл= 20,8 МПа.

3^ий пласт: интервал 2240-2250 м, Н_кр=2240 м, Р_пл= 22,3 МПа.

4^ый пласт: интервал 2405-2420 м, Н_кр=2405 м, Р_пл= 24,4 МПа.

5^ый пласт: интервал 2680-2690 м, Н_кр=2680 м, Р_пл= 27 МПа.

6^ой пласт: интервал 2765-2775 м, Н_кр=2765 м, Р_пл= 22 МПа.

Примечание. Интервалы залегания этих пластов и Р_пл для них берём из таблицы «Нефтеносность», «Газоносность» своей Романовской площади. Эти данные подставляем в расчетную формулу:

Согласно пункту 2, из шести значений плотности принимаем наибольшее значение, т.е., г/см³=1137кг/м³.

3.4 Разработка рецептур и методов обработки буровых растворов

Для обработки бурового раствора использовали следующие химические реагенты:

Na₂CO₃ - применяется для регулирования pH и нейтрализации вредных ионов кальция

NaOH - применяется для изменения концентрации водородных ионов

NaCl - применяется для приготовления соленасыщенных растворов

КМЦ - применяется как понизитель фильтрации

КССБ - применяется как понизитель фильтрации

МАС-200 - применяется в качестве эмульгатора, стабилизатора инвертных эмульсий и пеногасителя

ПАА - применяется в качестве флокулянта для очистки вод от грубодиспергированных и коллоидных частиц

Графит - применяется в качестве смазывающей добавки

Таблица 11 - Рецептура обработки буровых растворов

Интервал бурения,м	Тип раствора	Компонентный и долевой состав бурового раствора	Методика приготовления, обработки и очистки раствора	Удельный вес исходного раствора, г/см3
от	до
1	2	3	4	5	6
4	150	Глинистый нестабилизированный раствор	Вода + 0,2 % Na2CO3 + 0,1 % NaOH + 7 % бентонита + 1 % графита + САБ-1 с =1,10 г/см3, УВ = 25-40 с. Ф - не регламентируется, рН = 8	Порядок ввода химреаген- тов в последовательности, указанной в рецептуре. Глинистый раствор приго- тавливается при помощи гидромешалки	1,05 - 1,06
150	730	Глинистый не стабилизиро- ванный соле насыщенный раствор	Вода 0,2 % Na2CO3 + 0,1 % NaOH +7 % бенто- нита + 1 % графита + 8-10 % нефти перед спус- ком обсадной колонны Ш 324 мм. Допускается увеличение плотности глинистого раствора до с = 1,26 г/см3 за счет естественно- го соленасыщения.с = 1,10 г/см 3, УВ = 25-40 с. Ф-не регламентируется, рН = 8	Нефть вводится в раствор из емкости, обвязанной со всасывающей линией буровых насосов	1,05 - 1,06
1690	2000	Полимерно- лигносульфат- ный глинистый раствор	Вода + 0,2 % Na2CO3 +0,1 % NaOH + 7 % бентонита + 0,3 % КМЦ + 1 % КССБ, МАЦ-200 в диз.топливе + 1 % графита + САБ-1, 8-10 % нефти. Утяжеления мелом. с = 1,13 г/см3, УВ =35-50 с., Ф - 6 см3/30 мин, СНС = 40/60, рН = 8 ч 8,5		1,05 - 1,06

3.5 Выбор и обоснование типов и количества долот, способов бурения, отклонителей

Методика заключается в следующем:

1. Каждая карточка отработки долот разбивается по нормативным пачкам по одинаковым стратиграфическим горизонтам и типоразмеров долот; граница проводится карандашом.

2. По каждой пачке, по каждой скважине определяется средняя проходка на долото

h_ср1¹=h₁+h₂+...+h_n/n h_ср2¹=h₁+h₂+...+h_n/n

Верхняя единица означает номер горизонта ;

Нижний индекс означает номер скважины;

h₁ h₂ и т.д. это проходка отдельными долотами ;

n - число долот израсходованных в данном горизонте, в данной скважине;

3. Затем определяется усредненная проходка на долото, по рассматриваемой пачке или горизонту

h_уср=h₁+h₂h_ср/3

Примечание: в одну нормативную пачку иногда включают две и более горизонтов, если свойства пород одинаковые, и наоборот в одном горизонте выделяют две и более пачки если они бурятся долотами разного диаметра

В этой формуле число 3 означает количество скважин.

4. Определяется проектная проходка на долото по рассматриваемой пачке

h_ср = h_уср + h_ср.max/2

Число 2 всегда ставится;

h_ср.max - это наибольшая средняя проходка из трех средних проходок

5. Определяем количество долот для разбуривания по новой проектировочной скважине

n_д = H/h_пр

Н - мощность пород рассматриваемой пачки, берется из таблицы (стратиграфия по графе мощность)

Здесь же указывает тип долота на которой приходится наибольшая проходка из трех проходок Н_ср1, Н_ср2, Н_ср3 нагрузка на долото, вид привода или способа бурения - роторное, турбинное или ВЗД.

По той же методике заменяем букву “Н” буквой “t”.

Этим величины подчитываются, здесь “t” означает время работы долота. Далее определяется механическая скорость проходка данной нормативной пачки

х_мех = h_пр/ t_пр м/ч

Определяем время механического бурения данной нормативной пачки

t_мех = H/ х_мех

На основании этой проделанной работы составляется карточка по четвертой проектной скважине под названием “режим бурения проектной скважины”.

Данные по этому вопросу приводятся далее

3.6 Выбор и обоснование режима бурения. Контроль параметров

Под режимом бурения понимается определенное сочетание регулируемых параметров, влияющих на показатели бурения. К числу таких параметров относятся:

1. Осевая нагрузка на долото Р_д

2. Частота вращения долота n

3. Количество прокачиваемого бурового раствора Q

4. Качество бурового раствора - плотность, вязкость, показатель фильтрации, статическое напряжение сдвига.

Сочетание этих параметров, позволяющее получать наиболее высокие качественные и количественные показатели бурения, называется рациональным или оптимальным режимом бурения.

Учитывая опыт бурения на моем месторождении, выбираем следующие режимы бурения:

1. Под кондуктор выбираем турбинный способ бурения турбобуром 2ТСШ-240 с осевой нагрузкой на долото 14-16 тс, производительность насосов должна составлять 45 л/с.

2. Под техническую колонну выбираем турбинный способ бурения турбобуром 2ТСШ-240 с осевой нагрузкой на долото 16-18 тс, производительность насосов должна составлять 45 л/с.

3. Под «потайную» колонну выбираем турбинный способ бурения турбобуром 2ТСШ-240 с осевой нагрузкой на долото 16-18 тс, производительность насосов должна составлять 45 л/с.

4. Под эксплуатационную колонну выбираем роторный способ бурения, с частотой вращения ротора n=60 об/мин, с осевой нагрузкой на долото 14-16 тс, производительность насосов должна составлять 21 л/с.

Контроль, за параметрами бурения имеет большое значение. Он осуществляется с помощью следующих основных приборов: индикатора веса, манометра, тахометра, а также приборов для измерения механической скорости и проходки. Осевая нагрузка на долото в каждый момент определяется индикатором веса. По этому прибору находят также нагрузку, действующую на крюк талевой системы. Наибольшее распространение получили гидравлические индикаторы веса. Давление бурового раствора измеряется датчиком, который монтируется на трубопроводе между насосами и стояком или на стояке нагнетательной линии буровых насосов.

Частота вращения ротора измеряется тахометрами разных конструкций. Существуют также приборы, измеряющие механическую скорость проходки, а также регистрирующие и показывающие забойные параметры процессов бурения.

3.7 Выбор и расчет бурильной колонны, ее компоновка при бурении под эксплуатационную колонну

Исходные данные:

1. n = 60 об/мин - частота вращения бурильной колонны

2. Д_д = 215,9 мм - диаметр долота при бурении под эксплуатационную колонну

3. с_б.р. = 1,10 г/см³ - плотность бурового раствора

4. L = 2818 м - глубина скважины по профилю

5. Q_д = 14 тс - нагрузка на долото

6. Условия бурения - осложнённые

7. К_у = 1,1 - коэффициент увеличения диаметра ствола скважины за счет кавернозности

Расчет УБТ

1. Так как условия бурения осложнённые принимаем УБТ с наружным диаметром Д_УБД = 178 мм (внутренний диаметр d_УБТ = 80 мм, вес 1 м труб q_УБТ1 = 0,00156 МН (табл. 5.4 К.В. Иогансен)

Над УБТ устанавливаем бурильные трубы диаметром 127 мм

Проверяем плотность перехода по жёсткости от УБТ к бурильным трубам

Д_БТ/Д_УБТ ? 0,75

Как видно, условие плавности перехода не соблюдается.

2. Принимаем переходное УБТ диаметром

Д_УБТ2=146 мм, внутренний диаметр

d_УБТ2=74 мм, вес 1 м трубы, q_УБТ2 = 0,000977 МН

Д_БТ/Д_УБТ2=>0,75

Условие плавности перехода по жесткости выполняется.

Длину УБТ переходной ступени принимаем l₂=12 м, вес её составит:

Д_УБТ2=12•0,000977=0,011724 Н

4. Длину основной ступени УБТ определяем по формуле:

l₁=(1/q_УБТ1*cosб)*[К_д*Q_д/1-с_б.р./с_м-(Q_У+Q_УБТ)*cosб]

где q _УБТ1- вес 1м длины УБТ основной ступени, Н;

б - угол наклона п?офиля ствола скважины, б = 20° = 0,9397;

К_д - коэффициент нагрузки на долото, К_д = 1,175;

Q_д - необходимая нагрузка на долото, Н;

с_б.р.- плотность бурового раствора и металла УБТ;

с_м - 7,85 г/см³;

Q_У - суммарный вес всех элементов КНБК, за исключением УБТ Q_У=0,02 МН

Q _УБТ2 - вес переходной ступени УБТ, Н

В данном случае принимаем Q_з.д. = 0; Q_У = 0; б = 0°, тогда

l₁=

Общая длина УБТ

l₀ = l₁+ l₂ =115+12 = 127

Принимаем l₀ =125 м (5 свечей по 25 м)

Общий вес компоновки УБТ составит

Q_УБТ=q_УБТ*l₁+q_УБТ2*l₂= 0,00156Ч115+0,00097Ч12 = 0,19 МН

С учетом погружения в жидкость

Q_км=Q₀Ч(1-с_б.р./с_м) = 227,004Ч(1-1,16/7,85) = 133631 Н

Для ограничения прогибов и площади контакта УБТ со стенками скважины рекомендуется устанавливать промежуточные опоры, если

Q_q>1,94

где Р_кр^I - критическая нагрузка I-ого порядка, для УБТ диаметром 178 мм составляет 57,8 кН

Q_д = 140 кН > Р_кр^I = 57,8 кН

Расстояние между опорами (промежуточными)

а = К₀ Ч L₀

где К₀ - коэффициент, зависящий от жесткости промежуточных опор, К₀ = 1,25

L₀ - длина полуволны УБТ вращающейся колонны в нейтральном сечении, м

L₀ =

где n - частота вращения, об/мин;

j - осевой момент инерции, см⁴;

q - вес 1м длины УБТ, кгс

J=

Тогда количество опор будет:

m=

Принимаем 5 опор квадратного сечения наибольшего поперечного размера 203 мм.

Принимаем для бурения бурильные трубы типа ТБПК диаметром Д_БТ=127 мм, толщина стенки =9,2 мм, марка стали Е.

Для определения допустимой длины секции бурильных труб определим допустимое растягивающее напряжение для труб диаметром 127 мм из стали группы прочности «Е» с толщиной стенки 9,2 мм.

Вес 1 метра труб 127Ч9,2 q_9.2=0.000418 МН

где Q_P1 - допустимая максимальная растягивающая нагрузка на тело трубы 127Ч9,2 Е, Q_P1=1,85 МН

n - нормативный коэффициент запаса прочности, n1.5 (роторное бурение, осложнённые условие, наклонно-направленная скважина)

l₁=

где R=1.15 - коэффициент учитывающий силы трения

F_К - площадь поперечного сечения канала трубы, см²

F_К=93,3•10^-4 = 0,00933 см²

К_J - коэффициент учитывающий влияние касательных напряжений для роторного бурения, К_J = 1,04

P₀ = 7 МПа - перепад давления на долоте

l₁=

Так как длина скважины L = 2818 м, то длина 1-ой секции бурильных труб 127Ч9,2 Е должна составлять:

l₁=L-l_УБТ=2815-125=2693 м

Определяем вес трубы ТБПВ 127Ч9,2 Е:

Q_БТ=l₁•q_9.2

Q_БТ=2693•0.000298=0.802 МН

Общий вес бурильной колонны составит:

Q_БК= Q_УБТ+ Q_БТ

Q_БК=0.19+0.802=0.992 МН

3.8 Выбор буровой установки. Комплектность. Автоматизация и механизация трудоемких процессов на буровой

Выбор буровой установки производится по двум главным параметрам БУ:

1) допустимой нагрузке на крюке

2) условной глубине бурения данной установки

Условная глубина должна быть больше проектной глубины скважины. У меня глубина скважины 2818 м, это значит, что нужно выбрать буровую установку класса 3200.

Допускаемую нагрузку на крюке выбираем так. У меня вес бурильной колонны Q_бк=104,33 т с. Согласно ГОСТу 16293-82 вес бурильной колонны Q_бк при нормальной работе должен быть < 0,6 Q_доп или Q_бк*1,67 < Q_доп

104,33*1,67=1742 кН < [Q_доп]

Этому условию удовлетворяют буровые установки 5 класса с допустимой нагрузкой на крюке 2000 кН > 1742 кН

Такую допустимую нагрузку имеют БУ-3200/200 ДГУ, учитывая наличие на площади, принимаю БУ-3200/200 ДГУ.

Комплектность буровой установки.

Буровая лебедка ЛБУ22-720

Буровой насос УНБ-600А (УНБТ-950)

Ротор Р-700

Комплекс механизмов АСП АСП-3М1

Кронблок УКБА-6-250

Талевый блок УТБА-5-200

Вертлюг УВ-250МА

Вышка ВМА-45Ч200

Привод Д

Циркуляционная система СЦ 3200-У1

К автоматизации и механизации трудоемких процессов на буровой относится следующее оборудование: АКБ, ПКР, АСП.

Пневматические ключи АКБ предназначаются для раскрепления, развинчивания и свинчивания бурильных труб и при СПО. Ключ устанавливается между лебедкой и ротором со стороны приводного вала. Ключ состоит из: блока ключа, каретки с пневматическими цилиндрами, стойки и пульта управления. Ключ АКБ приводится в действие сжатым воздухом 0,7-1,0 МПа.

Пневматические клинья предназначены для механизированного захвата и удержания в роторе на весу колонны бурильных труб в период их подъема и спуска в скважину. ПКР состоят из: корпуса, вкладышей, клиньев, центратора, направляющих, кольца, рычага, пневмоцилиндра и педального крана.

Механизм АСП значительно облегчает труд рабочих при СПО и ускоряет эти работы. Талевый блок, выполненный в виде двух раздвинутых секций канатных шкивов, имеет возможность подниматься и опускаться вдоль оси бурильных труб; свеча в это время развинчивается или свинчивается ключом АКБ. Такая схема позволяет интенсифицировать работы путем совмещения во времени операции подъема и спуска загруженного и незагруженного талевого блока с операциями свинчивания и развинчивания свечи, установки её на подсвечник и переноса с подсвечника к центру скважины. Установка АСП состоит из: пульта управления, талевого блока, автоматического элеватора, пневматического клинового захвата, встроенного в ротор; ключа АКБ-3; центратора; механизма подъема свечи и переноса свечи.

3.9 Расчет промывки скважины при бурении под эксплуатационную колонну

Таблица - исходные данные:

Наименование	Под кондуктор	Под техническую колонну	Под эксплуатационную колонну
			Турбобур	Ротор
Интервал бурения	0-220	220-950	950-1500	1500-2818
ГЗД	393,7МВ	295,3С3ГНУ	215,9Т3ГН	215,9С3ГАУR53
УБТ - 229 ММ
УБТ - 203 ММ	50	50
УБТ - 178 ММ	25	25	100	125
Бур. трубы	127Ч9,2Е	127Ч9,2Е	127Ч9,2Е	127Ч9,2Е
Нагрузка на долото, т	8-10	16-18	14-16	14-16
Плотность бурового раствора	1,10	1,19	1,02	1,10
Коэффициент увеличения диаметра скважины	1,3	1,3	1,3	1,3

Буровой насос УНБ-600.

Коэффициент наполнения =1.

Определяем необходимую подачу насоса для обеспечения следующих условий:

а) достаточной очистки забоя:

Q_Д0,785•Д_Д²•q; л/с

Где Д_Д - диаметр долота, см

q - удельный расход бурового раствора, л/с см³

для турбинного бурения q=0.067

для роторного бурения q=0.035-0.05 л/с см³

Q_Д^К=0,785•39,37²•0,067=81,5 м/с

Q_Д^Т=0,785•29,53²•0,067=45,9 м/с

Q_Д^Э1=0,785•21,59²•0,067=24,5 м/с

Q_Д^Э2=0,785•21,59²•0,035=12,8 м/с

б) заданной скорости бурового раствора в затрубном пространстве (очистка ствола скважины)

Q_х0.0785(Д_С²-d²)? х, л/с

где Д_С - диаметр скважины Д_С=Д_q•К_У

d - минимальный наружный диаметр бурильных труб в колонне, см

х - скорость бурового раствора в затрубном пространстве, м/с

При бурении под кондуктор х0.4 м/с

При бурении под промежуточную колонну х0.6 м/с

При бурении под эксплуатационную колонну х1 м/с

Q_х^К=0,785•[(1.3•39,37)²-12.7²] 0,4=77.2 л/с

Q_х^Т=0,785•[(1.3•29,53)²-12.7²] 0,6=61,8 л/с

Q_х^Э1=0,785•[(1.3•21,59)²-12.7²] 1=49,1 м/с

в) достаточно вращательного момента на валу забойного двигателя

где M_C - стендовое значение момента на валу турбобура при стендовых производительности и плотности бурового раствора, кгс м;

- плотность бурового раствора для определяемых условий, г/см³;

М_q - момент, необходимый для вращения долот, кгс м

М_q=mf•(A•G+B), кгс м

Где G - нагрузка на долото, тн;

F - коэффициент, учитывающий несоответствие типа долота твёрдости буримых пород;

A,B - эмпирические коэффициенты, зависящие от диаметра долота;

m - коэффициент, учитывающий твёрдость пород.

Стендовые показатели применяемых турбобуров:

2 ТСШ - 240:

Q_C=32 л/с;

М_С=2/3•270=180 кгс м;

=1 г/см³;

Р=2/3•5,5=3,67 МПа

3 ТСШ - 195:

Q_C=30 л/с;

М_С=150 кгс м;

=1 г/см³;

Р=3,9 МПа

М_Д^К=1,36•1•(19,4•8+4)=216,5 кгс м

М_Д^Т=1•1•(14,2•16+10)=237,2 кгс м

М_Д^Э1=1•1•(11,1•14+10)=165,4 кгс м

Тогда:

Q_Т^К=

Q_Т^Т=

Q_Т^Э1=

г) гидромоторного эффекта при бурении роторным способом

Q_2М0.0785•d_H²•n•х_2M, л/с

Где d_H - диаметр насадки, см;

n - количество насадок;

х_2M - скорость гидромоторной струи;

Q_2М^Э2=0,0785•1,3•2•100=26,5 л/с

Из приведенного расчёта видно, что все условия промывки скважины обеспечиваются при максимальной подачи бурового раствора в интервалах:

1. 0-220 м при Q81.5

2. 220-950 м при Q61.8

3. 950-1500 м при Q49,1

4. 1500-2818 м при Q49.1

Исходя из характеристики буровых насосов расчётные подачи буровых растворов по интервалам бурения будут обеспечиваться:

1. При бурении под кондуктор (0-220 м) при работе двух насосов на цилиндровых втулках диаметром 190 мм при =0,9,

Q_Ф=2•2•Q=0.9•2•44.8=80.6 л/с

Р_Н=8,88 МПа

2. При бурении под техническую колонну(220-950 м) при работе двух насосов на цилиндровых втулках диаметром 170 мм при =0,9,

Q_Ф=62,6 л/с

Р_Н=11,4 МПа

3. При бурении под эксплуатационную колонну (950-1500 м) при работе двух насосов на цилиндровых втулках диаметром 150 мм при =0,9,

Q_Ф=47,2 л/с

Р_Н=15,2 МПа

4. При бурении роторным способом (1500-2818 м) при работе одного насоса Д_ВТ= 150 мм при =0,9,

Q_Ф=23,6 л/с

Р_Н=15,2 МПа

Определяем потери давления в циркуляционной системе.

Так как бурение под кондуктор небольшое (0-220 м) и время бурения этого интервала невелико (5-6 ч), поэтому начинать бурение скважины целесообразно на втулках диаметром 170 мм, т.е. на тех, которые должны устанавливаться для следующего интервала.

Интервал 0-950 м

1. Потери давления в долоте:

P_q=

P_q=

2. потери давления в турбобуре 3ТСШ1-240 (2 секции):

Р_Т=

Р_Т=

3. Потери давления в УБТ (203 и 178 ММ, d_В=90 мм):

Р_УБТ=

Р_УБТ=

4. Потери давления в бурильных трубах:

Р_БТ=

Р_БТ=

5. Потери давления в затрубном пространстве:

Р_ЗПУБТ=

Р_ЗПУБТ=

Р_ЗПБТ=

Р_ЗПБТ=

6. Потери давления в обвязки буровой установки:

буровой скважина газонефтеводоносность профиль

Р_ОБВ=

Р_ОБВ=

Общие потери в системе циркуляции составляют:

Р=Р_q+ Р_Т+ Р_УБТ+ Р_БТ+ Р_ЗПУБТ+ Р_ЗПБТ+ Р_ОБВ

Р=1,2+16,7+1,03+4,5+0,038+0,11+1,34=24,9 МПа

Р>P_H 24.9>11.44

Произведем перерасчёт:

Q=

Полученная производительность обеспечивается двумя насосами на втулках 150 мм при =0,9, Р_Н=16,2 МПа. Таким образом, при бурении в данном интервале не выполняется условие успешного выноса выбуриваемой породы геологических свойств раствора.

Интервал 950-1500 м

1. Потери давления в долоте:

P_q=

P_q=

2. потери давления в турбобуре 3ТСШ-195:

Р_Т=

Р_Т=

3. Потери давления в УБТ (178 мм, d_В=90 мм):

Р_УБТ=

Р_УБТ=

4. Потери давления в бурильных трубах:

Р_БТ=

Р_БТ=

5. Потери давления в затрубном пространстве:

Р_ЗПУБТ=

Р_ЗПУБТ=

Р_ЗПБТ=

Р_ЗПБТ=

6. Потери давления в обвязки буровой установки:

Р_ОБВ=

Р_ОБВ=

Суммарные потери в интервале 950-1500:

Р=Р_q+ Р_Т+ Р_УБТ+ Р_БТ+ Р_ЗПУБТ+ Р_ЗПБТ+ Р_ОБВ

Р=3,94+9,65+0,66+3,45+0,64+0,89+0,75=19,98 МПа

Р>P_H 19,98>15,2

Произведем перерасчёт:

Q= л/с

Полученная производительность обеспечивается двумя насосами на втулках 140 мм при =0,9. Фактическая производительность составит Q_Ф=41,2 л/с, Р_Н=17,84 МПа.

Из расчёта видно, что при бурении под эксплуатационную колонну турбинным способом не выполняется условие успешного выноса выбуриваемой породы.

Скорость бурового раствора в затрубном пространстве составит:

, м/с

, м/с

что вполне удовлетворительно.

Остальные условия промывки выполняются, т.е. очистка забоя и обеспечение работы турбобур.

Таким образом, для интервала 950-1500 м принимаются цилиндровые втулки с диаметром 140 мм (2 насоса). Q_Ф=41,2 л/с, Р_Н=17,84 МПа.

Интервал 1500-2818 м

1. Потери давления в долоте при двух насадках долота диаметром 14 мм:

P_q=

P_q=

2. Потери давления в УБТ (178 мм, d_В=90 мм):

Р_УБТ=

Р_УБТ=

3. Потери давления в бурильных трубах:

Р_БТ=

Р_БТ=

4. Потери давления в затрубном пространстве:

Р_ЗПУБТ=

Р_ЗПУБТ=

Р_ЗПБТ=

Р_ЗПБТ=

5. Потери давления в обвязки буровой установки:

Р_ОБВ=

Р_ОБВ=

Суммарные потери в интервале 1500-2818:

Р=Р_q+ Р_Т+ Р_УБТ+ Р_БТ+ Р_ЗПУБТ+ Р_ЗПБТ+ Р_ОБВ