1. Технология строительства скважины

1.1 Проектирование профиля скважины

Большое значение в наклонно-направленном бурении имеет правильный выбор профиля (вертикальной проекции) скважины. Рациональный профиль позволяет до минимума сократить работу отклоняющей компоновки на возможно меньшей глубине, обеспечивает необходимое смещение забоя относительно устья (по горизонтали) и допустимую интенсивность искривления, а также свободное прохождение по стволу компоновок бурильной и эксплуатационной колонн. Профиль должен позволять эксплуатацию скважины всеми современными методами и оборудованием достаточно долго и безаварийно. Причем забой скважины непременно должен находиться в так называемом «круге допуска».

Исходные данные для расчета:

глубина скважины по вертикали Н = 2520 м;

отход (смещение) A=600 м;

глубина вертикального участка h₁=90 м.

Для повышения темпов бурения с минимальными затратами на строительство кустовых площадок с применением существующих технических средств для наклонно-направленного бурения примем четырехинтервальный профиль (рисунок 1.1), состоящий из следующих участков:

- вертикальный участок;

- участок набора зенитного угла;

- участок стабилизации зенитного угла;

- участок снижения зенитного угла.



Рисунок 1.1-Расчетная схема четырехинтервального профиля скважины

Формулы для расчета четырехинтервального профиля представлены в таблице 1.1 [1].

Таблица 1.1 - Формулы расчета четырехинтервального профиля

Участок	Отход ai, м	Высота hi, м	Длина Li, м
вертикальный	a1=0	h1	L1=h1
набора зенитного угла	a2=R1(1-cos1)	h2=R1sin1
стабилизации зенитного угла	a3=h3tg1	h3=H-(h1+h2+h4)
снижения зенитного угла	a4=R2(cos2-cos1)	h4=R2(sin1-sin2)

Для бурения предварительно выбираем следующие компоновки:

- вертикальный участок: роторный способ бурения;

- участок набора зенитного угла: Д 295,3-Т12РТ-240-КП1,5-УБТ-203-25м-СБТ;

- участок стабилизации зенитного угла: Д 295,3-Ц-Т12РТ-240-УБТ-203-25 м-СБТ, Д 215,9-Ц-3ТСШ-195-СБТ-ЛБТ;

- участок снижения зенитного угла: Д 215,9-Д-105-СБТ-ЛБТ.

Расчет проводим по нижеприведенной последовательности [1].

Определим вспомогательный угол

.

Очевидно, что максимальный зенитный угол будет больше б₁, примем его ориентировочно 20^o.

Выберем угол вхождения в пласт ₂=10^o.

Примем угол перекоса резьб =1,5^о =0,0262 рад.

Определим радиус искривления скважины на участке набора зенитного угла.

,

где l₁ - длина нижнего плеча отклонителя;

D_д и D_от -диаметры долота и отклонителя соответственно.

Фактический радиус искривления получается больше. Для турбобуров с КП фактический радиус искривления R₁ получается на 25-50% больше теоретического т.е. R₁=1,4,R_T=1,4355,5=500 м.

Вычислим радиус искривления в интервале падения зенитного угла. При падении зенитного угла с 20^о до 10^о для выбранной КНБК радиус будет равен [1]:

Определим максимальный зенитный угол по формуле:

(1.1)

где А₁=А+R₂(1-cos₂)=600+3210(1-cos10^о)=648,8 м;

H₁=H+R₂sin₂=2520+3210sin10^о = 3077,4 м.

Подставив соответствующие значения в формулу (2.1), получим:

.

Находим длины горизонтальных а_i и вертикальных h_i проекций по формулам, приведенным в таблице 1.1, полученные результаты сведем в таблицу 1.2.

Таблица 1.2 - Данные для построения профиля

Участок	Отход ai, м	Высота hi, м	Длина li, м
вертикальный	0	90	90
набора зенитного угла	15,8	124,8	126,1
стабилизации зенитного угла	531,4	2061,3	2128,7
спада зенитного угла	52,8	243,9	249,6
Итого	600	2520	2594,4

По данным таблицы 1.2 построим профиль (рисунок 1.2).



Рисунок 1.2 -Профиль проектируемой скважины

1.2 Обоснование конструкции скважины и выбор ПВО

1.2.1 Обоснование конструкции скважины

Число обсадных колонн и глубина их спуска определяются количеством интервалов, несовместимых по условиям бурения, которые определяются по графику не совмещенности давлений, графику изменения коэффициентов аномальности пластовых давлений и индексов давлений поглощения с глубиной скважины.

Для построения графика необходимо рассчитать коэффициенты аномальности и поглощения по разрезу скважины. Коэффициент аномальности К_а рассчитывается по формуле:

,(1.2)

где Р_ПЛ - пластовое давление, МПа;

_В - плотность воды, кг/м³;

Н_i - текущая глубина скважины, м.

Пластовое давление может быть рассчитано по формуле:

Р_ПЛ = gradР_ПЛH_i;(1.3)

где gradР_ПЛ - градиент пластового давления, МПа/м.

Коэффициент поглощения К_п рассчитывается по формуле Б.А. Итона [2]:

,(1.4)

где - коэффициент Пуассона;

К_г - индекс геостатического давления.

К_г рассчитывается по формулам аналогичным (1.2) и (1.3).

Приведем пример расчета для Неогеновых Четвертичных отложений (Q+N):

Р_ПЛ = gradР_ПЛH_Q+N =(0,1/10)100=1 МПа;



Р_г = gradР_гH_Q+N =(0,19/10)100=1,9 МПа;

Остальные расчеты производятся аналогичным способом, результаты расчетов сведем в таблицу 1.3.

Таблица 1.3 - Результаты расчетов К_а и К_п

Индекс	Интервал, м	РПЛ, МПа	РПОГЛ, МПа	Ка		Кп
	От	До	От	До	От	До	От	До	От	До	От	До
Q + N	0	100	0	1	0	1,74	1,02	1,02	0,45	0,45	1,77	1,77
P3trt	100	180	1	1,8	1,74	3,13	1,02	1,02	0,45	0,45	1,77	1,77
P3nm	180	250	1,8	2,5	3,13	4,34	1,02	1,02	0,45	0,45	1,77	1,77
P3atl	250	296	2,5	2,96	4,34	5,05	1,02	1,02	0,44	0,44	1,74	1,74
P2-3tv	296	430	2,96	4,3	5,05	7,22	1,02	1,02	0,43	0,43	1,71	1,71
P2llv	430	670	4,3	6,7	7,22	11,55	1,02	1,02	0,42	0,42	1,76	1,76
P1tl	670	750	6,7	7,5	11,55	12,35	1,02	1,02	0,37	0,37	1,68	1,68
K2gn	750	875	7,5	8,75	12,35	14,17	1,02	1,02	0,36	0,36	1,65	1,65
K2br	875	1020	8,75	10,2	14,17	16,25	1,02	1,02	0,34	0,34	1,62	1,62
K2kz	1020	1050	10,2	10,5	16,25	16,71	1,02	1,02	0,33	0,33	1,62	1,62
K1-2pkr	1050	1850	10,5	18,5	16,71	30,35	1,02	1,02	0,33	0,33	1,67	1,67
K1alm	1850	1950	18,5	19,5	30,35	30,37	1,02	1,02	0,3	0,3	1,59	1,59
K1vrt	1950	2340	19,5	23,4	30,37	36,45	1,02	1,02	0,3	0,3	1,59	1,59
K1mg	2340	2570	23,4	25,7	36,45	40,03	1,02	1,02	0,3	0,3	1,59	1,59

По результатам расчетов строится совмещенный график безразмерных давлений.



Рисунок 1.3 - Совмещенный график безразмерных давлений

Как видно из рисунка 1.3 интервалов, несовместимых по условиям бурения в разрезе скважины нет.

Построим график распределения давлений в скважине при полном замещении бурового раствора пластовым флюидом. Для построения воспользуемся значениями Р_ПОГЛ из таблицы 1.3, а значения давлений внутри ствола рассчитаем по формуле:

,(1.5)

где _Н - плотность пластовой нефти, _Н=760 кг/м³.

Пластовое давление Р_ПЛ=25 МПа.

Подставим значения z в выражение (2.5), и получим две точки для построения графика:

1) z=2520 м: ;

2) z=0 м: .

То есть при заполнении скважины пластовым флюидом она будет до определенного уровня заполнена нефтью, найдем этот уровень, подставив значение Р_НАС в выражение (2.5) получим:

(от забоя).(1.6)

Скважина до глубины L_Н=392,7 м заполнена нефтью, а выше свободным газом. Пересчитаем давление на устье по формуле:

,(1.7)

где s - эмпирический коэффициент.

В данном случае Р_ПЛ = Р_НАС=10,1 МПа.

Коэффициент s рассчитывается по формуле:

,(1.8)

где - относительная плотность попутного газа по воздуху, ;

L - глубина скважины, в данном случае L=L_Н=392,7 м;

z - расчетная глубина, при пересчете на устье z=0 м.

Рисунок 1.4 - График распределения давлений в скважине при полном замещении бурового раствора пластовым флюидом

Согласно рис. 1.4 достаточно одноколонной конструкции скважины (направлениекондукторэксплуатационная колонна), такая конструкция обеспечит достаточную надежность и минимальную стоимость скважины.

Устье скважины укрепляется путем спуска направления на глубину 50 м.

Верхние неустойчивые отложения перекроем путем спуска кондуктора до глубины 750 м (80 м ниже подошвы Люлинворской свиты). При данной глубине спуска, обеспечивается экологическая безопасность на случай нефтегазопроявлениия с 5 % запасом по давлению (k_КОНД).

.

Далее ствол обсаживается эксплуатационной колонной до глубины 2575 м (на 5 м ниже подошвы Мегионской свиты).

Как правило, заказчик (ТПП «Когалымнефтегаз») требует обсаживать скважину эксплуатационной колонной с внутренним проходным сечением не менее 120 мм. Этому условию соответствуют обсадные трубы с наружным диаметром 146 мм. Исходя из всего вышеизложенного, рассчитаем диаметры долот для бурения скважины, а также диаметр кондуктора.

Диаметр долота для бурения под эксплуатационную колонну рассчитывается по формуле:

,(1.9)

где - диаметр муфт труб эксплуатационной колонны, =166 мм;

- зазор между муфтой и стенкой скважины, =5-40 мм.

Принимаем, что башмак эксплуатационной колонны будет спущен на глубину, 2510 м (10 м до забоя скважины). Тогда длина эксплуатационной колонны будет

Определим внутренний диаметр промежуточной колонны (кондуктора) по формуле:

,(1.10)

где - зазор между долотом и стенкой кондуктора, =3-5 мм.

.

То есть, для крепления верхних неустойчивых отложений допускается применение труб диаметром 244,5 мм и толщиной стенки 8,9-10 мм.

Диаметр долота для бурения под кондуктор рассчитывается по формуле аналогичной формуле (2.9)

Определим глубину спуска кондуктора по стволу (длину кондуктора):

(1.11)

где L₁, L₂, h₁, h₂ - длины по стволу и глубины по вертикали соответствующих участков профиля; ₁-максимальный зенитный угол (на участке стабилизации) (см. таблицу 1.2); h_конд - глубина спуска кондуктора по вертикали, h_конд=750 м.

Для крепления верхних неустойчивых отложений используем обсадные трубы с треугольной резьбой 244,58,9-Д-ГОСТ-623-80. Практика показывает, что данные обсадные трубы выдерживают необходимые нагрузки. Направление спускается на глубину 50 м для укрепления устья скважины. Рассчитаем диаметр долота для бурения под направление по формуле (1.10).

То есть, для крепления устья скважины можно применить трубы 323,99,5-Д-ГОСТ-623-80, практика показывает, что такие трубы выдерживают прилагаемые к ним нагрузки в процессе бурения и крепления.

Диаметр долота для бурения под направление рассчитывается по формуле аналогичной формуле (1.9)

1.2.2 Обоснование типоразмера ПВО

Из расчетов, проведенных для построения рисунка 2.4, устьевое давление .

Рабочее давление ПВО определяется по формуле:

.

По конструкции скважины и рабочему давлению подходит обвязка колонной головки типа ОКК-2-21-146245324 [4].

Выбираем схему ПВО №1, так как рабочее давление не превышает 35 МПа, схема монтажа ПВО изображена на рисунке 1.5. По рабочему давлению подходит ПВО типа ОП1-18035, включающее в себя: превентор универсальный ПУ-18035; плашечный превентор ППГ-18035; манифольд МПБ2-18035.

Рисунок 1.5 -Схема монтажа ПВО: 1, 2 - универсальный и плашечный превенторы; 3 - устьевая крестовина; 4, 6 - задвижки с гидравлическим и ручным управлением; 5 - манометр с запорным и разрядным устройствами; 7, 9 - регулируемые дроссели с гидравлическим и ручным управлением; 8 - отбойная камера с разрядным устройством

Данный комплект ПВО имеет номинальный диаметр проходного сечения 180 мм, следовательно, в случае выброса может герметизировать устье как при спущенной бурильной колонне, так и при колонне обсадных труб.

1.2.3 Выбор растворов и их химическая обработка по интервалам бурения

Тип бурового раствора выбирается в первую очередь из условия обеспечения устойчивости стенок скважины, определяемой физико-химическими свойствами слагающих горных пород и содержащихся в них флюидов, пластовым и горным давлениями, а так же забойной температурой. При этом следует руководствоваться накопленным опытом бурения в проектном районе с промывкой различными буровыми растворами. Критерием оптимальности применяемого типа бурового раствора являются затраты времени и средств на борьбу с осложнениями, связанными с типом бурового раствора. Если затраты времени на борьбу с подобными осложнениями отсутствуют в балансе времени бурения скважин, то применяемый тип бурового раствора следует считать оптимальным.

Необходимо помнить, что тип бурового раствора определяет не только осложнения при бурении, но и эффективность разрушения породы долотом. Чем быстрее бурится скважина, тем меньше, как правило, наблюдается осложнений. Поэтому при решении этого вопроса следует анализировать и учитывать отечественный и зарубежный опыт бурения скважин в аналогичных разрезах. При прочих равных условиях всегда следует отдавать предпочтение буровым растворам с минимальным содержанием твердой фазы, вводить противоизносные и смазочные добавки, ингибиторы коррозии.

Отдельно решается вопрос выбора бурового раствора для вскрытия продуктивных горизонтов. Буровой раствор выбирается так, чтобы предупредить ухудшение коллекторских свойств продуктивных пластов вследствие возникновения капиллярного эффекта при вытеснении из приствольной зоны продуктивного пласта фильтрата бурового раствора; набухания глинистого материала, содержащегося в коллекторах, в результате взаимодействия пластовых флюидов с фильтратом бурового раствора; блокирования трещин пласта фильтратом бурового раствора и т.д.

Поэтому при выборе бурового раствора для вскрытия продуктивных пластов учитывают следующие рекомендации:

1) Следует применять растворы на углеводородной основе - РУО (безводные или инвертно-эмульсионные) в случаях:

- при низкой проницаемости коллектора (менее 0,05-0,1 мкм);

- при насыщении коллектора высоковязкой нефтью;

- при трещинном и порово-трещинном типе коллектора с проницаемостью более 1 мкм. В данном случае необходимо применять только безводные РУО.

При наличии в коллекторе набухающих глин водная фаза РУО должна быть минерализована.

2) В остальных случаях допускается применение буровых растворов наводной основе. Если в коллекторе содержатся набухающие глины, применяют ингибированные буровые растворы, как и для бурения глинистых пород.

Бурение под направление начинается на свежеприготовленном глинистом растворе. Возможно бурение под направление на растворе, оставшемся от бурения предыдущей скважины.

При бурении под кондуктор разбуривают слои вечной мерзлоты, рыхлых песчаников и неустойчивых глинистых отложений. В связи с этим требуется решать следующие основные проблемы:

- укрепление стенок скважины;

- уменьшение растепляющего действия бурового раствора;

- увеличение выносной способности бурового раствора.

Данные проблемы решаются с использованием высокоэффективных полимеров - структурообразователей, поддержания низкой температуры, образования прочной фильтрационной корки, созданием высокой скорости потока раствора. Для бурения под кондуктор проектом предусматривается буровой раствор, приготовленный из бентонитового глинопорошка, обработанный химическими реагентами. Допускается использовать раствор, оставшийся от бурения направления.

При бурении под эксплуатационную колонну основные проблемы, которые требуется решить, следующие: предупреждение поглощения раствора и водопроявлений при прохождении отложений сеномана, предупреждение прихвата бурильного инструмента при прохождении через проницаемые пласты и главная проблема - это сохранение коллекторских свойств продуктивных пластов.

Бурение из-под кондуктора начинается с промывкой забоя глинистым раствором, обработанным химическими реагентами (структурообразователи, разжижители и т.п.). Во избежание изменений параметров бурового раствора вследствие наработки, во время разбуривания глинистых отложений, обработка раствора химреагентами должна проводиться периодически.

1.2.4 Обоснование параметров бурового раствора

При проектировании параметров буровых растворов всегда нужно стремиться к тому, чтобы достигались высокие скорости бурения, высококачественное вскрытие продуктивных пластов, предупреждались всевозможные осложнения.

Вязкость. При бурении следует поддерживать минимально необходимую вязкость раствора. При излишне высокой вязкости вследствие больших гидравлических сопротивлений в кольцевом пространстве возможны раскрытие трещин в слабых пластах и поглощения, хуже очищается раствор от шлама и газа; снижается подача бурового раствора и мощность турбобура; хуже охлаждается долото. В то же время раствор с повышенной вязкостью при прочих равных условиях поглощается менее интенсивно, выносит шлам при меньшей скорости восходящего потока.

Статическое напряжение сдвига буровых растворов - это способность образовывать структуру. Наличие структуры бурового раствора обусловливает его способность удерживать шлам, утяжелитель и газ во взвешенном состоянии. Чем выше СНС, тем лучше удерживающая способность раствора. Однако при этом растут и гидравлические сопротивления в циркуляционной системе, что может вызвать гидроразрыв пластов и поглощение раствора, как при пуске буровых насосов, так и в процессе их работы. Для предупреждения осаждения шлама буровой раствор должен обладать высокими тиксотропными свойствами.

Фильтрационные свойства. С ростом фильтрации, особенно при промывке раствором на водной основе, часто ухудшается качество вскрытия продуктивных пластов, повышается интенсивность обвалообразоваиия в глинах, аргиллитах, сланцах, увеличивается толщина фильтрационной корки, что сопровождается сальникообразованиями, затяжками и повышает вероятность прихвата бурильной колонны и приборов в скважине. Поэтому в практике бурения фильтрацию следует снижать, лишь когда это безусловно необходимо, и до такого уровня, который технологически допустим и не вызывает осложнения.

Плотность раствора влияет на гидростатическое давление, на забой и стенки скважины. При наличии в разрезе водо-, газо-, нефтепроявляющих пластов обычно давление бурового раствора поддерживают несколько большим пластового с тем, чтобы предотвратить или резко уменьшить интенсивность поступления флюидов в скважину. Иногда плотность увеличивают для предупреждения обвалообразований. Плотность раствора уменьшают при поглощении, для снижения гидравлических потерь в циркуляционной системе и дифференциального давления на забое, повышения буримости горных пород и т.д.

Плотность бурового раствора рассчитывается для каждого интервала совместимых условий бурения по горизонту с максимальным градиентом пластового давления по формуле [6]:

, кг/м³,(1.12)

где К_пр - коэффициент превышения гидростатического давления бурового раствора над пластовым;

g - ускорение свободного падения, м/с²;

z - глубина залегания кровли горизонта с максимальным градиентом пластового давления, м.

Рекомендуется принимать [6]:

- К_пр = 1,1-1,15 при z<1200 м (Р1,5 МПа);

- К_пр = 1,05-1,1 при z=1200-2500 м (Р2,5 МПа);

- К_пр = 1,04-1,07 при z>2500 м (Р3,5 МПа).

Пользуясь формулой (2.12) рассчитаем плотность бурового раствора по интервалам бурения, результаты запишем в таблицу 1.4.

Таблица 1.4 - Параметры бурового раствора по интервалам бурения

Тип раствора	Интервал по стволу, м	Параметры бурового раствора
	от	до	Расчетн. плотность, г/см3	Плотность, г/см3	УВ, с	ПФ, см3/30 мин	СНС, мг/см3	Толщина корки, мм	Сод. песка, %	рН
							1 мин	10 мин
глинистый	0	50	1,17	1,16-1,18	55-60	8-9	15	35	1-2	2	7-9
глинистый	50	776	1,17	1,16-1,17	55-60	8-9	15	35	1-2	2	7-9
глинистый	776	1215	1,12	1,1-1,12	18-20	7-8	8-10	12-15	1-2	1-2	7-9
глинистый	1215	2573	1,12	1,1-1,12	22-25	6-8	8-10	12-20	<1	1	7-9
малоглинистый «Порофлок»	2523	2595	1,08	1,07-1,09	24-60	5-7	5-20	10-35	0,3-0,5	1	8-10

1.2.5 Химические реагенты и для обработки бурового раствора

1) КМЦ (Карбоксиметилцеллюлоза) - натриевая соль простого эфира целлюлозы и гликолевой кислоты. Чем выше степень полимеризации КМЦ, тем выше ее термостойкость и стабилизирующее действие на буровой раствор, поэтому наиболее эффективны реагенты марок КМЦ-600, КМЦ-700, Tylose. Представляет собой мелкозернистый порошкообразный материал белого или кремового цвета, содержание влаги не более 10 %. Хорошо растворяется в воде. Производится в соответствии с ТУ 6-55-40-90, поставляется в бумажных мешках массой по 20 кг. Применяется для регулирования фильтрационных свойств буровых растворов

Приготовление водного раствора КМЦ на буровой производится с помощью гидромешалки. Приготовление раствора КМЦ осуществляется из расчета не более 200 кг на 4 м³ воды. Реагент в смесительную камеру рекомендуется добавлять медленно, со скоростью от 10 до 20 минут на мешок.

2) УНИФЛОК - относится к полимерам акрилового ряда. Представляет собой порошок оранжевого или кремового цвета. Растворяется в воде. Применяется для эффективного повышения вязкости буровых растворов. Приготавливается в виде водного раствора с концентрацией, не превышающей 3%. Поставляется в бумажных мешках массой 30 кг.

3) НТФ - применяется для снижения вязкости, структурных характеристик глинистого раствора в процессе бурения, регулирования фильтрационных свойств. Не требует специального приготовления, может добавляться в сухом виде под перемешиватели.

4) Каустическая сода - гидроксил натрия (NaOH). Гранулированное или хлопьевидное вещество белого цвета, хорошо растворяется в воде, плотность 2130 кг/м³. Применяется для поддержания нужного значения рН бурового раствора. Поставляется в стальных бочках по 25 или 50 кг или в полиэтиленовых с полипропиленовым слоем мешках по 50 кг.

Добавляется в буровой раствор медленно и осторожно в течение полного цикла циркуляции через специальную емкость для химических реагентов. В отечественном производстве каустическая сода выпускается в соответствии с ТУ 6-10-1306-85 и поставляется в виде бесцветной непрозрачной кристаллической массы в металлических барабанах массой 100-200 кг.

5) Бентонит, модифицированный метасом и кальцинированной содой, применяется для заготовки и обновления объема глинистых буровых растворов при снижении плотности.

6) Бикарбонат натрия (натрий двууглекислый, сода пищевая) NaHCO₃ - порошок белого цвета, плотность 2160 кг/см³, хорошо растворим в воде, при 100 ^оС полностью разлагается. Применяется, главным образом, для удаления из бурового раствора солей кальция, особенно обусловленных цементом. Часто используется предварительная обработка бурового раствора бикарбонатом натрия в соотношении 0,7 кг/м³ перед тем, как разбуривать цемент. Поставляется в пятислойных бумажных мешках по 50 кг. В нашей стране выпускается в соответствии с ТУ 2156-76.

7) Графит серебристый применяется как профилактическая смазочная добавка к буровому раствору.

8) ФК-2000 - смазывающая добавка многофункционального действия, экологически чистая. Состоит из ПАВ на основе растительных масел. Совместима со всеми химическими реагентами. Оптимальная добавка от 0,1 до 0,5%.

1.2.6 Обработка бурового раствора

При бурении под направление для снижения фильтратоотдачи и увеличения вязкости глинистый раствор обрабатывается реагентами УНИФЛОК и каустической содой.

При бурении под кондуктор для обработки бурового раствора применяют КМЦ, УНИФЛОК, ФК- 2000, графит, каустическую соду.

При разбуривании цементных стаканов в направлении и кондукторе, буровой раствор обработать кальцинированной содой (для нейтрализации воздействия цемента на буровой раствор).

При бурении под эксплуатационную колонну, для снижения вязкости, буровой раствор во всех интервалах бурения, за исключением продуктивных, при необходимости обрабатывается НТФ. Поскольку свойства раствора улучшаются при рН = 8-9, в буровой раствор при бурении под кондуктор и эксплуатационную колонну добавляется каустическая сода для поддержания указанных значений рН.

В связи с ужесточением в последние годы экологических требований к производству буровых работ, возникла необходимость применения малоопасного для окружающей среды бурового раствора. Применение такого раствора стало возможным, благодаря использованию малотоксичных химреагентов и материалов, включая экологически безопасные смазочные добавки и противоприхватные средства. В настоящем проекте предусматривается использовать в качестве смазочной добавки ФК-2000 и графит. Возможно применение смазочной добавки Спринт. ФК-2000 получен из растительных масел и рыбожировых отходов. Эта добавка не токсична.

Буровой раствор, обработанный КМЦ, НТФ и ФК-2000 разрешен к применению как экологически малоопасный раствор.

Глинистый раствор для первичного вскрытия продуктивного пласта представляет собой суспензию высокоактивной бентонитовой глины, с добавлением мела, обработанную кальцинированной содой, смазочными добавками и ПАВ, обладающим способностью понижать поверхностное натяжение фильтрата и гидрофобизировать поверхность поровых каналов пласта-коллектора. В качестве понизителя фильтрации используется КМЦ и УНИФЛОК. В качестве понизителя вязкости раствора, который одновременно придает раствору ингибирующие свойства и улучшает реологические свойства, могут служить известные реагенты, в частности НТФ.

1.2.7 Расчет потребного количества химических реагентов для приготовления и обработки бурового раствора

Количество бурового раствора V, необходимого для бурения скважины определяется из выражения [6]:

,(1.13)

где V_п - объем приемных емкостей буровых насосов и желобов, можно принять V_п=50 м³;

V_б - объем бурового раствора, расходуемого в процессе бурения интервала при поглощениях, очистке от шлама и т.д.;

а - коэффициент запаса бурового раствора, а=1,5 для нормальных условий бурения, а=2 для осложненных условий бурения;

V_c - объем скважины в конце интервала бурения с промывкой данным раствором.

V_c и V_б находятся из формул (1.14) и (1.15) [6]:

,(1.14)

,(1.15)

где n_i - норма расхода бурового раствора на 1 м проходки;

l_i - длина i интервала;

D_сквi - диаметр скважины на рассчитываемом участке.

Нормы расхода бурового раствора следующие:

- n=0,17 м³/м при бурении под направление;

- n=0,086 м³/м при бурении под кондуктор;

- n=0,031 м³/м при бурении под эксплуатационную колонну.

Пользуясь формулами (1.13) - (1.15) рассчитаем объемы бурового раствора, результаты запишем в таблицу 1.5.

Таблица 1.5 - Расчет потребных объемов бурового раствора

Интервал бурения, м	Dскв, мм	Vп, м3	Vб, м3	Vс, м3	V, м3
от	до
0	50	591	50	8,5	13,7	79,1
50	776	413	50	62,4	100,9	263,7
776	1215	216	50	14,5	60,4	155,1
1215	2523	216	50	42,1	144,6	309
2523	2595	216	50	0,68	44,96	118,12

После определения объемов бурового раствора определим потребное количество реагентов для бурения скважины, для расчетов используем нормы расхода, полученные в ЭГЭБ №1 ООО «ЛУКойл-Бурение» [11] в процессе многолетней работы на данной площади. При расчете принимаем, что 100 м³ малоглинистого раствора «Порофлок» осталось после бурения предыдущей скважины. Результаты представлены в таблице 1.6.

Таблица 1.6 - Потребность бурового раствора и компонентов для его приготовления и обработки

Интервал, м	Объем раствора, м3	Наименование реагентов и материалов	Норма расхода, кг/м3	Потребность реагентов и материалов на обработку раствора, кг
от	до	всего	исходный	на углубление			на исходный объем	на бурение интервала	суммарная на интервал
0	50	50	79,1	13,7	Бентонит	61	61	4825,1	835,7
					КМЦ-600	4,3	4,3	340,1	58,9
					Кауст. сода	0,6	0,6	47,5	8,2
					Графит	1,7	1,7	134,5	23,3
					Унифлок	0,4	0,4	31,6	5,5
					ФК-2000	3,0	3	237,3	41,1
50	769	719	92,8	62,4	КМЦ-600	4,3	399	268,3	667,3
					Бентонит	61	5660,8	3806,4	9467,2
					Кауст. сода	0,6	55,7	37,4	93,1
					Унифлок	0,4	37,12	25,0	62,12
					Графит	1,7	157,7	106,1	263,8
					ФК-2000	3,0	278,4	187,2	465,6
769	1215	439	Используется ранее приготовленный раствор	14,5	КМЦ-600	4,3	200	62,4	262,4
					НТФ	0,6	10	8,7	18,7
					ФК-2000	3,0	100	43,5	143,5
					Графит	1,7	50	24,7	74,7
					Кауст. сода	0,6	20	8,7	28,7
1215	2523	1308	97,4	42,1	КМЦ-600	1,12	109,1	47,2	156,2
					Бентонит	8,1	788,9	341,0	1130,0
					НТФ	0,1	9,7	4,2	14,0
					Графит	2,1	204,5	88,4	293,0
					ФК-2000	3,27	318,5	137,7	456,2
					Кальц. сода	0,1	9,7	4,2	14,0
2523	2595	72	173,8	1,96	КМЦ-600	6,2	1711,8	12,15	1723,95
					НТФ	0,1	17,4	0,196	17,6
					Кальц. сода	1,0	173,8	1,96	175,76
					Графит	1,7	295,5	3,33	298,83
					Бентонит	30,5	5300,9	59,78	5360,68
					Мел	61,0	10601,8	119,56	10721,36
					Унифлок	4,0	695,2	7,84	703,04
					ТБФ	0,07	12,2	0,14	12,34

Для обработки бурового раствора, при разбуривании цементного стакана используется бикарбонат натрия, который нейтрализует действие цемента на буровой раствор. Его расход приведен в таблице 1.7.

Таблица 1.7 - Потребность бикарбоната натрия для обработки бурового раствора при разбуривании цементных стаканов

Название колонны	Название компонен-тов для обработки растворов	Характеристика компонента	Норма расхода на обработку 1 м3 раствора, кг/м3	Количество, кг
		Плотность, г/см3	Влажность, %	Сорт
Направление	NaHCO3	2,16	5	Второй	2,1	38
Кондуктор						51

Суммарный расход реагентов на бурение скважины приведен в таблице 1.8.

Таблица 1.8 - Суммарная потребность реагентов для обработки бурового раствора при бурении скважины

Название компонентов бурового раствора	ГОСТ, ОСТ, МРТУ, ТУ, МУ и т.п. на изготовление	Потребность компонентов бурового раствора, т
		Направление	Кондуктор	Эксплуатационная колонна	Всего на скважину
				глинистый	малоглинистый
Бентонит	ОСТ 39-202-86	0,836	12,05	1,13	5,36	19,38
КМЦ	ТУ 6-55-40-90	0,059	0,85	0,42	1,72	3,05
НТФ	ТУ 61-09-5283-86	-	-	0,033	0,018	0,051
Кауст. сода	ТУ 6-01-1306-85	0,008	0,147	0,029	-	0,184
NaHCO3	ГОСТ 2156-76	-	0,038	0,051	0,2	0,29
Графит	ГОСТ 17022-81	0,023	0,336	0,368	0,23	0,96
ФК-2000	ТУ 38-1-192-68	0,04	0,59	0,6	-	1,23
Унифлок	-	0,006	0,08	-	0,7	0,79
Мел	ГОСТ 17498 - 72	-	-	-	10,72	10,72
ТБФ	-	-	-	-	0,012	0,012

1.3 Выбор способа бурения

В настоящее время нефтегазовые скважины бурят вращательным способом с передачей вращения долоту с устья скважины от ротора через колонну бурильных труб или с применением забойного двигателя. Практика бурения показывает, что лучшие результаты обычно достигаются при применении комбинированных способов бурения, когда отдельные интервалы бурятся забойными двигателями, обычно гидравлическими, а некоторые - роторным способом.

Экономически целесообразно вертикальный участок бурить ротором. Так как скважина является наклонно-направленной, и опыт ранее пробуренных скважин показывает, что скважины на данной площади лучше бурить турбинным способом, то для проводки ствола скважины на участках набора, стабилизации и падения зенитного угла примем турбинный способ. Выбор типа забойного двигателя будет произведен ниже в следующих разделах.

1.4 Выбор компоновок бурильного инструмента

Правильно выбранная компоновка позволяет без осложнений с наименьшими затратами пробурить скважину до проектной глубины. Для разрушения горной породы применяем трехшарошечные долота. Для создания на долоте отклоняющего усилия с целью искривления ствола скважины применяем отклоняющее устройство ТО-2. С целью повышения качества ствола и управления параметрами его искривления применяем калибраторы, центраторы и стабилизаторы.

Для создания необходимой осевой нагрузки на долото и для повышения жесткости бурильной колонны применяем УБТ.

Для передачи вращения долоту используем турбобуры, а при вскрытии продуктивного пласта - винтовой забойный двигатель В таблице 1.9 представлена компоновка низа бурильных колонн применяемая в ЭГЭБ-1 [11].

Таблица 1.9 - Компоновка низа бурильных колонн (до бурильных труб)

Типоразмер, шифр	Расстояние от забоя до места установки, м	Техническая характеристика	Сум-марная длина КНБК, м	Сум-марная масса КНБК, т
		Наружный диаметр, мм	Длина, м	Масса, кг	Угол перекоса осей отклонителя, %
1	2	3	4	5	6	7	8
Вертикальный участок (0-90 м)
III 393,7 С-ЦВ	0	393,7	0,5	167	-	12,5	2,6
УБТ- 203	0,5	203	12,5	2448	-
III 295,3МСЗ-ГНУ	0	295,3	0,4	73	-	22,4	4,9
КC 295,3 СТ	0,4	295,3	1,3	315	-
Т12РТ-240	1,7	240	8,21	2020	-
КОБ-178	10,3	178	0,4	42	-
УБТ- 203	10,7	203	12,0	2448	-
Участок набора зенитного угла (90-216 м)
III 295,3МСЗ-ГНУ	0	295,3	0,4	73	-	22,6	5,0
КС 295,3 СТ	0,4	295,3	1,3	315	-
Т12РТ-240	1,7	240	8,21	2020	-
Кривой переводник	9,9	240	0,3	53	1,5о
КОБ-178	10,2	178	0,4	42	-
УБТ-203	10,6	203	12	2448	-
Участок стабилизации (216-2345 м)
III 295,3 МСЗ-ГНУ	0	295,3	0,4	73	-	23	4,94
КС 295,3 СТ	0,4	295,3	1,3	315	-
Центратор	1,7	282	0,7	45	-
Т12РТ-240	2,4	240	8,21	2020	-
КОБ-178	10,6	178	0,4	42	-
УБТ-203	11	203	12	2448	-
215,9МЗ-ГВ R-155	0	215,9	0,3	40,2	-	51,5	9,05
9КП215,9 МСТ	0,3	215,9	0,5	45	-
3ТСШ-195	0,3	195	25,7	4790	-
УБТ-178	26,0	178	25,0	4178,4	-

Продолжение таблицы 2.9

1	2	3	4	5	6	7	8
Участок спада зенитного угла (2345-2594 м)
215,9С-ГВ	0	215,9	0,3	40,2	-	51,5	9,05
3ТСШ-195	0,3	195	25,7	4790	-
9КП215,9 МСТ	0,3	215,9	0,5	45	-
УБТ-178	26,0	178	12,0	1744,8	-

1.5 Расчет бурильных колонн

Исходные данные:

- скважина наклонно-направленная с четырехинтервальным профилем, данные о радиусах искривления и о длинах участков профиля изложены в таблице 2.2;

- способ бурения турбинный, турбобур 3ТСШ-195, G_з.д.=4790 кг, l_т=25,7 м;

- диаметр долота Д_д=0,2159 м;

- осевая нагрузка на долото G=200 кН;

- перепад давления в забойном двигателе и долоте Р_n=6 МПа;

- ориентировочная плотность бурового раствора _ж=1080 кг/м³;

- условия бурения нормальные.

Используя опыт бурения ЭГЭБ №1 ООО «ЛУКойл-Бурение» выбираем:

ЛБТ 14711, q_ЛБТ=16,5 кг/м;

СБТ ТБПК-1279,19, q_СБТ=26,12 кг/м;

УБТ 177,860,3, q_УБТ=174,1 кг/м.

1.5.1 Расчет длины УБТ

Диаметр УБТ выбирается исходя из конструкции скважины и условия обеспечения необходимой жесткости труб. В зависимости от диаметра долота и условия бурения, для нормальных условий и долота диаметром 215,9 мм выбираем УБТ диаметром 178 мм.

Определение длины компоновки УБТ

Длина компоновки УБТ рассчитывается по следующей формуле [7]:

(1.16)

гдеG_д- нагрузка на долото, G_д=200 кН;

- коэффициент облегчения колонны труб в буровом растворе;

q_o - вес 1 м УБТ, q₀= 1708 Н/м;

- средний зенитный угол в зоне установки УБТ, =10^о;

G_зд - вес забойного двигателя, G_зд =46,99 кН;

Р_кр- критическая нагрузка.

Коэффициент облегчения колонны труб в буровом растворе рассчитывается по следующей формуле:

,(1.17)

где _{пж ст} -плотности промывочной жидкости и стали соответственно.

Критическая нагрузка рассчитывается по формуле [7]:

(1.18)

гдеЕI - жесткость УБТ при изгибе, ЕI=210¹¹485310^-8=9706 кНм²;

l_кр - критическая длина УБТ, которая рассчитывается по формуле (2.19).

.(1.19)

Подставим соответствующие значения в формулы (1.16)-(1.19).



Согласно проведенному расчету и практике бурения данной площади [11], примем длину УБТ l_УБТ=25 м, так как не отмечался слом и износ бурильных труб, замковых соединений.

1.5.2 Расчет длины СБТ

При использовании ЛБТ желательно чтобы они были в растянутом состоянии. Для этого суммарный вес УБТ СБТ и ЗД должен быть больше нагрузки на долото [7]:

.(1.20)

Длина СБТ определяется по формуле:

.(1.21)

Подставим соответствующие значения в выражение (2.21) и получим:

Длина одной трубы 12,7 м, учитывая, что трубы свинчиваются в свечи по две штуки, берем 58 труб общей длиной 736,6 м.

1.5.3 Расчет труб на прочность при подъеме

Для расчета растягивающих усилий в колонне труб при подъеме с промывкой применяется уравнение Сушона Л.Я. [7]:

(1.22)

где Т_В - усилие на верхнем конце участка;

Т_Н - усилие на нижнем конце участка;

- изменение пространственного угла на участке;

f - коэффициент сопротивления движению труб в скважине, примем f=0,2;

q- вес погонного метра трубы, q_ЛБТ =161,9 Н/м;

- средний зенитный угол на участке.

Изменение пространственного угла на участке рассчитывается по формуле:

,(1.23)

гдеl- длина участка, м;

R - радиус искривления на участке.

Средний зенитный угол на участке находится из выражения:

,(1.24)

где_Н - зенитный угол на начале участка (в нижней его точке).

Знак «-» при снижении зенитного угла на участке, знак «+» при его увеличении.

Разделим профиль ствола скважины на участки. Границы участков устанавливаются в местах соединения различных элементов бурильной колонны (КНБКСБТЛБТ) а также в точках перегиба профиля ствола скважины. Произведем расчет бурильной колонны по участкам, пользуясь формулами (1.22)-(1.24).

Участок 1 (2543 - 2594,5 м - верхняя точка КНБК):

; =10+0,50,92=10,46^о;

Участок 2 (2543 - 2345 м - УБТСБТ):

; =9,08+0,55,37=11,77^о;

Участок 3 (2345 - 1806,4 м - СБТСБТ, точка перегиба профиля):

; =14,45^о;

Участок 4 (1806 - 216,3 м - СБТЛБТ):

; =14,45^о;

Участок 5 (216,3-90 м - ЛБТЛБТ, точка перегиба профиля):

; =14,45-0,514,45=7,23^о;

Участок 6 (90-0 м - ЛБТЛБТ, точка перегиба профиля):

^о; =0^о.

.

Полученные результаты сведем в таблицу 1.10.

Таблица 1.10 - Результаты расчета колонны на растягивающие усилия

Участок	Длина участка l, м	Изменение пространственного угла , град	Средний зенитный угол, , град	ТН, кН	ТВ, кН
1	51,5	0,92	10,46	0	66,35
2	198	5,37	11,37	66,35	112,47
3	538,6	0	14,45	112,47	233,59
4	1589,7	0	14,45	459,5	459,5
5	126,3	14,45	7,23	454,16	477,43
6	90	0	0	477,43	489,99

Наиболее опасными являются верхние точки участков 5 и 6. Рассчитаем в этих точках изгибающие напряжения. Растягивающие напряжения рассчитываются по формуле:

,(1.25)

Где Р_ВН - внутреннее избыточное давление, для расчета можно принять Р_ВН=10,9 МПа на устье;

S_К и S_Т площадь канала и тела трубы ЛБТ соответственно.

Рассчитаем S_К и S_Т а также растягивающие напряжения.

;

;

;

.

Результаты расчетов сведем в таблицу 1.11.

Руководствуясь практикой бурения данной площади, выбираем ЛБТ из сплава Д16Т.

Предел текучести сплава Д16Т _Т=300 МПа. Предельная нагрузка с учетом коэффициента запаса прочности К=1,45 будет равна:

При этом должно выполняться условие _{Т i}.

Таблица 1.11 - Напряжения в опасных точках бурильной колонны

Точки	Р, МПа	ИЗ, МПа	, МПа
верхняя участка 5	130,1	8,2	138,3
верхняя участка 6	132,8	0	132,8

В верхних точках участков 5 и 6 условия прочности для ЛБТ выполняются.

1.5.4 Расчет труб на усталость

При расчете должны выполняться следующие условия [7]:

, (1.26)

,(1.27)

где F - площадь сечения тела трубы.

Трубы ЛБТ 14711 Д16Т:

_Т=300 МПа;

_в=430 МПа;

_-1=40 МПа;

_a=8,2 МПа;

Трубы СБТ 1279 Сталь:

_Т=700 МПа;

_в=500 МПа;

_-1=60 МПа;

.

УБТ 17844 Сталь:

_Т=700 МПа;

_в=500 МПа;

_-1=60 МПа;

Трубы выдерживают действующие нагрузки. Компоновка подобрана верно.

1.5.5 Проектирование режима бурения

Эффективность процесса и показатели бурения при прочих равных условиях в большей мере зависят от режима бурения.

Под режимом бурения понимают сочетание некоторых параметров, существенно влияющих на процесс и показатели бурения, которыми можно управлять с устья. Так, параметрами режима роторного способа бурения являются: осевая нагрузка на долото, частота его вращения, расход бурового раствора. К параметрам режима бурения причисляют также “качество” бурового раствора, которое, в свою очередь, определяется рядом показателей, важнейшими из которых являются: плотность, вязкость, показатель фильтрации, теплоемкость, теплопроводность, смазывающая способность. Другие показатели качества раствора являются не менее важными, они также в той или иной степени влияют на процесс и показатели бурения, но это влияние в большей мере проявляется через возможность возникновения осложнений.

1.5.6 Разработка гидравлической программы проводки скважины

Для бурения скважины без осложнений необходимо чтобы очистка была совершенной. Очистка забоя считается совершенной, если образующийся при бурении шлам немедленно подхватывается потоком бурового раствора и удаляется с забоя. Расход промывочной жидкости выбирается исходя из трех условий [8]: