Технология строительства скважины

- обеспечение выноса крупных частиц шлама (условие 1);

- обеспечение работы турбобура (условие 2);

- обеспечение удовлетворительной очистки забоя (условие 3).

Для дальнейших расчетов рассчитаем параметры бурового раствора по интервалам.

Значения ДНС рассчитаем по формуле:

ф_о=8,510^-3-7.(1.28)

Пластическую (структурную) вязкость рассчитываем по формуле:

з=0,0045ф_о.(1.29)

Подставим соответствующие значения плотностей бурового раствора по интервалам бурения из таблицы 2.4 в формулы (1.28)-(1.29), результаты сведем в таблицу (1.12).

Таблица 1.12 - Реологические параметры промывочной жидкости по интервалам бурения

Интервал по стволу, м	Плотность, г/см3	o, Па	, Пас
от	до
0	50	1,17	2,945	0,0133
50	776	1,17	2,945	0,0133
776	1215	1,12	2,52	0,0113
1215	2523	1,12	2,52	0,0113
2523	2595	1,08	2,18	0,0098

Расход, обеспечивающий вынос крупных частиц шлама

Расчет расхода, необходимого для выноса крупных частиц шлама рассчитывается по формуле:

Q_i=U_осF_кп(1.30)

гдеU_ос - скорость оседания крупных частиц шлама, м/с;

F_кп - площадь кольцевого пространства, м².

Скорость оседания крупных частиц шлама рассчитывается по формуле [8]:

,(1.31)

гдеd_Ш - размер наиболее крупных частиц шлама, м;

_П и _БР - плотность породы и промывочной жидкости соответственно, кг/м³.

Размер наиболее крупных частиц шлама рассчитывается по формуле [8]:

.(1.32)

Где D_д - диаметр долота, м.

Подставим соответствующие результаты (2.30)-(2.32) и получим.

Для интервала 0-50 м:

d_Ш=0,0036+0,0370,3937=0,0182 м;

Расчет для других интервалов ведется аналогично результаты сведем в таблицу 1.13.

Таблица 1.13 - Расход, обеспечивающий вынос крупных частиц шлама по интервалам бурения

Интервал по стволу, м	Плотность, г/см3	Диаметр долота Dд, м	Скорость оседания частиц Uос, м/с	Необходимый расход Qi, м3/с
от	до	бурового раствора	породы
0	50	1,17	1,94	0,394	0,0182	0,0574
50	776	1,17	2,04	0,295	0,0145	0,0267
776	1215	1,12	2,14	0,216	0,0116	0,0101
1215	2523	1,12	2,19	0,216	0,0116	0,0104
2523	2595	1,08	2,24	0,216	0,0116	0,0110

Расход, обеспечивающий работу турбобура

Расчет расхода, необходимого для обеспечения работы турбобура рассчитывается по формуле [8]:

(1.33)

гдеQ_c, _с, М_с, - расход, плотность жидкости, момент турбобура при стендовых испытаниях, как правило, _с=1000 кг/м³;

k - коэффициент, учитывающий трение в осевой опоре турбобура, примем k=0,9;

_БР - плотность промывочной жидкости, кг/м³;

М_уд - удельный момент на долоте, можно принять М_уд=0,008 Нм.

Для расчета приведем справочные данные характеристик турбобуров [4].

Таблица 1.14 - Характеристики турбобуров, необходимые для расчета

Тип турбобура	Qc, л/с	Mc, Нм
Т12РТ-240	50	2000
3ТСШ-195	30	1500

Приведем пример расчета для интервала 50-776 м, для этого подставим соответствующие данные в выражение (2.33) и получим:

Остальные расчеты проводим аналогичным образом, результаты приведены в таблице 1.15.

Таблица 1.15 - Расход, обеспечивающий работу турбобуров интервалам бурения

Интервал по стволу, м	Плотность бурового раствора, г/см3	Необходимый расход Qi, м3/с
от	до
50	776	1,17	0,0468
776	1215	1,12	0,0302
1215	2523	1,12	0,0302
2523	2595	1,08	0,0307

Расход необходимый для удовлетворительной очистки забоя

Расход необходимый для удовлетворительной очистки забоя рассчитывается по формуле:

Q_iqF_з,(1.34)

гдеq - удельный расход жидкости, необходимой для удовлетворительной очистки забоя, можно принять q=0,2 м³/см²;

F_з - площадь забоя скважины, м.

Площадь забоя рассчитывается с учетом коэффициента кавернозности К_к по формуле:

(1.35)

Подставим соответствующие данные для интервала 0-50 м в выражения (2.34)-(2.35) и получим:

Q₁0,20,274=0,055 м³/с.

Остальные значения расхода рассчитываются аналогично. Результаты расчета приведены в таблице 1.16.

Таблица 1.16 - Расход, обеспечивающий удовлетворительную очистку забоя

Интервал по стволу, м	Диаметр долота Dд, м	Кк	Площадь забоя Fз, м2	Необходимый расход Qi, м3/с
от	до
0	50	0,394	1,5	0,274	0,055
50	776	0,295	1,4	0,134	0,0268
776	1215	0,216	1,3	0,062	0,0124
1215	2523	0,216	1,3	0,062	0,0124
2523	2595	0,216	1,3	0,062	0,0124

Далее выберем наибольший расход, исходя из условий 1-3 по интервалам бурения.

Таблица 1.17 - Расход промывочной жидкости по интервалам бурения

Интервал по стволу, м	Плотность бурового раствора, г/см3	Расход промывочной жидкости, л/с
от	до		по условию 1	по условию 2	по условию 3	выбранный, не менее
0	50	1,17	57,4	-	55	57,4
50	776	1,17	26,7	46,8	26,8	46,8
776	1215	1,12	10,1	30,2	12,4	30,2
1215	2523	1,12	10,4	30,2	12,4	30,2
2523	2595	1,08	11	30,7	12,4	30,7

Расчет диаметров гидромониторных насадок

Суммарная площадь сечения насадок f_н рассчитывается по формуле [8]:

(1.36)

гдем_н - коэффициент расхода, можно принять м=0,9;

ДР_g - перепад давления в долоте;

Q_i - расход промывочной жидкости, м³/с.

Диаметр насадки рассчитывается по формуле:

(1.37)

Подставим соответствующие значения в выражения (2.36)-(2.37) и получим для интервала 50-776 м:



Для остальных интервалов расчеты производятся аналогичным образом, результаты приведены в таблице 1.18.

Таблица 1.18 - Результаты расчета диаметра гидромониторных насадок по интервалам бурения

Интервал по стволу, м	БР, г/см3	Qi , л/с	ДРg, МПа	fн104, м2	dн, мм
от	до
50	776	1,17	46,8	2,5	5,62	15,5
776	1215	1,12	30,2	5	3,24	11,7
1215	2523	1,12	30,2	6	3,24	11,7
2523	2595	1,08	30,7	6	3,24	11,7

Расчет потерь давления в бурильной колонне и кольцевом пространстве

Для расчета потерь давления необходимо рассчитать скорость течения жидкости внутри труб (кольцевого пространства) по формуле:

(1.38)

гдеF_n - площадь канала труб (кольцевого сечения), м²;

Q - расход промывочной жидкости, м³/с.

Площадь канала труб находится по формуле:

(1.39)

гдеd_вн - внутренний диаметр труб, м.

Площадь кольцевого пространства рассчитывается из выражения:

(1.40)

гдеD_скв, - внутренний диаметр, скважины, м;

d_нар - наружный диаметр элемента бурильной колонны, для которого ведется расчет потерь давления, м.

Для оценки режима течения необходимо найти обобщенный параметр Рейнольдса по формуле [8]:

(1.41)

где_БР, и _о - плотность, структурная вязкость и ДНС промывочной жидкости соответственно;

d_Г - гидравлический диаметр, для внутритрубного пространства d_Г=d_вн, для кольцевого пространства d_Г =D_скв - d_нар.

При Re^*>2000 режим течения считается турбулентным, а при Re^*<2000 - ламинарным.

Коэффициент гидравлического сопротивления рассчитывается по формулам (2.42)-(2.43) [8], в зависимости от значения Re^*.

При 50000>Re^*>2000:

.(1.42)

При Re^*>50000:

л=0,018+0,022.(1.43)

Потери давления внутри труб находятся по формулам (2.44)-(2.45) [8], в зависимости от вида течения жидкости.

При турбулентном режиме:

(1.44)

При ламинарном режиме:

(1.45)

Где в=в(Sen) - безразмерный коэффициент, зависящий от числа Сен-Венана - Илюшина, находится по графику, представленному на рисунке 1.6.

Рисунок 1.6 - Кривые зависимости безразмерных коэффициентов в и в_к от числа Сен-Венана - Илюшина для труб круглого сечения (1) и концентричного кольцевого пространства (2).

Число Сен-Венана - Илюшина находится по формуле:

(1.46)

Расчет потерь давления в элементах циркуляционной системы и долоте и турбобуре

Потери в элементах циркуляционной системы и долоте рассчитываются по формуле [6]:

ДС=аQ²с_БР,(1.47)

Где а - коэффициент потерь давления.

Коэффициент а для элементов циркуляционной системы - величина справочная, а при расчете потерь давления в долоте с гидромониторной системой промывки рассчитывается по формуле [8]:

(1.48)

Потери давления в турбобуре рассчитываются по формуле:

(1.49)

гдеP_c, _с, Q_c - справочные значения перепада давления, плотности жидкости (как правило, это вода) и расхода турбобура, полученные при стендовых испытаниях.

Рассчитаем потери давления внутри ЛБТ, подставив соответствующие данные в формулы (1.38)-(1.46).

d_вн=147-211=125 мм;



Аналогичным образом рассчитаем потери давления в УБТ и СБТ, результаты сведем в таблицу 1.19.

Таблица 1.19 - Потери давления внутри бурильной колонны

Участок	Dнар, мм	d ,мм	L, м	Fп, м2	Q, л/с	U, м/с	?о, Па	?, Пас	?БР, г/см3	Re*	?	?P, МПа
ЛБТ	147	11	1807	0,0123	30,7	2,502	2,18	0,0098	1,08	12081	0,0232	1,131
СБТ	127	9,19	737	0,0093	30,7	3,313	2,18	0,0098	1,08	17900	0,0221	0,887
УБТ	177,8	60,3	25	0,0026	30,7	11,947	2,18	0,0098	1,08	63957	0,0188	0,634
Долото	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	1,99
Турбобур	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	4,41
Сумма потерь, МПа	9,052

Рассчитаем потери давления в элементах наземной обвязки и долоте и турбобуре, для этого подставим соответствующие данные в формулы (2.47)-(2.48).

Потери давления в долоте.

Примем для расчетов насадки диаметром 11,4 мм.

Потери давления в турбобуре.

Потери давления в элементах наземной обвязки циркуляционной системы.

Потери давления в стояке:

a = 3,3510⁵;

Потери в остальных элементах наземной обвязки циркуляционной системы рассчитываются аналогично, результаты приведены в таблице 1.20.

Таблица 1.20 - Потери давления в наземной обвязке циркуляционной системы

Наименование элемента	a, 10-5	, г/см3	Q, л/с	?P, МПа
Стояк	3,35	1,08	30,7	0,341
Шланг	1,2	1,08	30,7	0,122
Вертлюг	0,9	1,08	30,7	0,092
Вед. труба	1,8	1,08	30,7	0,183
Манифольд	13,2	1,08	30,7	1,344
Сумма потерь, МПа	2,082

Рассчитаем потери давления в кольцевом пространстве (КП), подставив соответствующие данные в формулы (1.38)-(1.46). Расчетная схема скважины представлена на рисунке 2.6.

Потери давления в КП турбобура:

d_Г=0,281-0,195=0,086 мм;

режим течения - турбулентный;

Потери давления на остальных участках КП рассчитываем аналогично, результаты запишем в таблицу 1.21.

Таблица 1.21 - Потери давления в кольцевом пространстве

Участок	Dскв, мм	dнар,мм	L, м	Fп, м2	Q, л/с	U, м/с	?о, Па	?, Пас	?БР, г/см3	Re*	Sen	?()	?P, МПа
Турбобур	216	195	26	0,0322	30,7	0,955	2,18	0,0098	1,08	2086		0,0289	0,004
УБТ	216	178	25	0,0371	30,7	0,827	2,18	0,0098	1,08	1670	27,71	0,56	0,004
СБТ	216	127	737	0,0493	30,7	0,622	2,18	0,0098	1,08	1037	55,07	0,68	0,061
ЛБТ1	216	147	1031	0,0450	30,7	0,682	2,18	0,0098	1,08	1214	43,74	0,63	0,108
ЛБТ2	216	147	776	0,0217	30,7	1,412	2,18	0,0098	1,08	3932		0,0267	0,297
Сумма потерь, МПа	0,47

Общие гидравлические потери при промывке скважины составляют Для построения НТС номограммы необходимо рассчитать гидравлические потери при различной глубине скважины и различных расходах.

Примем для расчета следующие расходы:

- Q₁=34 л/с;

- Q₂=30,7 л/с;

- Q₃=26 л/с.

Примем для расчета следующие глубины

- H₁=2595 м;

- H₂=1800 м;

- H₃=900 м.

Для каждой из глубин рассчитаем величины потерь давления при различных расходах промывочной жидкости. Расчеты ведем по формулам (2.36)-(2.49). Результаты запишем в таблицу 1.22.

Таблица 1.22 - Потери давления при различной глубине скважины и расходах промывочной жидкости, с учетом перепада давления в турбобуре

Глубина Hi, м	Расход Qi, л/с
	26	30,7	34
	Потери давления РОБЩ, МПа
2595	8,42	11,6	14,12
1800	7,99	11,02	13,45
900	7,37	10,21	12,48

По данным таблицы 2.22 выбираем буровой насос У8-6МА2, с числом двойных ходов n_ДВ.Х=65 шт/мин, характеристики этого насоса представлены в таблице 1.23 [4].

Таблица 1.23 - Характеристика насоса У8-6МА2

Диаметр втулок, мм	Давление P, МПа	Расход QТ, л/с
160	16,3	27,4
170	14,3	31,3
180	12,5	36,0

Для построения НТС номограммы необходимы характеристики скважины (потери давления) без учета потерь давления в турбобуре. Приведем эти данные в таблице 1.24.

Таблица 1.24 - Потери давления при различной глубине скважины и расходах промывочной жидкости, без учета перепада давления в турбобуре

Глубина Hi, м	Расход Qi, л/с
	26	30,7	34
	Потери давления РОБЩ, МПа
2595	5,26	7,19	8,73
1800	4,83	6,61	8,04
900	4,21	5,8	7,07

При построении НТС номограммы используем турбобуры, характеристики, которых приведены в таблице 1.25 [4].

Таблица 1.25 - Характеристики подбираемых турбобуров

Шифр двигателя	Число ступеней	Расход жидкости Qc, л/с	Рабочий режим	Длина, м	Масса, кг
			Частота вращения nc, об/мин	Момент на валу Мс, кНм	Перепад давленияРс, МПа
3ТСШ1-195	330	30	380	1,5	3,9	25,7	4790
3ТСШ1-195ТЛ	318	40	340	1,5	2,9	25,7	4325
Т12МЗБ-195	105	35	580	1,1	2,9	8,06	1440

Для построения НТС номограммы пересчитаем значения перепада давления в зависимости от расхода промывочной жидкости, результаты занесем в таблицу 1.26.

Таблица 1.26 - Значения перепада давления в турбобурах при различных расходах

Шифр двигателя	Расход Qi, л/с
	26	30,7	34
	Перепад давления РЗД, МПа
3ТСШ1-195	3,31	4,62	5,66
3ТСШ1-195ТЛ	1,43	2,00	2,45
Т12МЗБ-195	2,43	3,39	4,16

По данным таблиц 1.23, 1.24, 1.26 построим НТС номограмму.

Очевидно, что наиболее оптимален турбобур 3ТСШ1-195 т.к. при использовании этого турбобура система насостурбобурскважина имеет достаточный запас давления на случай возможных дополнительных потерь, а также турбобур сможет реализовать достаточный крутящий момент на долоте. Также очевидно, что для бурения необходимо 1-2 насоса У8-6МА2, с диаметром цилиндровых втулок D_вт = 170 мм, в зависимости от интервала бурения.

1.5.7 Расчет рабочих характеристик турбобура 3ТСШ1-195

При расчете рабочих характеристик турбобура пользуемся формулой (1.49) а также формулами (1.50)-(1.52) [9]:

;(1.50)

;(1.51)

.(1.52)

Подставим соответствующие данные в выражения (1.49)-(1.52) и получим:

Частота вращения холостого хода n_х будет равна n_х=2n_o=2396,47=792,94 об/мин.

Тормозной момент М_ТОР=2M_Т=21763,44=3526,88 Нм.

Потери давления в долоте рассчитаем по формулам (1.47)-(1.48):

Далее необходимо рассчитать гидравлическую нагрузку на опору по формуле:

(1.53)

гдеD_c и D_в - средний диаметр проточной части турбины и диаметр вала турбобура соответственно, D_c=129 мм; D_в=135 мм;

В - вес вращающихся частей турбобура, Н.

Вес вращающихся частей турбобура рассчитывается по формуле [9]:

B=0,5G_т.(1.54)

Рассчитаем гидравлическую нагрузку на опору подставив соответствующие данные в формулы (1.54)-(1.55):

B=0,547909,81=23494,95 Н;

Для расчета потерь крутящего момента в опорах турбобура необходимо найти средний диаметр вращения R_ср по формуле [9]:

(1.55)

гдеD₁ и D₂ - соответственно внутренний и наружный диаметр диска пяты.

Для 3ТСШ1-195 R₁=62 мм; R₂=74,5 мм, подставим эти данные в выражение (2.53) и получим:

Рассчитаем удельный момент в опоре M_удоп = D_cp=0,10,068= 6,84 Нм/кН.

Потери крутящего момента в опоре рассчитываются по формуле [9]:

.(1.56)

Тогда получим

Потери крутящего момента на вращение ненагруженного долота рассчитаем по формуле: М_х=550D_д = 5500,2159=118,8 Нм. Тогда суммарные потери крутящего момента будут равны .

Найдем разгонную частоту вращения вала по формуле [9]:

(1.57)

Подставим необходимые данные в формулу (1.57) и получим:

Минимальную устойчивую частоту вращения определяем в долях от n_р, n_у=0,35n_р=0,35592,51=207,38 об/мин.

Удельный момент на долоте для трехшарошечного долота, пород средней твердости М_уд=7Нм/кН.

Наибольшую нагрузку на долото, соответствующую наименьшей частоте вращения определим по формуле [9]:

(1.58)

Подставим соответствующие данные в формулу (1.58) и получим:

.

Вычислим значения М_в, М_д, n_в, N_в, N_д при последовательно возрастающих значениях G_д. Прежде всего, отмечаем характерные точки G_дi:

0 кН;112,96 кН;250 кН.

Кроме того выделим по две точки в окрестности G_Г и разобьем весь интервал изменения G_д через каждые 40 кН.

Далее расчет ведем по перечисленным ниже формулам [9].

М_д=М_удG_уд;(1.59)

М_в=М_д+М_х,(1.60)

.(1.61)

При G_i>G_Г:

М_Т=2М_х-М_р+(М_уд+М_удоп)G_д;(1.62)

.(1.63)

При G_i<G_Г:

М_Т=М_р+(М_уд-М_удоп)G_д;(1.64)

.(1.65)

Результаты расчета занесем в таблицу 1.25.

Таблица 1.27 - Результаты расчета рабочих характеристик турбобура

Gд, кН	0	40	80	100	112,96	130	170	210	250
Мв, Нм	118,8	398,8	678,8	818,8	909,52	1028,8	1308,8	1588,8	1868,8
Мд, Нм	0	280	560	700	790,72	910	1190	1470	1750
n, об/мин	592,51	591,07	589,64	588,92	588,45	535,44	410,97	286,51	162,04
Nд, кВт	0	34,66	69,16	86,34	97,45	102,05	102,43	88,21	59,39
МТ, Нм	891,47	897,87	904,27	907,47	909,54	1145,33	1698,93	2252,53	2806,13

Рассчитаем нагрузку G_дЭ при которой мощность на передаваемая долоту максимальна

По данным таблицы построим рабочую характеристику турбобура.

По результатам расчетов составляем таблицу 1.28 с учетом опыта разбуривания данной площади.

Таблица 1.28 - Проектный режим бурения

интервал	1	2	3	4	5	6	7
глубина по стволу, м	0-50	50-90	90-237	237-776	776-2293	2293-2523	2523-2595
Способ бурения	роторный	турбинный Т12-РТ-240	турбинный 3ТСШ1-195
Типоразмер долота	393,7 С-ЦВ	III 295,3 МСЗ-ГНУ	III 295,3 МСЗ-ГНУ	III 215,9 МЗ-ГВ	III 215,9 МЗ-ГВ	III 215,9 СЗ-ГВ	III 215,9 СЗ-ГВ
Тип насоса и их количество	У8-6МА2 2 шт	У8-6МА2 2 шт	У8-6МА2 2 шт	У8-6МА2 2 шт	У8-6МА2 1 шт	У8-6МА2 1 шт	У8-6МА2 1 шт
Диаметр втулок, мм	170	170	170	170	170	170	170
Расход, Q, л/с	62,6	62,6	62,6	62,6	31,3	31,3	31,3
Плотность бурового раствора , г/см3	1,17	1,17	1,17	1,17	1,12	1,12	1,08
Осевая нагрузка, т	Вес инстр.	Вес инстр.	Вес инстр.	Вес инстр.	10-15	15-18	15-20
Механическая скорость, VM, м/ч	35-45	35-45	35-45	30-35	30-35	12-15	10-12

2. Вскрытие продуктивных пластов

2.1 Первичное вскрытие продуктивного пласта

Буровой раствор существенно влияет на продолжительность освоения скважины трудоемкость этого процесса и величину притока нефти или газа. В процессе разбуривания жидкая фаза из раствора отфильтровывается в продуктивный пласт. Объем фильтрата тем больше, чем выше водоотдача раствора, продолжительность разбуривания пласта, перепад давлений, скорость восходящего потока, температура бурового раствора.

Основными условиями рационального вскрытия продуктивного пласта является сохранение естественной проницаемости коллектора.

На сегодняшний день существует два вида вхождения в пласт:

- вскрытие пласта на репрессии, когда, Р_з>Р_пл;

- вскрытие пласта на депрессии, когда Р_з<Р_пл.

Определяющими факторами выбора метода вскрытия продуктивного пласта являются: тип коллектора, прочность слагающих его горных пород, мощность пласта, наличие или отсутствие пропластков, насыщенных водой, величина относительного пластового давления.

При выборе бурового раствора для вскрытия продуктивных пластов основное внимание уделяется обоснованию требуемой плотности, водоотдачи, химической совместимости с породой и пластовым флюидом, минимальному воздействию на призабойную зону.

Для вскрытия продуктивного пласта на Тевлинско-Русскинском месторождении применяют малоглинистый раствор, параметры которого указаны в таблице 2.4.

Продуктивный пласт вскрывается на полную мощность долотом того же размера, что и вышележащие пласты. После бурения скважины до проектной глубины спускается обсадная колонна, которая цементируется в одну ступень для нагнетательных скважин и в две ступени для эксплуатационных, затем при освоении обсадная колонна перфорируется.

2.1.1 Вторичное вскрытие продуктивного пласта

Вторичное вскрытие продуктивного пласта представляет собой сообщение эксплуатационной колонны с продуктивным пластом после крепления ствола. Выбор способа зависит от строения пласта, его коллекторских свойств, состава содержащихся в нем жидкостей и газов, числа продуктивных пропластков и коэффициентов аномальности пластовых давлений. В настоящее время применяют несколько методов вхождения в продуктивный пласт.

1. Продуктивный пласт пробуривают, не перекрывая предварительно вышележащие породы специальной колонной обсадных труб, затем спускают обсадную колонну до забоя и цементируют. Для сообщения обсадной колонны с продуктивным пластом ее перфорируют, т. е. в колонне делают нужное число отверстий.

Данный метод прост в реализации, позволяет избирательно связывать скважину с любым пропластком продуктивной залежи, стоимость буровых работ может быть меньше, чем при других методах. Однако при использовании бурового раствора на водной основе возможно сильное загрязнение продуктивного пласта, поскольку свойства раствора выбирают с учетом геолого-физических условий не только в самом пласте, но и во всей открытой части ствола выше его. В связи с этим увеличиваются затраты времени и средств на вызов притока и освоение скважины, а дебит часто может быть намного ниже потенциально возможного.

2. Предварительно до кровли продуктивной залежи спускают и цементируют обсадную колонну, изолируя вышележащие породы. Потом продуктивную залежь пробуривают долотами меньшего диаметра и оставляют ствол скважины ниже башмака обсадной колонны открытым. Состав и свойства бурового раствора выбирают с учетом условий только в самой залежи, что позволяет свести к минимуму опасность загрязнения коллектора. В то же время поверхность фильтрации пластовой жидкости в скважину оказывается наибольшей. Данный способ применим в том случае, если продуктивный пласт сложен устойчивыми породами и насыщен только одной жидкостью. Этот метод не позволяет эксплуатировать какой-либо пропласток.

3. Открытый ствол скважины в продуктивном пласте перекрывают фильтром, подвешенным в обсадной колонне. Пространство между фильтром и колонной часто изолируют пакером. Метод имеет те же достоинства и ограничения, что и предыдущий. Правда, его можно применять и в тех случаях, когда продуктивная залежь сложена недостаточно устойчивыми породами.

4. Скважину обсаживают колонной труб до кровли продуктивной залежи, затем разбуривают залежь и перекрывают хвостовиком. Последний цементируют по всей длине и перфорируют против нужного интервала. При этом методе снижается загрязнение коллектора, буровой раствор выбирают с учетом только условий в самой залежи. Возможна селективная эксплуатация различных пропластков и быстрое с минимальными затратами освоение скважины. Хотя конструкция скважины усложняется, метод для многих месторождений может быть наиболее эффективным в отношении получения наибольших дебитов нефти и освоения скважины в кратчайший срок.

5. В скважину после разбуривания пласта спускают обсадную колонну, нижний участок которой заранее составлен из перфорированных труб. Цементируют лишь интервал выше кровли продуктивной залежи. Перфорированный участок колонны размещают против продуктивной залежи. Этот метод не позволяет селективно эксплуатировать тот или иной пропласток.

Так как продуктивный пласт сложен песчаниками среднезернистыми, коллектор поровый, слабосцементированный, то во избежание попадания песка в скважину выбираем первый метод вхождения в продуктивный пласт.

Эксплуатационная колонна в призабойной части скважины зацементирована, и для сообщения ее с пластом используют специальные перфораторы, простреливающие отверстия в колонне, окружающем ее цементом кольце и в породе пласта. После освоения скважины газ поступает из пласта в эксплуатационную колонну через эти отверстия. Диаметр и число отверстий на 1 м (плотность перфорации) рассчитывают таким образом, чтобы можно было нагнетать жидкость с необходимым расходом и давлением.

Существует несколько типов перфораторов; кумулятивные, торпедные, пулевые. Широкое применение в ЭГЭБ №1 получили кумулятивные перфораторы ПМИ-48, позволяющие пробивать отверстия кумулятивной струей в стальных обсадных трубах, цементном камне и создавать каналы в прилегающей к призабойной зоне породе. Кумулятивная струя образуется вследствие всестороннего сжатия медной облицовки заряда ударными волнами при взрыве заряда.

Интервал перфорации выбирается в каждом конкретной скважине по данным геофизических исследований.

Во время перфорации скважина должна быть заполнена жидкостью, имеющей наименьшую закупоривающую способность (как правило, раствор хлористого кальция).

2.2 Выбор и расчёт конструкции обсадных колонн

При проектировании конструкции обсадных колонн необходимо учитывать следующие требования заказчика:

1) цементирование производится в одну ступень, подъём цементного раствора до устья;

2) проходное сечение обсадной колонны должно быть не менее 120 мм, использовать трубы типа ОТТМ, ОТТГ.

2.2.1 Обоснование способа цементирования

Направление и кондуктор цементируются до устья. Обсадная колонна цементируется в одну ступень.

Самым слабым пластом является мегионская свита (К_п=1,59), Р_ПОГЛ=40,03 МПа (2340-2575 м). Давление столба тампонажной жидкости на поглощающий пласт с учетом гидродинамических потерь при цементировании должно удовлетворять условию

Р_ПОГЛ1,1Р_ТР.(2.1)

Таким образом давление столба цементного раствора не должно превышать величины . Для дальнейших расчётов примем, что интервал от забоя и до 300 м выше кровли продуктивного пласта (2135-2520 м по вертикали) цементируется ПЦТ1-100 по ГОСТ 1581-96 с плотностью раствора _Ц.Р.=1800 кг/м³, либо цементом марки «G» по стандарту АНИ. Давление столба ПЦТ-1-100 будет составлять:

.

Рассчитаем плотность облегченного раствора

Цементный раствор данной плотности может быть получен путем добавки глинопорошка.

2.2.2 Расчет эксплуатационной колонны

Расчёт наружных давлений

До затвердевания цементного раствора:

z=0:

z=2135 м:

z=2520 м:

После затвердевания цементного раствора:

z=0:

z=2135 м:

где _ПОР - плотность поровой жидкости цементного камня, _ПОР=1100 кг/м³;

z=2520 м:

Расчёт внутренних давлений

При ликвидации открытого фонтанирования с закрытым устьем:

z=0:

z=393 м:

z=2135 м:

z=2520 м:

При опрессовке (колонна опрессовывается после получения момента «стоп»):

z=0: т.к. , то (нормативная величина).

z=2135 м:

z=2520 м:

При продавке:

z=0:

z=2135 м:

z=2520 м:

Расчёт наружных избыточных давлений

Максимальные наружные избыточные давления возникают при окончании продавки цементного раствора.

z=0:

z=2135 м:

z=2520 м:

Расчёт внутренних избыточных давлений

Максимальные внутренние избыточные давления возникают при опрессовке колонны после ОЗЦ, коэффициент облегчения k=0,25 [13] т.е. (1-k)=0,75.

z=0:

z=2135 м:

z=2520 м:

По результатам расчетов строится совмещенный график внутренних и наружных избыточных давлений.

По результатам расчетов строим совмещенный график наружных и внутренних избыточных давления.

Выбор типа труб

Определим интенсивность искривления ₀ по формуле

,

где R₁-радиус искривления ствола скважины в интервале набора зенитного угла, R₁=355,5 м.

Коэффициент запаса прочности на растяжение n₃=1,15 [13] т.к. планируется применение труб ОТТМ.

Коэффициент запаса прочности на внутреннее избыточное давление n₂=1,15 [7]

Коэффициент запаса прочности на наружное избыточное давление n₁=1,1 для интервала продуктивного пласта, n₁=1 для остальных интервалов [13].

Так как максимальными являются внутренние избыточные давления, то расчёт будем вести по ним. При расчете предположим, что колонна имеет одну секцию.

Расчёт на внутреннее давление:

Рассчитаем обсадную колонну, для расчета первой секции используем трубы ОТТМ 1467,0-Д-ГОСТ 632-80.

[Р_ВИ]=22,4 МПа; [Q]=1156 кН; [Р_НИ]=31,8 МПа; [Q_СТР]=931 кН; q=0,243 кН [13]

С учётом коэффициента запаса прочности на внутреннее давление n₂, обсадная колонна должна выдерживать давление:

Трубы ОТТМ 1467,0-Д имеют P_ВКР=22,4 МПа т.е.

; ;

Q_ЭК=L_ЭКq_ЭК=25840,243=627,9 кН; ;

.

Рассчитаем влияние совместного действия растягивающих нагрузок и внутреннего давления:

Рассчитаем уточненное значение n₂



Спускаем эксплуатационную колонну, имеющую одну секцию. Результаты расчетов сведем в таблицу 2.1.

Таблица 2.1 - Результаты расчета эксплуатационной колонны

№ секции	L, м	qi, кН/м	Qi, кН	n1	n2	n3
1	2584	0,243	627,9	3,3	2,00	1,84

2.2.3 Спуск обсадных колонн

Расчет максимально допустимой скорости спуска обсадных колонн.

При спуске в скважину обсадная колонна вытесняет часть промывочной жидкости. Если колонна оборудована обратным клапаном, то вся вытесняемая жидкость направляется в кольцевое пространство и давление на стенки скважины возрастает за счет гидродинамической составляющей.

Предельная скорость спуска обсадной колонны определяется из соотношения [2]:

Р_с = _БРg H_П+Р Р_ПОГЛ, (2.2)

гдеH_П - глубина залегания подошвы наиболее слабого пласта (пласта с наименьшим индексом давления начала поглощения), м;

Р - гидродинамическое давление в скважине при спуске колонны труб с закрытым нижним концом, МПа.

Если башмак колонны находится выше кровли слабой породы, то предельное гидродинамическое давление у башмака должно быть [2]:

(2.3)

гдеL_П - глубина залегания подошвы наиболее слабого пласта по стволу, м;

L_Б - расстояние от устья до башмака обсадной колонны по стволу, м;

L_С - глубина скважины по стволу, м.

Гидродинамическое давление при спуске обсадной колонны при ламинарном режиме течения вытесняемой жидкости находится по формуле (2.45), а при турбулентном из выражения (2.4):

(2.4)

гдеL - длина колонны в рассматриваемый момент спуска (или расстояние до подошвы слабого пласта), м;

D_скв, d_кол - диаметры скважины и наружный диаметр колонны соответственно, м;

- безразмерный коэффициент,= d_кол /D_скв;

V_сп - скорость спуска обсадной колонны, м/с.

При пользовании формулой необходимо иметь в виду, что _К=(, Sen), определяется по рисунку 2.1, число Сен-Венана - Илюшина находится по формуле.



Рисунок 2.1 - Зависимость _К=(Sen) при спуске обсадной колонны

Скорость движения вытесняемой жидкости U_ж рассчитывается по формуле:

(2.5)

гдеK - коэффициент, учитывающий увлечение части жидкости стенками колонны труб. Для практических расчётов можно принять K=0,5.

Критическая скорость течения жидкости при смене режимов определяется по следующей формуле [2]:

(2.6)

Если U_жi<U_КР, то режим течения вытесняемой жидкости ламинарный, если U_жi>U_КР, то режим турбулентный.

Наиболее слабый пласт , Р_ПОГЛ=40,3 МПа на забое скважины (мегионская свита).

В момент достижения колонной забоя [2]:

т.е. .

Зададимся скоростью спуска U=0,5 м/c. Пусть режим течения вытесняемой жидкости в интервале установки технической колонны будет ламинарный, тогда:

Подставим соответствующие значения в формулу и получим:

Скорость течения жидкости U_Ж<U_КР, то режим ламинарный.

Гидродинамическое давление на данном участке составят:

Аналогично рассчитаем гидродинамическое давление при других значениях скорости спуска колонны, результаты приведем в таблице 2.2, рис. 2.2.

Таблица 2.2 - Зависимость P от скорости спуска эксплуатационной колонны, H₁=2594 м

Vсп	Uж, м/с	Uкр, м/с	Dскв, мм	dкол, мм	?	Sen	в	?P, МПа
0,5	0,515	1,123	248	146	0,59	44,06	0,42	0,53
1	1,030	1,123	248	146	0,59	22,03	0,35	0,64
1,5	1,545	1,123	248	146	0,59			0,89
2	2,060	1,123	248	146	0,59			1,47
2,5	2,575	1,123	248	146	0,59			2,18
3	3,090	1,123	248	146	0,59			2,99
3,5	3,605	1,123	248	146	0,59			3,92

По данным таблицы строим график зависимости ?P=f(V_сп).

Рисунок 2.2 - Зависимости ?P=f(V_сп) при H₁=2594 м

Ограничим скорость спуска на участке 1872-2594 м величиной V_сп 2 м/с для снижения загрязнения пласта за счёт эффекта поршневания. При этом ?P?1,5 МПа.

Проведя аналогичные расчёты при нахождении колонны на глубине H₂ =1800 м и H₃=750 м (у башмака кондуктора) по вертикали, глубины по стволу тогда будут L₂=1825,6 м, L₃=768,8 м.

Результаты расчётов представим в виде таблицы 2.3, с учётом рекомендаций РД -39-2-175-96.

Таблица 2.3 - Скорость спуска обсадной колонны в зависимости от глубины

Интервал по стволу, м	Скорость спуска не более, м/с
от	до
0	769	0,7
769	1826	0,5
1826	2594	0,4

Подготовка к спуску обсадных колон и режим спуска

1) Запрещается приступать к спуску обсадных колонн в скважину, осложненную поглощением бурового раствора, флюидопроявлениями, осыпями и обвалами стенок скважины, затяжками и посадками бурильной колонны.

2) Для предотвращения осложнений, перед спуском обсадной колонны, ствол скважины шаблонируется КНБК, которая использовалась при последнем долблении и производится промывка в течение двух циклов.

3) Спуск обсадных колонн проводится по плану, составленному буровым предприятием, утвержденному в установленном порядке. К плану прилагаются данные для расчёта колонны, коэффициенты запаса прочности колонны, результаты расчётов, а также акт готовности буровой установки к спуску обсадной колонны.

4) Перед спуском эксплуатационной колонны провести обработку бурового раствора смазывающими добавками - ФК-2000, графит.

Режим спуска обсадных колонн приведен в таблице 2.4.

Таблица 2.4 - Режим спуска обсадных колонн

Название обсадной колонны	Тип шифр инструмента для спуска	Расход смазки, кг	Интервал глубин с одинаковой скоростью спуска, м	Допустимая скорость спуска труб, м/с	Промежуточные промывки
			От	До		Глубина, м	Продолжительность, мин	Расход, л/с
Направление	ЭН324-125	1,1	0	50	1,0	50	10	30
Кондуктор	КМ 245-120	11,1	0	735	1,0	450	25	30
						769	40
Эксплуатационная	КМ- 146-170	14,6	0	769	0,7	1100	30	30
						1500	45
			769	1826	0,5	1900	50
						2300	60
			1826	2594	0,4	2594	75

Примечания:

- при спуске обсадных труб в скважину резьбовые соединения необходимо смазывать смазкой Р-402 ТУ 38-101-708-78 для повышения герметичности, а также уплотнять при помощи ленты ФУМ.

- долив колонны не требуется, так как в оснастке используется обратный клапан ЦКОД.

2.2.4 Компоновка низа обсадных колонн и выбор оснастки

Под понятием «технологическая оснастка обсадных колонн» подразумевается определенный набор устройств, которыми оснащают обсадную колонну, чтобы создать условия для повышения качества процессов ее спуска и цементирования в соответствии с принятыми способами крепления скважин. Поэтому применение технологической оснастки при креплении скважин обязательно.

Изделия технологической оснастки одного наименования имеют несколько конструктивных модификаций, отличающихся друг от друга принципом действия. Количество типов и размеров оснастки в зависимости от условий применения и диаметров обсадных колонн образует более 250 типоразмеров.

Приведем обоснование технологической оснастки.

Для повышения прочности нижнего конца обсадных колонн и защиты его от повреждений при посадке на возможные уступы, предусматривается башмак с направляющей пробкой. Для предотвращения эксцентричного расположения колонны предусматриваются центраторы, которые устанавливаются в местах перегибов ствола скважины.

Для предотвращения поступления цементного раствора из заколонного пространства в обсадную колонну, по окончании цементирования, последнюю снабжаем обратным клапаном. Чтобы исключить необходимость долива колонны, уменьшить величину гидродинамического давления и ускорить спуск обсадных колонн используем обратный клапан дифференциального действия ЦКОД. Он же выполняет функцию стоп - кольца. При отсутствии ЦКОДа применяются два тарельчатых клапана, но при этом необходим долив эксплуатационной колонны.

Выбранная оснастка обсадных колонн приведена в таблице 2.5

Таблица 2.5 - Технологическая оснастка обсадных колонн

Название колонны	Элементы технологической оснастки	Суммарное на колонну, шт
	Наименование, шифр, типоразмер	ГОСТ, ОСТ, МРТУ,ТУ,МУ и т. п. на изготовление	Масса элемента, кг	Интервал установки, м	Количество в интервале, шт
				От	До
Направление	Башмак БК-324	ОСТ 39-011-74	85	-	50	1	1
Кондуктор	Башмак БК-245	ОСТ 39-011-74	60	-	769	1	1
	Обратный клапан ЦКОД-245-2	ТУ 39-01-08-282-77	57	-	759	1	1
	Центратор ЦЦ-245/295-320-1	ТУ 39-01-08-283-77	17	0	769	17	17
Эксплуатационная	Башмак БК-146	ОСТ 39-011-74	24	-	2594	1	1
	Обратный клапан ЦКОД-146-1	ТУ 39-01-08-281-77	20	-	2584	1	1
	Центратор ЦЦ-146-191-216	ТУ 39-01-08-282-77	10			54	54
	Скребок СК-146/190	ТУ 39/5-329-74	0,5	2532	2584	12	12
	Турбулизатор СТ-146/216	ТУ 3901-08-284-77	3,5	2535	2584	6	6
	Продавочная пробка ПВЦ-146	ТУ 39-268-76	4,0			1	1

Примечания:

1) Пружинные центраторы на кондуктор установить на глубине 10 м, 50м, 150 м, 300 м, далее через 40 м - 4 центратора, выше башмака через 20 м - 3 центратора. Общее количество центраторов - 11 шт.

2) Пружинные центраторы на эксплуатационную колонну установить на глубине: 10 м, далее в интервале 300-770 м на каждые две трубы по одному центратору, с глубины 1100 м через 46 м -32 центратора, в интервале 2550-2594 м по 1 шт. на концах одной трубы -3 центратора, ниже подошвы пласта -2 шт. Общее количество центраторов -54 шт.

3) Турбулизаторы установить в интервале продуктивного пласта по 2 шт. на одну трубу. Общее количество турбулизаторов -6 шт.

4) Установить скребки в интервале продуктивного пласта из расчета на 1 центратор - 2 скребка, общее количество - 12шт.

6) Интервалы установки элементов технологической оснастки обсадных колонн уточняются геологической службой НГДУ по результатам окончательного каротажа и устанавливаются с точностью до метра и указываются в плане на спуск эксплуатационной колонны.

2.3 Цементирование обсадных колонн

Ряд рекомендаций по подготовке и цементированию обсадных колонн изложен в РД -39-2-175-96. Ниже приведены основные рекомендации по подготовке ствола скважины к цементированию:

- буровой раствор перед цементированием должен иметь низкие значения пластической вязкости и СНС, а также невысокое значение ДНС с целью предупреждения высоких импульсов давления и гидравлических потерь;

- лабораторный анализ тампонажного раствора следует производить за 5 суток до цементирования колонны и результаты заносить в карточку «результаты испытаний пробы тампонажного раствора»;