Проект бурения и крепление эксплуатационной скважины на газ на Песчаной площади Краснодарского края

Размещено на http://www.allbest.ru/

АННОТАЦИЯ

Дипломная работа содержит __ таблиц, литературных источников - 11 и графических приложений - 4.

Дипломной работой предусмотрен проект бурения и крепления эксплуатационной скважины на Песчаной площади Краснодарского края.

Дипломная работа составлена согласно требованиям методических указаний и включает три части.

Первая общая часть содержит сведенья о районе буровых работ, геологическом строение Песчаной площади и характеристики продуктивных горизонтов.

Во второй проектной части решаются вопросы сооружения скважины: проектирование конструкции скважины, выбор оборудования буровой установки, породоразрушающего инструмента, технологии бурения и цементирования.

В третьей части дается описание возможных аварий и осложнений при бурении, их предупреждение. Тщательно освещены вопросы охраны недр и окружающей среды при строительстве скважины.

ВВЕДЕНИЕ

Настоящая дипломная работа предусматривает проведение работ по бурению и креплению эксплуатационной скважины на газ глубиной 3160 м на Песчаной площади.

Важной задачей работы является рассмотрение высокоэффективной и безопасной технологии крепления скважины.

Углеводородное сырье является одним из основных источников благосостояния России. Поэтому поиски, разведка и разработка перспективных месторождений являются одной из важнейших задач для экономики государства.

Эксплуатация нефтяных и газовых месторождений продолжается в течении многих десятилетий, поэтому многие из известных крупных залежей значительно истощены. Имея развитую нефтедобывающую и нефтеперерабатывающую инфраструктуру регион крайне заинтересован в восполнении топливно-энергетических ресурсов. Особенно ценными являются запасы качественного углеводородного сырья в пределах известных и эксплуатируемых месторождений. Так как их вовлечение в эксплуатацию не требует дополнительных затрат на развитие новых инфраструктур, как это происходит в отдельных регионах.

1. Общая часть

1.1 Общие сведения о районе буровых работ

бурение крепление скважина газ

Площадь проектируемых работ расположена на территории Краснодарского края Славянского района, в 100 км от г.Краснодара.

Рельеф местности представляет собой низменность с многочисленными старицами, заболоченными участками, мелкими островами. Максимальные абсолютные отметки 0 - 1 м. Сейсмичность района до 5 баллов по шкале Рихтера.

В качестве источников питьевой и технической воды могут служить: Лиман Мечетный в 3 км. К востоку, Лиман Восточный в 0,5 км. к западу, ерик Терноватый в 6 км. к северо-востоку, Варавенский канал в 16 км. к северо-востоку. Имеется артезианская скважина глубиной 300 м.

Среднегодовая температура в Славянском районе +150С, среднеянварская - 50С, среднеиюльская +260С, минимальная - 300С, максимальная +420С. Среднегодовое количество осадков 600 мм, максимальное количество выпадает в осеннее-весенний период. Преобладающие направление ветра восточное, северо-восточной до 20 м/с.

Отопительный сезон 6 месяцев с 15.10 - 15.04.

На территории проектируемых работ имеются заповедники, рыбопитомники. Ближайшие населенные пункты ст.Черноерковская, в 3 км. к Юго-востоку, хут.Верхний - в 3 км к северу. Этнический состав населения в основном русские. Ведущими отраслями народного хозяйства являются: растениеводство, животноводство, птицеводство и рыболовство.

В 136 км к Юго-востоку, в п.Яблоновский ив 125 км к северо-востоку, в ст.Каневской имеются материально-технические базы. В 2 км к Юго-западу имеется газопровод диаметром 219 мм.

Основной вид связи - радиотелефон.

Пути сообщения: ж/д трасса Москва - Ростов-на-Дону - Краснодар - Новороссийск, в 35 км к Юго-востоку и автобус Краснодар - Славянск-на-Кубани - Петровская - Черноерковская в 3 км к Юго-востоку.

На данной территории ведутся работы по добыче ракушечника, песка, глины.

1.2 Геологическое строение участка буровых работ

Таким образом, основные перспективы на Песчаной площади связываются с предполагаемыми залежами, которые приурочены к сложнопостроенным ловушкам в VII и VIII пачках. Благоприятные структурные условия не исключают возможности существования ловушек и в других пачках, в случае развития в них гранулярных коллекторов.

Песчаная площадь входит в состав Азово-Кубанского нефтегазоносного бассейна. В пределах северного борта ЗКП, к которому в тектоническом плане относится площадь проведения работ, продуктивным является миоценовый нефтегазоносный комплекс.

По данным бурения и ГИС в разрезе чокрака выделено одиннадцать пачек, обладающих различными залежами, которые приурочены к сложнопостроенным ловушкам в VII и VIII пачках. Благоприятные структурные условия не исключают возможности существования ловушек и в других пачках, в случае развития в них гранулярных коллекторов.

В целом, анализ результатов поисково-разведочных работ в чокракских отложениях западной части северного борта ЗКП позволяет сделать следующие выводы:

1. Чокракские отложения рассматриваемого района характеризуется резкой гидравлической дифференцированностью резервуаров, что находит отражение в региональном развитии АВПД с широким диапазоном коэффициентов аномальности (от 1,37 до 2,08).

2. Продуктивность чокракских отложений не коррелируется со степенью гидродинамической напряженности вмещающих резервуаров.

3. УВ залежи приурочены сложнопостроенным комбинированным ловушкам, с элементами тектонического и литологического экранирования.

4. Экранирующие разрывные нарушения, обособляющие тектонические блоки на северном борту ЗКП, как правило, прослеживаются от среднего сармата до Майкопа. Сопоставление толщин, осложненных дизъюнктивными дислокациями отложений по смежным блокам показывает, что часть разломов имеет кон-, а часть постседиментационный характер.

5. Линзовидный замкнутый характер чокракских коллекторов позволяют исключить механизм формирования УВ залежей за счет латеральной миграции на региональном уровне.

6. Распределение пластовых давлений по разрезу чокракских отложений не имеет выраженной закономерности увеличения с глубиной, в ряде случаев наблюдается флюидодинамическая инверсия разреза (площади Морозовская, Южно-Морозовская, Варавенская и др.).

7. Строгой математической зависимости между пластовой температурой и глубиной залегания по разрезу чокракских отложений на локальном уровне не прослеживается, что обусловлено резкой литолого-фациальной изменчивостью пород, обладающих различными теплофизическими свойствами.

1.2.1 Стратиграфия

По данным сейсмических исследований, а также результатам бурения на соседних площадях, в районе проектируемых работ наиболее выдержаны VII и VIII пачки, с которыми связываются основные перспективы нефтегазоносности чокракских отложений на площади Песчаной. Учитывая сложности, имеющиеся при определении фазового состояния выявленных залежей и невозможность его достоверного прогноза на Перспективных Площадях, тип залежи VII пачки на площади Песчаной, по аналогии с залежью, вскрытой скв.№20 Приблежной, принимается газоконденсатным, а в VIII пачке (по аналогии с залежью СКВ.№1 Восточно-Прибрежной) - нефтяным:

К настоящему времени на лицензионном участке ООО «Кубаньгазпром», коллектора VII пачки вскрыты на Прибрежной (скв. № 1, 3, 4, 12, 13, 14, 15, 25 Бис), Северо-Прибрежной (скв. №№1, 21), Восточно-Прибрежной (скв. №№ 1, 2) площадях.

Коллектора VIII пачки на землях ООО «Кубаньгазпром» вскрыты на Прибрежной (скв. №№ 3, 14, 15, 25 Бис), Восточно-Прибрежной (скв. №№ 1, 20) и Черноерковской (скв. №№ 1, 2) площадях, а на участке ООО «Роснефть-Краснодарнефтегаз» - на Восточно-Черноерковской, Западно-Мечеттской, Морозовской, Западно-Морозовской и Южно-морозовской площадях. С отложениями VIII пачки связана нефтяная залежь, вскрытая скв. №1 Восточно-Прибрежной. На штуцере 5 мм дебит нефти составил 205 м3/сут, а газа - 50,6 тыс. м3/сут. Пластовое давление, замеренное на глубине 3258 м составило 606,0 кгс/см2 (КАН=1,98) Пластовая температура 1310С.

Таким образом, доказанная продуктивность VII и VIII пачек чокракских отложений на соседних площадях, территориальная близость к выявленным месторождениям, а также сходство термобарических и геологических условий позволяют с достаточной степень достоверности прогнозировать наличие УВ залежей на Песчаной площади в VI и VIII пачках. Кроме того, при развитии коллекторов и благоприятных структурных условиях не исключена возможность наличия УВ залежей в других пачках чокракских отложений.

1.2.2 Тектоника

В тектоническом плане Песчаная площадь расположена в зоне сочленения северного борта и погруженной части ЗКП, который является восточной, сухопутной частью Индоло-Кубанского прогиба. На юге ЗКП через Ахтырскую шовную зону сочленяется с мегантиклинорием Большого Кавказа, а на севере полого переходит в Тимашевскую ступень (Рис………).

Осадочный чехол в пределах северного борта ЗКП представлен породами от антропогенового до юрского возраста включительно, общая толщина которого изменяется от 4,5 - 5 км на севере до 10-12 км в осевой части прогиба.

Майкопские и нижележащие отложения в рассматриваемом районе бурением не изучены. Подстилающие осадочный чехол породы, по аналогии с более северной зоной, по-видимому, представлены дислоцированными породами триаса, слагающими промежуточный между осадочным чехлом и фундаментом комплекс.

В разрезе осадочного чехла северного борта ЗКП выделяются три структурных этажа: нижний (юрский), средний (мел-эоценовый) и верхний - олигоцен-антропогенный.

Нижний и средний структурные этажи разделяются предмеловым перерывом в осадконакоплении, в результате которого меловые отложения с угловым несогласием ложатся на породы нижнего этажа. Отложения среднего этажа слабо дислоцированы, залегают, в основном, моноклинально, погружаясь в пределах северного борта в южном направлении.

Средний и верхний структурные этажи в рассматриваемом районе разделяются ингрессивным несогласием.

В пределах верхнего структурного этажа складчатость отмечается в понт меотических отложениях (внутриформационные складки уплотнения), а также в караган чокраке.

1.2.3 Характеристики продуктивных горизонтов

Четвертиричная система - Куяльницкий ярус Q+N22kl (0 - 715 м)

В верхней части разрез представлен суглинком буровато-коричневого цвета, бесструктурным, и супесью бурой, в основной массе, содержащей песок буровато-коричневый, мелкозернистый, раже зерна полевых шпатов, темноцветных минералов, слюды и с включением обломков раковин.

Ниже вскрыты глины голубовато-серые и бурые сильно песчанистые слабо уплотненные вязкие, легко преходящие в буровой раствор, с прослоями песка кварцевого и полимиктового (в составе преимущественно кварц, реже - полевые шпаты и темноцветные минералы), разнозернистого.

Киммерийский ярус N22km (715 - 1205 м)

Переслаивание глин голубовато-серых песчанистых, некарбонатных, вязких, слабо уплотненных с песками светло-серыми кварц-олевошпатовыми мелкозернистыми, песчаниками полимиктовыми буровато-серыми тонкозернистыми, средней плотности и крепости и кварцевыми с глауконитом мелкозернистыми, слабо сцементированными, тонкие прослои алевролита буровато-серого.

С глубины 1080 м глины, слюдистые, слабо карбонатные (CaCO3 до 3%), вязкие тонким вкраплением пирита и темно-серые, тонкослоистые, слюдистые, алевритистые, плотные.

Понтический ярус N21pt (1205 - 1715 м)

Верхнюю часть понтического яруса до глубины 1465 м слагают глины серые, слюдистые, сильно известковистые (CaCO3 до 26%), вязкие, слабо уплотненные с тонким вкраплением пирита и глины темно-серые, плотные, тонкослоистые.

Отложения в интервале 1465 - 1600 м, представлены чередованием мощных (до 50 м) пластов песчаников кварцевых серых и светло-серых, разнозернистых (от мелкозернистых до крупнозернистых), слабосцементированных с глинами темно-серыми, алевритистыми, карбонатными (CaCO3 до 10%), плотными.

В интервале 1600 - 1715 м - глины серые, темно-серые, плотные, слоистые и неяснослистые, алевритистые, слюдистые, слабо известковистые (CaCO3 до 5%) с редкими прослоями алевролитов и песчаников.

Меотический ярус N21mt (1715 - 2220 м)

Верхняя часть яруса до глубины 1850 - глина темно-серая, плотная, алевритическая, слюдистая, слабо известковистая (CaCO3 до 3 - 5,5%) с налетами мучнистого карбонатного материала и присыпками алевролита по плоскостям наслоения с прослоями (мощностью до 15 м) серых, грязно-серых, песчаников кварцевых, мелкозернистых, редкие тонкие прослои белых и желтоватых известняков.

Нижняя часть 1850 - 2002 м представлена песчаниками кварцевыми светло-серыми, мелкозернистыми и полимиктовыми, разнозернистыми, слабосцементированными с прослоями алевролитов серых, темно-серых и глин темно-серых, плотных, алевритистых, слюдистых, слабоизвестковистых (CaCO3 до 2,4%) и неизвестковистых (мощностью до 8 м).

Сарматский ярус N21 srm3 (2220 - 2750 м)

Верхний сармат N21 srm3 (2220 - 2425 м), переслаивание мощных словев и песчаников (10 - 40 м). Глина серая и темно-серая, алевритистая, слюдистая, некарбонатная и слабокарбонатная (CaCO3 до 4,7%), тонкослоистая, плотная. Песчаник кварцевый светло-серый, тонкозернистый и мелкозернистый, слабосцементированный, тонкие редкие прослойки доломита светло-коричневого, крепкого, известняка белого, мелоподобного, хрупкого и мергеля серого, плотного.

Средний сармат N21 srm3 (2435 - 2625 м) представлен глинами темно-серыми, слюдистыми, алевритистыми, слабокарбонатная (CaCO3 до 3,6%), тонкослоистая, плотная с тонкими прослоями мергелей коричневатых и темно-серых, плотных, крепких; известняков грязно-серых, рыхлых и песчаников полимиктовых серых, мелкозернистых.

Нижний сармат N21 srm3 (2625 - 2750 м), глина серая с зеленоватым оттенком, темно-серая, тонкослоистая и неяснослоистая, слабоалевритистая слюдистая, слабоизвестковистая и неизвестковистая (CaCO3 от 0 до 3,5%), плотная, местами вязкая, пластичная с прослоями песчаника кварц-глауконитового и полимиктового серого и буровато-серого, мелкозернистого, единичные прослои алевролита темно-серого, плотного и известняка мелкоподобного белого.

Конкский + Караганский ярус N12 kn+kr3 (2750 - 2940 м)

Отложения представлены глинами серыми с зеленоватым оттенком, реже темно-серыми, неравномерно алевритистыми слюдистыми слоистыми слабокарбонатными и карбонатными (CaCO3 от 2,2 до 13%), плотными, с прослоями песчаника серого кварцевого мелкозернистого, песчаника буровато-серого полимиктового, алевролита темно-серого и светло-серого глинистого, плотного, мергеля доломитизированного коричневато-серого, крепкого. Стяжения пирита.

Чокракский ярус N12 ch (2940 - 3160 м)

Разрез представлен глинистыми породами с прослоями песчаников и реже алевролитов и доломитизированных мергелей.

Глины серые, темно-серые, алевристые, слюдистые, плотные, тонкослоистые, местами массивные, слабоизвестковистые (CaCO3 до 10%), неравномерно пиритизированные с прослойками песчаников и доломитизированных известняков и мергелей.

Песчаники серые, слабо сцементированные, режеплотные, кварцевые с включением зерен глауконита, в основном мелкозернистые, на глинистом цементе.

Алевролиты серые, плотные, крепкие, кварц-полевошпатовые.

Известняки серые, коричневато-серые, крепкие, доломитизированные.

Мергель серый, с буроватым оттенком, плотный, крепкий, доломитизированный.

1.2.4 Геохимические исследования

В результате проведенных геохимических исследований в отложениях куяльника, киммерия, понта, меотиса, верхнего и среднего сармата фоновые значения газосодержания составили от 0 до 0,05% в газо-воздушной смеси, что свидетельствует об отсутствии промышленных скоплении УВ.

Кратковременные повышения газопоказаний при бурении и промывках до 0,5 - 1,4% в киммериских-сарматских отложениях (состав газа С1 = 98-99%, С2 = 1-2%), возможно, связаны с перетоками УВ из чокракских отложений соседних скважин №1 и №2.

Исследования шлама песчаников и глин куяльника, киммерия и понта по методике ЛБА показали отсутствие признаков битуминозности. Породы меотиса, сармата, конки и карагана отмечены фоновыми значениями ЛБА 1 - 2 балла ЛБ (БГ) (<0,05%).

В отложениях нижнего сармата и конка-караганского яруса фоновые газопоказания составили 0,01 - 0,07 в газовоздушной смеси. При промывках наблюдалось увеличение значений газопоказаний до 0,9 - 1,5%, газ по составу к чокракскому. Возможно, это связано с перетоками газа из чокракских отложений, расположенных рядом скважин Песчаная №1 и №2.

В чокракских отложениях выделяются перспективные участки разреза, представленные песчаниками и алевролитами. Песчаники в интервалах 3017 - 3022 м, 3026 - 3030 м и 3036,5 - 3046 м, характеризуются по результатам геохимических исследований (диаграмм Пикслера, величине остаточного газосодержания FГ, остаточного газонефтесодержания FHГ и люминесцентно-битуминологической характеристике) как вероятно газонасыщенные, а в интервалах 3060 - 3065 и 3081 - 3090 м как возможно газоконденсатные или нефтенасыщенные.

В интервалах отбора керна результаты газового каротажа искажены за счет значительного разбавления (коэффициент разбавления Е = 1500 - 9000). Помимо количественной интерпретации газового каротажа и ЛБА шлама для определения характера насыщения вскрываемых пород геологической службы ГТИ произведены экспресс-исследования керна.

При отборе керна в интервале 3036,4 - 3040,2 м поднят песчаник, где геохимическая характеристика по результатам ЛБА до 3 - 4 баллов МБ (ГЖ), что позволяет предположить его нефтегазонасыщенность. Также заслуживает внимание пласт песчаника в интервале 3088,7 - 3089,6 м с битуминозностью до 4 баллов МБ (ГЖ).

2. Выбор и обоснование способа бурения

Выбор наиболее эффективного способа бурения обусловлен задачами, которые должны быть решены при разработке или совершенствовании технологии бурения в конкретных геолого-технических условиях.

При бурении нефтяных и газовых скважин получили распространение способы бурения: роторный, гидравлическими забойными двигателями и бурение электробурами. Бурение проектной скважины будет производиться роторным способом.

Участок набора кривизны и стабилизации угла искривления предусмотрено бурить с применением ВЗД.

2.1 Конструкция скважины

Конструкция скважины определяется числом спускаемых обсадных колонн, глубиной их установки, диаметром применяемых труб, диаметром долот, которыми ведется бурение под каждую колонну, высотой подъема тампонажного раствора в затрубном пространстве и конструкцией забоя.

Конструкция скважины зависит от глубины залегания продуктивных пластов, их продуктивности и коллекторских свойств, пластовых и поровых давлений, а также давления гидроразрыва проходимых пород, физико-механических свойств и состояния пород.

При проектировании конструкции скважины в первую очередь выбирают число обсадных колонн и глубины их спуска, исходя из недопущения несовместимости условий бурения отдельных интервалов ствола. В данном проекте предусматриваются три обсадные колонны: под направление, под кондуктор и эксплуатационная колонна. Глубина спуска эксплуатационной колонны определяется местоположением продуктивных пластов, способами закачивания и эксплуатации скважины, а также конструкцией забоя. В нашем случае она составляет 3160 м. Глубина кондуктора - 850 м, направления - 30 м.

Диаметры обсадных колонн и долот выбираем снизу вверх, начиная с эксплуатационной колонны.

Исходя из предлагаемого дебита и габаритов средств откачки, а также учитывая установившуюся практику буровых работ в данном районе, принимаем конечный диаметр бурения 215,9 мм, диаметр эксплутационной колонны - 146 мм.

Диаметры кондуктора и направления выбираем в соответствии с величиной кольцевого зазора между долотом и спускаемой обсадной колонной и кольцевого зазора между обсадной колонной и спускаемым в нее долотом для последующего интервала. Диаметры долот для кондуктора и направления составляют 295,3 мм, 39,7 мм и 490 мм, а диаметры обсадных колонн: 245 мм, 324 мм и 426 мм соответственно.

Высота подъема тампонажного раствора в затрубном пространстве определяется на основании действующих инструктивных и методических материалов. Высоту подъема цементного раствора за всеми колоннами следует производить до устья скважины[9].

2.2 Выбор промывочного реагента бурения скважины и вскрытия пласта

Буровые растворы выполняют функции, которые определяют не только успешность и скорость бурения, но и ввод скважины в эксплуатацию с максимальной продуктивностью. Основные из этих функций:

- удаление шлама из-под долота, транспорт его по затрубному пространству и обеспечение отделения его на поверхности;

- удержание шлама во взвешенном состоянии при остановке циркуляции раствора;

- охлаждение долота и облегчение разрушения породы в призабойной зоне;

- создание давления из стенки скважины для предупреждения водо-, нефте- и газопроявлений;

- оказание физико-химического воздействия на стенки скважины, предупреждая их обрушение;

- обеспечение сохранения проницаемости продуктивного пласта при его вскрытии;

- передача энергии гидравлическому забойному двигателю (при его использовании) и др.

При бурении проектируемой скважины будут использоваться следующие буровые растворы.

В процессе бурения под направление и кондуктор будет применяться глинистый раствор плотностью 1,1 г/см3 с химреагентами (Na2CO3, КССБ, графит), который обеспечит бурение без осложнений интервала 0 - 360 м, где предполагается наличие обвалов.

Свойства глинистого раствора:

плотность, г/см3………………..1,1;

условная вязкость, сек. ……….30 - 50;

СНС0/10, Па ………….………….4/6;

водоотдача, см3/30мин (API)…..6 - 8;

pH………………………………..7;

толщина глинистой корки, мм…1.

При бурении под эксплуатационную колонну возможны обвалы в интервалах: 1090 - 1145 м, 1470 - 1505 м, 2990 - 3270 м, и нефтепроявления в интервалах: 3060 - 3080 м, 3100 - 3120 м. Поэтому здесь предусматривается применение высокоингибирующего калиевого раствора на основе гуматов (ВИКР).

Этот раствор обладает тройным ингибирующим действием.

- Во-первых, хлорид калия как электролит при концентрации более 2% подавляет процессы набухания глин.

- Во-вторых, ионы калия, проникая в кристаллическую решетку, меняют природу глин, делая их водонечувствительными.

- В-третьих, особое ингибирующее действие в этой системе осуществляют гуматы, растворимость которых зависит от величины pH среды. Существуют критические значения pH (pHкр), выше которых гуматы растворимы даже в минерализованном буровом растворе и активно действуют как в регулировании водоотдачи, так и структурно-механических свойств. При значениях pH ниже критического уровня гуматы высаливаются и полностью теряют активность, раствор загустевает, водоотдача повышается. В калиевом растворе величина pHкр колеблется от 8,5 до 9,0, поэтому для поддержания свойств этого раствора на заданном уровне величину pH в системе регулируют на 1 - 1,5 единицы выше, чем pHкр.

Процесс ингибирования глин гуматами происходит следующим образом. Фильтрат калиевого раствора, содержащий большое количество растворимых гуматов, проникает в микротрещины глинистой породы. Процесс гидратации глин сопровождается поглощением каустической соды, и величина pH снижается до 7 - 7,4, что значительно ниже критического значения. В такой среде гуматы высаливаются из фильтрата (выпадают в осадок) и существенно повышают прочность сформированных ионами калия коагуляционных контактов между активными плоскостями в микротрещинах глин. В результате такого действия гуматов устойчивость глин существенно повышается.

По некоторым данным ингибирующий эффект гуматов (индекс устойчивости) составляет 60 - 70% от общего ингибирующего действия данной системы ВИПГР.

Регулировать величину pHкр можно известью и КС1. С повышением концентрации этих электролитов повышается pHкр.

Состав раствора, кг/м3:

Бентонит…………………………….20 - 30;

NaОН………………………………...2 - 3;

ИКГУМ……………………………...40;

КС1…………………………………..50;

ИКЛИГ-1…………………………….10;

ИКДЕФОМ…………………………..0,3;

ИКЛУБ……………………………….3 - 5.

Свойства раствора:

Плотность, г/см3……………………..1,65;

Условная вязкость, сек……………...20 - 30;

Пластическая вязкость, сПз………...10 - 15;

ДНС, Па…………………….………...4,0 - 8,0;

СНС0/10, Па……………………….…..1,5 - 3,0/3,0 - 6;

Водоотдача, см3/30мин (API)….……6 - 8;

pH……………………………………..10 - 11;

pHкр……………………………………8,5 - 9,5.

Назначение реагентов:

Бентонит - структурообразователь;

КСl - разжижитель, регулятор свойств корки;

ФХЛС - регулятор pH.

Технология приготовления ВИПГР.

К воде добавляют бентонит, NaОН и перемешивают 1 час, затем вводят КС1 и все остальные реагенты, через 15 - 20 минут перемешивания раствор готов.

Основным недостатком системы ВИПГР является отрицательное влияние фильтрата этого раствора на продуктивные пласты. Гуматы высаливаются из фильтрата в пласте также как в глинах за счет снижения величины рН вследствие адсорбционных и ионообменных реакций. Осажденные гуматы кольматируют продуктивный пласт, и проницаемость снижается в 2 - 4 раза.

Однако в последнее время в бурении развивается тенденция применять для первичного вскрытия продуктивных пластов специальные жидкости типа ИКАРБ с полной заменой ранее применяемого раствора.

В связи с этим система ВИПГР представляется весьма перспективной для бурения в неустойчивых глинах. Помимо высокой эффективности этот раствор отличается доступностью и низкой стоимостью основных реагентов и материалов.

2.3 Техника бурения

2.3.1 Определение максимальной массы бурильной колонны

Диаметр бурильных труб должен составлять 60 - 65%, а диаметр УБТ - 75 - 85% от диаметра долота. Поэтому при бурении проектируемой скважины будут использоваться бурильные трубы диаметром 127 мм, а УБТ - диаметром 178 мм.

Определим вес снаряда по формуле:

,

где k - коэффициент, учитывающий силы трения колонны бурильных труб стенки скважины, а также возможные прихваты ее породой (при подъеме снаряда k = 1,25 - 1,5; при подъеме обсадных труб k = 1,5 - 2,0);

б - коэффициент, учитывающий увеличение веса труб за счет соединяющих их элементов (для муфтово-замкового б = 1,1);

Q - вес 1 м труб, кг;

L - длина колонны труб, м;

гж - удельный вес промывочной жидкости, г/см3;

гст - удельный вес материала бурильных труб (для стали 7,85 г/см3).

Для колонны диаметром 324 мм:

Для колонны диаметром 245 мм:

Для колонны диаметром 146 мм:

Вес снаряда можно также рассчитать по следующей формуле:

Для этого необходимо знать длину утяжеленных бурильных струб. Вычислим ее по формуле:

,

где Р - осевая нагрузка на породоразрушающий инструмент, Н;

q - вес 1 м УБТ, кг;

k - коэффициент завышения веса БТ (k = 1,25).

Для колонны диаметром 324 мм:

.

Осевая нагрузка осуществляется с навеса.

Для колонны диаметром 245 мм:

Применяем 5 свечей УБТ диаметром 178 мм по 28 м.

Для колонны диаметром 146 мм:

Применяем 7 свечей УБТ диаметром 178 мм по 28 м.

Вычислим вес бурового снаряда для эксплуатационной колонны:



Определим вес обсадной эксплуатационной колонны по формуле:

Где Lобс. - длина обсадной колонны, м;

Qобс. - вес 1 м обсадных труб, кг.

2.3.2 Буровое оборудование

2.3.2.1 Выбор буровой установки

Буровые установки - это комплексные системы, включающие все основные и вспомогательные агрегаты и механизмы, которые необходимы для строительства скважины. Эксплуатационные характеристики бурового оборудования и их конструкция закладываются таким образом, чтобы обеспечить оптимальные условия при бурении скважин определенной глубины установками соответствующего класса.

Буровую установку выбирают по ее максимальной грузоподъемности, обуславливающей вес в воздухе наиболее тяжелой колонны бурильных труб. По номинальной грузоподъемности ограничивается и допустимый вес в воздухе обсадной колонны, спускаемой в один прием.

Тип привода буровой установки выбирается в зависимости от региональных условий. Учитывая опыт работ в данном районе, бурение проектируемой скважины будет осуществляться с использованием привода от ДВС.

Буровая установка с дизель-гидравлическим приводом БУ3200/200ДГУ-1 соответствует проектной глубине скважины 3290 м и максимальной нагрузке на крюке 122,25 т.

Она предназначена для бурения эксплуатационных и разведочных скважин на нефть и газ условной глубиной 3200 м в условиях умеренного климата, климатическое исполнение «У», категория I.

Способ монтажа и транспортирования.

Конструкция буровой установки предусматривает:

- крупноблочное транспортирование вышечно-лебедочного и навесного блоков на тяжеловозах ТПП-70 и Т-60;

- транспортирование средними блоками на трайлерах и платформах ПП40Бр грузоподъемностью 40т;

- агрегатный способ перевозки транспортом общего назначения[4].

Основные параметры БУ3200/200ДГУ-1:

1. Допускаемая нагрузка на крюке, кН (тс)………………........2000(200)

2. Условная глубина бурения, м……………………………………...3200

3. Скорость подъема крюка при расхаживании колонн, м/с……........0,2

4. Скорость установившегося движения при подъеме

элеватора (без нагрузки), м/с……………………………………………1,5

5. Расчетная мощность, развиваемая приводом на входном валу

подъемного агрегата, кВт……………………………………………….670

6. Диметр отверстия в столе ротора, м………………………………..700

7. Расчетная мощность привода ротора, кВт…………………………280

8. Мощность бурового насоса, кВт……………………………………950

9. Высота основания (от пола буровой), м………………………………6

10. Просвет для установки сборки превенторов, м……………………..4,7

11. Максимальное натяжение подвижного конца талевого каната,кН.217

12. Диаметр талевого каната, м…………………………………………..28

13. Диаметр тормозного шкива (обода), мм…………………………..1180

14. Наибольшая оснастка талевой системы………………..…………5 х 6

15. Максимальное давление, развиваемое насосом, МПа (кгс/см2).32(320)

16. Максимальная подача насоса, л/с……………………………………46

17. Максимальная нагрузка на стол ротора, кН………………………5000

18. Максимальная нагрузка на ствол вертлюга, кН………………..…2500

19. Максимальная частота вращения ствола

вертлюга, с-1 (об/мин)……………………………...……………..3,33(200)

20. Вышка……………………………………………………… А-образная

21. Максимальная нагрузка вышки, кН……………………………….2500

22. Рабочая высота вышки, м…………………………………………….45

23. Расстояние между ногами вышки, м……………………………….10,3

24. Суммарный объем циркуляционной системы, м3……………..….120

25. Пропускаемая способность, дм3/с:

вибросита…………………………………………………...60

пескоотделителя……………………………………………65

илоотделителя……………………………………………....45

26. Число компрессоров, шт…………………………………………..3

27. Производительность компрессора, м3/мин………………………5

28. Рабочее давление пневмосистемы, МПа……………………...0,6 - 0,8

29. Масса, т……………………………………………………………….582

Комплектность БУ3200/200ДГУ-1:

1. Вышка ВМА-45х200-1, шт……………………………………………..1

2. Устройство для подъема вышки, комплект…………………………...1

3. Устройство для транспортирования вышки, комплект………………1

4. Вертлюг УВ-250МА, шт………………………………………………..1

5. Приспособление для подвески вертлюга, шт…………………………1

6. Ротор Р700 ТУ 24.00.1038-80 с ПКРБО-700 ТУ 26-02-1027-86……...1

7. Лебедка вспомогательная ЛВ-44, шт………………………………….1

8. Пульт управления, шт…………………………………………………..2

9. Упор, шт…………………………………………………………………8

10. Механизм крепления каната, шт…………….………………………...1

11. Ключ буровой АКБ-3М2 по ТУ 26-02-28-79, шт……………………..1

12. Подвеска машинных ключей, шт……………………………………...1

13. Насос буровой трехпоршневой УНБ-600, шт…………………………2

14. Кран консольно-поворотный, шт……………………………………...2

15. Кран поворотный КП-2, ТУ 26-02-24-80, шт…………………………1

16. Талевый канат для оснастки 5 х 6, бухта……………………………...1

17. Кронблок УКБА-6-250, шт……………………………………………..1

18. Блок талевый УТБА-5-200, шт…………………………………………1

19. Агрегат спуско-подъемный, шт………………………………………..1

20. Механизм управления тормозом, шт………………………………….1

21. Стабилизатор, шт……………………………………………………….1

22. Агрегат трансмиссии ротора, шт………………………………………1

23. Водопровод ЭМТ-4500, шт…………………………………………….1

24. Лебедка-моноблок, шт………………………………………………….1

25. Регулятор подачи долота РПДЭ-3, шт………………………………...1

26. Электромагнитный тормоз ЭМТ-450-VI, шт…………………………1

27. Передача на насос, шт………………………………………………….2

28. Ролик обводной, шт…………………………………………………….1

29. Привод ротора, комплект………………………………………………1

30. Воздухопровод высокого давления с электрокомпрессором

КР2 по ТУ 26-0509-328-75, комплект……………………………………..1

31. Воздухопровод низкого давления, включая компрессор

4ВУ1-5/9-М1 с контрприводом, комплект………………………………..1

32. Воздухосборник, шт…………………………………………………….2

33. Компрессор воздушный 4ВУ1-5/9-М1 и по ТУ 26-0509-328-75, шт..2

34. Установка для осушки воздуха 4ВУ1-5/9-М1 и

по ТУ 26-0509-328-75, шт………………………………………………….1

35. Комплекс средств наземного контроля и управления процессом бурения СКУБ М1-02 ТУ 25-1613.005-84, комплект…………………………...1

36. Комплекс механизмов АСП-3М1, комплект………………………….1

37. Основания, комплект…………………………………………………...1

38. Мост приемный со стеллажами, комплект……………………………1

39. Рама желоба, шт………………………………………………………...1

40. Основание вышечно-лебедочного блока, комплект………………….1

41. Основание насосного блока, комплект………………………………..1

42. Устройство транспортное, комплект………………………………….1

43. Энергоблок утепленный с агрегатом Wola или АСДА-200, шт……..1

44. Укрытия, шт……………………………………………………………..1

45. Укрытие насосов, комплект……………………………………………1

46. Укрытие буровой площадки, комплект……………………………….1

47. Укрытие лебедки, комплект……………………………………………1

48. Укрытие привода, комплект……………………………………………1

49. Укрытие поста управления, комплект………………………………...1

50. Электрооборудование, комплект………………………………………1

51. Освещение, комплект…………………………………………………..1

52. Центратор обсадных труб, шт………………………………………….1

53. Кран 3,2-5,1, ГОСТ 7413-80, шт……………………………………….2

54. Приспособление для расстановки УБТ, комплект……………………1

55. Пост бурильщика, шт…………………………………………………...1

56. Пневмораскрепитель, шт……………………………………………….1

57. Ограничитель подъема талевого блока, комплект……………………1

58. Ограждения, комплект………………………………………………….1

59. Механизм упоров поворотных, комплект……………………………..1

60. Пост дизелиста, комплект……………………………………………...1

61. Привод силовой с трансмиссией, комплект…………………………..1

62. Трансмиссия цепная, шт………………………………………………..1

63. Комплект силовых агрегатов СА.10-1, ТУ 24.06.274.-88…………….3

64. Топливо-масло установка, набор………………………………………1

65. Трубопровод выхлопной, комплект…………………………………...1

66. Трубопровод слива масла, комплект…………………………………..1

67. Трубопровод топливо подачи, комплект……………………………...1

68. Трубопровод водоподогревателя, комплект…………………………..1

69. Комплекс оборудования циркуляционной системы ЦС3200ДГУ-00.00.000ТУ, комплект……………………………………………………………1

70. Минифольд МБ2У-I.3000ДГУ-1, комплект…………………………...1

71. Комплект инструмента и принадлежностей, комплект………………1

72. Эксплуатационные документы на установку согласно ведомости

Эксплуатационных документов (ЭД), комплект……………………………….1

2.3.3 Выбор насосной установки

Буровые насосы и циркуляционная система выполняют следующие функции:

- Нагнетание бурового раствора в бурильную колонну для обеспечении циркуляции в скважине в процессе бурения и эффективной очистки забоя и долота от выбуренной породы, промывки, ликвидации аварий, создания скорости подъема раствора в затрубном пространстве, достаточной для выноса породы на поверхность;

- Подвод долоту гидравлической мощности, обеспечивающей высокую скорость истечения (до 180 м/с) раствора из его насадок для частичного разрушения породы и очистки забоя от выбуренных частиц;

- Подвод энергии к гидравлическому забойному двигателю.

Буровой насос для промывки скважины в конкретных геологических условиях выбирается по технологически необходимому количеству промывочной жидкости и развиваемому при этом давлению для преодоления потерь напора в элементах циркуляционной системы буровой.

Количество необходимой промывочной жидкости при бурении под эксплуатационную колонну составляет 31,11 л/с. Определим теперь потери давления в циркуляционной системе, зная которые можно выбрать наиболее рациональную компоновку бурильного инструмента, обоснованно подобрать буровые насосы и полнее использовать их потенциальные возможности.

Потери напора, кГс/см2, в циркуляционной системе буровой при роторном бурении определяются по формуле:

где Рм - потери напора при движении бурового раствора в наземных трубопроводах от насосной части до колонны бурильных труб, включая стояк в буровой, буровой шланг, а также вертлюг и ведущую трубу (потери напора в наружной обвязке буровой - манифольде);

Рб.т. - потери напора при движении бурового раствора в бурильных трубах и замковых соединениях (потери давления зависят от глубины скважины);

Рк.п. - потери напора при движении бурового раствора в затрубном кольцевом пространстве скважины (потери давления зависят от глубины скважины);

РД - потери напора при движении бурового раствора через промывочные отверстия бурового долота;

Рм, РД - не зависят от глубины скважины, а Рб.т. и Рк.п. увеличиваются с глубиной скважины.

При циркуляции очистного агента потери напора, кГс/см2, различны при прокачке воды и глинистого раствора и зависят от их свойств и расхода.

,

где л - безразмерный коэффициент гидравлических сопротивлений при движении в трубах;

Q - расход бурового раствора, л/с;

г - удельный вес раствора, г/см3;

d - внутренний диаметр бурильных труб, см;

Lэ - эквивалентная длина наземных трубопроводов, которая определяется по формуле:

где dН, LН - внутренний диаметр и длина нагнетательной линии, идущей от буровых насосов к стояку;

dс Lс - внутренний диаметр и длина стояка с буровой;

dш Lш - внутренний диаметр и длина бурового шланга;

dв Lв - внутренний диаметр ствола вертлюга и его длина;

dэ.ф Lэ.ф. - диаметр и эквивалентная длина фильтра, устанавливаемого под ведущей трубой;

dв.тр. Lв.тр. - внутренний диаметр и длина ведущей трубы.

=98,5

где Lб - длина бурильной колонны, м;

lэ - эквивалентная длина замковых соединений, м;

l - расстояние между замковыми соединениями, м.

где л1 - коэффициент гидравлических сопротивлений при движении бурового раствора в кольцевом (затрубном) пространстве;

Дс - диаметр скважины (долота), см;

dН - наружный диаметр бурильных труб, см.

Потери давления от замковых соединений в кольцевом пространстве составляют небольшую величину, поэтому ею обычно пренебрегают.

Потери напора, кГс/см2, в долоте зависят от конфигурации промывочных отверстий, от количества и площади их сечения, расхода очистного агента (бурового раствора).

где С - коэффициент, характеризующий потери напора в промывочных отверстиях долота, который можно вычислить по формуле:

где м - коэффициент расхода,

f0 - суммарная площадь сечений промывочных отверстий, см2.

Вычислим суммарные потери напора:

Таким образом, технологически необходимое количество (расход) промывочной жидкости для обеспечения своевременного и бесперебойного выноса шлама из забоя по затрубному пространству и очистки ствола скважины с учетом потерь давления, обеспечит нам насос УНБ-600.

Конструкция трехпоршневого насоса УНБ-600.

Трехпоршневой буровой насос одностороннего действия УНБ-600, выпускаемый ПО «Уралмаш», по принципиальному устройству отличается гидравлической частью, в которой с целью уменьшения мертвого пространства всасывающий и нагнетательный клапаны размещены на одной оси. Это, усложняет конструкцию и извлечение всасывающего клапана и втулки цилиндров.

Гидравлическая часть его состоит из всасывающего коллектора и всасывающего компенсатора-колпака, гидравлической коробки, в которой размещены три цилиндра с поршнями, втулками и клапанами, сбрасывающей линии, предохранительного клапана, нагнетательного коллектора с компенсатором высокого давления. Вращение трансмиссионного вала от двигателя передается клиноременной или цепной передачей. Гидравлическая коробка прикреплена к станине при помощи болтов. Насос смонтирован на раме-салазках.

Буровой раствор поступает в нагнетательную камеру из всасывающего коллектора через всасывающий клапан, при ходе влево поршня со штоком. Последний соединен быстросъемным хомутом с контрштоком, который соединен резьбой с ползуном. При ходе вправо поршень выталкивает раствор из камеры через нагнетательный клапан в напорный коллектор. Трансмиссионная часть насоса состоит из вала с зубчатой шестерней, передающей вращение зубчатому колесу, укрепленному на коренном валу. На этом валу смонтированы на роликоподшипниках шатуны, соединенные пальцем с ползуном. Станина насоса имеет съемную крышку. Втулки цилиндров крепятся к гидравлической коробке быстросъемным соединением, а крышки клапанов - зажимами.

Техническая характеристика УНБ-600:

Мощность, кВт:

приводная……………………………………………………………..600

Число поршней…………………………………………………………….……………3

Число камер……………………………………………………………….3

Число двойных ходов поршня в 1 мин………………………………..125

Длина хода поршня, м…………………………………………………0,29

Диаметр цилиндрических втулок, м:

наибольший ………………………………………………………....0,18

наименьший……………………………………………………….....0,14

Подача насоса, м3/с:

наибольшая .………………………………………………………..0,046

наименьшая ………………………………………………………...0,028

Идеальная подача на один оборот кривошипного вала, л:

наибольшая .…………………………………………………………22,1

наименьшая ………………………………………………………....13,3

Давление на выходе, МПа:

наибольшее .…………………………………………………………...32

наименьшее ………………………………………………………........19

Диаметр штока, мм………………………………………………………60

Частота вращения трансмиссионного вала, об/мин………………………….566

Передаточное число редуктора насоса……………………………….4,45

Нагрузка на шток, кН…………………………………………………..490

Диаметр клапана, мм…………………………………………………...145

Диаметр трубопровода, мм:

всасывающего………………………………………………………...230

нагнетательного………………………………………………………100

Габариты, м:

длина………………………………………………………………….5,45

ширина……………………………………………………………….3,21

высота………………………………………………………………...2,88

Масса насоса без шкива, т………………………………………...…..22,5

2.3.4 Выбор буровой вышки и расчет талевой системы

Вышка используется для проведения спускоподъемных операций и удержания бурового снаряда во время бурения. Ее выбор осуществляется по высоте Н, м, и по грузоподъемности Q.

Определим высоту вышки (Н, м) по формуле:

,

где k - коэффициент, предупреждающий затягивание бурового снаряда в кронблок при его переподъеме (обычно k=1,2 - 1,5);

Lсв. - длина свечи, зависящая от глубины скважины, м.

Принимаем k = 1,5; Lсв.=28 м.

Таким образом, вышка ВМА-45*200-1, входящая в комплект выбранной буровой установки, вполне подходит для выполнения проектируемых работ.

Подъемная система установки представляет собой полиспастный механизм, состоящий из кранблока, талевого (подвижного) блока, стального каната, являющегося гибкой связью между буровой лебедкой и механизмом крепления неподвижного конца каната.

По мере увеличения глубины скважин вес бурильных колонн, которые приходится спускать и поднимать, увеличивается, а максимальная скорость намотки ведущей струны талевого каната на барабан лебедки остается практически неизменной для буровых установок разных классов. Поэтому для каждой установки применяют талевую систему со своей кратностью полиспаста от 4 до14. Это достигается применением различных оснасток.

Произведем расчет оснастки и выбор талевого каната.

Вычислим количество рабочих ветвей по формуле:

,

где Qкр - вес бурового снаряда, Н;

Pл - грузоподъемность лебедки станка, Н;

Зm - КПД талевой системы, равный 0,8 - 0,9.

Так как наибольший вес (122,25 т) буровой снаряд будет иметь при бурении под эксплуатационную колонну, то производить расчет будем только для этой колонны:

(принимаем 8 ветвей).

Общее количество ветвей каната при симметричной системе равно:

m0 = m + 2

m0 = 8 + 2 = 10.

Следовательно, будет применяться оснастка 4 х 5.

Длина талевого каната в оснастке Lо.с. зависит от числа струн m в ней и полезной высоты вышки hП.

Lо.с. = (m + 2)*hП + l3, где l3 = 30 м - длина каната, наматываемого на барабан.

Lо.с. = (8 + 2)*42 + 30 = 450.

Тогда вес каната Gк = Lо.с.*qк, где qк - вес 1 м каната.

Gк = 450.*33,8 = 15210 Н = 15,21 кН.

Определим наибольшую статистическую нагрузку на подвижные струны каната талевой системы:

Ртс = L*q + lубт*qубт + Gтс,

где L - длина бурильных труб, м;

q - вес 1 м бурильных труб, Н

lубт - длина УБТ, м;

qубт - вес 1 м УБТ, Н;

Gтс - вес талевого блока, каната и крюка, Н.

Рассчитаем Gтс:

Gтс = Gтб + Gканата + Gкрюка

Gтс = 67000 + 15210 + 35000 = 117210 Н = 117,21 кН.

Для колонны диаметром 324 мм:

lубт = 28 м, qубт = 1,56 кН.

Ртс = 28*1560 + 117210 = 160890 = 160,89 кН.

Статистическая нагрузка на 1 струну: Р = Ртс / m,

где m - число струн талевой системы.

Р = 160,89/8 = 20,11 кН.

Для колонны диаметром 245 мм:

L = 364 м, q = 319 Н, lубт = 136 м, qубт = 1,56 кН.

Ртс = 364*319 + 136*1560 + 117210 = 445486 Н = 445,49 кН.

Статистическая нагрузка на 1 струну: Р = 445,49 / 8 = 55,69 кН.

Для колонны диаметром 146 мм:

L = 3100 м, q = 319 Н, lубт = 190 м, qубт = 1,56 кН.

Ртс = 3100*319 + 190*1560 + 117210 = 1402510 Н = 1402,51 кН,

Статистическая нагрузка на 1 струну: Р = 1402,51 / 8 = 175,31 кН.

Учитывая вычисленные статистические нагрузки, выбираем стальной талевый канат правой крестовой свивки типа ЛК-РО конструкции 6х31+1 м. с диаметром 32 мм (по ГОСТ 16853-88)[4].

2.4 Технология бурения

2.4.1 Выбор породоразрушающего инструмента

При бурении нефтяных и газовых скважин основным инструментом, при помощи которого происходит разрушение горной породы на забое и образуется собственно скважина, является долото.

В России, а также в США и других зарубежных странах для бурения нефтяных и газовых скважин в основном используют шарошечные долота с коническими шарошками.

Учитывая физико-механические свойства горных пород проектного разреза и установившуюся практику буровых работ в данном районе, выбираем следующие типы долот по интервалам бурения:

Таблица 2.1

Применяемый породоразрушающий инструмент

Категории пород по буримости	Интервал бурения, м	Тип долота
I	0 - 35	СЦВ
I - II	35 - 500	СЗ-ГВ (R-175)
III - IV	500 - 1050	СЗ-ГВ (R-162)
V - XII	1050 - 3290	ТЗ-ГАУ (R-437)

2.4.2 Расчет технологического режима бурения (Р, N. Q)

Под режимом бурения понимается определенное сочетание регулируемых параметров, влияющих на показатели бурения. К числу таких параметров относятся: осевая нагрузка (давление) на долото (Р), частота вращения долота (N), количество прокачиваемой промывочной жидкости (Q).

2.4.3 Расчет осевой нагрузки на долото (Р)

Величина осевой нагрузки на долото Рдол, которая должна обеспечивать объемное разрушение поды на забое, с учетом показателей механических свойств горных пород и конструктивных данных о площади контакта зубьев долота с забоем определяется по формуле:

Рдол. = б*Рш*Fk, (1)

где б - эмпирический коэффициент, учитывающий изменение забойных условий на изменение твердости (б = 0,3 - 1,59);

Рш - твердость горных пород по методике Л.А.Шрейнера (по штампу); кг/мм2.

Fk - площадь контакта зубьев долота с забоем мм2, определяется по формуле В.С.Федорова:

Fk = (Ддол.*з*д)/2, мм.

где з - коэффициент перекрытия зубьев;

д - коэффициент притупления зубьев.

Таким образом, Рдол. = б*Рш* Ддол.*з*д/2.

Для колонны диаметром 324 мм:

Рдол. = 1*250* 293,7*1,21*1/2 = 59547,5 Н = 5,95 т.

Для колонны диаметром 245 мм:

Рдол. = 1,2*300* 295,3*1,14*2/2 = 121190,4 Н = 12,12 т.

Для колонны диаметром 146 мм:

Рдол. = 1,59*350* 215,9*1,4*2/2 = 168207,69 Н = 16,82 т.

Сравним полученные значения с фактическими значениями нагрузки на долото, которые вычисляются по формуле: Рдол.ф. = Р1 + Р2 + Р3 + Р4 + Р5 + Р6,

где Р1 - вес долота, Р2 - вес переходника, Р3 - вес УБТ, Р4 - вес бурильных труб, Р5 - вес ведущей трубы, Р6 - вес вертлюга.

Для колонны диаметром 324 мм:

Рдол.ф. = 150 + 15 + 4368 + 1864,5 + 2300 = 8697,5 кг = 8,7 т.

Для колонны диаметром 245 мм:

Рдол.ф. = 150 + 15 + 2180 + 11484 + 1864,5 + 2300 = 37650 кг = 37,65 т.

Для колонны диаметром 146 мм:

Рдол.ф. = 150 + 15 + 29640 + 98890 + 1864,5 + 2300 = 132859,5 кг = 132,86т.

Так как фактические нагрузки на долото превышают расчетные значения, то бурение будет производиться на расчетном значении с компенсацией нагрузки через лебедку бурового станка.

2.4.4 Расчет частоты вращения долота (N)

Она определяется по следующей формуле:

N = 60*v/р*Ддол., (об/мин),

где v - средняя окружная скорость вращения долота (V = 0,8 - 2,0).

Для колонны диаметром 324 мм:

N = 60*2/3,14*0,3937 = 97,07 об/мин, т.е. бурение будет осуществляться на 1 скорости ротора.

Для колонны диаметром 245 мм:

N = 60*2/3,14*0,2953 = 129,42 об/мин, т.е. бурение будет осуществляться на 2 скорости ротора.

Для колонны диаметром 146 мм:

N = 60*1,5/3,14*0,2159 = 120 об/мин, т.е. бурение будет осуществляться на 3 скорости ротора.

2.4.5 Расчет количества промывочной жидкости (Q)

Технологически необходимое количество промывочной жидкости для обеспечения своевременного и бесперебойного выноса шлама из забоя по затрубному пространству и очистки ствола скважины находится из соотношения:

Q = 0,785*(д2дол. - d2нар.б.тр.)*vвосх.,

где Vвосх - минимально допустимая скорость восходящего потока из условия качественной очистки и ствола скважины (чем меньше диаметр, тем она выше).

Для колонны диаметром 324 мм:

Q = 0,785*(3,9372 - 1,42.)*4 = 42,52 л/с.

Работа насоса УНБ-600 будет осуществляться на 170 мм втулках с производительностью 41,0 л/с.

Для колонны диаметром 245 мм:

Q = 0,785*(2,9532 - 1,42.)*6 = 31,84 л/с.

Работа насоса УНБ-600 будет осуществляться на 150 мм втулках с производительностью 31,9 л/с.

Для колонны диаметром 146 мм:

Q = 0,785*(2,1592 - 1,272.)*13 = 31,11 л/с.

Работа насоса УНБ-600 будет осуществляться на 150 мм втулках с производительностью 31,9 л/с.

2.5 Цементирование скважины

Исходные данные

При расчете цементирования скважин определяют: 1) количество сухого цемента; 2) количество воды для затворения цементного раствора; 3) количество продавочной жидкости; 4) возможное максимальное давление к концу цементирования; 5) допустимое время цементирования; 6) число цементировочных агрегатов и цементосмесительных машин.

Произведем расчет одноступенчатого цементирования каждой из обсадных колонн.

Таблица 2.2

Исходные данные для цементирования

	Направление	Кондуктор	Эксплуатационная колонна (инт. 3000 - 3160)
Глубина спуска (Н, м)	30	850	3160
Диаметр долота (D, мм)	393,7	295,3	215,9
Наружный диаметр обсадных труб (d1, мм)	324	245	146
Внутренний диаметр обсадных труб (d2, мм)	305,9	230,5	133
Высота подъема цементного раствора (Нц, м)	350	850	3160
Плотность глинистого раствора (ср, кг/м3)	1100	1100	1200
Плотность цементного раствора (сц, кг/м3)	1860	1860	1860
Высота установки кольца «стоп» от забоя (h, м)	5	20	20

2.5.1 Расчет объема цементного раствора

Объем цементного раствора, подлежащего закачке в скважину, определяют по формуле:

Vц = (р/4)*[К1*(D2 - d12)*Нц + d22*h], м3

где К1 - коэффициент, учитывающий увеличение объема цементного раствора, расходуемого на заполнение каверн, трещин, и увеличение диаметра скважины против расчетного (номинального).

Значение коэффициента К1 определяется по квернограмме для каждой конкретной скважины. Обычно К1 изменяется от 1,1 до 2,5. В нашем случае принимаем К1 = 1,15.

Цементирование направления и кондуктора будет осуществляться с использованием чистого портландцемента.

Для лучшей прокачивамости тампонажной смеси и для того, чтобы поднять цементный раствор на проектную высоту (до устья), а также с целью экономии портландцемента, эксплуатационная колонна в интервале 0 - 1500 м будет цементироваться цель-цементным раствором плотностью 1,42 г/см3 с использованием глины, как пластификатора. Отношение глины к цементу 2:3; водогельцементное отношение m = 1,1. Интервал 1500 - 3160 м будет цементировать раствором чистого портландцемента плотностью 1,85 г/см3; водоцементное отношение m = 0,5.