Бурение скважины в разрезе

Размещено на http://www.allbest.ru/

Дипломная работа

Дисциплина: Горное дело

Тема: Бурение скважины в разрезе

Исполнитель:

Нестеров В.П.



Содержание

Введение

1. Горно-геологические условия бурения

1.1 Географо-экономическая характеристика района работ

1.2 Литологическая характеристика разреза скважины

1.3 Нефтегазоводоносность разреза скважины

1.5 Физико-механические свойства горных пород по разрезу скважины

1.6 Давление и температура по разрезу скважины

1.7 Возможные осложнения по разрезу скважины

2. Проектирование конструкции и профиля скважины

2.1 Требования к проектируемой скважине

2.2 Обоснование конструкции эксплуатационного забоя

2.3 Обоснование конструкции скважины

2.4 Расчет параметров участков профиля скважины

3. Проектирование технологического процесса углубления скважины

3.1 Обоснование способа бурения под кондуктор и эксплуатационную колону

3.2 Выбор буровых долот

3.3 Проектирование режимов бурения по интервалам скважины

3.4 Выбор и обоснование типа забойного двигателя

3.6 Выбор бурильной колонны и ее технологической оснастки

3.7 Условия эксплуатации бурильной колонны

3.8 Выбор и обоснование вида промывочной жидкости

3.9 Характеристика химических реагентов для регулирования свойств промывочных жидкостей

3.10 Выбор способа приготовления и регенерации промывочных жидкостей34

4. Проектирование технологического процесса крепления скважины

4.1 Требования к крепи скважин

4.2 Выбор обсадных колонн и их технологической оснастки

4.3 Расчет обсадной колонны на прочность

4.4 Подготовка ствола скважины к спуску обсадных колонн. Спуск обсадных колонн

4.5 Обоснование способа цементирования

4.6 Выбор типа и компонентного состава тампонажного раствора, буферной и продавочной жидкости

4.7 Выбор цементировочного оборудования и его оснастки

4.8 Оценка качества цементирования

4.9 Обвязка обсадных колонн

5. Мероприятия по предупреждению осложнений и аварий

5.1 Разработка комплекса противоприхватных мероприятий

5.2 Выбор комплекса противовыбросового оборудования

5.3 Мероприятия по предупреждению аварий

6. Выбор буровой установки

7. Мероприятия по охране окружающей среды

7.1 Общие положения

7.2 Рекультивация земельного участка

7.3 Охрана поверхностных и подземных вод

7.4 Охрана атмосферного воздуха

7.5 Мониторинг за состоянием окружающей среды

Заключение

Список использованной литературы



Введение

За последние годы, буровая промышленность нашей страны, развиваясь бурными темпами, выросла в одну из самых мощных отраслей тяжелой индустрии, оснащенную передовой техникой, располагающую квалифицированными кадрами и сетью специальных научно-исследовательских учреждений.

Буровая вышка предназначена для подъема и спуска бурильной колонны и обсадных труб в скважину, удержания бурильной колонны на весу во время бурения, а также для размещения в ней талевой системы, бурильных труб и части оборудования, необходимого для осуществления процесса бурения. Наиболее серьезной опасностью при работе на буровых вышках является частичное или полное их разрушение. Основная причина, приводящая к падению или разрушению вышек -- недостаточный надзор за их состоянием в процессе длительной эксплуатации. По этим причинам были введены изменения в правилах безопасности предусматривающие обязательные периодические проверки вышек, в том числе с полной разборкой и ревизией их деталей, а также испытания с нагружением вышек в собранном виде.

Кроме того, вышка должна подвергаться тщательному осмотру и проверке каждый раз до начала буровых работ, перед спуском обсадных колонн, освобождением прихваченной бурильной или обсадной колонны, при авариях и после сильных ветров (15 м/с для открытой местности, 21 м/с для лесной и таежной местности, а также когда вышка сооружена в котловане). Вышки мачтового типа монтируются в горизонтальном положении, а затем поднимаются в вертикальное положение при помощи специальных устройств. Транспортировка вышки осуществляется в собранном виде вместе с платформой верхового рабочего в горизонтальном положении на специальном транспортном устройстве. При этом тале-вая система не демонтируется вместе с вышкой. При невозможно-сти из-за условий местности транспортирования вышки целиком она разбирается на секции и транспортируется частями универсальным транспортом. В практике бурения кроме вышек мачтового типа продолжают использоваться вышки башенного типа, которые собираются методом сверху вниз. Перед началом монтажа на вышечном основании монтируют подъемник. После окончания сборки вышки подъемник демонтируют.



1. Горно-геологические условия бурения

1.1 Географо-экономическая характеристика района работ

Юкъяунское месторождение расположено на северо-западном склоне Сургутского свода и граничит с другой структурой первого порядка.

Сведения о районе буровых работ, площадке строительства буровой, источники водоснабжения, энергоснабжения и связи представлены в таблице 1.1

Таблица 1.1 Общие сведения о районе буровых работ

1 Площадь (месторождение) 2 Температура воздуха, °С - среднегодовая - наибольшая летняя - наименьшая зимняя 3 Среднегодовое количество осадков, м 4 Максимальная глубина промерзания грунта, м 5 Продолжительность отопительного сезона, сут. 6 Преобладающее направление ветра 7 Наибольшая скорость ветра, м/с 8 Сведения о площадке строительства и подъездных путях: -рельеф местности -состояние грунта -толщина снежного покрова, м 9 Характеристика подъездных дорог: -протяженность, км -характер покрытия -высота насыпи, м 10 Источник водоснабжения: 11 Источник электроснабжения 12 Средство связи 13 Источник карьерных грунтов	Юкъяунское -2,-3,2 +35 -50 4,78 2,0 257 Зимой - ЮЗ-З; летом - С-СВ 22 Равнинный, слабо всхолмленный Торфяно-болотные пески, суглинки, глины, супеси 1,2-2,0 0,8 Бетонно-плиточный 1,5 Бурение - артезианская скважина; питьевая вода - привозная Энергосистема (ЛЭП) Радиостанция типа «NOKIA» Карьер, штабель, гидронамыв



1.2 Литологическая характеристика разреза скважины

Стратиграфический разрез скважины, элементы залегания, коэффициент кавернозности, физико-механические свойства горных пород по разрезу скважины представлены в таблице 1.2. Сведения по градиентам пластового, горного и давления гидроразрыва пород, проявленных на глубине исследования.

Таблица 1.2 Литолого-стратиграфическая характеристика и физико-механические свойства горных пород по разрезу

Глубина залегания, м	Стратиграфическое подразделение	Элементы залегания (падения) пластов по подошве угол	Коэффициент кавернозности интервала средневзвешенная вели чина)
От (кровля)	До (подошва)	название	индекс
				град	мин.
1	2	3	4	5	6	7
0	40	четвертичные отл.	Q	-	-	1,3
40	200	новомихайловская св.	Р2/3-Р1/3	-	-	-"-
200	330	чеганская свита	Р1/3-Р3/2	-	-	-"-
330	500	люлинворская свита	Р2/2	-	-	-"-
500	620	талицкая свита	Р1	-	-	-"-
620	670	ганькинская свита	К2	-	-	-"-
670	920	березовская свита	-"-	-	-	-"-
920	960	кузнецовская свита	-"-	-	-	-"-
960	1210	уватская свита	К2-К1	1	-	-"-
1210	1480	ханты-мансийская св.	К1	1	-	1,4
1480	1760	викуловская свита	-"-	1	-	-"-
1760	1790	кошайская свита	-"-	1	-	-"-
1790	2380	фроловская свита	-"-	1	-	1,3
2380	2430	баженовская свита	J3	1	-	1,2
2430	2480	абалакская свита	-"-	1	20	-"-
2480	2750	тюменская свита	J1-2	1	20	1,25
2750	2850	кора выветривания	К.В.	до 2 -	1,1



1.3 Нефтегазоводоносность разреза скважины

Сведения о нефтеносности, газоносности и водоносности представлены в таблицах 1.3 и 1.4.

Таблица 1.3 Нефтеносность

Индекс стратиграфического подразделения	Интервал, м	Тип коллектора	Плотность, кг/м3	Подвижность, мкм2/Пас	Содержание, % по весу	Свободный дебит, м3/сут
	От (верх)	До (низ)		в пластовых условиях	после дегазации		серы	парафина
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10
К1(АС10)	2310	2325	Поров	0,805	-	0,016	0,59	2,06	20,6
Параметры растворенного газа
газовый фактор, м3/м3	содержание, %	относительная по воздуху плотность газа	коэффициент сжимаемости	давление насыщения в пластовых условиях, МПа
	сероводорода	углекислого газа
11	12	13	14	15	16
46	-	-	0,758	10,55	9,45

Таблица 1.4 Водоносность

Индекс стратиграфического подразделения	Интервал, м	Тип коллектора	Плотность, кг/м3	Свободный дебит, м3/сут	Фазовая проницаемость, 10-3мкм2	Химический состав воды в мг-эквивалентной форме
	От (верх)	До (низ)					анионы	катионы
							Cl-	SO4--	HCO3-	Na+	Mg+	Ca++
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12	13
К2-К1	1170	2010	Поров.	1010	1500-2000 водозабор. скв.	0,43	99,0	-	1,0	91,0	4,6	5,0
К1(АС10)	2310	2335	--	1015	32	0,23	79,0	-	21,0	96,0	1,0	3,0



1.5 Физико-механические свойства горных пород по разрезу скважины

Таблица 1.5 Физико-механические свойства горных пород по разрезу скважины

Индекс стратиграфического подразделения	Интервал, м	Краткое название горной породы	Плотность, г/см3	Пористость, %	Проницаемость, дарси	Глинистость, %	Карбонатность, %	Предел текучести, кгс/мм2	Твердость, кгс/мм2	Коэффициент пластичности	Абразивность (класс)	Категория породы по промысловой классификации (мягкая, средняя и т.п.)
	от (верх)	до (низ)
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12	13	14
Q- Р3/2	0	330	пески, глины, алеврол.	1,9 1,8 1,8	35 6 10	0,6 0,001 0,05	7 90 13	1-2 1-2 4	12 15 21-164	- - 24-182	1,1-4,5 -“- 1,6-4,3	I-II II I-IV	М
Р3/2 - К2	330	960	глины, опоки	1,8 1,5	5 4	0,001 0,01	90 50	1-2 -	15 25	- 41	1,1-4,5 6	II II	МС
К2 - К1	960	1760	пески, песчан., глины, алеврол.	1,9 2,1 1,9 2,0	35 30 5 12	0,5 0,3 0,001 0,05	7 5 90 13	1-2 1-2 1-2 4	12 9-213 15 21-164	- 14-234 - 29-182	1,1-4,5 -“- -“- 1,6-4,3	I-II III-VIII II I-IV	МС, С
К1	1760	2750	аргилл., песчан., алеврол.	2,6 2,2 2,0	4 23 10	0,01 0,3 0,03	100 5 13	1-3 1-2 3-5	36-182 9-213 21-164	44-210 14-234 29-182	1,8-4,2 1,1-4,5 1,6-4,3	I-III III-VIII I-IV	С
К.В.	2750	2850	базальты, туфы	2,5	13	0,04	5-7	10	88-273	93-296	1,0-1,9	V-VI	С, Т

1.6 Давление и температура по разрезу скважины

Таблица 1.6 Давление и температура по разрезу скважины

Индекс стратиграфического подразделения	Интервал, м	Градиент	Температура в конце интервала С0	Источник получения
	От (верх)	До (низ)	Пластового давления	Гидроразрыва пород	Горного давления
			величина кгс /см2 на м	источник получения	величина кгс/см2 на м	источник получения	величина кгс/см2 на м	источник получения
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11
Q-Р2/2	0	500	0,100	РФЗ	0,20	расчет	0,20	расчет	19	РФЗ
Р2/2-К2	500	700	0,100	-”-	0,19	-”-	0,20	-”-	27	-”-
К2	700	960	0,100	-”-	0,18	-”-	0,20	-”-	36	-”-
К2-К1	960	1760	0,100	-”-	0,17	-”-	0,22	-”-	67	-”-
К1-J3	1760	2520	0,100	-”-	0,165	-”-	0,22	-”-	96	-”-
J1-2	2520	2620	0,100	-”-	0,16	-”-	0,23	-”-	100	-”-
J10-11	2620	2750	0,096	-”-	0,16	-”-	0,23	-”-	104	-”-
К.В.-Рz	2750	2850	0,100	-”-	0,16	-”-	0,23	-”-	105	-”-

1.7 Возможные осложнения по разрезу скважины

Осложнения, возникающие при бурения на Юкъяунском месторождении представлены в таблицах 1.7- 1.12. Параметры, характеризующие возможные осложнения указаны на основе статических данных для наиболее представленных на разбуриваемых и эксплуатирующихся площадях условий.



Таблица 1.7 Поглощение бурового раствора

Индекс стратиграфического подразделения	Интервал, м	Максимальная интенсивность поглощения, м3/ч	Расстояние от устья скважины до статического уровня при его максимальном снижении, м	Имеется ли потеря циркуляции (да, нет)	Градиент давления поглощения, МПа/м102	Условия возникновения
	От (верх)	До (низ)				при вскрытии	после изоляционных работ
Q- Р2/3	0	520	До 5,0		Нет			Отклонение параметров бурового раствора от проектных
К2-К1	1170	2010	До 7,0		Нет
К1	2200	2400	До 3,0		Нет

Таблица 1.8 Осыпи и обвалы стенок скважины

Индекс стратиграфического подразделения	Интервал, м	Устойчивость пород, измеряемая временем от момента вскрытия до начала осложнения, сутки	Интенсивность осыпей и обвалов	Проработка интервала этого осложнения	Условия возникновения, в т.ч. допустимая репрессия
	От (верх)	До (низ)
					мощность, м	скорость, м/ч
Q - P2/3 P2/3-К1 К1	0 520 2200	520 2010 2400	3 3 3	Итенсивные слабые слабые	520 1490 260	100-120 100-200 100-200	Нарушение технологии бурения, превышение скорости СПО, организационные простои (ремонтные работы, ожидание инструмента или материалов), отклонение параметров бурового раствора в т.ч. плотности и др., несвоевременная реакция на симптомы осложнений



Таблица 1.9 Нефтегазоводопроявления

Индекс стратиграфического подразделения	Интервал, м	Вид проявляемого флюида (вода, нефть, конденсат, газ)	Длина столба газа при ликвидации газопроявления, м	Плотность смеси при появлении для расчета избыточных давлений, кг/м3	Условия возникновения	Характер проявления (в виде пленок нефти, пузырьков газа, перелива воды, увеличение водо отдачи и т.д.)
	От (верх)	До (низ)			внутреннего	наружного
К2-К1	1170	2010	Вода	Свободный газ отсутствует	Плотность смеси равна плотности нефти	Пренебрежение к постоянному доливу жидкости в скважину во время подъема инструмента, снижение давления в скважине ниже гидростатического, низкое качество глинистого раствора, превышение скорости СПО	Перелив раствора на устье
К1(АС10)	2310	2325	Нефть
К1(АС10)	2325	2335	Вода

Таблица 1.10 Прихватоопасные зоны

Индекс стратиграфического подразделения	Интервал, м	Вид прихвата (от перепада давления, заклинки, сальникообразования и т.д.)	Раствор, при применении которого произошел прихват	Наличие ограничений на оставление инструмента без движения или промывки (да, нет)	Условия возникновения
	От (верх)	До (низ)		тип	плотность, кг/м3	водоотдача, см3/30 мин	Смазывающие добавки (название)
Q - P2/3 P2/3 - K1	0 520	520 2400	Прихват инструмента Прихват инструмента	Глинистый раствор Глинистый раствор	1170 1130	8-6 7	Рыбожировая смазка (РЖС)	Да Да	Отклонение параметров бурового раствора от проектных, плохая очистка бурового раствора от шлама, оставление бурильного инструмента в открытом стволе без движения при остановках бурения и СПО

Таблица 1.11 Прочие возможные осложнения

Индекс стратиграфического подразделения	Интервал, м	Вид (название) осложнения: желобообразование, перегиб ствола, искривление, грифонообразование	Характеристика (параметры) осложнения и возникновения
	От (верх)	До (низ)
K2+K1	150	290	ММП	Нарушение промывки скважин, разбавление агрессивными пластовыми водами
K1	1170	2010	Водопроявления, разжижение глинистого раствора

Таблица 1.12 Характеристика вскрываемых пластов

Индекс пласта	Интервал залегания, м	Тип коллектора	Тип флюида	Пористость, %	Проницаемость, 10-3мкм2	Коэффициент газо-, конденсато-, нефтенасыщенности	Пластовое давление, МПа	Коэффициент аномальности	Толщина глинистого раздела флюида, м
	от (верх)	до (низ)
К1(АС10)	2310	2325	Поров	Нефть	20	0,27	-	23,6	1,01	-



2. Проектирование конструкции и профиля скважины

2.1 Требования к проектируемой скважине

Конструкция скважины должна выбираться с учетом конкретных особенностей не только данного месторождения, но и каждой отдельной скважины. Она зависит от геологических условий, глубины залегания и пластового давления эксплуатационного объекта, физико-механических и других свойств горных пород и характера осложнений в процессе бурения. Кроме того, конструкция должна разрабатываться с учетом максимально возможной экономии пластовой энергии и получения больших дебитов газа. Эти два требования определяют выбор диаметра эксплуатационной колонны, которая в свою очередь является основным элементом конструкции скважины, так как от ее диаметра зависят диаметры остальных обсадных колонн[1].

Выбор конструкции скважины зависит также от комплекса неуправляемых и управляемых факторов.

К неуправляемым факторам следует отнести геологические условия месторождения: глубину залегания продуктивных пластов, их продуктивность и коллекторские свойства; пластовые и поровые давления, а также давления гидроразрыва проходимых пород; физико-механические свойства и состояние пород, вскрываемых скважиной с точки зрения возможных обвалов, осыпей, кавернообразования, передачи на обсадные колонны горного давления и т.д.

К управляемым факторам можно отнести способ бурения; число продуктивных горизонтов, подлежащих опробованию; способ вскрытия продуктивных горизонтов; материально-техническое обеспечение.

Конструкция скважины считается рациональной, если она обеспечивает минимальную стоимость ее строительства, а также выполнение технических (существующие технические средства и материалы, условия их доставки), технологических (освоенные технологические приемы, организация труда основных и вспомогательных подразделений) и геологических (проявление пластовых флюидов, поглощение буровых и тампонажных растворов, обвалообразование и пластическое течение горных пород) ограничений и требований к надежности и долговечности скважины (обеспечение успешного испытания, освоения и эксплуатации)[8].

2.2 Обоснование конструкции эксплуатационного забоя

Залежь нефти, горизонта АС10, вскрывается на глубинах 2310-2330 м, приурочена к локальному поднятию, осложняющему Юкъяунскою структуру. Структурная карта юго-восточной части структуры I порядка Северо-Сургутской моноклинали. Используя данные карты, определим точку заложения скважины. Глубину скважины НСКВ, м, рассчитаем по формуле

НСКВ = НКП + hПЛ + hЗ,(1)

где НКП - глубина кровли пласта по вертикали, м;

hПЛ - мощность продуктивного пласта, м;

hЗ - сумма глубин зумпфа и цементного стакана, м.

НСКВ = 2310 + 20 +70 = 2400 м.

Опыт бурения скважин на месторождении и проведенные нами расчеты дают возможность определить точку заложения как НСКВ = 2400 м.

2.3 Обоснование конструкции 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].



2.4 Расчет параметров участков профиля скважины

Выбор типа профиля скважины осуществляем в соответствии с [5], согласно которой при величине отхода ствола скважины от вертикали А, м, свыше 300 м (в нашем случае эта величина равна 800 м) и отсутствии специальных требований к последнему участку, а так же с учетом опыта бурения на Юкъяунском месторождении целесообразно выбрать четырех интервальный профиль скважины. Исходные данные для расчета профиля представлены в таблице 2.1

Таблица 2.1 Исходные данные для расчета профиля

1 Глубина по вертикали, м:
-начала интервала увеличения зенитного угла, НВ	70
-кондуктора, НК	750
-окончания интервала стабилизации зенитного угла, НС	1480
-кровли пласта, НКР	2310
-скважины, Н	2400
2 Проектный отход ствола скважины от вертикали А, м	800
3 Максимально допустимая интенсивность изменения:
-зенитного угла в интервалах:
а) увеличение угла, град/10 м	1,5
б) работы погружных насосов, град/100 м	3,0
-пространственного угла в интервалах:
а) увеличение угла, град/10 м	2
б) работы погружных насосов, град/100 м	4

Этот вид профиля включает в себя: вертикальный участок, длину которого принимаем 70 м для перекрытия неустойчивых осыпающихся пород четвертичных отложений и Журавской свиты; участок набора зенитного угла, набор параметров кривизны производится при бурении под кондуктор, глубина окончания интервала увеличения зенитного угла по вертикали - 197 м; участок стабилизации зенитного угла (глубина окончания по вертикали - 1122 м); участок снижения зенитного угла.

Следующим этапом является расчет минимально допустимого радиуса искривления Rmin, м, из условия проходимости в искривленном участке скважины наиболее жесткой части системы “долото-забойный двигатель” по формуле

Rmin = (5)

где L_ЗД - длина забойного двигателя с долотом, м; Д_Д, d_ЗД - диаметр соответственно долота и забойного двигателя, м; К - зазор между стенками скважины и забойным двигателем, м. В мягких породах К = 0, в твердых К = 3-6 мм.

Rmin = = 17,5 м

Радиус искривления R1 выбираем исходя из значения интенсивности искривления i10 пространственного угла, по формуле

i10 = 573/R1,,(6)

R 1= 573/ i10,

R1 =286,5 м.

Так же находим R2,

R2 = 5730/ i100

R2 = 1432,5 м.

Далее рассчитываем значение зенитного угла в конце участка набора



sin = (7)

где Rо = R1 + R2, м;

Но = Н - h1, м.

Длины, вертикальные и горизонтальные проекции всех участков профиля рассчитываются по формулам, приведенным в таблице 2.2.

Таблица 2.2 Расчетные формулы

Номер участка	Длина участка,	Проекция, м
	М	горизонтальная	вертикальная
1	l1 = h1	-	h1 = l1
2	l2 = 0,01745R1	а2=R1(1-cos)	h2=R1sin
3	l3=h3/cos	а3= h3tg	h3=H-h1-h4-h2
4	l4=0,01745R2 L=l1+l2+l3+l4	а4=R2(1-cos) A=а1+а2 +а3+а4	h4= R2 sin H=h1+h2+h3+h4

Схема четырех интервального профиля приведена на рисунке 3.

Выполняется расчет для проектируемой скважины и проверяется равенство сумм горизонтальных и вертикальных проекций.

Rо = 286,5 + 1432,5 = 1719м;

Но= 2400 - 70 = 2330 м;

sin = = 0,37;

= 21,7 о;

l1 = 70 м; а1 = 0, h1 = 70 м;

l2 = 0,01745286,521,7°= 108,4 м;

а2 = 286,5 (1-cos21,7°) = 20,3 м;

h2 = 286,5 sin21,7°= 106 м.

Результаты расчетов представлены в таблице 2.3.

Таблица 2.3 Результаты расчета

Интервал по вертикали, м	Угол наклона ствола, град	Отклонение, м	Удлинение, м
от	до	длина	в начале интервала	в конце интервала	средний	за интервал	общее	за интервал	общее
0	70	70	0	0	0	0	0	0	0
70	176	106	0	21,7	10,85	20,3	20,3	2,4	2,4
176	750	574	21,7	21,7	21,7	228,4	248,6	43,8	46,2
750	1270	520	21,7	21,7	21,7	206,9	455,5	39,6	85,8
1270	1870	600	21,7	21,7	21,7	238,8	694,4	45,8	131,6
1870	2400	530	21,7	8,5	14,5	101,5	795,9	12,4	144

А = 20,3+228,4+206,9+238,8+101,5 = 795,9 м - общее проектное отклонение по вертикали скважины.

L = 70+108,4+617,8+559,6+645,8+542,4 = 2544 м - общая длина скважины по стволу.

Н = 70+106+574+520+600+530 = 2400 м - общая длина по вертикали.



3. Проектирование технологического процесса углубления скважины

3.1 Обоснование способа бурения под кондуктор и эксплуатационную колону

Строительство скважины состоит из двух последовательно идущих процессов: бурения скважины и ее крепления. Бурение - это разрушение пород и создание ствола скважины. Цель крепления ствола скважины - во-первых, закрепить ее стенки, сделать их устойчивыми против усилий, создаваемых боковым давлением пород, и, во-вторых, изолировать друг от друга разнородные пласты.

Основным элементом при сооружении скважины является ее технический разрез, т.е. конструкция скважины, которая определяется диаметром, глубиной спуска и числом обсадных колонн, толщиной стенок труб, диаметром самой скважины на разных ее глубинах, высотой подъема цемента за трубами.

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.



3.2 Выбор буровых долот

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 3.1 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)

3.3 Проектирование режимов бурения по интервалам скважины

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).

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.

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.

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.

3.4 Выбор и обоснование типа забойного двигателя

Для выбора типа забойного двигателя необходимо рассчитать момент сопротивлений при работе турбобура с долотом Мс, Н·м, в процессе углубления скважины [13]

Мс = Мдп+ Мо + Мп + Мк,

где Мдп - вращательный момент, необходимый для разрушения забоя, Н·м;

Мо - момент, расходуемый на сопротивление в осевой опоре турбобура, Н·м;

Мп - вращающий момент, расходуемый на сопротивление в осевой опоре турбобура, Н·м;

Мк - момент сопротивления при работе калибратора, Н·м.

Мдп = Му Gс,

где Му - удельный момент при работе долота на углубление скважины, Нм/кН;

Gс - статическая составляющая осевой нагрузки на долото, кН.

Му = (0,55...0,72) R·гп·103,

Gс = (0,785...0,85)G,

где R - радиус долота, м;

гп - коэффициент трения (сопротивления) вооружения долота о породу;

гп = 0,1...0,4 - соответственно для крепких пород и мягких.

Мо = 550 Дд,

где Дд - диаметр долота, м.

Мп = Тп п rп,,

где п - коэффициент сопротивления в осевой опоре турбобура, п = 0,1;

rп - средний радиус трения в пяте осевой опоры, м.



rп = 2/3 (r3н - r3в) / (r2н - r2в),

где rн, rв - наружный и внутренний радиусы пяты опоры, м;

для турбобуров диаметром dт= 240 мм: rн = 92 мм, rв= 70 мм;

для турбобуров 195 мм: rн = 75 мм, rв= 62 мм.

Мк = Gрад · R · Кр,

где Gрад - радиальное усилие, кН; Gрад = 3 кН;

Кр - коэффициент сопротивления при работе калибратора в скважине;

Кр = 0,4;

Приравнивая Мс к оптимальному вращающему моменту на валу турбобура Моп и частоту вращения к оптимальной частоте вращения вала двигателя nоп, об/мин, по справочным данным [13,16] находим лучший турбобур при возможно минимальном расходе промывочной жидкости или при технологически необходимом расходе. Если близких значений ni и nоп, Мс и Моп нет, то применяем формулы пересчета

Мв/ Мс= 1 Q2тн / с Q2с,

ni/nc=Qан/Qс,

гдевеличины с индексом "1" принимаем за проектные, а с индексом "с" - за справочные.

Для интервала 0-750 м

Gст = 0,85 34,5 103 = 29325 Н;

Му = 0,6 0,147 0,4 103 = 35 10-3 Нм/кН;

Мдп = 35 10-3 29,32 103 = 1026,2 Нм/кН;

rп = 2/3 (0,0923 - 0,0703) / (0,0922 - 0,0702) = 0,081 м;

Мп = 30 103 0,4 0,081 = 972 Нм;

Мо = 550 0,295 = 162 Нм;

Мк = 3 103 0,4 0,295 = 354 Нм;

Мс = 1026,2 + 162 + 972 + 354 = 3840 Нм;

После проверки характеристик нескольких двигателей, выяснилось, что наиболее эффективно применить для разбуривания данного интервала турбобур ТСШ-240.

Для остальных интервалов расчеты ведутся аналогично. Исходные данные для расчетов и результаты приведены в таблицах 3.2-3.3.

Таблица 3.3 Моменты сопротивлений на валу турбобура

Интервал, м	rп, м	R, м	Мдп, Нм	Мо, Нм	Мс, Нм
0-750 750-1200 1200-1750 1750-2400	0,81 0,067 0,067 0,067	0,147 0,108 0,108 0,108	1026,2 1259 1023 1027	162 119 119 119	3840 1480 1480 1480

Таблица 3.4 Сравнение с данными пересчета параметров турбобуров

Интервал, м	Тип турбобура	Qспр, л/с	Qф, л/с	Мспр, Нм	Мс, Нм	Моп, Нм	nспр, об/ мин	nоп, об/ мин
0-750 750-1200 1200-1750 1750-2400	ТСШ-240 ЗТСШ1-195 ЗТСШ1-195 ЗТСШ1-195	50 30 30 30	52 34 32 30	3840 1480 1480 1480	2514 1774 1538 1554	2450 1730 1593 1413	660 395 395 395	727 556 440 365

3.6 Выбор бурильной колонны и ее технологической оснастки

В данном разделе производится расчет длины, выбор диаметров и толщины стенок утяжеленных бурильных труб, стальных и легкосплавных бурильных труб, а так же производится расчет бурильной колонны на прочность. Расчет проводится поинтервально, глубины берутся по стволу.

Методика расчета приведена в [15].

Выбор бурильных труб

Диаметр бурильных труб входящих в компоновку бурильной колонны определяем по формуле

ДУБТ = (0,75 0,85) Дд, м

ДПК = (0,6 0,66) Дд, м

гдеДУБТ - диаметр утяжеленных бурильных труб, м;

ДПК - диаметр стальных бурильных труб, м;

Дд - диаметр долот, м.

Расчет длины УБТ

Длину УБТ определяем из условия придания нижней части бурильной колонны необходимых динамических свойств по формуле [17]

, м

гдес = 5100 м/с - скорость распространения звука в материале труб;

lт - длины турбобура, м;

ln - расстояние от забоя до осевой опоры турбобура, м;

Тд - период продольных зубцовых вибраций долота с учетом деформируемости забоя,

,

гдеfд - частота зубцовых вибраций долота, 1/с,

, 1/с

гдеR - радиус от центра долота до центра реек, м;

n - частота вращения долота, об/мин;

tz - средняя величина шага зубцов долота по венцу, м (таблица 27);

Результаты вычислений по формулам (48 - 50) заносим в таблицы 35-36.

Расчет длины стальных труб

Длину стальных труб рассчитываем из условия создания недостающей нагрузки на долото [18]

, м

гдеG - осевая нагрузка на долото, Н;

Gубт - вес УБТ, Н;

Gз - вес забойного двигателя, Н;

в - коэффициент, учитывающий Архимедову силу;

qпк - вес 1 м стальных труб.

Длина ЛБТ рассчитывается как разность между глубиной скважины и длиной УБТ и ПК.

Результаты вычислений по формуле (51) сведены в табл. 35-36.

Расчет компоновки производим для условий максимальной осевой нагрузки в интервале 1900-2544 м. Произведем расчет бурильной колонны на прочность при турбинном бурении. Расчёт ведётся от воздействия на колонну растягивающих усилий, а действие остальных нагрузок учитывается коэффициентом запаса прочности. Расчёт производится по формуле

р =·[b(Gт+qуlу+qnln)+qлlлbл+Fв·(Ртп+Рд)+Gтр],

гдеКд - коэффициент динамичности;

Fтл - площадь поперечного сечения тела ПК, м2;

;

где - соответственно, наружный и внутренний диаметр ЛБТ, м;

bn - коэффициент, учитывающий Архимедову силу, bn = 0,85;

- площадь поперечного сечения канала труб, м2;

Pт - перепад давления в турбобуре, МПа;

Pд - перепад давления в долоте, МПа;

После расчета колонны на прочность проверяем выполнения условия

,

гдет = 247 МПа - предел текучести, рассчитываемых на прочность труб;

К3 = 1,5 - коэффициент запаса прочности для бурильных труб при бурении забойным двигателем;

Мпа

Исходные данные для расчета



По результатам расчета р = 145 МПа. Сделаем проверку: 145 < 164 МПа.

Условие выполняется, значит, компоновка колонны выбрана правильно.

3.7 Условия эксплуатации бурильной колонны

Условия работы БК при роторном способе бурения и при бурении с забойными двигателями различны.

При роторном бурении БК, передающая вращение от ротора к долоту и нагрузку на долото, испытывает действие ряда сил. Верхняя часть БК под действием сил собственного веса и перепада давления в промывочных отверстиях долота находится в растянутом, а нижняя, воспринимающая реакцию забоя- в сжатом состоянии. Следовательно, в БК имеется сечение, в котором отсутствуют осевые растягивающие и сжимающие силы. Выше этого сечения действуют напряжения растяжения, возрастающие к вертлюгу, а ниже него - напряжения сжатия, увеличивающиеся к долоту.

Передаваемый БК вращающий момент приводит к возникновению в ней напряжений кручения, а вращение колонны с определенной частотой порождает центробежные силы и, следовательно, изгибающие напряжения. Первые уменьшаются от вертлюга к долоту, а вторые имеют максимальное значение в нижней части БК. Одновременное действие на БК перечисленных выше сил осложняет условия ее работы при роторном способе бурения.

При бурении с забойными двигателями БК не вращается и испытывает в основном в растянутой и сжатой частях колонны соответственно напряжения растяжения и сжатия.

Изгибающие нгрузки, возникающие при потере сжатой частью прямолинейной формы невелики. Незначителен и реактивный момент забойного двигателя, и поэтому касательные напряжения . действующие на БК в направлении к вертлюгу, не достигают опасных значений.

Аварии при роторном бурении происходят,в основном, из-за поломок БК по причине усталостного износа резьб, сварочного шва, материала трубной части и присоединительных элементов. Аварии при бурении с забойными двигателями происходят,в основном, из-за прихватов,неподвижно лежащей на стенке скважины БК, и размыва резьбовых соединений и стенок труб.

3.8 Выбор и обоснование вида промывочной жидкости

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.



3.9 Характеристика химических реагентов для регулирования свойств промывочных жидкостей

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.

3.10 Выбор способа приготовления и регенерации промывочных жидкостей

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.



4. Проектирование технологического процесса крепления скважины

4.1 Требования к крепи скважин

До начала работ по подготовке скважины к спуску обсадной колонны проверяется состояние фундаментов оснований, подроторных балок и другого оборудования буровой установки (подъемное, насосное и силовое).

Фундаменты не должны иметь нарушений, промоин и осадок грунта.

Основания под оборудование и вышку должны располагаться на фундаментах всей опорной поверхности и не иметь трещин или других дефектов.

Вышка центрируется относительно устья скважины, а все ее соединительные элементы закрепляются.

Проверяются: буровая лебедка, приводы, двигатели и при необходимости производится ремонт с заменой отдельных звеньев цепных передач, клиновых ремней и других узлов. При проверке особое внимание уделяется надежности тормозной системы.

Буровые насосы, нагнетательные линии с запорной арматурой и система очистки промывочной жидкости должны обеспечивать бесперебойную подачу и очистку жидкости на различных режимах промывки скважины. Насосы должны обеспечивать подачу продавочной жидкости цементировочным агрегатам.

Проверяется состояние противовыбросового оборудования. Перед спуском эксплуатационных колонн на одном из превенторов заменяются плашки под соответствующий диаметр обсадных труб.

Проверяется исправность и точность показаний индикатора веса, манометров и других контрольно измерительных приборов на буровой.

Устраняются выявленные при осмотре дефекты, и составляется акт о готовности буровой установки к креплению скважины.



4.2 Выбор обсадных колонн и их технологической оснастки

Подготовка обсадных труб (гидравлическое испытание, калибровка резьб, шаблонирование, маркировка, сортировка и замер длины) к спуску в скважину осуществляется на трубных базах или непосредственно на буровой.

Обсадные трубы завозятся на буровую заранее, чтобы иметь возможность подготовить их для спуска в скважину.

Запрещается транспортирование обсадных труб без предохранительных колец и ниппелей.

Обсадные трубы, подготовленные к креплению скважины, должны удовлетворять всем требованиям действующих стандартов и технических условий.

Соответствие внутреннего диаметра трубы номинальному по всей трубе проверяется с помощью жесткого цилиндрического шаблона.

С целью выявления скрытых дефектов заводского изготовления обсадные трубы перед спуском в скважину испытываются на внутреннее давление водой с выдержкой времени не менее 30 сек.

Трубы, которые не выдержали гидравлического испытания и (или) через которые не прошел шаблон, отбраковываются.

На каждые 1000 м подготовленных к спуску труб на буровую доставляют дополнительно 50 м проверенных резервных труб максимальной прочности.

Подготовленные обсадные трубы укладываются штабелями на стеллажи в порядке очередности их спуска в скважину согласно плану работ, а резервные трубы укладываются отдельно.

После укладки труб предохранительные ниппели вывинчивают из муфт и слегка ослабляют предохранительные кольца на других концах труб.

При укладке труб на стеллажи очищаются, промываются дизельным топливом и протираются насухо резьбы, на ниппельные концы наворачиваются аналогично подготовленные предохранительные кольца. Применение металлических приспособлений для очистки резьб не допускается.

Сведения о подготовленных к спуску в скважину обсадных трубах заносятся в буровой журнал.

4.3 Расчет обсадной колонны на прочность

Обсадные трубы служат для крепления ствола скважины. По ГОСТ 632-80 отечественные обсадные трубы выпускаются следующих диаметров и толщины:

Таблица 4.1 Диаметры и толщина обсадных труб

, мм	114.3	127.0	139.7	146.1	168.3	177.8
s, мм	5.2 - 10.2	5.6 - 10.2	6.2 - 10.5	6.5 - 9.5	7.3 - 12.2	5.9 - 15.0
193.7	219.1	244.5	273.1	298.5	323.9	339.7
5.2 - 10.2	7.6 - 15.1	7.9 - 15.9	7.1 - 16.5	8.5 - 14.8	8.5 - 14.0	8.4 - 15.4
351.0	377.0	406.4	426.0	473.3	508.0
9.0 - 12.0	9.0 - 12.0	9.5 - 16.7	10.0 - 12.0	11.1	11.1 - 16.1

Группа прочности стали «Д», «К», «Е», «Л», «М», «Т». Трубы маркируются клеймением и краской. При спуске в скважину обсадные трубы шаблонируют.

Определим вес обсадной колонны диаметром 324мм по формуле:

Робс = Lобс*qобс, где

Робс. - длина обсадной колонны, м; qобс. - вес 1 м обсадных труб, кг.

Робс. = 1020*74.7 = 76194 кг = 76,2 т. Робс в р-ре = Робс*(1-1,18/7,85) = 64.8т

Определим вес обсадной колонны диаметром 245мм:

Робс. = 2450*70.8 = 173460 кг = 173,5 т. Робс в р-ре = Робс*(1-1,7/7,85) =135.3т

Определим вес обсадной колонны диаметром 140 мм:

Робс. = 3025*30.7 = 92867 кг = 92,9 т.

Робс в р-ре = Робс*(1-2,13/7,85) = 67.8т

Сравнив вес обсадных колонн и вес бурового снаряда при бурении под каждую из колонн можно сделать вывод что самой тяжелой является обсадная колонна диаметром 245мм.

Эксплуатационные и промежуточные колонны обсадных труб работают в наиболее тяжелых условиях. Например, в процессе спуска колонн обсадных труб по мере их наращивания увеличивается нагрузка, обусловленная силами собственного веса. После того как колонна доведена до забоя и установлена на забой, трубы частично разгружаются от растягивающих усилий. Силы внешнего давления, действующие на трубы в процессе спуска колонны и определяемые разностью давления столбов жидкости за трубами и внутри их, по своей величине незначительны.

Промежуточная колонна труб работает в несколько иных условиях, нежели эксплуатационная. Промежуточная колонна в основном работает на растяжение от собственного веса, а также от сил, создаваемых внутренним давлением. Наибольшего значения внутреннее давление достигает в момент окончания продавки цемента за колонну, а также при увеличении удельного веса глинистого раствора внутри обсадных труб по отношению к удельному весу раствора, оставшегося в затрубном пространстве.

В эксплуатационной колонне величины осевых усилий и внешнего давления неодинаковы по длине колонны. Осевые усилия достигают наибольшего значения у самой верхней трубы в момент спуска. Наибольшие внешние силы, приводящие к смятию, проявляются у самых нижних труб колонны при снижении уровня жидкости в колонне в процессе эксплуатации скважины. Кроме того, на нижние трубы в фильтровой зоне скважины могут действовать и пластовые давления, которые достигают значительных величин в процессе эксплуатации скважины.

Кроме основных усилий смятия и растяжения, действующих на колонну, в обсадных трубах возникают также дополнительные напряжения. Они возникают тогда, когда приходится расхаживать колонну при ее прихватах, резком торможении во время спуска, изгибе колонны и т.д. Эти напряжения, возникающие в результате указанных явлений, в некоторой степени компенсируются запасом прочности обсадных труб.

При подборе отдельных секций обсадных колонн нужно принимать следующие запасы прочности:

1.в расчетах технических колонн на страгивающую нагрузку - 1,3;

2.при расчете эксплуатационных колонн на страгивающую нагрузку - 1,15-1,20;

3.при расчете эксплуатационных колонн на смятие:

а).запас прочности для интервала высоты подъема цементного раствора - 1,3;

б).запас прочности выше интервала подъема цементного раствора - 1,15.

Запас прочности на страгивающую нагрузку устья скважины составляет[4]:

pстр

m = ------

Qmax

где, pстр - страгивающая нагрузка, кН;

Qmax - вес колонны обсадных труб, кН.

Кондуктор O 324мм рфакт1 = 1020·1150/10 = 11,73МПа

Пром. колонна O 245мм рфакт2 = 2450·1460/10 = 35,77МПа

Экс. колонна O 140мм рфакт3 = 3025·2130/10 = 64,43МПа

При запасе прочности на сжатие равным m, нужно устанавливать трубы, которые могут выдержать внешнее сминающее давление, равное[4]:

pсм=pфактm

Кондуктор O 324мм рсм1 = 11,73·1,3 = 15,2МПа

Пром. колонна O 245мм рсм2 = 35,77·1,3 = 46,5МПа

Экс. колонна O 140мм рсм3 = 64,43·1,15 = 74,1МПа

Результаты вычислений занесем в таблицу 2.6.

Таблица 4.2 Данные диаметров колонн и типы резьб различных марок стали

Диаметр колонны мм	тип резь бового соедин.	Марка стали	Толщина стенки, мм	Вес, кН	Длина колонны	Давление, МПа
				1 пог. М трубы	общий		pфакт	pсм
324 245 140	ОТТМ ОТТГ VAМ	Д М N-80	9,5 12,0 10,54	0,747 0,708 0,307	762 1735 929	1020 2450 3025	11,73 35,77 64,43	15,2 46,5 74,1

Фирмой «Валурек» (Франция) разработана высокогерметичное соединение VАМ. Соединение обеспечивает газогерметичность при больших растягивающих и изгибающих усилиях.

4.4 Подготовка ствола скважины к спуску обсадных колонн. Спуск обсадных колонн

Подготовка скважины к спуску колонны и обработка глинистого раствора начинается за 2 - 3 долбления перед достижением проектной глубины. В глинистый раствор добавляется графит (1%) или СМАД (1 - 1,5%), что способствует хорошему взаимодействию нефти с раствором и образованию в стенках скважины глинистой корки пониженной липкости. Это обеспечит нормальное проведение комплекса заключительных геофизических исследований и спуск обсадной колонны на проектную глубину.

Для уточнения фактической глубины скважины при спуске бурильного инструмент на последнее долбление производится контрольный замер длины бурильных труб с помощью проверенной стальной рулетки.

В процессе последнего долбления параметры глинистого раствора в скважине и его резервного объема приводятся в соответствии с требованиями ГТН и утвержденным планом работ по укреплению скважины.

После окончания углубления скважины производится комплекс заключительных геофизических исследований.

Приняв решение о спуске обсадной колонны, начальник геологической службы по результатам геофизических исследований корректирует глубину установки башмака, упорного кольца, объем скважины, интервалы цементирования, проработки и установки элементов технологической оснастки и др.