В настоящее время наклонно-напрвленные скважины бурят с применением забойного двигателя, так как на участке набора и спада зенитного угла воспользоваться роторным способом сложно. Наибольшие трудности в борьбе с самопроизвольным искривлением скважин встречаются при роторном способе бурения. Вращение бурильной колонны не позволяет отцентрировать её в стволе скважины, так как центрирующие элементы быстро изнашиваются, и диаметр их уменьшается. Сравнительно легко решаются эти вопросы при бурении забойными двигателями. Однако существует альтернатива обычному наклонно-направленному бурению с использованием забойных двигателей, это использование роторной управляемой системы (Power Drive), которая позволяет:

*значительно сократить сроки строительства скважины, общую стоимость строительства;

*увеличить аккуратность расположения ствола скважины в момент вхождения в продуктивный пласт;

*значительно снизить момент вращения, так как снижается микро-кривизна ствола, обычная при бурении с забойным двигателем;

*значительно снизить общий коэффициент трения во время спуска колонны за счёт отсутствия интервалов направленного бурения, как это обычно происходит при бурении с забойным двигателем;

*приближает очистку скважины от шлама к абсолютной, за счёт постоянного вращения;

*устраняет необходимость проработок перед спуском колонны;

*двойной замер угла, почти на долоте и 20м (в зависимости от компоновки) от забоя даёт возможность снизить существующую неопределённость в вертикальной глубине до нескольких метров на удалении 6км.

Итак, из всего вышеизложенного и отсутствия цеха по обслуживанию забойных двигателей следует, что применение роторного способа бурения является наиболее выгодным на данном месторождении.

2.5 Выбор компоновок бурильного инструмента

При выборе компоновок бурильного инструмента, определяющими факторами являются профиль и конструкция скважины, а также эффективность той или иной компоновки при применении её в похожих условиях - основываясь на опыте пробуренных раннее скважин на данном месторождении.

Правильно выбранная компоновка позволяет без осложнений, с наименьшими затратами пробурить скважину до проектной глубины.

При строительстве скважин на данной площади применяем компоновки, положительно зарекомендовавшие себя при разбуривании этого месторождения, представлены в таблице 2.6. Принимаем их как проектные.

Таблица 2.6

Компоновка бурильной колонны по интервалам бурения

Интервал по стволу	№КНБК	Элементы КНБК и бурильные трубы
от	до		Наименование	Техническая характеристика
				Наружный диаметр, мм	Длина, м	Масса, кг
0	90	1	Долото Ш660,4	660,4	0,5	62
			Переводник	241,3	0,46	22
			УБТ	241,3	9,144	295
			Стабилизатор	660,4	1,73	71
			Переводник	228,6	0,61	26
			УБТ	203,2	9,144	204
			Переводник	203,2	0,91	20
			Сумма		22	700
			Трубы бурильные	168,3
90	1350	2	Долото Ш 444,5	444,5	0,42	25
			Power Drive 900*	374,6	4,45	1258
			Немагнитный спиральный КЛС*	431,8	1,6	49
			Немагнитная УБТ	203,2	9,144	204
			Прибор удельного сопротивления	203,2	5,8
			Телеметрия MWD	203,2	8,73	146
			Немагнитный спиральный КЛС	431,8	1,6	42
			Немагнитная УБТ	203,2	9,144	204
			Ясс гидравлический	203,2	6,83	194
			Переводник	203,2	0,91	20
			Сумма		48,45	2142
			БТ	168,3
1350	5775	3	Долото Ш 311,2	311,2	0,30	14
			Power Drive 900	311,2	4,45	1080
			Немагнитный спиральный КЛС	311,2	2,26	43
			Немагнитная УБТ	203,2	9,144	204
			Прибор удельного сопротивления	203,2	5,8
			Телеметрия MWD	203,2	8,73	146
			Немагнитный спиральный КЛС	311,2	2,26	43
			Немагнитная УБТ	203,2	9,144	204
			Ясс гидравлический	203,2	6,83	194
			Переводник	203,2	0,91	20
			Сумма		49,45	1942
			БТ	168,3
5775	6390	4	Долото Ш 215,9	215,9	0,25	8
			Power Drive 900	215,9	3,81	782
			Немагнитный спиральный КЛС	215,9	1,83	164
			Немагнитная УБТ	171,4	9,144	1383
			Прибор удельного сопротивления	171,4	5,8	406
			Телеметрия MWD	171,4	8,73	786
			Немагнитный спиральный КЛС	215,9	1,83	164
			Немагнитная УБТ	171,4	9,144	1383
			Ясс гидравлический	171,4	6,83	478
			Переводник	171,4	0,91	49
			Сумма		50,81	5603
			БТ	139,7

Примечание: * - Power Drive 900 - роторная управляемая система компании Шлюмберже;

- КЛС - калибратор лопастной спиральный;

2.6 Расчет бурильных колонн

В расчёте бурильной колонны, как и при проектировании любой конструкции, используют: расчетные нагрузки, действующие на бурильную колонну, с учетом их характера; показатели механической прочности бурильных труб и их соединительных элементов, т.е. предельные нагрузки, которые бурильные трубы и их соединения могут выдержать без появления пластических деформаций и без нарушения целостности; принятые коэффициенты запаса прочности.

Показатели прочности бурильных труб рассчитаны на основании их геометрических размеров и показателей прочности материала по ГОСТ 631-75 и техническим условиям и приведены в соответствующих справочных таблицах.

Рекомендуемые коэффициенты запаса прочности разработаны на основе обобщения опыта использования бурильных колонн в различных условиях.

Расчет и разработка конструкции бурильной колонны начинается с выбора диаметра бурильных труб и УБТ и обоснования комплектации КНБК.

Исходные данные:

* скважина наклонно-направленная;

* интервал бурения 5775 - 6390 м;

* бурение ведется под хвостовик диаметром 168 мм;

* конструкция скважины к моменту бурения заданного интервала:

интервал 0 - 14 м колонна диаметром 720 мм;

интервал 0 - 90 м - колонна диаметром 508 мм;

интервал 0 - 1350 м - колонна диаметром 340 мм;

интервал 0 - 5775 м - колонна диаметром 245 мм;

* способ бурения роторный, частота вращения колонны - 120 об/мин;

* диаметр долота 215, 9 мм;

* плотность бурового раствора 1160 кг/мі;

* осевая нагрузка на долото 60 кН;

* породы мягкие и средней твердости.

2.6.1 Расчет УБТ

Выбор диаметров УБТ

Диаметр УБТ выбираем на основе рекомендуемых соотношений размеров долот, бурильных труб, с учетом диаметра обсадной колонны, под которую ведется бурение, а также норм по соблюдению диаметров.

При выборе УБТ следуем некоторым общим рекомендациям:

- чтобы избежать опасной концентрации напряжений в месте соединения БТ с УБТ, отношение наружных диаметров бурильных труб и УБТ должно быть не менее 0,75; при меньшей величине соотношения КНБК включают одну или несколько секций УБТ меньшего диаметра;

- отношение диаметра УБТ к диаметру долота должно быть равным 0,75 для долот с D<295,3 мм.

Для долота диаметром 215,9 выбираем УБТ диаметром 165,1 мм [10]. Эти трубы имеют достаточную жесткость для бурения под обсадную колонну диаметром 168 мм.

В соответствии с конструкцией применяем бурильные трубы диаметром 139,7 мм.

Следовательно, компоновка УБТ принимается одноступенчатой.

Определение длины компоновки УБТ



где G - осевая нагрузка на долото;

- вес единицы длины УБТ;

Учитывая вес КНБК принимаем

Вес УБТ:

Проверка УБТ на устойчивость

- жесткость УБТ при изгибе,

- вес единицы длины УБТ,

Так как , то для ограничения прогибов и площадей контакта УБТ со стенками скважины на сжатом участке УБТ рекомендуется установить промежуточные опоры профильного сечения.

2.6.2 Расчет колонны бурильных труб

Выбираем для нижней секции нижней ступени трубы ВН 137,9Ч9,17G. Тип труб выбран из имеющихся на предприятии.

Определим для них коэффициент запаса прочности на выносливость.

Для нижней секции запас прочности определяется по формуле:

где - предел выносливости трубы при симметричном цикле изгиба по данным натурных испытаний; [3];

- переменное напряжение изгиба;

- предел прочности (временное сопротивление); [10];

- постоянное напряжение изгиба;

где модуль упругости;

осевой момент инерции сечения по телу трубы, ;

осевой момент сопротивления опасного сечения,

стрела прогиба,

длина полуволны изогнутой колонны, м.

где диаметр скважины, м;

диаметр бурильного замка, м.

где диаметр трубы наружный, м;

диаметр трубы внутренний, м .

где угловая частота вращения;

вес единицы длины колонны, Н/м;

где частота вращения, об/мин.

Условие выполняется.

Расчет на статическую прочность

Наибольшее напряжение от статических нагрузок возникают у устья скважины и в местах перехода одного диаметра труб в другой.

Расчет ведется на совместное действие нормальных и касательных напряжений.

Основное уравнение прочности:

где напряжение кручения;

растягивающее напряжение;

изгибающее напряжение.

,

где полярный момент сопротивления поперечного сечения трубы, мі;

частота вращения колонны, об/мин;

мощность, расходуемая на вращение колонны при работе долота, кВт.

где мощность на холостое вращение колонны, кВт;

мощность потребная для вращения долота, кВт.

где длина колонны, м;

диаметр скважины, м;

диаметр бурильной колонны, м.

где коэффициент прочности породы, [10];

диаметр долота, м;

осевая нагрузка на долото, кН.

,

где диаметр СБТ, м;

диаметр проходного отверстия СБТ,

Растягивающее напряжение определяется для двух расчетных схем:

а) секция рассматривается в процессе подъема колонны после окончания бурения скважины с учетом сил сопротивления на искривленных и наклонных участках;

б) секция находится только под действием веса расположенной ниже части колонны.

Большее напряжение, полученное из условия «а», «б», принимается за расчетное.

Наибольшие напряжения растяжения в колонне бурильных труб наклонно-направленной скважины определяется по формулам:

а) для первой расчетной схемы:

где коэффициент учитывающий влияние сил трения, сил сопротивления движения бурового раствора и сил инерции (принимается к=1,15);

вес вертикальных участков, Н;

усилие, обусловленное силами трения и собственным весом колонны на прямолинейных наклонных участках, Н;

усилие, обусловленное силами трения и собственного веса колонны на участках набора и спада угла наклона скважины, Н;

усилие, создаваемое в колонне УБТ, Н;

коэффициент, учитывающий уменьшение веса колонны в жидкости;

плотность бурового раствора и материала труб, кг/мі;

перепад давления в долоте, Па;

площадь поперечного сечения канала бурильных труб, мІ;

где вес I - го наклонного участка бурильной колонны, Н;

коэффициент трения i - го участка бурильной колонны о стенки скважины ()[10];

угол наклона скважин на рассматриваемом участке, град;

m - число наклонных прямолинейных участков скважины.

где число искривленных участков;

радиус кривизны участка, м;

углы наклона в начале и в конце участка, град;

радиан;

усилие натяжения колонны в конце рассматриваемого участка, Н.

Знак плюс в формуле относится к участку спада, а минус- к участку набора угла наклона.

где угол наклона и коэффициент трения на нижнем прямолинейном участке скважины;

б) для второй расчетной схемы определяют по формуле:

где максимальная растягивающая нагрузка, Н;

площадь поперечного сечения тела бурильной трубы, мІ;

вес бурильных труб, Н;

вес УБТ, Н;

длина первой секции (снизу) труб, расположенных в горизонтальном 5-м участке, определяется для первой расчетной схемы из зависимости:

,

где предел текучести материала труб;

предельная нагрузка на трубу (растягивающая нагрузка, соответствующая пределу текучести);

допустимый коэффициент запаса прочности (при бурении наклонно-направленных скважин ротором - 1,45 [10]).

Для второй расчетной схемы:



;

б)

Для остальной части так же применяем трубы ВН 137,9Ч9,17G.

Определим напряжение растяжения на вертикальном участке:

Выбранные бурильные трубы (таблица 2.7) удовлетворяют требованиям.

Таблица 2.7

Бурильная колонна

Цель Бурения	Тип труб	Наружный диаметр, мм	Внутренний диаметр, мм	Толщина стенки, мм	Длина, м	Группа прочности	Длина КНБК
Кондуктор	СБТ УБТ	168,3 203,2	151,8 71,44	8,38 65,88	50 18,2	S - 135	22
I промежут. колонна	СБТ УБТ	168,3 203,2	151,8 71,44	8,38 65,88	1283 18,2	S - 135	48,5
II промежут. колонна	СБТ УБТ	168,3 203.2	151,8 71.44	8,38 65.88	5707 18,2	S - 135	49,5
Хвостовик	СБТ УБТ	139,7 139,7	121,4 85,73	9,17 26,985	6321 18,2	G - 105	50.8

2.7 Проектирование режима бурения

2.7.1 Разработка гидравлической программы проводки скважины

Гидравлическая программа является основной частью проектного режима проводки скважины.

Выбор расхода промывочной жидкости

Расход промывочной жидкости при бурении должен быть достаточным для удаления выбуренной породы с забоя и выноса ее на поверхность. Для обеспечения эффективного разрушения пород важно иметь расход, обеспечивающий минимальное дифференциальное давление. Для предотвращения сальникообразования, снижения вероятности прихватов, объёмное содержание выбуренной породы в промывочной жидкости в кольцевом пространстве не должно превышать 3 - 5%.

Расход, обеспечивающий вынос наиболее крупных частиц

При выборе расходов, необходимых для наиболее крупных частиц шлама из кольцевого пространства, требуется задать скорость потока, превышающую скорость витания, т.е. скорость частицы была больше нуля. На основании практических данных эту скорость принимают равной 20 - 30% скорости витания [9]:

где постоянная Риттингера;

эквивалентный диаметр наиболее крупных частиц шлама, м;

плотность разбуриваемых пород кг/мі (из таблицы 1.3);

плотность промывочной жидкости, кг/мі.

.

Размер наиболее крупных частиц выбуренной породы ориентировочно можно найти из выражения:

Расход жидкости в кольцевом пространстве, требуемый для выноса шлама:

где максимальная площадь кольцевого пространства, мІ;

.

I интервал (0ч90м) - бурение под кондуктор:

II интервал (90ч1350) - бурения под I промежуточную колонну:



III интервал (1350ч5775) бурение под эксплуатационную колонну:

IV интервал (5775ч6390) - бурение под хвостовик:

Расход, при котором объёмное содержание выбуренной породы не превышает критического значения, равного .

где максимальная механическая скорость проходки в расчетном интервале (?40м/ч [5]), м/с;

средняя скорость оседания твердых частиц в растворе.

где средний диаметр частиц шлама, м;

I интервал (0ч90м) - бурение под кондуктор:

II интервал (190ч1350) - бурения под I промежуточную колонну:

III интервал (1350ч5775) бурение под эксплуатационную колонну:

IV интервал (5775ч6390) - бурение под хвостовик:

Расход жидкости для очистки забоя

где удельный расход () [9], м/с;

площадь забоя, мІ;

I интервал (0ч90м) - бурение под кондуктор:



II интервал (90ч1350) - бурения под I промежуточную колонну:

III интервал (1350ч5775) бурение под эксплуатационную колонну:

IV интервал (5775ч6390) - бурение под хвостовик:

Из трех расходов выбираем максимальные расходы:

Бурение под кондуктор (0ч90м):

Бурение под I промежуточную колонну (90ч1350м):

Бурение под эксплуатационную колонну (1350ч5775):

Бурение под хвостовик (5775ч6390м):

Выбор гидромониторных насадок

При использовании гидромониторных долот реализация гидромониторного эффекта достигается лишь при определенной скорости истечения (перепада давления) жидкости из насадок.

В соответствии с перепадом давления рассчитывается суммарная площадь сечения насадок:

где опытный коэффициент расхода [9];

перепад давления на долоте [7], МПа;

Затем по справочнику [11] выбираются насадки, площадь сечения которых наиболее близка к .

I интервал (0ч90м) - бурение под кондуктор:

Выбираем насадки с диаметром 23 мм.

II интервал (90ч1350) - бурения под I промежуточную колонну:

Выбираем насадки с диаметром 11 мм.

III интервал (1350ч5775) бурение под эксплуатационную колонну:

Выбираем насадки с диаметром 9 мм.

IV интервал (5775ч6390) - бурение под хвостовик:

Выбираем насадки с диаметром 7 мм.

Расчет потерь давления в элементах циркуляционной системы

Потери давления при течении вязкой жидкости в трубе постоянного сечения определяются по формуле Дарси - Вейсбаха:

где коэффициент гидравлических сопротивлений трубопровода;

длина трубопровода или участка постоянного сечения, м;

плотность промывочной жидкости кг/м;

средняя скорость течения жидкости, м/с;

гидравлический диаметр ТП или кольцевой зазор, м.

Потери давления при ламинарном режиме течения:

где безразмерный коэффициент, определяемый по специальным кривым в зависимости от числа Сен-Венана [9]:

При турбулентном режиме течения определяются по формуле Блазиуса:

где =0,316 - для труб гладкого сечения;

=0,339 - для кольцевого зазора;

- число Рейнольдса, определяемое по формуле:

где пластическая вязкость жидкости, Па·с;

динамическое напряжение сдвига, Па.

Средняя скорость течения жидкости определяется из выражения:

Смена ламинарного режима турбулентным соответствует критическое значение числа Рейнольдса:

где число Хедстрема, которое определяется из выражения:

I интервал (0ч90м) - бурение под кондуктор.

Расчёт потерь давления внутри бурильной колонны:

СБТ:

турбулентный режим течения, тогда

УБТ:

режим течения турбулентный.

;

;

Долото: 3 гидромониторные насадки

Принимаем [9].

Расчет потерь давления в кольцевом пространстве:

СБТ:

режим ламинарный.

По [9] при

В элементах обвязки:



.

УБТ:

режим ламинарный.

По [9] при

II интервал (90ч1350) - бурения под I промежуточную колонну:

Расчёт потерь давления внутри бурильной колонны:

СБТ:

режим течения турбулентный.



УБТ:

режим турбулентный.

;

Долото: 9 гидромониторных насадок

Принимаем [9];

Расчёт потерь давления в кольцевом пространстве.

Замки СБТ:

Обсаженный ствол:

где расчетный коэффициент.

где длина одной трубы.

Необсаженный ствол:

УБТ:

режим турбулентный.



СБТ:

Необсаженный ствол:

;

режим турбулентный.

Обсаженный ствол:

режим ламинарный.

По [9] при

В элементах обвязки:

III интервал (1350ч5775) бурение под эксплуатационную колонну:

Расчет потерь давления внутри бурильной колонны:

СБТ:

режим турбулентный.

УБТ:

режим турбулентный.

;

Долото: 9 гидромониторных насадок

Принимаем [9];

Замки СБТ:

Обсаженный ствол:

Необсаженный ствол:

СБТ:

Необсаженный ствол:

турбулентный режим.

Обсаженный ствол:

турбулентный режим.

УБТ:

Необсаженный ствол:

режим турбулентный.

Обсаженный ствол:

режим турбулентный.

В элементах обвязки:

IV интервал (5775ч6390) - бурение под хвостовик:

Расчет потерь давления внутри бурильной колонны:

СБТ:

режим турбулентный.



УБТ:

режим турбулентный.

Долото: 6 гидромониторных насадок

Принимаем [9].

Замки СБТ:

Необсаженный ствол:

Обсаженный ствол:

СБТ:

Необсаженный ствол:

турбулентный режим.

Обсаженный ствол:

турбулентный режим.



УБТ:

Необсаженный ствол:

режим турбулентный.

Обсаженный ствол:

режим турбулентный.

В элементах обвязки:

Результаты вычислений представлены в таблице 2.8

Таблица 2.8

Потери давления в циркуляционной системе

Элементы циркуляционной системы	L, м	мм	мм	мм	м/с			МПа
1	2	3	4	5	6	7	8	9
Бурение под кондуктор
Долото	-	660,4	660,4	-	-	-	-	4,11
УБТ	18,2	660,4	203,2	71,4	29,3	188663	0,0151	1,9230
к.п. УБТ	18,2	660,4	203,2	71,4	0,717	-	0,805	0,0005
СБТ	50	660,4	168,3	151,5	6,53	89190	0,0182	0,1490
к.п. СБТ	50	660,4	168,3	151,5	0,619	-	0,85	0,0014
Эл. обвязки	-	-	-	-	-	-	-	3,1
УДС	9,2839
Бурение под I промежуточную колонну
Долото	-	444,5	444,5	-	-	-	-	5,8
УБТ	18,2	444,5	203,2	71,4	13,79	88766	0,0183	2,110
необс к.п. УБТ	18,2	444,5	203,2	71,4	1,28	2783	0,0435	0,003
СБТ	1283	444,5	168,3	151	3,05	41730	0,0221	1,008
необс к.п. СБТ	1260	444,5	168,3	151	0,92	31841	0,0236	0,053
обсаж к.п. СБТ	90	485	168,3	151	0,70	-	0,78	0,004
Замки СБТ	-	485	203,2	-	-	-	-	0,5Па
к.п. замки	-	444,5	203,2	-	-	-	-	12Па
Эл. обвязки	-	-	-	-	-	-	-	0,682
УДС	9,660
Бурение под вторую промежуточную колонну
Долото	-	311,2	311,2	-	-	-	-	5,8
УБТ	18,2	311,2	203,2	85,7	7,90	61022	0,0201	0,154
необс к.п. УБТ	18,2	311,2	203,2	85,7	4,97	48454	0,0212	0,051
обсаж к.п. УБТ	18,2	320	203,2	85,7	4,24	44726	0,0217	0,035
СБТ	5775	311,2	168,3	151	2,52	34478	0,0231	3,249
необс к.п. СБТ	4425	311,2	168,3	151	2,83	36475	0,0228	3,287
обсаж к.п. СБТ	1350	320	168,3	151	2,51	34387	0,0232	0,753
Замки СБТ	-	311,2	203,2	-	-	-	-	0,0006
к.п. замки	-	320	203,2	-	-	-	-	0,0001
Эл. обвязки	-	-	-	-	-	-	-	0,466
УДС	13,796
Бурение под хвостовик
1	2	3	4	5	6	7	8	9
Долото	-	215,9	215,9	-	-	-	-	5,8
УБТ	18,2	215,9	171,4	85,7	4,43	34280	0,0232	0,0561
необс к.п. УБТ	18,2	215,9	171,4	85,7	16,46	66019	0,0197	0,0769
обсаж к.п. УБТ	18,2	225	17,1	85,7	11,34	54810	0,0206	0,523
СБТ	6321	215,9	139,7	121	2,22	24292	0,0253	3,778
необс к.п. СБТ	615	215,9	139,7	121	5,61	38554	0,0225	1,770
обсаж к.п. СБТ	5775	225	139,7	121	4,47	10336	0,0313	5,440
Замки СБТ	-	215,9	184,2	-	-	-	-	0,0032
к.п. замки	-	225	184,2	-	-	-	-	0,0071
Эл. обвязки	-	-	-	-	-	-	-	0,1468
УДС	17,601

Выбор насоса

Выбор насосов осуществляется исходя из условий создания необходимого давления и обеспечения необходимой подачи:

Исходя из полученных значений, наибольшая и наибольшей необходимой выбираем два насоса Т-1600НР, характеристика насоса представлена в таблице 2.9

Таблица 2.9

Характеристика насоса Т-1600НР

Диаметр втулок, мм	Количество ходов, в мин	Расход, л/с, при К=0,95	Давление, допустимое, МПа	Расход при работе двух насосов, л/с
1	2	3	4	5
139,7	101	13	36,7	26
152,4	72	18,9	32,8	37,8
	114	24,0		48,0
	119	31,5		63,0
165,1	113	35,00	28,0	70,0
	122	37,85		75,7
177,8	115	41	23,4	82,0

Построение НС - номограммы

Для составления гидравлической программы бурения скважины необходимо построить НС - номограмму, которая представляет собой график совмещённых гидравлических характеристик наоса и скважины.

Гидравлической характеристикой бурового насоса называется зависимость его производительности, допустимого давления и мощности от диаметра втулок и частоты ходов в координатах

Гидравлической характеристикой скважины называется зависимость потерь давления и мощности во всех элементах циркуляционной системы, от расхода промывочной жидкости и глубины скважины

Основное предназначение НС-номограммы - выбор наиболее эффективного для данных условий гидравлического долота (определение диаметра и числа насадок) с учётом наиболее полного использования гидравлической мощности насосов.

Для построения характеристики скважины разобьем длину скважины на три условных положения забоя 90 м, 1350 м, 5775 м, 6390 м.

Пересчет потерь давления на другие расходы производим по формуле:



для

для

Результаты заносим в таблицу 2.10

Таблица 2.10

Результаты расчета характеристики скважины

		L =90 м	L = 1350 м	L = 5775	L=6390
152,4	0,024	0,886	0,733	3,894	10,034
165,1	0,035	1,884	1,559	4,359	21,340
165,1	0,070	7,539	6,236	11,359	85,36

По данным таблицы 2.10 строим НС - номограмму. Она представлена на рисунке 2.3.

По НС - Номограмме выбираем:

Интервал 0-90 м: ; ;

;

Интервал: 190-1350: ; ;

;

Интервал: 1350-5775: ; ;

;

Интервал: 5775-6390: ; ;

;

Основываясь на пунктах 2.7.1.1 - 2.7.1.5 принимаем гидравлическую программу бурения скважины, которая представлена в таблице 2.11.

Таблица 2.11

Гидравлическая программа бурения

Показатели	Параметры (название) по интервалам
	0 - 90	90 - 1350	1350 - 5775	5775 - 6390
Промывочная жидкость Плотность, кг/м	глинистый	ИЭР	ИЭР	ИЭР
	1160	1160	1160	1160
Диаметр долота, мм Гидромониторные насадки Диаметр насадок, мм	660,4	444,5	311,2	215,9
	3	9	9	6
	23	11	9	7
Способ бурения	Ротор	Ротор	Ротор	Ротор
Тип насоса Количество шт. Диаметр втулок, мм Производительность, л/с Давление на насосе, МПа	Т-1600НР	Т-1600НР	Т-1600НР	Т-1600НР
	2	2	2	1
	165,1	165,1	165,1	165,1
	70	70	70	35
	28	28	28	28

2.7.2 Статистический анализ отработки долот

На проектной площади бурение с помощью управляемой роторной компоновки только началось и по нескольким карточкам отработки долот невозможно с вероятной точностью представить результаты анализа. Поэтому статистический анализ не производился. В проектном режиме бурения заложена осевая нагрузка, которая применяется на практике при бурении того или иного интервала, взятая из ГТН нескольких скважин. Тип долота для каждого интервала выбран в соответствии с характеристикой залегающих горных пород и опыта бурения скважин.

2.7.. Составление проектного режима бурения

Составление проектного режима бурения скважины производим в соответствии с пунктами 2.1 - 2.7.2, а также исходя из опыта бурения скважин, выбранные данные сводим в таблицу 2.12.

2.8 Вскрытие продуктивных пластов

Вскрытие продуктивного пласта - это процесс углубления ствола скважины в продуктивный пласт на полную его мощность или частично. Процесс бурения в продуктивном пласте имеет определенную специфику. Она состоит в том, что при вскрытии большое значение приобретают физико-химические процессы, которые происходят в окрестностях ствола скважины и приводят к образованию призабойной зоны пласта. Призабойной зоной пласта называется некоторый его объем, распространяющийся от стенок ствола скважины в глубь пласта и подверженный при вскрытии действию процессов, нарушающих первоначальное механическое и физико-химическое состояние горной породы-коллектора и содержащейся в нем подвижной фазы. Влияние скважины на продуктивный пласт и формирование призабойной зоны пласта происходит на всех этапах: на протяжении вскрытия, освоения и эксплуатации залежи, но различаются по характеру и интенсивности действующих факторов.

В процессе формирования ПЗП действующими факторами являются перераспределение напряжений в горной породе в окрестностях ствола скважины, гидродинамическое взаимодействие бурового раствора с пластовым флюидом и проникновением среды из скважины в пласт, процессы на стенках ствола скважины.

Ухудшение проницаемости породы-коллектора в основном вызывается проникновением твердой фазы вместе с буровым раствором и его фильтратом, а также частицами шлама, попавшими в продуктивный пласт, которые вызывают его механическое загрязнение, т.е. сокращение порового объёма.

В связи с этим большое значение при разработке рациональной технологии вскрытия пласта имеет правильный подбор типа циркуляционного агента и его свойств. Накопленный опыт позволяет судить, что наиболее эффективным в этом отношении является применение инвертного - эмульсионного раствора, который в продуктивный пласт выделяет нефть, что не изменяет его проницаемости и в нефтяном пласте не образуется эмульсии.

Основная задача при вскрытии пласта состоит в том, чтобы не допустить существенного нарушения естественных свойств и состояния горной породы - коллектора и правильно задать величину заглубления в пласт. Ее устанавливают в зависимости от положения водонефтяного контакта, близости подошвенных вод и т.п. При бурении в продуктивной толще должна быть обеспечена такая глубина вскрытия, которая гарантировала бы длительную, безводную эксплуатацию скважины и минимальные в данных условиях гидравлические сопротивления при поступлении нефти и газа в скважину.

В зависимости от пластового давления, литологического состава горной породы-коллектора, ее устойчивости в стенках ствола скважины, степени насыщенности продуктивного пласта и т.п. вскрывать его можно по различным принципиальным схемам.

Разработка схемы вскрытия продуктивного пласта и рациональной технологии должна предусматривать одну из наиболее важных целей - устранение факторов, вызывающих существенное ухудшение проницаемости породы-коллектора, против первоначальной в естественном залегании.

Учитывая строение продуктивной зоны, тип коллектора, физико-геологические особенности продуктивного пласта, ожидаемое пластовое давление и опыт вскрытия продуктивной зоны в соседних скважинах наиболее рациональным является следующий вариант крепления скважины в интервале продуктивного объекта: ствол скважины добуривается до кровли продуктивного пласта и перекрывается промежуточной обсадной колонной с последующим ее цементированием. После ее испытания на герметичность вскрывают продуктивный пласт. Вскрытый интервал закрепляют потайной колонной в виде фильтра.

2.9 Расчет обсадных колонн, компоновка их низа и обоснование технологической оснастки. Определение допустимой скорости спуска

В проекте строительства скважины разработка её конструкции - очень ответственный раздел. От правильного учета характера нагружения, условий работы и износа колонн за период существования скважины зависит надежность конструкции.

В процессе спуска в ствол скважины, цементирования и прочих работ в скважине обсадная колонна испытывает различные по величине и характеру нагрузки. Среди них можно выделить: продольные усилия растяжения от собственного веса; дополнительные продольные динамические нагрузки, возникающие в связи с изменением скорости спуска; осевые нагрузки от трения обсадной колонны о стенки скважины при ее спуске; продольные нагрузки сжатия в нижней части колонны от собственного веса при разгрузке ее на забой или под действием окружающих пород при их осадке по мере выработки продуктивного пласта; продольные нагрузки в колонне при бурении и эксплуатации вследствие продольных деформаций под воздействием изменения температурного режима; нагрузки в колонне от ее изгиба при спуске в искривленный ствол, внутреннее давление при цементировании колонны и т.д.

Так как невозможно учесть все многообразие нагрузок, действующих на обсадную колонну в стволе скважины, на основании экспериментальных исследований и практического опыта выделены некоторые из них.

2.9.1 Расчет эксплуатационной колонны

В процессе спуска, цементирования и эксплуатации обсадная колонна подвергается действию статических и динамических нагрузок, а также внутренних и внешних давлений. Необходимо рассчитать и выбрать такие компоновки обсадных колонн, которые выдерживали бы все нагрузки, но при этом были бы наиболее простыми и наиболее дешёвыми.

Расчет наружных давлений

До затвердевания цементного раствора:

В незацементированном интервале:

z=0:

z=760 м:

В зацементированном интервале:

z=1570 м:

После затвердевания цементного раствора:

z=0:

z=760 м:

z=1570м:

Согласно полученным данным строятся графики наружных давлений (рисунок 2.4).

Расчет внутренних давлений

Начало эксплуатации:

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

z=0 м:

z=1570 м:

Конец эксплуатации:

По полученным данным строится график внутренних давлений (рисунок 2.5).

Расчет внутренних избыточных давлений

Максимальные внутренние избыточные давления возникают при опрессовке колонны после цементирования (до ОЗЦ)

z=0 м:

z=1570:

Расчет наружных избыточных давлений

Максимальные наружные избыточные давления равны разности наружных давлений после ОЗЦ (давление поровой жидкости цементного камня) и внутреннего давления в конце эксплуатации.

где К- коэффициент разгрузки цементного камня после его затвердевания, К=0,25

z=0:

z=1330 м,

z=1570 м,

z=1570 м, - без учета К.

По результатам расчетов строится совмещенный график внутренних и наружных избыточных давлений (рисунок 2.6).



Рисунок 2.4 - График наружных давлений действующих на обсадную колонну.



Рисунок 2.5 - График внутренних давлений, действующих на обсадную колонну



Рисунок 2.6 - Графики избыточных давлений.

Расчет обсадной колонны. Подбор компоновки эксплуатационной колонны ведется по эпюрам (рисунок 2.6) наружных избыточных давлений с учетом внутренних давлений и страгивающих нагрузок. Первая секция колонны должна перекрыть продуктивный пласт плюс 50 м. Так как зенитный угол на этом участке 79,37є, то длина первой секции равна l1=271м. Наибольшее значение наружных избыточных давлений на уровне верхнего конца первой секции колонны L=1520 равна Рни=15,4МПа.

С учетом коэффициента запаса прочности n1=1,3 трубы первой секции должны выдержать давление n1·Рни=1,3·15,4=20 МПа. Такое давление выдерживают импортные трубы группы прочности Р 110 с толщиной стенок д=10 мм , Ркр1= 24 МПа с упорной резьбой «ВАМ». Для этих труб допустимая растягивающая нагрузка QТ1=5600 кН, допустимое внутреннее давление РТ1=54,5 МПа, страгивающая нагрузка РСТР1=4610 кН, масса 1 метра трубы q=59,5 кг/м. Вес 1-й секции:

Для второй секции выбираем трубы такой же группы прочности с толщиной стенок д=8,9 мм, Ркр2= 17,1 МПа, QТ2=5000 кН, РТ2=48,5 МПа, РСТР2=4210 кН, q=53,6 кг/м. Определим критическое давление для труб второй секции с учетом растягивающих нагрузок от веса первой секции:

Так как Р'кр2>Рни271=16,9 > 15,4 то длина первой секции остаётся неизменной.

Проверим трубы на действие внутренних избыточных давлений :



Проверим трубы на страгивание резьб при спуске:

Так как и , то длина первой секции остается неизменной.

Для того, чтобы определить длину второй секции, выбираются трубы для третьей секции группы прочности N-80 д=8,9 мм c Ркр3= 16,3 МПа, QТ3=3640 кН, РТ3=35,3 МПа, РСТР3=3250 кН, q3=53,6 кг/м.

По графику избыточных давлений (рисунок 2.6) видно, что наружное избыточное давление не превышает критическое давление для выбранных труб, следовательно, трубы для второй секции можно использовать до устья скважины.

Длина второй секции: l2=5775-271=5504 м.

Вес второй секции:

Проверим трубы на действие внутренних избыточных давлений :

Проверим трубы на страгивание резьб при спуске:

Так как , то длина второй секции будет равна:

Вес второй секции:

.

Для третьей секции принимаются такие же трубы, что и в первой секции. Длина третьей секции:

Необходимая длина третьей секции равна:

Вес третьей секции:

Проверочные расчёты показали, что выбранные трубы подходят для всего интервала скважины, т.к. удовлетворяют всем требованиям. Поэтому принимаем их как проектные.

Все обсадные трубы второй промежуточной колонны с резьбой «ВАМ», которая выдерживает большие крутящие моменты.

Результаты расчета эксплуатационной колонны приведены в таблице 2.12.

Таблица 2.13

Состав обсадной колонны

№ секции	Диаметр труб, мм	Длина секции, м	Толщина стенки, мм	Группа прочности	Вес секции, нарастающей, кН	Тип резьбы	n1	n2	n3
3	244,5	382	10,0	P-110	3231	ВАМ	8	10,7	1,45
2	244,5	5122	8,9	Р-110	2850	ВАМ	5,7	9,5	1,45
1	244,5	271	10,0	P-110	158	ВАМ	1,6	27,3	29,2

2.9.2 Компоновка низа обсадной колонны и обоснование технологической оснастки

Элементы технологической оснастки обсадных колонн представляют собой комплекс устройств, применяемых для успешного спуска обсадных колонн и качественного цементирования скважин, надежного разобщения пластов и нормальной последующей эксплуатации скважины.

Каждый элемент технологической оснастки выполняет свои функции и подвергается различным нагрузкам, как в процессе спуска обсадной колонны, так и при ее цементировании.

Башмак с направляющей насадкой предназначен для оборудования нижней части обсадной колонны с целью повышения ее проходимости по стволу скважины и предупреждения повреждения нижней трубы при посадках. Башмаки присоединяют к нижней части обсадной колонны на резьбе или сварке. Тип колонного башмака с направляющей насадкой не выбирают, рекомендуются чугунные или бетонные башмаки.

Обратный клапан предназначен для предотвращения перетока бурового или тампонажного раствора из заколонного пространства в обсадную колонну в процессе крепления скважины. Его монтируют в башмаке обсадной колонны или на 10 - 20 м выше его. Чтобы исключить необходимость долива колонны, уменьшить величину возникающего гидродинамического давления и ускорить спуск обсадных труб, применяют обратные клапаны дифференциального типа, которые в период спуска создают ограниченное сопротивление поступлению промывочной жидкости из скважины внутрь колонны через дроссель.

В нашем случае низ колонны оборудуется башмаком c дифференциальным обратным клапаном Smit International, резьбовое соединение Buttress.

Упорное кольцо («стоп-кольцо») предназначено для получения четкого сигнала об окончании процесса продавливания тампонажного раствора при цементировании скважины. Его изготавливают из серого чугуна и устанавливают в муфте обсадной колонны на расстоянии 10 - 30 м от башмака.

Центраторы применяют для центрирования обсадной колонны в стволе скважины с целью равномерного заполнения кольцевого пространства тампонажным раствором и качественного разобщения пластов. Кроме того, они облегчают процесс спуска обсадной колонны, уменьшая силу трения между обсадными трубами и стенками скважины, увеличивают степень вытеснения бурового раствора тампонажным, вследствие образования локальных завихрений восходящего потока раствора в зонах центраторов. Центраторы по конструкции делятся на разъемные и неразъемные, пружинные и жесткие, а по характеру закрепления пружинных планок - на сварные и разборные. Их обычно устанавливают в средней части каждой обсадной трубы, то есть в местах наибольшего изгиба.

Технологическая оснастка обсадных колонн, предлагаемая на проектной площади, представлена в таблице 2.14.

Таблица 2.14

Технологическая оснастка обсадных колонн

Номер колонны в порядке спуска	Название обсадной колонны	Элементы технологической оснастки
		наименование, шифр типоразмер	Диаметр мм	Кол-во, шт.
1	Кондуктор	башмак с обратным клапаном, уплотнительной муфтой и пальцами для цементирования ч/з бурильные трубы	508	1
		центраторы пружинные	508Ч660,4	2
2	I промежуточная колонна	башмак с дифференциальным обратным клапаном	339,7	1
		две обсадные трубы	339,7	2
		муфта с дифференциальным обратным клапаном	339,7	1
		центраторы пружинные спиральные сварные жёсткие вращающие: на нижней трубе на стопорных кольцах на муфте 3-х последующих труб	339,7Ч444,5	5 2 3
		стопорные кольца к центраторам	339,7	2
3	II промежуточная колонна	башмак с дифференциальным обратным клапаном	244,5	1
		муфта с дифференциальным обратным клапаном	244,5	1
		центраторы пружинные стиральные сварные жёсткие вращающие: на нижней трубе на стопорных кольцах на муфте 3-х последующих труб в месте башмака предыдущей колонны	244,5Ч311,2	5 2 3 3
		стопорные кольца к центраторам	244,5	2
4	хвостовик	башмак колонны БП-168	168,3	1
		труба обсадная	168,3	1
		фильтр из труб	168,3	54
		трубы обсадные	168,3	8
		устройство с воронкой сверху для спуска хвостовика с вращением на бурильных трубах центраторы пружинные спиральные сварные жёсткие вращающие: на нижней трубе на стопорных кольцах на верхней трубе на стопорных кольцах	168,3Ч215,9	1 2 2
		стопорные кольца	168,3	2

2.9.3 Определение допустимой скорости спуска

Подготовка ствола скважины к спуску обсадной колонны и цементированию

Спуск обсадной колонны составляет наиболее трудоемкую и продолжительную часть процесса крепления скважины. От тщательной подготовки ствола скважины к спуску обсадной колонны зависит успешность проводки скважины до проектной глубины и качество разобщения пластов. Целью подготовки ствола являются, обеспечение спуска обсадной колонны до намеченной глубины и качественное цементирование. Условием для доведения обсадной колонны до заданной глубины, является устранение уступов и сужений, образовавшихся в процессе бурения. Это достигается проработкой ствола скважины и контролируется последующей шаблонировкой бурильными компоновками, включающими сочетание расширителей различной конструкции, диаметром, равным диаметру долота, и утяжеленных бурильных труб. При этом жесткость низа бурильных компоновок приближается к жесткости обсадной колонны. Применение жесткой КНБК позволит получить соответствующую конфигурацию ствола скважины и обеспечить успешный спуск обсадной колонны.

Еще одним условием качественной проводки скважины является удаление толстой рыхлой фильтрационной корки со стенок скважины и при необходимости образование тонкой, плотной корки. Удалением толстой фильтрационной корки со стенок скважины можно значительно повысить герметичность и прочность контакта между цементным камнем и горной породой. Для этого в состав буферной жидкости входит дизельное топливо и дисольван, эти компоненты позволяют разрушить и смыть углеводородную пленку.

Обоснование режима спуска обсадных колонн

При спуске колонны труб возникает опасность гидроразрыва пород из-за эффекта поршневания. Поэтому необходимо ограничивать скорость спуска колонны труб.

Предельная скорость спуска обсадной колонны определяется из соотношения:

Рс = Ргст +Ргд Ргр,

где Ргст - гидростатическое давление столба промывочной жидкости на глубине наиболее слабого пласта (пласта с наименьшим индексом давления начала поглощения или гидроразрыва);

Ргд - гидродинамическое давление в скважине при спуске колонны труб с закрытым нижним концом;

Ргр - давление начала поглощения (гидроразрыва) наиболее слабого пласта.

Гидродинамическое давление при спуске находится при турбулентном течении вытесняемой жидкости по формуле

;

В формулах - соответственно длина и гидравлический диаметр кольцевого пространства на i - том участке; Ui - скорость течения жидкости на i - том участке; n - количество участков кольцевого пространства различного размера от устья до наиболее слабого пласта, 0 - динамическое напряжение сдвига, - коэффициент гидравлических сопротивлений.

Обоснование режима спуска эксплуатационной колонны.

Наиболее слабый пласт на забое скважины.

Зададимся скоростью спуска U=0,5 м/c, тогда скорость движения вытесняемой жидкости Uж будет равна:



где DС, DТ - соответственно диаметр скважины и наружный диаметр обсадных труб;

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

Пусть режим течения вытесняемой жидкости в интервале установки кондуктора будет ламинарный, тогда:

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

Тогда

Скорость течения жидкости UЖ<UКР, то режим ламинарный.

где

Получаем:

Для обсадной колонны в необсаженной части скважины:

Для обсадной колонны в обсаженной части скважины:

Гидродинамические давления на данном участке составят:

Увеличиваем скорость спуска до 1 м/с и повторяем расчет

при движении обсадной колонны в обсаженной части скважины.

Число Рейнольдса:

при движении обсадной колонны в необсаженной части скважины:

Общее увеличение давления:

Увеличиваем скорость спуска до 2 м/с и повторяем расчет

при движении обсадной колонны в обсаженной части скважины:

при движении обсадной колонны в необсаженной части скважины:

Общее увеличение давления

Увеличиваем скорость спуска до 3 м/с и повторяем расчет

при движении обсадной колонны в обсаженной части скважины:

при движении обсадной колонны в необсаженной части скважины:

Общее увеличение давления:

Гидростатическое давление на глубине 1570 м, создаваемое буровым раствором:

Давление гидроразрыва пород:

Запас давления составляет:

результаты расчетов приведены в таблице 2.15.

Таблица 2.15

Зависимость гидродинамического давления от скорости спуска эксплуатационной колонны

Uсп, м/с	Uж, м/с	Uкр, м/с	Sen				Pгд, МПа
0,5	1,06	1,24	14,9	0,47	-	-	0,58
					-	-
1	2,13	1,24	-	-	6462	0,0250	1,44
					6100	0,0252
2	4,26	1,24	-	-	25002	0,021	5,04
					18792	0,0219
3	6,39	1,24	-	-	40090	0,0199	10,73
					28970	0,0207

По результатам расчетов таблицы 2.14 построим график зависимости гидродинамического давления от скорости спуска эксплуатационной колонны (рисунок 2.7).

Рисунок 2.7 - Зависимость РГД = f(UСП)

Максимальному гидродинамическому давлению в 9,08 МПа соответствует скорость спуска приблизительно равная 2,73 м/с. Рекомендуется скорость спуска 0,5 м/с, с технологической точки зрения скорость спуска можно производить со скоростью в 2,5 м/с, но это увеличит возможную аварийность спуска обсадной колонны. Скорость ограничена до 0,5 м/с из-за ожидания выхода промывочной жидкости из скважины и её замера в объеме и во избежании дополнительной депрессии на пласт.

2.10 Цементирование обсадных колонн

2.10.1 Выбор тампонажных материалов

В бурение принято называть тампонажными такие материалы, из водных суспензий которых образуется практически непроницаемое твердое тело.

Тампонажные материалы, используемые для разобщения проницаемых пластов, должны удовлетворять ряду требований:

- суспензия такого материала должна быть легко прокачиваемой в течении времени, необходимого для транспортирования ее в заданный интервал скважины, а в покое - седиментационно устойчивой;

- по окончании транспортирования в скважину суспензия в короткий срок должна превратиться в практически непроницаемое твердое тело, даже если температура окружающей среды ниже нуля °С;

- суспензия должна превращаться в твердое тело с небольшим увеличением объема или по крайней мере без малейшей усадки в условиях конкретной ситуации в скважине;

- образовавшееся из суспензии твердое тело должно быть высокоэластичным, долговечным, стойким против коррозии при контакте с пластовыми жидкостями и газами;

- это твердое тело должно сохранять свои механические свойства, непроницаемость и коррозионную устойчивость при всех изменениях температуры, которые возможны в период работы в данной скважине;

- оно должно иметь сцепление с обсадной колонной и стенками скважины и прочность достаточную, чтобы противостоять тем силам, которые могут возникнуть в период работы скважины;

- тампонажные материалы должны быть недефицитными и сравнительно недорогими, поскольку потребность в них довольно велика.

В проектном районе применяются при цементировании составы, представленные в таблице 2.16.

Таблица 2.16

Характеристика жидкостей для цементирования

Название колонны	Характеристика жидкости (раствора)	Составляющие компоненты
	Тип или название жидкости	Плотность, кг/м3	Растекаемость, см	Водоотдача, см3/30мин.	Время начала, мин.
					Загустевания	Схватывания
Кондуктор	промывочная	1160	-	-	-	-	буровой раствор
	буферная	1040	-	-	-	-	вода пресная, сода кальциниро- ванная, КМЦ
	цементный	1840	20	500	120	180	ПТЦ-ДО-50 кальций хлористый вода пресная
	продавочная	1160	-	-	-	-	буровой раствор
Первая промежу-точная колонна	промывочная	1160	-	-	-	-	буровой раствор
	буферная-1	850	-	-	-	-	дизельное топливо дисольван.
	буферная-2	1010	-	-	-	-	вода пресная сульфонол порошок
	облегченный цементный	1480	20	400	420	600	ПТЦ-ДО-50, кальций хлористый, вода, бентонитовый, раствор
	цементный	1840	20	200	270	420	ПТЦ-ДО-50, кальций хлористый, вода
	продавочная	1160	-	-	-	-	бур. раствор
Вторая промежу-точная колонна	Промывочная	1160	-	-	-	-	бур. раствор
	буферная-1	850	-	-	-	-	дизельное топливо дисольван
	буферная-2	1010	-	-	-	-	вода пресная сульфонол порошок
	цементобентонитовый	1480	20	400	420	600	ПТЦ-ДО-50 кальций хлористый вода бентонитовый раствор
	цементный	1840	20	200	300	450	ПТЦ-ДО-50, кальций хлористый, вода
	продавочная	1160	-	-	-	-	бур. раствор

2.10.2 Определение объемов жидкостей для цементирования скважины

Объем тампонажного раствора, необходимого для цементирования заданного интервала скважины ():

где - коэффициент резерва на высоте подъема цементного раствора, вводимый для компенсации факторов, которые не поддаются учету (определяют статистическим путем по данным цементирования предыдущих скважин);

и - соответственно средний диаметр скважины и наружный диаметр колонны в пределах нижнего участка, м;

средний диаметр скважины;

наружный диаметр колонны;

- длина участка цементирования, м.

Исходные данные для расчета:

L = 5775 м (вертикаль 1570 м) - глубина спуска колонны;

Н = 5775 - 1050 м (вертикаль 1570 - 710 м) - высота подъема тампонажного раствора;

= 5775 - 4330 м (вертикаль 1570 - 1330 м) - интервал подъема цементного раствора;

= 4330 - 1050 м (вертикаль 1330 - 710 м) - интервал подъема облегченного цементного раствора;

= 1350 м (вертикаль 760 м) - глубина спуска первой промежуточной колонны;

= 224,44 мм - внутренний диаметр колонны близ ее башмака;

= 14 м - высота (длина) цементного стакана, оставляемого в колонне.

Объем цементного раствора, необходимого для цементирования заданного интервала скважины:

Объем облегченного цементного раствора, необходимого для цементирования заданного интервала скважины (м3):

Объем продавочной жидкости:

где - коэффициент запаса продавочной жидкости, учитывающий ее сжимаемость;

d - средний внутренний диаметр колонны, м.

Объем буферной жидкости:

Длина столба в заколонном пространстве принимается равной 200 - 300м, что оказывается вполне достаточным для обеспечения хорошего качественного цементирования. Примем =200м.

2.10.3 Выбор способа цементирования

В зависимости от геологических условий и принятого способа заканчивания скважины применяют различные методы цементирования: прямое одноступенчатое, с разделительными пробками, ступенчатое, манжетное, обратное, комбинированное, цементирование хвостовиков и секций обсадных колонн.

Исходя из опыта цементирования на данном месторождении, применяем прямое одноступенчатое цементирование. Преимущество данного способа заключается в простоте и во многих случаях достаточной надежностью. Цементный раствор через цементировочную головку закачивают в обсадную колонну, затем продавливают за колонну путем закачивания продавочной жидкости. За колонной цементный раствор отделяется от бурового раствора буферной жидкостью. Контроль процесса цементирования осуществляется путем измерения объема продавочной жидкости мерными емкостями цементировочных агрегатов и по давлению на устье скважины.

2.10.4 Выбор типоразмера ПВО

Устьевое давление:



Рабочее давление ПВО определяется по формуле:

По конструкции скважины и рабочему давлению подходит обвязка колонной головки типа: ОКК2-35-168х245х350 [2].

Схема монтажа противовыбросового оборудования представлена на рисунке 2.8.

Рисунок 2.8 - Схема монтажа ПВО

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

2.10.5 Определение количества материалов для цементирования

Исходные данные:

- плотность буферной жидкости;

- насыпная плотность цемента;

- коэффициент резерва тампонажного материала;

- плотность цементного раствора;

- относительное водосодержание;

- плотность цементно-бентонитовой смеси;

- плотность бентонитового раствора;

- плотность воды;

Х - объем цементного раствора в ЦБС;

У - объем бентонитового раствора в ЦБС;

Во избежание гидравлического разрыва пород при цементировании скважины и возникновения поглощений необходимо проверить следующее условие:

<<;

<,

где - нижний допустимый предел плотности, ;

- верхний допустимый предел плотности, .

,

где - необходимое превышение плотности головной порции тампонажного раствора над плотностью вытесняемого бурового раствора, .

Условие выполняется.

Х+У=1 Х=У-1

Определение количества цемента и воды для затворения

Количество цемента для приготовления 1 м3 цементного раствора определяется из уравнения

где Рцр - плотность цементного раствора, кг/м3;

В/Ц - водоцементное отношение.

Объем воды, необходимый для затворения этого количества цемента:

Определение количества облегчённого цемента и воды для затворения ведется аналогичными формулами:

Для расчета реологических параметров растворов воспользуемся следующими формулами:

.

Цементный раствор:

.

Облегченный цементный раствор:

.

Буровой раствор:

.

В качестве буферной жидкости будет применяться техническая вода с плотностью 1050 кг/м3.

2.10.6 Определение количества цементировочной техники.

Число смесительных машин для каждого вида тампонажного материала:

где mНАС - насыпная масса сухой тампонажной смеси, кг/м3;

VБУНК - ёмкость бункера смесительной машины, м3.

Цементный раствор (смесители 2МСН-20):

Облегченный цементный раствор (смесители 2МСН-20):

Производительность смесителя 2СМН - 20 по цементному раствору:

где QВ - производительность водяного насоса, л/с.

Производительность смесителя 2СМН - 20 по облегченному цементному раствору:

Для приготовления и закачки цементного раствора выбраны цементировочные агрегаты (ЦА - 320). Так как производительность смесителя по цементному раствору 23,6 л/с, а максимальная производительность ЦА - 320 - 14,5 л/с, то с каждым смесителем должно работать по два агрегата.

Общая потребность в цементировочной технике

Для приготовления цементного и облегчённого цементного растворов необходимо 9 машин 2СМН-20. Для закачки цементного и облегчённого цементного растворов необходимо 18 ЦА - 320 . Кроме того, для подачи воды и начала продавки необходимо по одному агрегату ЦА - 320. Также для цементирования используется блок манифольдов 1БМ - 700 и станция контроля цементирования СКЦ - 2М - 80. Распределение тампонажных материалов по цементировочной технике представлено в таблице 2.17.

Таблица 2.17

Распределение тампонажных материалов

Смеситель	ЦА	Материал	Цемент, т	Вода, м3	Буферная жидкость, м3	Продавка, м3
1	1	ЦР	19,8	5	7,5
	2	ЦР		5
2	3	ЦР	19,7	4,9
	4	ЦР		4,9
3	5	ЦР	19,7	4,9
	6	ЦР		4,9
4	7	ОЦР	18,4	5,2
	8	ОЦР		5,2
5	9	ОЦР	17,2	4,7
	10	ОЦР		4,7
6	11	ОЦР	17,2	4,7		39,1
	12	ОЦР		4,7		39,1
7	13	ОЦР	17,2	4,7		39,1
	14	ОЦР		4,7		39,1
8	15	ОЦР	17,2	4,7		39,1
	16	ОЦР		4,7		39,1
9	17	ОЦР	17,2	4,7
	18	ОЦР		4,7
-	19	Подача воды
-	20					5,8

2.10.7 Расчёт цементирования

Гидравлический расчёт цементирования произведён на ЭВМ, программа “Zement”. По полученным данным строится график изменения давлений на цементировочной головке и на забое при закачке и продавке цементного раствора (рисунок 2.9).