Геолого-геофизические условия бурения, выбор способа бурения и цикл их строительства

V_скв- объем скважины,

V_скв=0,785·d²·L.

Интервал 0-50м

V_п.е - объем приемных емкостей бурового раствора, (25м³);

V_ж - объем желобной системы, (5м³);

а - числовой коэффициент, учитывающий запас бурового раствора, а=1,5;

V_бур.- объем бурового раствора необходимой для механического бурения,

V_бур.=n·L=0,47·50=23,5м³,

n=(47м³/м) - норма расхода бурового раствора на 1м проходки (норма СЭСН).

V_скв- объем скважины,

V_скв=0,785·d²·L=0,785·0,3937²·50=6м³.

Тогда, V_б.р=10+4+23,5+1,5·6=46,5м³.

Интервал 50-350м.

По приведенным формулам определяем объем бурового раствора необходимого для бурения:

V_б.р= V_п.е+ V_ж+ V_бур.+аV_скв= 10+4+143,6+1·24=181,6м³

V_бур.=n·L=0,41·350=143,6м³,

n=(41м³/м) - норма расхода бурового раствора на 1м проходки;

V_скв- объем скважины,

V_скв=0,785·d²·L=0,785·0,2953²·350=24м³.

Здесь, V_п.е=10м³; V_ж=4м³; V_бур.=143,6м³; V_скв=24м³.

Интервал 350-1250м.

Определяем объем бурового раствора необходимого для бурения:

V_б.р= V_п.е+ V_ж+ V_бур.+аV_скв= 10+4+437,5+1·45,7=497,2м³

V_бур.=n·L=0,35·1250=437,5м³,

n=(35м³/м) - норма расхода бурового раствора на 1м проходки;

V_скв- объем скважины,

V_скв=0,785·d²·L=0,785·0,2159²·1250=45,7м³.

Здесь, V_п.е=10м³; V_ж=4м³; V_бур.=437,5м³; V_скв=45,7м³.

Расход химических реагентов необходимых для обработки бурового раствора определяем по формуле:

Q_p=n·V_б.р.

Таблица 4. Потребное количество компонентов бурового раствора

Тип Раствора	Название компонента	Содержание компонента в буровом растворе, кг/м3
Техническая вода	Минеральная вода	31,0
гидрофобно-эмульсионный раствор (ГЭР)	Нефть товарная	690
	Вода	300
	эмультал	10,0
Полимерный	Родопол-3П	3,0
	Форалис-380	12,0
	КССБ-2	10,0
	КСl	30,0
	Нефть товарная	30,0
	Т-80	3,0
	Каустическая сода	1,5
	Кальцинированная сода	2,0
	Техническая вода	954

Общий объем бурового раствора для всей скважины:

м³.

2.4.3 Выбор оборудования для приготовления, химической обработки и очистки промывочной жидкости, а также для герметизации устья скважины

Для приготовления промывочной жидкости химическими реагентами применяем механические двухвальные мешалки или перемешиватели 4УПГ .

На многих буровых предприятиях двухвальные мешалки, используются для приготовления жидких химических реагентов из бурового угля или других твердыхкомпонентов.

Для очистки бурового раствора от выбуренной породы применяются оборудование двух типов: оборудование для механической очистки оборудование для разделение фракции твердой фазы растворов различных по величине и плотности с помощью центробежных сил.

Механическая очистка осуществляется с помощью сит - обеспечивает удаление из раствора частиц, размер которых определяются величиной ячеек. Под действием центробежных сил из жидкой фазы могут удалятся практически частицы любой величины.

Для проектируемой скважины применяют вибросито СВС-2, так как при очистке глинистых растворов применение таких сит способствовало улучшению технико-технологических показателей.

Для такой очистки применяем гидроциклонный шламоотделитель ПГ-60, называемый пескоотделитель. Он способен обрабатывать до 50л/с бурового раствора и удалять из него частицы шлама 60мкм при наименьшем допустимом давлении около 0,2МПа.

Оборудования устья скважины, их выбирают исходя из расчетных давлений и условий их работы. Обвязку противовыбросового оборудования предусматривается производить согласно ГОСТ18862-80.

Спецификация оборудования

1. Кондуктор, желоб разъемный, ППГ-230х35 (допустимое расчетное давление 350кгс/см²; крестовина устьевая; фланец колонный).

2. Эксплуатационная колонна, колонная головка ОККР-210-140х345 (допустимое расчетное давление 210кгс/см²), фонтанная арматура АФ-65х210 (допустимое расчетное давление 210кгс/см²).

2.4.4 Гидравлический расчет промывки скважины

Целью гидравлической программы бурения является определение рационального режима промывки скважины, обеспечивающего наиболее эффективную отработку буровых долот при соблюдении требований и ограничений, обусловленных геологическими особенностями вскрываемого интервала, энергетическими, техническими и эксплуатационными характеристиками применяемого оборудования и инструмента.

Основные задачи при составлении гидравлической программы бурового раствора скважины - выбор технологически необходимого расхода бурового раствора, оптимальной схемы и режима очистки забоя скважины и рационального использования гидравлической мощности буровых насосов.

Рассчитываем гидравлическую программу для интервала 50-1250м.

2.4.4.1 Выбор расхода бурового раствора и рабочего давления буровых насосов

Для нормальной очистки забоя скважины от выбуренного шлама расход бурового раствора принимаем равным Q_б.р=0,02м³/с. Такой расход может быть обеспечен насосом НБТ-475 при диаметре втулок 0,15мм. Максимальное допустимое рабочее давление насосов НБТ-475 при диаметре 0,15м равно 20МПа. С учетом опыта эксплуатации буровых насосов в конкретном районе давление принимаем Р_р=0,85·20=17МПа.

2.4.4.2 Определяем режим течения бурового раствора

1. Вычислим критерий Хедстрема в бурильнах трубах:

(21)

где ф_о - динамическое напряжение сдвига; с - плотность бурового раствора; d_о - внутренний диаметр труб; з = структурная вязкость раствора.

2. В УБТ:

3. В кольцевом пространстве, образованном стенками скважины и наружным диаметром УБТ:



4. Между стенками скважины и наружным диаметром бурильных труб:

5. Между внутренним диаметром обсадной колонны и наружным диаметром бурильных труб:

Согласно зависимости критерия Рейнольдса от критерия Хедстрема [4].

этим значениям не соответствуют:

Определяем критерий Рейнольдса по формуле:

(22)

1. в бурильных трубах,

2. в УБТ,

3. в кольцевом пространстве,

4. между стенками скважины и наружным диаметром бурильных труб,

5. Между внутренним диаметром обсадной колонны и наружным диаметром бурильных труб,

Re_т>Re_кр.т - режим течения турбулентный;

Re_УБТ> Re_кр.УБТ - режим течения турбулентный;

Re_кпУБТ> Re_кр - режим течения турбулентный;

(Re_кр - режим течения ламинарный);

(Re_кр - режим течения ламинарный).

2.4.4.3 Расчет потерь давления в циркуляционной системе

1. Потери давления в горизонтальной части нагнетательного трубопровода:

(23)

где d - наружный диаметр нагнетательного трубопровода; д - толщина стенки; л - коэффициент гидравлического сопротивления.

2. Потери давления в элементах наземного оборудования:

(24)

Найдем коэффициент потерь давления в элементах наземного оборудования: а_м = (3,35+0,52+0,44+0,9)·10⁴ = 5,21·10⁴ м⁴.

3. Потери давления в бурильных трубах, внутренний диаметр равно 0,109

d₀=d_т·2·д=0,127·2·0,09=0,109м

и длиной

L_т=Н_скв-L_дв-L_УБТ=1250-26-150=1074м.

(25)

где л=0,031 [4].

4. Потери давления в УБТ, внутренний диаметр 0,08м и длиной 150м.

где л=0,03.

5. Потери давления в кольцевом пространстве:

а) образованном стенками скважины диаметром D=0,2159м и наружным диаметром УБТ, d_УБТ=0,178м.

(26)

где л=0,042 (определяется по кривой 3 рисунка 99 Ю.В. Вадецкий).

б) образованном стенками скважины и наружным диаметром бурильных труб d_т=0,127м и длиной 1200м.

где л определяется следующим образом

.

Для этого определяем критерий Сен-Ренона по следующей формуле:

(27)

Из (рисунка 98 Ю.В. Вадецкий по кривой 2), определяем о=0,18, тогда .

в) между внутренним диаметром предыдущей обсадной колонной D=0,295м и наружным диаметром бурильных труб d=0,127м:

где л определяется

,

по кривой 2 о=0,16;

Суммарные потери давления в циркуляционной системе:

Резерв давления для реализации в промывочных узлах долота равен

Р_д = Р_о - Р_с = 17-2,184=14,8МПа.

2.4.4.4 Оценка возможности гидравлического разрыва пластов

Давление в циркуляционной системе скважины может вызвать гидравлический разрыв пласта, если это давление превышает давление гидроразрыва: Р_гд ? Р_гр

Максимальное давление в процессе циркуляции бурового раствора на забое и определяется по формуле:

(28)

Р_гд=1,240·9,8·1250+(0,28+0,32+0,07)·10⁶=15,17МПа

На глубине 1250м: Р_у=15,87МПа, Р_гр=18,8МПа.

Р_у < Р_гр, следовательно, гидравлического разрыва не будет.

2.4.4.5 Определение перепада давления на долоте и диаметра гидромониторных насадок

1. Определим диаметр насадок на долоте:

(29)

где z - число насадок на долоте; Р_р - резерв давления; µ - динамический коэффициент вязкости.

Принимаем диаметр насадок 0,009м.

2. Определим действительный перепад давления на долоте:

(30)

Действительное давление на буровых насосах в конце интервала бурового раствора:

(31)

2.5 Выбор буровой установки

2.5.1 Выбор подъемной части буровой установки

Буровые установки - комплексные системы, включающие все основные и вспомогательные механизмы и агрегаты, необходимые для строительства скважин. Буровые установки выбирают с ее грузоподъемностью, обуславливающий вес в воздухе наиболее тяжелой колонны труб и по глубине условия бурения.

Вышки предназначены для подвешивания бурильной колонны и размещения в вертикальном положении свечей бурильных труб с целью эффективного осуществления спускоподъемных операций.

Вышку выбирают по максимальной грузоподъемности и высоте.

Нагрузка действующая, на вышку определяется, по формуле:

Р_в = Р_кр+Р_тс+Р_н+Р_к (32)

где Р_кр - нагрузка на крюке; Р_тс - нагрузка от веса подвижной части талевой системы (талевой блок, подъемный крюк, талевый канат); Р_н - нагрузка от натяжения ходового и неподвижного концов каната

Р_н=Р_х.к+Р_н.к=23,5+13,9=37,4т;

Р_к - нагрузке на кронблоке.

Р_в=162,5+6+37,4+2,5=207,4т.

2.5.2 Определение высоты вышки

Высота вышки зависит от длины свечи и определяется по формуле:

h_в = l_св·(1,1ч1,7) (33)

где l_св - длина первой свечи

h_в=24·(1,1ч1,7)=26,4ч40,8

Выбираем вышку ВА44х125, с высотой 41м.

2.5.3 Выбор талевой системы

Выбор талевой системы производим по нагрузке на кронблоке:

т (34)

Выбираем кронблок УЗ-125, минимальная грузоподъемность 125т, число шкивов каната 5, диаметр шкива 900мм под канат d=28мм. Масса кронблока 3675кг.

2.5.4 Выбор лебедки

Выбор лебедки производим по ее грузоподъемности, определенной по натяжению подвижного конца каната при СПО. При этом должно соблюдаться условие: Р_х.к ? Р_хр, 21?27,3, т.е. условие соблюдается.

Лебедка типа У-2-2-11, номинальная грузоподъемность 125т. Скорость подъема максимальная 1,06м/с, минимальная 0,32м/с. Масса лебедки 5970кг.

Определяем мощность двигателя для привода лебедки:

(35)

где N_кр - мощность на крюке; з - к.п.д. подъемной установки от вала двигателя до крюка.

кВт.

2.5.5 Выбор насосной группы буровой установки

а) Определяем гидравлическую мощность насоса:

 (36)

где Q - производительность насоса; Р_з - площадь забоя; v_п - скорость восходящего потока:

v_п = Q/0,0785·(D² - d²);

v_п= 36,6/0,0785·(29,5² - 12,7²)=0,65м/с.

кВт.

б) Определяем общую мощность двигателей буровой установки:

N = N_л+ N_н +N_р (37)

где N_р - мощность привода ротора

N_р =N_х.в+N_п,

отсюда

где С_х.р - коэффициент, зависящий от угла искривления скважины; n - скорость вращения ротора.

N_х.в= 28,8·10^-7·1,24·0,127²·1200·80^-1,7=73,8кВт

N_п - мощность, затрачиваемая на преодоление сопротивления в передаточных механизмах ротора

N_п= Q_п+Q₂·n²,

здесь Q=1,17·10^-1, Q₂=1,12·10^-3

N_п=1,17·10^-1·80+1,12·10^-3·80²=16,6кВт

N_р=73,8+16,6=90,4кВт

Отсюда, N=1779,6+442+90,4=2312кВт.

Согласно, по проведенным расчетам для бурения данной скважины выбираем буровую установку Кремко-400.

2.6 Проектирование параметров режима бурения

2.6.1 Выбор типоразмера и модели долот и проектирования показателей их работы по промысловым статистическим данным

Для этого делаем разбивку разреза на нормативные пачки.

Для выделения нормативных пачек необходимо предварительно составить накопительную ведомость, которую заносят всю указанную в ней информацию о последовательных рейсах долот по всем скважинам.

Проверка однородности каждого интервала проводится статистическим методом сравнения средних.

Однотипные буровые установки, принятый основной тип долот и режим их работы позволяют не вычислять комплексные показатели буримости, а провести оценку однородности работы долот, проходке на долото, долговечности долот, механической скорости проходки.

Выписываем, первичные показатели долот и строим график отработки долот h = f(T_б).

Для двух соседних интервалов получим два вариационных ряда по одному для каждого стратиграфического подразделения.

Ряды переписываем в порядке возрастания величин х₁<х₂<х₃…<х_n-1<x_n, здесь х - член вариационного числа; n - число членов ряда.

18,20,23,25,35,42,48,50,50,52,54,60,60,65,80,86,88,90,95,99.

I пачка, интервал 250-820м, n=19.

Для исключения максимального значения данного ряда необходимо условие:

Максимальное значение соответствует данному ряду.

Для исключения минимального значения х₁ необходимое условие:

Для исключения максимального значения х_n в предположении, что и минимальное значение х₁ дефектное, необходимо условие:

условие не соблюдается.

Для исключения минимального значения х₁ в предположении, что и максимальное значение х_n дефектное необходимо такое условие:

условие не соблюдается.

Для исключения двух максимальных значений данного ряда х_n и x_n-1 необходимое условие:

Два максимальных значений соответствует ряду.

Для исключения двух минимальных значений х₁ и х₃ необходимо условие:

Две минимальные значения соответствует ряду.

Для получения рядов определяем их характеристики - средние значения х и среднее квадратичное отклонения S:

Находим максимальное и минимальное значение II вариационного ряда.

II пачка, интервал 820-1200м

34,35,36,37,38,40,41,42,44,52,53,61,73,75.

Для исключения максимального значения данного ряда необходимо условие:

условие не соблюдается.

Для исключения минимального значения х₁ необходимо условие:

условие не соблюдается.

Для исключения максимального значения х_n в предположении, что и минимальное значение х₁ дефектное, необходимо условие:

условие не соблюдается.

Для исключения минимального значения х₁ в предположении, что и максимальное значение х₂ дефектное необходимо:

условие не соблюдается.

Для исключения двух максимальных значений х_n и x_n-1 необходимо условие:

условие не соблюдается.

Для исключения двух минимальных значений х₁ и х₂ необходимо условие:

Для получения рядов определяем их характеристики - среднее значение х и S:

После определения х и S для каждого ряда сравниваем среднее значение х для каждый двух соседних стратиграфических подразделений, для этого вычисляем суммарное среднее квадратичное отклонение для обеих выборок по формуле:

(38)

Затем, определяем критерий Стьюдента (t):

(39)

Вычисленное значение сравниваем с табличным значением с табличным значением параметра при заданном уровне доверительной вероятности б=0,95 и числе степеней свободы к:

(40)

В нашем случае при сравнении с табличными значениями t_1,2<t (б,k).

Значит, различие между х₁ и х₂ статически не значимо и разделения величин на два ряда не проводится и, считается, что заданный интервал бурения однотипный.

Анализ работы и выбор оптимальных типов долот.

Окончательную оценку эффективности работы долот следует производить по тому из критериев, который выбран в качестве определяющего при расчленении на нормативные пачки. Этими критериями являются:

- наименьшая себестоимость 1 м проходки - С.

- наибольшая рейсовая скорость проходки - V_p

- наибольшая проходка на долото - n

- наибольшая механическая скорость проходки - V_м

При выполнении проекта рекомендуется в качестве определяющего критерия принять механическую скорость проходки:

(41)

где h - проходка за рейс, м; t - время механического бурения за рейс, час.

м/ч

При бурении пачки одним типом долота принимают в качестве проектной механической скорости проходки, и данный тип долота. При выполнении условии t_1,2<t (б,k) рассматриваемые ряды объединяют в один ряд, поскольку статические значимого различия между ними нет.

Таблица 4. Показатели работы оптимальных типоразмеров долот

Номер пачки	Интервал глубины, м	Проходка на долото, м	Vм, м/час	Тип долота
1	250-820	57	3,5	ІІІ - 295,3 С-ЦВ
2	820-1200	42	2,22	ІІІ - 215,9 С- ГВ

2.6.2 Проектирование расхода промывочной жидкости по интервалам глубин в зависимости от способа бурения

Способ бурения роторный, основным условием для выбора расхода при всех способах бурения следует считать скорость восходящего потока.

Рассмотрим интервал 0-50 м.

При практических расчетах минимальное значение Q определяется по формуле:

(42)

где D_c, d_т - диаметры соответственно скважины и трубы, мм; d_т - рекомендуемые бурильные трубы импортные, 101,6мм; - минимальная механическая скорость, (м/с) восходящего потока раствора, при которой еще не наблюдается сальникообразования и загрязнение ствола скважины.

Следовательно, подача насосов не должна минимального раствора соответствии с общими требованиями принимаем ближайшее паспортное значение расхода имеющих буровых насосов с учетом коэффициента наполнения их. Выбираем насос типа НБТ-450.

Подача промывочной жидкости будет осуществляться насосом этого типа с максимальной подачей 36 л/с, диаметр втулок 130ч180 мм. Давление на выходе из насоса 9,8ч20 МПа. Максимальная частота вращения трансмиссионного вала 330 об/мин.

После окончательного уточнения расхода определим обобщенные коэффициенты гидравлических сопротивлений (не зависит от глубины скважины) отдельных элементов циркуляционной системы.

а) обобщенные коэффициенты гидравлических сопротивлений:

(43)

где - коэффициент потерь давления в манифольде; - коэффициент потерь давления в УБТ; - длина УБТ; - коэффициент потерь давления в промывочных отверстиях долота,

F - суммарная площадь промывочных отверстий долота.

б) обобщенные коэффициенты гидравлических сопротивлений зависит от глубин:

(44)

где - коэффициент потерь давления в бурильных трубах; - коэффициент потерь давления в бурильных замках (=0); - среднее расстояние между замками; - коэффициент потерь давления в затрубном пространстве.

Интервал: 350-1250 м.

Этот интервал сложен из среднезернистыми песчаниками с прослоями глин и песка.

Подача бурового раствора будет осуществляется одним насосом НБТ-450.

а) ,

б) ,

2.6.3 Проектирования осевой нагрузки на долото и частоты его вращения

Для правильного проектирования осевой нагрузки на долото G нужно знать физико-механические свойства горных пород, слагающих разрез данной площади, при помощи которых можно было бы установить вид разрушения.

Чтобы получить объемное разрушения породы, минимально потребляемая нагрузка на долото определяется по формуле:

G_min?бF_kP_ш (45)

где б - коэффициент учитывающий свойства пород в забойных условиях (б=0,3ч1,59); F_k - площадь контакта зубцов долота с породой:

,

D - диаметр долота, =1,21 - коэффициент перекрытия, =1·10^-3 м - начальное притупления зубьев шарошки; P_ш=70МПа твёрдость породы по штампу н/м².

Находим, G_min: G_min?бF_kP_ш = 1·0,18·10^-3·70=130 кН=13 тс

Проектируемая нагрузка на долото не должна превышать максимально допустимую для данного долота нагрузку. Следовательно, оптимальная нагрузка на долото изменяется в пределах: G_min< G_о < G_доп; G=10-20 кН.

Для долота диаметром 295,3 равно G_доп=500 кН

Все УБТ для создания осевой нагрузки долота принимают равным:

G_y=(1,20ч1,25), G₀=1,25·13=16,25 kH

Потребная мощность привода будет

(46)

где =110,3 кВт - мощность, затрачиваемая на долото вращением бурильной колонны; - мощность, затрачиваемая на разрушение породы долотом,

,

к=0,1ч0,2 - коэффициент для нового долота; - скорость вращения долота;

,

С - коэффициент зависимости от угла искривления скважины; с - плотность бурового раствора; D_т - диаметр бурильных труб; L - длина бурильной колонны.

Потребляемая мощность не превышает паспортного значения N_c=180кВт для данной буровой установки. С другой стороны, выбранная частота вращения должна обеспечить время контакта зубьев долота с породой.

Определяем время контакта зубьев долота с породой:

(47)

и сравниваем его с потребным временем контакта зубьев долота с породой:

(48)

где D, d_ш - диаметр долота и шарошек; n - частота вращения долота; z=24 - число зубцов; V_o - скорость встречи зуба с породой; к - коэффициент пропорциональности силы, действующей на породу; f - площадь контактной поверхности зуба (f=0,13·10^-3м²).

Максимальная допускаемая частота вращения долота будет:

(49)

Исходя, из возможностей бурового оборудования принимаем n=100-120об/мин.

2.6.4 Контроль параметров режима бурения

Текущий контроль параметров процесса бурения осуществляется с помощью следующих основных приборов: индикатора веса, манометра, моментомера, тахометра, а также приборов для измерения механической скорости и проходки.

Индикатор веса. Осевая нагрузка на долото в каждый момент определяется при помощи индикатора веса. Этим прибором определяется также нагрузка, действующая на крюк талевой системы.

Наиболее распространенным прибором наземного контроля является гидравлический индикатор веса типа ГИВ-6.

Давления бурового раствора измеряется манометром. Для измерения расхода промывочной жидкости и цементного раствора разработан индукционный расходомер глинистого раствора типа РГР-7. Широко распространены пульты наземного контроля ПКБ-1, ПКБ-2, ПКБ-3.

Для измерения вращающего момента при роторном способе бурения служит индикатор-момент-тахометр. Руководствуясь показаниями индикатора момента можно устанавливать более эффективный режим бурения.

Гидравлический вес бурильной колонны обычно находят из следующего выражения:

(50)

где L - длина колонны бурильных труб, равная глубине скважины в данный момент, м; l - длина одной свечи, м; q - вес 1м бурильных труб, кН q_з - вес замка, кН.

Чтобы определить осевую нагрузку на забой в момент бурения, необходимо знать показание индикатора веса в этот момент. Если показание индикатора веса В, то осевая нагрузка будет:

Р_д=(А-В)·Ц.

Отсчет производится в следующем порядке. Спускаемую в скважину бурильную колонну с навинченной ведущей трубой поднимают над забоем на 2-3м и затем с вращением и циркуляцией бурового раствора медленно опускают. В момент фиксируют показание А стрелки манометра.

После создания осевой нагрузки на забой частью веса бурильных труб на долото определяют величину В. Разность между этими показаниями, умноженная на цену деления индикатора веса, и будет характеризовать осевую нагрузку.

Допустим, что Ц=7,24кН, А=35 делений, В=31 деление.

Тогда, Р_д=(35-31)·7,24=28,96кН.

Индикаторы веса применяют не только при бурении, но и при ловильных работах и при спуске промежуточных и эксплуатационных колонн.

Внимательное наблюдение за индикатором веса очень часто позволяет предотвратить аварии во время спуска бурильной колонны и в процессе других работ.

По индикаторной диаграмме инженерно-технические работники изучают процесс бурения, разрабатывают режимы бурения, контролируют соблюдение заданных параметров режима.

2.7 Крепление скважины

При бурении нефтяных и газовых скважин необходимо крепить их стенки в результате учитываются следующее:

1) укрепляются стенки скважины сложенные недостаточно устойчивыми горными породами;

2) разобщаются нефтеносные и газоносные пласты друг от друга, а также от водоносных пород.

Это позволяет создать долговечный и герметичный канал, по которому нефть и газ поднимаются с забоя до устья скважины.

Пласты разобщают при помощи специальных труб, которые называют обсадными.

Так как одно крепление стенок скважины обсадными трубами не создают разобщение пластов, то затрубное пространство заполняют цементным раствором при помощи специального цементированного оборудования и приспособлений. Этот процесс называется цементированием скважины.

2.7.1 Подготовительные работы к спуску и спуск обсадных колонн

От правильного проведения работ выполняемых для успешного спуска колонн в скважину зависит дохождение башмака колонны до проектной глубины и качество цементирования. Работы, проведенные для успешного спуска обсадной колонны, можно подразделить на четыре этапа:

1. подготовка обсадных труб и элементов оснастки колонны;

2. подготовка бурового оборудования и инструмента;

3. подготовка ствола скважины;

4. спуск колонны.

Подготовку обсадных труб и элементов оснастки заключается в том, что обсадные трубы и их резьбы проверяют на герметичность, опрессовкой трубы заблаговременно доставляют на буровую и длину каждой трубы записывают в журнал, проверяют на овальность шаблоном, пронумеровывают всетрубы в порядке их спуска в скважину.

Все сведения заносят в специальную карточку цементирования скважины и одновременно с обсадными трубами доставляют на буровую и производять подготовку к спуску элементы оснастки колонн.

К ним относятся башмачная пробка, патрубок, башмак колонны, обратный клапан, упорное кольцо, цементные фонари и скребки.

Подготовка бурового оборудования и инструмента для спуска обсадных колонн необходимо по той причине, что масса обсадных колонн почти всегда превосходит массу бурильной колонны.

Для обеспечения безопасности при спуске и предупреждению возможных аварии производят осмотр буровой вышки, проверяют исправность лебедки и силовых двигателей, прочность их крепления, состояния отдельной части.

Подготовка спуска ствола скважины к спуску обсадных колонн заключается в тщательной проработке и промывке.

Перед проработкой проводят кавернометрию определяют места сужения ствола и патрубка.

На расстоянии 10-25 м выше обратного клапана в соединенной муфте обсадных труб устанавливают чугунное кольцо толщиной 15-25 мм которое называется упорным. Оно служит для задержки цементировояной скважины.

После посадки цементировочной пробки на упорное кольцо скважина запирается, давление в колонне резко возрастает, что свидетельствует об окончании процесса продавливания цементного раствора в затрубное пространство.

Следовательно, в колонне остается столб цементного раствора высотой 10-25м, который называется цементным станком. Он нужен для того, чтобы последняя порция цементного раствора имеющее низкое качество вследствие перемешивания с продавочной жидкостью при движении по колонне не попало в затрубное пространство и не ухудшало изоляцию призабойной зоны ствола скважины.

2.7.2 Выбор способа цементирования и расчет цементирования колонны

Для проектируемой скважины будем производить расчет одноступенчатого способа цементирования. При котором используем тампонажные растворы двух разных составов. Руководствуясь геолого-техническими условиями, для нижнего участка скважины применяем портландцемент для горячих скважин с плотностью 3150 кг/м³ с более высокой суффозинной усойчивостью. Из которого после окончания цементирования формируется камень с достаточно большой прочностью.

Чтобы улучшить качество цементирования, рекомендуется применять буферную жидкость. Она разделяет буровой и тампонажный растворы, предупреждает образование труднопрокачиваемой смеси и повышает степень замещения бурового раствора при цементировании скважин. Давление составного столба бурового раствора, буферной жидкости и тампонажного цементного раствора должно быть выше пластового на 1,0-1,5 МПа.

Произведем расчет цементирования эксплуатационной колонны.

Исходные данные: D_скв.=146 мм, L=1250 м, d_л=215,9 мм, с_б.р.=1,24 г/см³.

Решение: Для цементирования используем тампонажный портландцемент для горячих скважин плотностью 3,15 г/см³, для которого насыпная объемная масса составляет 1,21 г/см³ и водоцементное отношении ВЦ=0,5.

1. Определяем плотность тампонажного цементного раствора:

Поскольку эксплуатационную колонну цементируют в интервале залегания продуктивных горизонтов, принимается буферная жидкость с низким показателем фильтрации, обработанная 1,5% КМЦ, характеризующаяся плотностью с_бур.=1,02 г/см³.

2. Вычисляем минимальный объем буферной жидкости для обеспечения качество цементного раствора:

где к_у - коэффициент уширения ствола скважины; ? - толщина фильтрационной корки.

3. Рассчитываем критический объем буферной жидкости для предотвращения проявлений в процессе цементирования.

(55)

Где

б - угол искривления скважины 2⁰С.

4. Объем буферной жидкости принимается из условия: ??, принимаем 12 м³.

5. Определяем требуемое количество тампонажного цементного раствора по формуле:

(56)

где - диаметр предыдущей колонны; - внутренний диаметр колонны; ? - высота цементного станка; Н - длина кондуктора.

где 100 - высота столба тампонажного цементного раствора, внутри промежуточной колонны.

6. Рассчитываем массу тампонажного цемента:

(57)

7. Определяем объем воды для затворения цемента:

(58)

где 1,1 - коэффициент, резерва жидкости затворения.

8. Находим объем продавочного раствора:

(59)

где - внутренний диаметр эксплуатационной колонны; - длина колонны, так как колонна спускается одной секцией; к_с - коэффициент, сжимаемости жидкости за счет газа.

9. Принимаем технологически необходимую скорость восходящего потока тампонажного цементного раствора в затрубном пространстве 1,8 м/с и определяем подачу насосов цементировочного агрегата для обеспечения данной скорости по формуле:

(60)

где - объем цементного стакана, тогда:

10. Определяем максимальное давление на цементировочной головке по формуле:

Р_к=Р_р+Р_тр+Р_затр (61)

где Р_р - максимальное ожидание разности гидростатического давления в трубах и затрубном пространстве в конце цементирования, при с_п.р.=с_б.р.

где Р_пр - давление на преодоление гидравлических сопротивлений в трубах,

; Р_затр - давление на преодоление гидравлических сопротивлений в затрубном пространстве:



Максимальное давление в конце цементирование:

11. Определяем число цементировочных агрегатов из условия их подачи, рассчитанный при Р_к [6], находим при диаметре втулки 127мм и давлении насоса цементировочного агрегата Р_III=10,7МПа, подача q_III=8,7дм³/с.

Число агрегатов:

т.е. принимаем 10 агрегатов ЦА-320М.

12. Рассчитываем необходимое число цементосмесительных машин в зависимости от массы цемента, его насыпной, объемной массы и вместимости бункера по формуле:

(62)

где V_бун - объем бункера 2СМН-20

Число машин 3, в каждую машину будет засыпано по 14,4т цемента, т.е.

13. Определяем количество работающих цементировочных агрегатов при закачке буферной жидкости, так как объем буферной жидкости 12м³, а емкость мерного бака цементировочного агрегата 6,4м³, то для закачки буферной жидкости принимаем 2 цементировочного агрегата.

14. Число работающих цементировочных агрегатов при закачке тампонажного цементного раствора рассчитываем по формуле:

n = 2·m = 2·4=8

15. Закачку 14,6м³ продавочной жидкости будет осуществлять 2 цементировочного агрегата.

16. Определяем продолжительность цементирования обсадной колонны:

2.7.3 Расчет цементирования эксплуатационной колонны

Конструкция скважины должны обеспечивать безусловное доведение скважины до проектной глубины, осуществление заданных способов вскрытия продуктивных горизонтов и методов их использования.

Количество обсадных колонн необходимых для обеспечения данных требований проектируется, исходя из несовместимости условий бурения отдельных интервалов скважины.

Основными исходными данными для выбора количества обсадных колонн являются:

- цель бурения и назначение скважины;

- проектный горизонт, глубина скважины, диаметр эксплуатационной колонны;

- пластовое давление и давление гидроразрыва пород стратиграфических горизонтов;

- способы заканчивания скважины и ее эксплуатация;

- профиль скважины и характеристика пород по крепости.

Обсадные колонны рассчитывают с учетом максимальных значений избыточных наружных и внутренних давлений, а также осевых нагрузок (при бурении, опробования, эксплуатации, ремонте скважин и т.д.).

Рассчитывать эксплуатационную колонну диаметром 146мм принимая расчетную схему III для нефтяной скважины [6] при следующих условиях:

L_k=50м, D_k=245мм, H=L_экс=1250м, с_oп=1070кг/м³, с_ц.р=1470кг/м³, с_б.р=1220кг/м³, с_гс=1200кг/м³, к=0,3, h=100м.

1. Эпюры внутренних давлений.

Найдем устьевое давление по формуле:

где Р_пл - пластовое давление, МПа; с_н - плотность нефти, кг/м³.

Р_оп=1,1·Р_у=1,1·2,5=2,75МПа

Определяем внутреннее давление по формуле:

Р_в=Р_оп+с_оп·g·h=2,75+1,070·10·1200=15,1Мпа

2. Эпюры наружного давления.

Наружное давление на момент окончания цементирования:

Р_ц=с·g·L=1470·10·1200=16,9МПа

где с - плотность равная плотности цементирования раствора.

Наружное давление после окончания затвердения цемента:

3.Эпюры наружного избыточного давления:

где Р_вм - наименьшее внутреннее давление, которое может быть на заключительном этапе,

Р_вм=с_жМqМ(H-h).

3. Избыточное внутреннее давление:

5. Находим давление Р_кр:

Р_кр=Р_ниL·n₁=2,1·1,15=2,5МПа

где =20,3МН, д_ст=7, группа прочности D.

Эксплуатационная колонна спускается одной секцией длиной 1200м, диаметром 146мм, толщина 7мм, вес 1м трубы 27кг.

Найдем коэффициент запаса прочности по наружному избыточному давлению: n₁=20,3/2,1=9,6>1,15, n₁>n_кр.

Найдем коэффициент запаса прочности по Р_вн:

n₂=Р_т/Р_вн=1,15.

Найдем коэффициент запаса прочности по страгивающему напряжению:

n₃=Р_стр/Q, Р_стр=730кН=730000Н=73000кг,

Q - вес секции,

Q=L·q₁=1200·27=27000кг=27т.

Тогда, n₃=73000/27000=2,4>n_стр=1,3.

2.7.4 Конструкция низа обсадной колонны

Для успешного спуска обсадной колонны в скважину нижняя ее часть испытывающая значительные динамические воздействия, должна быть оборудована направляющими приспособлениями.

В конструкцию низа обсадной колонны входят: башмачная направляющая пробка, башмак, обратный клапан, упорное кольцо и цементирующие фонари.

Башмачная направляющая пробка имеет одно центральное и четыре боковых отверстий диаметром 30мм, обратный клапан устанавливается на высоте 10-15м от башмака.

Во избежание сжатия короткой части колонны наружным гидростатическим давлением жидкости, находящегося в скважине, в короткую часть колонны необходимо доливать жидкость через каждые 100-200м спуска.

Преимуществом применения обратного клапана является:

1. снижается вес колонны и вследствие чего снижается нагрузка на вышку, лебедку, двигатель, талевую систему;

2. не допускает вход жидкости и газа во внутреннюю полость спускаемой колонны, что имеет большое значение при проявлении нефти и газа в скважину.

Упорное кольцо ставится выше клапана, приблизительно на 18-20м в муфту на стыке двух труб, изготавливаются из групп чугуна в виде шайб толщиной 12-15мм.

2.8 Освоение скважин

Под освоением подразумевается комплекс работ по вызову притока жидкости из продуктивного пласта, очистке приствольной зоны от загрязнения обеспечивающие условия для получения возможно более высокой продуктивности скважины.

Чтобы получить приток из продолжительного горизонта необходимо давление скважины снизить значительно ниже пластового.

Существуют разные способы снижения давления, основанные либо на замене тяжелой промывочной жидкости на более легкую, либо на плавном или резком понижении уровня жидкости в эксплуатационной колонне.

Для вызова притока из пласта сложенного слабоустойчивыми породами, применяют способы плавного уменьшения давления или с небольшой амплитудой колебания давления, чтобы не допустить разрушения коллектора. Если же продуктивный пласт сложен весьма прочной породой, то часто наибольший эффект получают при резком создании большой депрессии.

При выборе способа вызова притока величины и характера создании депрессии необходимо учитывать: устойчивость и структуру породы-коллектора; состав и свойства насыщающих его жидкостей; степень загрязнении при вскрытии; наличии близрасположенных сверху и снизу проницаемых горизонтов.

Замена тяжелой жидкости на более легкую, колонну НКТ спускают почти до забоя, если продуктивный пласт сложен хорошо устойчивой породой, или примерно до верхних отверстий перфорации. Если порода недостаточно устойчива, замена жидкости обычно ведут способом обратной циркуляции передвижным поршневым насосом в межтрубное пространство, закачивают жидкость, плотность которой меньше плотности промывочной жидкости в эксплуатационной колонне.

По мере того, как более легкая жидкость заполняют межтрубное пространство, и вытесняет, более тяжелую жидкость в НКТ давления в насосе возрастает. Оно достигает максимума в тот момент, когда легкая жидкость подходит к башмаку НКТ. Если расход выходящей жидкости увеличивается, то это признак начавшегося притока из пласта.

Если замены тяжелой промывочной жидкости на чистую воду или дегазированную нефть недостаточно для получения устойчивого притока из пласта прибегают к другим способам увеличения депрессии или стимулирующего воздействия.

Дальнейшее снижение давления возможно заменой воды или нефти газожидкостной смесью.

Существует достаточно много методов воздействия на пласт при освоении скважины. Их можно подразделить на несколько групп.

К одной группе можно отнести методы кислотной обработки в основу, которых лежит растворение карбонатных частиц пласта соляной кислотой, а силикатных и глинистых пород фтористоводородными методами. Вторые группы основаны на воздействии в продуктивный пласт резких колебаний давлении. Третью группу составляют методы гидравлического разрыва пласта и гидроабразивной информации. К четвертой группе можно отнести методы обработки растворителями и ПАВ. Применяют также методы термохимического воздействия кислотных гидравлических разрывов и другие комбинации названных выше методов.

3. ЭКОНОМИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

3.1 Расчет строительства скважины

Для определения продолжительности цикла строительства скважины применяют следующие нормативные документы:

единые нормы времени на бурения и крепление скважины (ЕНИ);

сметные нормы времени на подготовительные работы, на вышкомонтажные;

укрупненные сметные нормы на нефтяные и газовые скважины.

Продолжительность цикла строительства скважины характеризуется производственным циклом. Производственный цикл состоит из следующих видов работ:

подготовительные работы к строительству скважины, t_п=2 сут;

вышкомонтажные работы t_вм=20 сут;

бурение и крепление, t_бк= 37 сут;

испытание скважины, t_и= 6,86 сут.

Полная продолжительность строительства скважины составила 196 сут:

Т_ц=t_п + t_вм + t_бк + t_и (32)

Т_ц=2+20+37+6,86=65,8 сут

Наибольший удельный вес в затратах времени занимает бурение и крепление.

Нормативная продолжительность цикла бурения определяются по формуле:

t_бк = t_мех+ t_спо+ t_разн + t_кр + t_исп + t_мд (33)

где t_мех - затраты времени на механическое бурение, t_мех=23,6 сут;

t_спо - затраты на СПО, t_спо=25,6 сут;

t_разн - затраты на разные работы, t_разн=24 сут;

t_кр - затраты на крепление, t_кр=11,4 сут;

t_исп - на испытание скважины, t_исп=7,4 сут;

t_мд - на монтаж и демонтаж, t_мд =4,8 сут.

t_бк=568+614+580+274+179+115=2330час.

Таблица 7. Баланс цикла бурения и крепления скважины

Наименование Работ	Единица измерения	Затраты времени
Механическое бурение	час	568
СПО	час	614
Разные работы	час	580
Крепление	час	274
Испытание	час	179
Монтаж и демонтаж	час	115
Итого	час	2330

3.2 Расчет сметной стоимости строительства скважины

Для определения сметной стоимости строительства скважины в составе рабочего проекта составляется сводный сметный расчет стоимости строительства скважины. Сметная стоимость строительства скважины определяется сводным сметным расчетом. Утвержденная сметная стоимость является лимитом на весь период строительства.

Сметная стоимость строительства скважины должна определяться с применением, как правило, укрупненных показателей стоимости строительства, других укрупненных сметных нормативов, обеспечивающих необходимую достоверность подсчета и сокращение объема сметной документации, а при их отсутствии по расценкам сборников.

В сводном сметном расчете стоимости строительства скважины средства распределяются по следующим главам.

1. Подготовительные работы к строительству скважины.

2. Строительство и разработка вышки.

3. Бурение и крепление скважины.

4. Испытание скважины на продуктивность.

Также рассчитывается отдельные статьи. После этого, в сводном сметном расчете показывается общий итог, т.е. всего по сводному сметному расчету указываются возвратные суммы.

В управление буровых работ рассчитывают сметную стоимость строительства скважины.

Сводная смета определяет общую сумму затрат на строительство скважины.

По проектной сводной смете полная сметная стоимость проектируемой скважины составляет 61993000 тенге.

Сметная стоимость 1м проходки:

.

3.3 Расчет экономической эффективности предлагаемых организационно-технических мероприятий

Внедрение организационно-технических мероприятий является основной общей проблемой повышения эффективности производства.

Разработка и внедрение организационно-технических мероприятий требует оценки их экономической эффективности.

Экономическая эффективность данного мероприятия рассчитываются по формуле приведенных затрат путем сравнения сметной стоимости скважины до и после внедрения предлагаемого мероприятия.

Разница в сметной стоимости показывает экономическую эффективность предлагаемого мероприятия:

Э_ф = С₁ - С₂

Э_ф = 61993000 - 61874465 = 118535 тг.

Объем производства и реализация продукции буровых предприятий включает количественные и качественные показатели.

Количественные показатели характеризует объем продукции в бурении и объем буровых работ.

К основным показателям относятся скорости бурения:

1. механическая скорость:

2. рейсовая скорость:

3. коммерческая скорость:

4. цикловая скорость:

5. Проходка на долото:

6. Сметная стоимость 1м проходки 61993 тенге.

7. Производительность труда:

Расчет технико-экономических показателей проектируемой скважины

Наименование показателей	Единица измерения	Базовый вариант	Новый вариант
1. Глубина скважины	м	1250	1250
2. Проходка на долото	м	34,4	43,1
3. Механическая скорость	м/ч	1,7	2,2
4. Рейсовая скорость	м/ч	0,7	1,0
5. Коммерческая скорость	м/ст-мес.	554,9	1013
6. Цикловая скорость	м/ст-мес.	191,3	244,9
7. Сметная стоимость скважины	тыс.тенге	61993,0	618744,6
8. Сметная стоимость 1м проходки	тенге	61993	49594,4
9. Ожидаемая экономия	тыс.тенге	-	118,5
10. Рост производительности труда	%	-	2,5

4. ОХРАНА ТРУДА И ОХРАНА ОКРУЖАЮЩЕЙ СРЕДЫ

Система охраны труда в нефтяной промышленности содержит комплекс мероприятий и требований по осуществлению комплекса социально-экономических, технических, санитарно-гигиенических, направленных на содержание здоровья и работоспособности человека в процессе труда на предприятиях, в частности на буровых.

Мероприятия по охране труда на буровых предприятиях должны быть направлены на решения следующих задач:

- обеспечение безопасности производственного оборудования и производственных процессов;

- соблюдение требований охраны труда на стадии проектирование строительства скважин и эксплуатации;

- совершенствование организации работ в области охраны труда;

- обучение работников безопасным методам работы;

- обеспечение средствами индивидуальной защиты;

- нормализация санитарно-технических условий труда;

- санитарно-бытовое обслуживание работающих;

- обеспечение соблюдения работающими требований правил и норм инструкцией по безопасности труда;

- повышение активности и заинтересованности обеспечению безопасных условий труда;

- обеспечение своевременного и правильного расследования и учета несчастных случаев на производстве и устранении их причин;

- укрепление трудовой и производственной дисциплины.

Критерием организации работ по охране труда являются показатели безопасности труда, имеющие количественные и качественные показатели. Большинство опасных и вредных производственных факторов можно измерить и полученные значения сравнить с нормативными или оптимальными параметрами, установленными правилами, нормами, стандартами и другой нормативно-технической документацией по безопасности труда.

4.1 Мероприятия по охране труда, технике безопасности и промышленной санитарии. Противопожарные мероприятия

Для обслуживающего персонала буровой установки, можно выделить три основные потенциально опасные зоны, связанные с возможным травмированием и отравлением людей, указанные в таблице 8. Стол ротора и пространство вокруг него являются основным углом на буровой, где происходят работы по СПО, бурению.

Поэтому работы должны производить в строгом соответствии с правилами безопасности, среди которых следует отметить основные, необходимые для охраны труда:

- исправная работа КИП (индикатора веса ГИВ-6, манометра);

- исправная работа пневмосистемы (пневмораскрепитель и другие);

- исправная работа механизированных приспособлений (АКБ, МСП);

- наличие защитных кожухов, перил, люлек;

- центровка вышки и механизмов (АСП, МСП);

- тарировка штропов, талевых канатов, элеваторов;

- освещение согласно нормы;

- чистота пола буровой поверхности свечей.

Таблица 8. Возможные опасные зоны на производстве

Наименования участка	Наименования выполнения операции	Оборудовать устройство, на котором выполняется операция	Потенциальные опасности и их характеристики	Причина возникновения опасности и вредности
Стол ротора и пространство вокруг него	СПО	Лебедка, ротор, ПКР, АКБ, талевая система	Нахождение в зоне работающего механизма	Наруш. технологии создания погрузок большей допуст. тех. инструмента
Блок приготовления и обработка промывочной жидкости	Приготовление и обработка промывочной жидкости	Глиномешалка гидроворонка	Ожоги и отравление химическими реагентами	Производство работ без специальных предохранительных устройств
Стеллажи, приемные мостики	Спуск обсадной колонны	Поворотный кран, балки, мостики, стеллажи	Опасность при перекатывании и закатывании труб	Несогласованное действие персонала неисправность оборудования

Если при спуске происходит посадка инструмента, то рекомендуется проработать ствол скважины. При обнаружении посадки инструмента более 4-5 делений, дальнейший спуск инструмента вести с проработкой. После посадки долота на забой провести обкатку долота при нагрузке 2-3 т в течении 2-5 минут.

При подходе к забою спуск инструмента замедлить и следить, чтобы не происходило заклинивание долота в суженной части скважины. Перед подъемом отработанного долота промыть скважины. При подходе долота к башмаку ранее спущенной обсадной колонны скорость подъема уменьшить во избежание удара долота в башмак. По окончании СПО долота приподнимают на 1,5-2 метра над ротором, устанавливают в отверстие ротора доску для отвинчивания долот и опускают в нее долота. Машинный ключ надевают на трубу стопорят ротор и раскрепляют долота, после чего вращая стол ротора отвинчивают долото, приподнимают наддолотную трубу, а долото вместе с доской выносят на приемный мост с доской выносят на приемный мост.

При приготовлении бурового раствора на буровую до начала проводки скважины обеспечить достаточным количеством глинопорошка и химических реагентов. При работе с этими материалами пользоваться защитными очками. Для удобства обслуживания глиномешалки вокруг нее установить настил с трапом шириной 1,5 метра с перилами.