Главная Коллекция "Otherreferats" Геология, гидрология и геодезия Бурения наклонно направленной скважины

Бурения наклонно направленной скважины

Литолого-стратиграфическая характеристика геологического разреза скважины. Возможные осложнения по разрезу скважины. Работы по испытанию в эксплуатационной колонне и освоение скважины. Расчет плотности бурового раствора по интервалам бурения (глубины).

Рубрика Геология, гидрология и геодезия
Вид курсовая работа
Язык русский
Дата добавления 14.05.2018
Размер файла 1,2 M

Отправить свою хорошую работу в базу знаний просто. Используйте форму, расположенную ниже

Студенты, аспиранты, молодые ученые, использующие базу знаний в своей учебе и работе, будут вам очень благодарны.

Страница:

7.5 Очистка бурового раствора

При бурении скважин очистка неутяжеленного раствора производится по следующей принципиальной схеме (рис. 7.1).

Буровой раствор после выхода из скважины (1) по линии R1 поступает на вибросита (2) для грубой очистки, после чего попадает в емкость (3) откуда насосом (4) по линии R2 подается для очистки на пескоотделитель (5), после чего поступает в емкость (6) по линии R3. Из емкости (6) насосом (7) буровой раствор подается для дальнейшей очистки на илоотделитель (8) по линии R4, после очистки на котором по линии R5 поступает в емкость (10). Пульпа после песко- и илоотделителей для дополнительного обезвоживания поступает на вибросито (9), расположенное над емкостью (6). Пескоотделитель (5), илоотделитель (8) и вибросито (9) входят в состав ситогидроциклонной установки. Для тонкой очистки буровой раствор из емкости (10) насосом (12) подается на центрифугу (11) по линии R6. Очищенный на центрифуге раствор по линии R7 возвращается в емкость (10), из которой очищенный буровой раствор насосом (13) нагнетается в скважину (1) по линии R8.

Шлам с вибросит, кек с центрифуги по линиям R9 - R12 поступают в амбар (14).

Перечень применяемого оборудования приведен в таблице 7.3.

7.6 Требования безопасности при работе с химическими реагентами

Работы по приготовлению и применению бурового раствора на основе рекомендуемых химических реагентов необходимо проводить в соответствии с действующими правилами безопасности при бурении скважин (и под контролем Технологического центра Заказчика). Буровая бригада для работы с химическими реагентами должна быть обеспечена специальной одеждой, резиновыми перчатками, очками, респираторами.

При работе с полимерами КМЦ, Гаммаксан, Реамил, Амилор соблюдать общие правила безопасности - при попадании на кожу или в глаза промыть водой. При рассыпании реагентов сначала необходимо их собрать, а затем промыть участок водой, так как они гигроскопичны и делают поверхность скользкой.

При работе с Na2CO3 соблюдать правила безопасности как со щелочными реагентами - применять спецодежду, очки. При попадании на кожу или в глаза промыть большим количеством воды, затем сделать примочки слабым раствором уксусной, лимонной или борной кислоты (при попадании на кожу).

Работа с пылящими реагентами (глинопорошком, CaCО3, CаCl2, КССБ, крахмальные реагенты) должна проводиться в противопылевых респираторах и защитных герметичных очках.

Хлористый кальций раздражает и сушит кожу, раздражает верхние дыхательные пути и глаза. Для защиты рук дополнительно используется индиффирентная мазь.

При попадании CaCО3 на кожу, в глаза, желудок - обильно промыть водой.

При попадании на кожу смазочной добавки (СМАД-АСН) или ее водного раствора - протереть тканью, затем промыть водой.

Работа с бактерицидами (ЛПЭ-32), пеногасителем (Реапен) производится в спецодежде, перчатках, респираторе, с соблюдением действующих правил безопасности.

Хранить химреагенты следует в сухих проветриваемых помещениях вдали от открытого огня.

7.7 Расчет плотности бурового раствора по интервалам бурения (глубины приведены по вертикали)

Плотность бурового раствора в интервалах совместимых условий бурения определяется Правил безопасности [4 ].

Интервалы бурения под направление (0-30м), под кондуктор (30-500м) и под эксплуатационную колонну (500-1220 м) являются интервалами совместимых условий бурения.

Для интервала от 0 до 1200 м гидростатическое давление, создаваемое столбом бурового раствора, должно превышать пластовое (поровое) на величину не менее 10%. Пластовое давление в этом интервале нормальное: коэффициент аномальности Ка = 1,00 до глубины 1120м, Ка = 1,03 в интервале 1120-1170м и Ка=1,04 в интервале 1170-1220 м.

ск = 100 • Рпл • К / Н=100•5•1,1/500=1,1 г/см3

сэ.к = 100 • Рпл • К / Н=100•11,5•1,1/1120=1,13 г/см3

Следовательно, плотность раствора в рассматриваемом интервале должна быть не менее 1,10 г/см3 до глубины 1120 м, 1,13 г/см3 в интервале 1120-1170м и не менее 1,15 г/см3 в интервале 1170-1220 м. При этом допускается превышение гидростатического давления столба бурового раствора над пластовым давлением на 15 кгс/см2. Проектом предусмотрена плотность бурового раствора при бурении под направление и кондуктор - 1,10-1,16 г/см3. Интервал 500-1070м разбуривается на растворе плотностью 1,12-1,14 г/см3. Вскрытие продуктивных пластов производится на растворе плотностю 1,15 г/см3 (интервал 1070-1220 м).

Таким образом, при бурении скважины из-под кондуктора, исходя из физико-механических характеристик пород и технических условий бурения, выделены следующие интервалы: 500-1070 м, 1070-1220 м.. Плотность бурового раствора в указанных интервалах выбрана с учетом конкретных горногеологических условий и опыта ведения буровых работ на месторождениях в данном регионе в целом, а так же требований пп. 2.7.3.1-2.7.3.5 Правил безопасности [4].

Рекомендуемые параметры бурового раствора по интервалам бурения приведены в таблице 7.2.

Репрессия на стенки скважины ограничивается пп.2.7.3.3 Правил безопасности [4] и не превышает допустимой (допустимая плотность раствора для пласта С2b - 1,17 г/см3).

Таблица 7.1 Характеристика материалов и химических реагентов, применяемых при бурении скважины

Реагенты

Основное назначение

Шифр

ГОСТ, ОСТ, ТУ

Внешний вид

Вид тары

1

2

3

4

5

6

Натрийкарбокси-метилцеллюлоза

Регулирование фильтрации

пресных и минерализованных (NaCl) буровых растворов

КМЦ-600,700

(аналоги: КМЦ-9С, Торос-2 и др., некоторые марки импортных реагентов Finn-Fix, Tуlose, Seroqel и др.)

ТУ 6-55-221-1453-96,

ТУ 2389-011-

-26289127-96

ТУ 2231-002-50277563-2000

(изм.№1)

мелкозернистый во-локнистый или по-рошкообразный продукт белого или кремоватого цвета

бумажные или поли-этиленовые мешки

массой по 10 или 25 кг

Кальцинированная сода

Связывание ионов кальция, магния в растворе, регулирование рН раствора, химический диспергатор глин при приготовлении глинистых растворов

Na2CO3

ГОСТ 5100-85Е

порошкообразный продукт белого цвета

многослойные бумажные

мешки массой по 60 кг

Карбонат кальция

Утяжеляющий и кольматирующий агент в буровом растворе

СаСО3,

Мел

ГОСТ 12085-88

мелкозернистый белый порошкообразный продукт

многослойные бумажные мешки по 50 кг

карбонатный кольматант

ККУ 75/000

ТУ 5716-008-

-40912231-2000

Мелкокристалличес-кий порошок белого или серого цвета

мешки-контейнеры

ККУ М

ТУ 5716-008-

-40912231-2002

мягкие разо-вые контей-неры 1000 кг

Универсальный мраморный состав УМС (массовая доля CaCO3 не менее 98,5%)

Наполнитель в буровых технологических жидкостях

УМС

ТУ 5716-004-50635131-2004

порошкообразный продукт

“биг-бэг” объемом 1м3

Сульфат алюминия технический очищенный

Коагуляция твердых частиц в процессах очистки жидкой фазы отходов бурения. Приготовление асбогелеевых буровых растворов

Al2(SO4)3

ГОСТ 12966-85

сыпучий продукт белого цвета с размерами частиц не более 20 мм (для высшего сорта)

контейнеры или полиэтиленовые мешки, насыпью

Хлористый кальций

Для приготовления ингибированных хлоркальциевых растворов, водной фазы инертного эмульсионного раствора

СаСl2

ГОСТ 450-77

ТУ 6-09-5077-83

бесцветное кристаллическое вещество (в виде чешуек, гранул, либо порошка) или жидкость (р-р СаСl2 28-30% концентрации)

стальные барабаны 150 кг или полиэтиленовые мешки 50 кг или металлические бочки

Биополимер “Гаммаксан” (выпускается четырех марок)

Структурообразователь в буровом растворе, вискозификатор соляной кислоты

Гаммаксан

ТУ 2458-002-50635131-2003, изм. № 1-4

порошок от белого до светло-кремового цвета

картонные коробки с полиэтиленовым вкладышем (25 кг)

СМАД (смесь окисленного петролатума с дизельным топливом)

Смазочная добавка к буровым раство-рам на водной ос-нове, многофунк-циональный реа-гент в инвертных эмульсионных растворах

СМАД-1

СМАД-АСН

ТУ 38-101614-81

ТУ 2415-002-2333 6470-2002

(изм.№1.)

жидкость темно-коричневого цвета

ж/д цистерны, бочки

Глинопорошок каолингидро-слюдистый

Приготовление глинистого раствора

ПГКМ

ПКГ

ОСТ 39-202-86,

ТУ 39-01-08-658-81

порошкообразный материал

крафт-мешки массой 50 кг или контейнеры

Конденсирован-ная сульфит-спиртовая барда

Регулирование фильтрационных и структурных свойств пресных и минерализованных буровых растворов

КССБ

КССБ-2М

ТУ 39-044-75

ТУ 2454-325-0533190-2000

порошкообразный продукт коричневого цвета

бумажные ламинированные мешки массой 40 кг

Крахмальный реагент

Регулирование фильтрации пресс-ных и минерализо-ванных буровых растворов

Реамил

Амилор

ТУ 9187-001-70994864-05

ТУ 9187-105-00334735-06

порошкообразный продукт от белого до светло желтого цвета

мешки 15 кг

Пеногаситель Реапен 1408

Пеногашение в буровых растворах на водной основе

Реапен 1408

ТУ 2415-003-36651865-2003

опалесцирующая жидкость темного цвета со слабым запахом.

бочки 220л.

Бактерицид

ЛПЭ-32

Предотвращает биодеструкции крахмальных реа-гентов, подавление жизнедеятельности бактерий в буровом растворе, поглоще-ние сероводорода

ЛПЭ-32

ТУ 2458-039-00209295-02

жидкость

цистерны, канистры 50 л, бочки 100-200 л

Таблица 7.2 Типы и параметры буровых растворов

П а р а м е т р ы б у р о в о г о р а с т в о р а

Интервал, м

водоотдача, см3/ 30 мин

СНС,

мгс/см2

через

рН

Пластическая вязкость, санти пуаз

Динамическое напряжение сдвига, дин/ см2

Содержание песка, %

Общая минерализация, г/л

плотность, г/см3

вязкость, с

Тип раствора

по вертикали

по стволу

от

(верх)

до

(низ)

от

(верх)

до

(низ)

1 ми-

нуту

10

ми-

нут

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

13

14

15

Пресная глинистая суспензия

0

30

0

30

1,10-1,12

20-25

-

-

-

7-8

-

-

до 2,0

3,0

Пресная глинистая суспензия

30

250

30

257

1,10-1,12

20-25

-

-

-

7-8

-

-

до 2,0

3,0

Пресный глинистый раствор

250

500

257

527

1,12-1,16

25-35

8

10

20

7-9

-

-

до 1,0

3,0

Минерализован-ный естественный раствор

500

1070

527

1142

1,12-1,14

-

-

-

-

6-7

-

-

-

130

Минерализованный крахмально-биополимерный раствор (МКБПР)

1070

1220

1142

1303

1,15

40-60

5

3-5

9-12

6-7

15-25

20-60

до 1,0

170

(по CaCl2)

Таблица 7.3 Оборудование для приготовления и очистки буровых растворов

Применяется при

Полезный объем циркуляционной системы, м3

Объем запаса бурового раствора, м3

Примечание

Название

Типоразмер

или шифр

ГОСТ, ОСТ,

МРТУ, МУ и т.п.

на изготовление

Кол-во,

бурении в интервале

(по стволу), м

шт.

от

до

(верх)

(низ)

1

2

3

4

5

6

7

8

9

Циркуляционная система

ЦС 100 Э (01)

ТУ Б.4.00.00.000.

1

0

1303

90

112

система

Вибросито

СВ-1ЛМ

(или ВС-1)

(или имп.)

ТУ 39-0147001-145-96

(ТУ39-01-08-416-78)

2

0

1303

циркуля- ции ем-костная

Ситогидроциклонная установка в составе:

1

- Пескоотделитель

ПГ 60/300

(или ИПС 2/300)

(или SWACO)

ТУ3661-003-48136594-01

(ЗАО СП “ИСОТ”)

(SWACO)

1

0

1303

- Илоотделитель

ИГ 45/М

(или ИИС)

(или SWACO)

ТУ3661-001-36627-00

(ЗАО СП “ИСОТ”)

(SWACO)

1

527

1303

- Вибросито

СВ 1 ЛМ

ТУ 39-0147001-145-96

1

0

1303

Центрифуга

ОГШ-501 У-01

ТУ 26-01-388-80

1

527

1303

в периодическом

режиме

Гидросмеситель

СГВ-100

(или ГС-I-40)

ТУ 366127-006-10147164-02 (ЗАО СП “Исот”)

1

0

1303

Диспергатор

ДГС

ТУ3668-004-43663892-03

1

1142

1303

Блок приготовления бурового раствора

БП 06

(или БПР 1,2)

ТУ 26-02-898-81

1

0

1303

Примечания - В соответствии с пп. 2.2.6.18, 2.5.14, 4.4.13 “Правил безопасности...” [4] и п. 3.15 “Инструкции по предупреждению газонефтеводопроявлений...” [66]:

- на буровой должен быть установлена и обвязана доливная емкость, оборудованная уровнемером;

- скважина должна быть обеспечена запасом бурового раствора в количестве не менее двух объемов скважины;

Объем запаса бурового раствора:

- максимальный объем бурового раствора в скважине на момент окончания бурения под эксплуатационную колонну составит 56м3;

- Двойной запас бурового раствора, исходя из максимального объема скважины, составит Vзап=56х2=112 м3, при этом часть раствора V=90 м3 находится в емкостях циркуляционной системы, а часть - в дополнительных емкостях на кустовой площадке.

- В подразделе 13 табл. 13.4 приведен монтаж дополнительных емкостей:

- для хранения пресного глинистого раствора 2 шт. по 50 м3;

- для хранения минерализованного естественного раствора 2 шт. по 50 м3;

- для приготовления и хранения минерализованного крахмально-биополимерного раствора 2 шт. по 50 м3.

Таблица 7.4 Потребность компонентов для приготовления, обработки и утяжеления бурового раствора

Интервал по

Компоненты бурового раствора в интервале

Нормы расхода на

Потребность

стволу, м

единица измере-ния

ГОСТ, ОСТ, ТУ

бурение 1м интервала

компонента

от

до

название

и т.п. на

величина,

источник

на интервал

(верх)

(низ)

изготовление

кг/м3

1

2

3

4

5

6

7

8

Бурение под направление 324 мм

0

30

Глинопорошок

ПГКМ

кг

ТУ 39-01-08-658-81

ОСТ 39-202-86

28,000

регламент буровых

840,0

25

30

Кальцинированная сода Na2CO3

кг

ГОСТ 5100-85Е

9,70

растворов

48,5

Бурение под кондуктор 245 мм:

30

257

Глинопорошок

ПГКМ

кг

ТУ 39-01-08-658-81

ОСТ 39-202-86

28,000

-“-

6356,0

257

527

КССБ

кг

ТУ 39-044-75

5,47

-“-

1476,9

257

527

Реапен-1408

кг

ТУ 2415-003-36651865-

-2003

1,82

-“-

491,4

257

527

Кальцинированная сода Na2CO3

кг

ГОСТ 5100-85Е

1,82

491,4

257

527

КМЦ-600,700

кг

ТУ 6-55-221-1453-96

0,36

-“-

97,2

517

527

Кальцинированная сода Na2CO3

кг

ГОСТ 5100-85Е

8,10

-“-

81,0

30

527

Целлотон или другие наполнители

кг

(см. РД 39-2-684-82)

1% на м3 р-ра

-“-

1000,0

(справочно)

Бурение под эксплуатационную колонну 146 мм

527

1142

Минерализованная техническая вода приготовленная на основе пластовой воды (см. текст подраздела 7.3 проекта)

1142

1302

Реапен-1408

кг

ТУ 2415-003-36651865-

-2003

3,85

-“-

616,0

1142

1302

CaCl2

кг

ГОСТ 450-77

218,30

-“-

34928,0

1142

1302

Реамил-10

кг

ТУ 9187-001-70994864-

-05

25,70

-“-

4112,0

1142

1302

Гаммаксан

кг

ТУ 2458-002-50635131-

-2003

3,85

-“-

616,0

1142

1302

СМАД (смазочная добавка)

кг

ТУ 38-101614-81

6,42

-“-

1027,2

1142

1302

Бактерицид ЛПЭ-32

кг

ТУ 2458-039-00209295-

-02

1,00

-“-

160,0

1142

1302

Мел (CaCO3)

кг

ГОСТ12085-88

45,00

-“-

7200,0

Примечания

- В проекте принята основная рецептура обработки бурового раствора в соответствии с “Регламентом бурового раствора…”.

- В качестве резервного варианта, в зависимости от поставок химреагентов, применяются другие рецептуры бурового раствора (при соблюдении требований п.2.2.9 “ПБ в НГП” [4]), не содержащие нефти, технологически отработанные при бурении скважин, на которые имеются токсикологические паспорта и установленные значения ПДК химреагентов.

- Интервал 500-1070 м - по вертикали (527-1142 м - по стволу) разбуривается на минерализованной пластовой воде плотностью 1,12-1,14 г/см3.

- Для предотвращения возможных поглощений бурового раствора при бурении под кондуктор при отсутствии целлотона вводить другие наполнители в соответствии с табл. 4 РД 39-02-684-82 [32].

Таблица 7.5 Суммарная потребность компонентов бурового раствора

Название компонентов

Потребность компонента, т

наименование колонн

суммарное

направление

кондуктор

эксплуатационная

колонна

на

скважину

1

2

3

4

5

Глинопорошок ПГКМ

0,840

6,356

-

7,196

КССБ

-

1,477

-

1,477

Кальцинированная сода Na2CO3

0,049

0,572

-

0,621

КМЦ-600, 700

-

0,097

-

0,097

Реапен-1408

-

0,491

0,616

1,107

CaCl2

-

-

34,928

34,928

Реамил-10

-

-

4,112

4,112

Гаммаксан

-

-

0,616

0,616

СМАД (смазочная добавка)

-

-

1,027

1,027

Бактерицид ЛПЭ-32

-

-

0,160

0,160

Мел (СaCO3)

-

-

7,200

7,200

Целлотон (справочно)

-

1,000

-

1,000 (справочно)

8. Углубление скважины

Раздел «Углубление скважины» разработан в соответствии с требованиями «Правил безопасности в нефтяной и газовой промышленности» [4] и др. руководящих документов, а также с учетом опыта проектирования и строительства скважин на месторождениях Удмуртии.

8.1 Режим бурения и особенности технологии бурения эксплуатационной скважины

8.1.1 Бурение под направление диаметром 324 мм с глубиной спуска 30 м предусматривается производить роторным способом при частоте вращения ротора 65-80 об/мин шарошечным долотом 393,7 VU-K11TG-R227 (IADC 114) (см. табл. 8.2., КНБК №№ 1,8).

8.1.2 Бурение под кондуктор диаметром 245 мм с глубиной спуска 500 м по вертикали (527 м по длине ствола) предусматривается производить по импортной и отечественной технологии:

отечественная технология: шарошечные долота 295,3 NU-12T-R85 (IADC 124) производства ОАО ЅВолгабурмашЅ в сочетании с турбобуром 3ТСШ1-240 в двухсекционном исполнении или с ВЗД ДРУ-240 регулируемым углом перекоса осей (см. табл. 8.2., КНБК № № 9ч11).

Набор зенитного угла производится с глубины 50 м:

отечественная технология: шарошечные долота 295,3 NU-12T-R85 (IADC 124) с турбинным отклонителем ТО2-240 ВЗД (ДРУ-240) с углом перекоса осей -1,5 0 (см. табл. 8.2., КНБК № 10).

Осевая нагрузка на долото при наборе зенитного угла принимается 3ч5 тс.

8.1.3 Интенсивность промывки забоя при бурении под направление и под кондуктор -36ч42 л/с. При наличии осложнений при бурении и перед спуском кондуктора интервал осложнений и ствол скважины прорабатывается компоновкой последнего долбления (см. табл. 8.2., КНБК №№ 4,11).

8.1.4 Бурение под эксплуатационную колонну диаметром 146 мм с глубиной спуска 1220 м по вертикали (1302 м - по длине ствола) предусматривается производить:

отечественная технология: шарошечные долота 215,9AUL-LS54X-R269 (IADC 549Х) либо 215,9 AUL -LS62Y-R437 (IADC 627Y) винтовым забойным двигателем Д2-195 (ДРУ-195, ДРУ- 172) - см. КНБК №№ 12ч14).

По решению технологичечской службы бурового предприятия и согласованию с Заказчиком допускается применять в интервале бурения по вертикали 500-550 м (527-581 м - по длине ствола) шарошечные долота 215,9 V-N54X-R162 (IADC 543Х) с турбобуром 3ТСШ1-195 в 2-х секционном исполнении.

Интенсивность промывки забоя принимается в диапазоне 29ч36 л/с.

8.1.5 Отбор керна при бурении под эксплуатационную колонну (в 1/10 скважине) предусматривается производить турбинным способом: ВЗД Д2-195 с керноотборным снарядом КИМ-195/100 с бурильной головкой БИТ-215,9/100 С2 (см. табл. 8.2., КНБК №№7,14) при интенсивности промывки 24,8 л/с. Резервный вариант: Д5-195+УКР-172/100 “Кембрий” в одно или двухсекционной сборке с бурголовкой К212,7/100ТКЗ. Нагрузка на бурильную головку выбирается из условия обеспечения максимальной механической скорости проходки, но не более величины 2ч5 тс.

Первый рейс с отбором керна рекомендуется производить односекционным снарядом и в зависимости от величины выноса керна (более 80 %) геологической службой “Заказчика” принимается решение об использовании трех секций керноотборного снаряда.

Особые требования.

1. Перед спуском керноотборного снаряда в скважину ствол скважины должен быть тщательно проработан.

2. Запрещается спуск керноотборного снаряда в скважину после её простояв течение суток и более. В этом случае ствол скважины до забоя следует проработать.

3. В процессе отбора керна не допускается отрыв керноотборного снаряда от забоя скважины.

4. После отбора керна по стандартной технологии производится расширка

интервала отбора с использованием КНБК № (см. табл. 8.2)

5. Проходка на одно долбление не должна превышать длину керноприемной трубы снаряда.

8.1.6 В состав основных проектных компоновок низа бурильной колонны для сплошного бурения (отечественная технология) включаются:

* При бурении под направление: долото 393,7 VU-K11TG-R227 (IADC 114), УБТС.2 Ш229 мм- 12 м, УБТ Ш178 -12 м - КНБК №8 (см. табл.8.2);

* При бурении под кондуктор: 295,3 NU-12T-R85 (IADC 124), 295,3 NU-53X-R37 (IADC 535Х) или 295,3 NU-54X-R23 (IADC 545Х), калибратор КЛС-295,3, турбобур 2ТСШ-240 с накладками диаметром 283 мм, УБТС.2 Ш203мм - 36 м, УБТ Ш178 мм - 48 м - КНБК №№ 9,11 (см. табл.8.2). Если при бурении под кондуктор ожидаются поглощения, то допускается применять в составе КНБК кольмататор УОК диаметром 203 мм.

* При бурении под эксплуатационную колонну: долото 215,9AUL-LS54X-R269 (IADC 547Х) или 215,9 AUL -LS62Y-R437 (IADC 627Y), калибратор 10КСИ-215,9СТК (КЛС-212ч214), ВЗД Д2-195 с накладками диаметром 210 мм (ДРУ-195, ДРУ-172), УБТ Ш178 мм - 25 м, обратный клапан КОБ 178хЗ-147 - КНБК №№ 12,13 (см. табл.8.2);

При проведении последнего долбления перед отбором керна, в КНБК включить МШУ-195.

* Шаблонировка, а при необходимости и проработка ствола скважины перед спуском эксплуатационной колонны: долото 215,9AUL-LS54X-R269 (IADC 547Х), ВЗД Д2-195 (ДРУ-195, ДРУ-172), УБТ Ш178 мм - 25 м, обратный клапан КОБ 178хЗ-147 - КНБК № 13 (см. табл.8.2). Если бурение ствола скважины велось с поглощением бурового раствора, то в КНБК для проработки включить кольмататор УОК диаметром 178 мм.

8.1.7 Расход бурового раствора принят исходя из условия энергетических характеристик применяемых гидравлических забойных двигателей, а также с учётом снижения противодавления на стенки ствола скважины и снижения вероятности поглощения при бурении.

Режим работы буровых насосов УНБ-600 приведён в табл. 8.7.

8.1.8 Осевая нагрузка на долото устанавливается в зависимости от типоразмера долота, гидравлического забойного двигателя (ВЗД), твердости разбуриваемых горных пород, технико-технологическими условиями углубления скважины, условия получения максимальной рейсовой скорости проходки (минимума себестоимости бурения одного метра) и опыта бурения скважин в данном регионе.

8.1.9 Момент подъема долота определяется:

- технико-технологической необходимостью;

- снижением механической скорости более чем в два-три раза в сравнении с первоначальной;

- окончанием бурения под соответствующую обсадную колонну.

8.1.10 Контроль процесса бурения скважины предлагается производить станцией геолого-технологического контроля. Осуществляя анализ совокупности контролируемых параметров, станция предсказывает и предупреждает возникновение непредвиденных осложнений, предаварийных и аварийных ситуаций .

8.1.11 Способы, режимы бурения и проработки ствола скважины приведены в табл.

8.1.12 Потребное количество долот и элементов КНБК по интервалам бурения приведены в таблицах 8.3., 8.4.

8.1.13 Конструкции бурильных колонн и вес применяемых бурильных труб по интервалам бурения приведены в таблицах 8.5., 8.6.

8.1.14 Распределение потерь давления в циркуляционной системе по интервалам бурения приведены в таблице 8.8.

8.2 Компоновка бурильной колонны

8.2.1 Углубление забоя скважины под направление производить роторным способом бурения, под кондуктор и эксплуатационную колонну - турбинным способом с использованием стальных бурильных труб с комбинированной высадкой ПК Ш114х8,56 мм по ГОСТ Р 50278-92 с приварными замками по ГОСТ 27834-95, утяжеленных бурильных труб УБТС.2 Ш229 мм, УБТ Ш203 мм, УБТ Ш178 мм по ТУ14-3 -835 -79 и легкосплавных алюминевых труб диаметром 147 мм с толщиной стенки 11 мм (сплав Д16Т) по ГОСТ 23786-79.

8.3 Специальные технологические требования

8.3.1 Обеспечить соосность фонаря вышки, проходного отверстия стола ротора и оси скважины.

8.3.2 Обеспечить горизонтальность установки стола ротора.

8.3.3 Обеспечить прямолинейность ведущей трубы (квадратной штанги), УБТ, ПК.

8.3.4 Забуривание ствола скважины на длину КНБК производить при малой нагрузке на долото («с навеса»).

8.3.5 В процессе углубления постоянно определять текущее положение забоя относительно реперных пластов с целью своевременного внесения изменений в фактический профиль ствола скважины.

8.3.6 При бурении искривлённых участков перед каждым наращиванием бурильного инструмента рекомендуется промывать (прорабатывать) ствол скважины на длину нарощенной бурильной трубы не менее двух раз.

8.3.7 После окончания каждого долбления ствол скважины промыть до выравнивания параметров бурового раствора с доведением их до проектных (п. 2.7.7.9 “Правил …” [4]) с одновременным расхаживанием бурильного инструмента на длину бурильной трубы последнего наращивания.

8.3.8 Компоновка бурильной колонны должна:

- проходить по стволу при спуске либо без посадки, либо с посадкой не более 4 тс, в противном случае скорость спуска следует уменьшить;

- иметь конструкцию, обеспечивающую технологичность и безопасность при сборке, транспортировке и замене изнашивающихся элементов.

8.3.9 При проведении спуско - подъемных операций не допускать посадок бурильного инструмента (в стволе скважины диаметром до 295,3 мм - не более 3ч5 тс, большего диаметра - 5ч6 тс по отношению к разгрузке её за счёт трения при движении по стволу) и затяжек более 10 тс.

Проработку следует производить со скоростью ограниченной величинами вышеуказанных посадок до полной их ликвидации.

Интервал проработки ствола скважины после предыдущего долбления принимается последние 30 м при скорости проработки не более 25 м/час при осевой нагрузке не более 5 тс.

8.3.10 С целью предотвращения прихвата и обеспечения оптимальной нагрузки на долото при бурении под направление необходимо производить периодическое расхаживание бурильного инструмента с последующей плавной подачей долота на забой.

8.3.11 При прохождении КНБК с ОЦЭ через башмак обсадной колонны скорость спуска должна быть минимальной, а подъём инструмента производить на первой скорости, наблюдая за показанием индикатора веса с целью предотвращения возможного зацепления элементов КНБК за башмак обсадной колонны.

8.3.12 Шаблонировка ствола скважины перед спуском обсадной колонны производить компоновкой, применяемой при проведении последнего долбления.

8.3.13 По характеру износа элементов долота (вооружение, опора, козырьки лап) можно оценить состояние ствола скважины и своевременно вносить изменения в режимно-технологическую карту.

8.3.14 В процессе углубления забоя постоянно вести контроль за выносом шлама, параметрами бурового раствора и за расходом бурового раствора на входе и выходе его из скважины. При прекращении (или уменьшении) выноса шлама необходимо прекратить углубление забоя и промыть скважину в течение одного цикла.

8.3.15 При появлении затяжек и посадок бурильного инструмента производить проработку интервалов затяжек и посадок со скоростью 20-30 м/час.

8.3.16 Перед отбором керна необходимо долото отрабатывать не полностью и использовать в составе КНБК металлошламоуловитель необходимого типоразмера. С целью подготовки забоя скважины к отбору керна допускается провести и «свободный рейс» бурильного инструмента, с КНБК, включающей металлошламоуловитель.

8.3.17 Работы по предупреждению и ликвидации поглощений, являющимся одним из основных видов осложнений, должны производится в соответствии с требованиями “Правил безопасности…” [4] и РД 39-2-684-82 “Инструкция по борьбе с поглощениями при бурении и креплении скважин” [32].

Мероприятия по предупреждению и ликвидации возможных поглощений приведены в подразделе 17 проекта.

8.3.18 Организация работ по предупреждению нефтеводопроявлений и открытых фонтанов должна производится в соответствии “Правил безопасности…” [4] и инструкции [66], а работы по ликвидации открытых фонтанов - по инструкции [65].

В соответствии с требованиями п.2.7.6.4 “Правил безопасности... ” [4] схема установки и обвязки противовыбросового оборудования, блоков глушения и дросселирования должна быть разработана буровым предприятием и согласована с органами Ростехнадзора и противофонтанной службой.

Мероприятия по предупреждению нефтеводопроявлений приведены в подразделе 17 проекта.

8.3.19 Учитывая возможность поглощений бурового раствора при бурении под кондуктор и эксплуатационную колонну необходимо предусмотреть следующие мероприятия.

В процессе бурения под кондуктор при подходе к предполагаемому интервалу поглощаемого пласта необходимо следить за показаниями станции контроля параметров бурения (ГТИ) за изменением механической скорости проходки, уровнем бурового раствора в приёмной емкости бурового насоса, изменению (уменьшению) выхода бурового раствора из скважины. Увеличение механической скорости (резкое увеличение механической скорости в виде скачка) и провалы инструмента говорят о том, что встречен пласт, сложенный более проницаемыми и слабыми породами.

В этом случае необходимо:

* отметить глубину начала поглощения с точностью до 0,5 м;

* отметить мощность интервала поглощения (по резкому изменению механической скорости, провалам бурильного инструмента) с точностью до 0,5 м;

* отметить интервалы зависаний, заклиниваний и проработок с точностью до 0,5 м;

* отметить глубину подошвы зоны по резкому снижению механической скорости. При этом необходимо учитывать, что зона может состоять из ряда пропластков перемежающихся по прочности;

* определить интенсивность поглощения по изменению уровня бурового раствора в приёмных емкостях буровых насосов в единицу времени (м3/час);

* замерить статический уровень бурового раствора в скважине. В неосложнённых условиях замер статического уровня производится после смены долота, проверки забойного двигателя или других работ, не связанных с подачей бурового раствора в скважину. Через 15ч20 мин делается контрольный замер. При этом фиксируется плотность бурового раствора;

* использовать промыслово-геофизические методы исследований при вскрытии сложно построенных пластов с высокой интенсивностью поглощения. Возможные методы:

расходометрия, термометрия, кавернометрия, АК, МК,ЭК, РК. Целесообразность использования данных методов определяется “Заказчиком”.

Выбор способа и технологии проведения изоляционных работ производится технологической службой бурового подрядчика и по согласованию с “Заказчиком” в зависимости от категории зон осложнения подбором изоляционных средств в соответствии с требованиями РД 39-2-684-82 или других РД, разработанных для условий бурения на месторождениях Удмуртии.

Выбор методов изоляции поглощающих горизонтов зависит от интенсивности поглощения, которую можно подразделить на незначительные (2я категория), частичные (3я категория), полное поглощение (4я, 5я категории).

При незначительных (2я категория) поглощениях при углублении забоя под кондуктор работы по ликвидации поглощений допускается не проводить и продолжить бурение до проектной глубины спуска кондуктора с постоянным добором промывочной жидкости. Возможен также вариант перехода на бурение глинистым раствором. Проработка осложнённого интервала производится с включением в КНБК кольмататора и подкачкой в манифольд буровой глинистого раствора с повышенной плотностью -1200 кг/м 3 с расходом 1м 3 на один метр интервала проработки.

При частичных поглощениях (3я категория) рассматриваются варианты намыва наполнителя, закачка бентонитополиакриламидной пасты, проработка интервала с включением в КНБК кольмататора и подкачкой в манифольд буровой глинистого раствора с повышенной плотностью - 1200ч1270 кг/м 3 с расходом 1,5ч2,0 м 3 на один метр интервала проработки, заливка БСС, ПАА и др.

При полном поглощении (4я, 5я категории) зона вскрывается на полную мощность, проводится гидродинамическое исследование пласта, определяются коэффициенты приёмистости пласта и уточняется категория зоны осложнения. В этом случае используется метод подкачки в манифольд буровой глинистого раствора с повышенной плотностью, а при отсутствии результатов подкачки проводятся укрепляющие изоляционные работы через открытый конец бурильной трубы. В качестве изолирующего материала применяется БСС на основе ГЦ, ПЦ, ГП и CaCl2 и при необходимости повторить укрепляющие работы методом наращивания цементных мостов.

Изоляционные работы производятся по специальному плану работ, разработанному технологической службой “Подрядчика” по согласованию с “Заказчиком”.

Изоляция по мере вскрытия пласта допускается при больших потерях бурового раствора, невозможности углубления скважины. Если вскрыто несколько поглощающих пластов, то производится их последовательная снизу вверх изоляция.

Если проведенные изоляционные работы не привели к ликвидации поглощения (катастрофическое, сопровождающее полным уходом бурового раствора), то дальнейшее бурение под кондуктор по согласованию с “Заказчиком” допускается вести на технической воде с постоянным её добором.

Предупреждение поглощения сводится к регулированию гидродинамического давления путем ограничения скорости выполнения технологических операций. С целью уменьшения пускового давления включение бурового насоса производить с минимально возможной подачей бурового раствора с одновременным расхаживанием бурильной колонны с проворачиванием или её вращением ротором. Возможен и переход с турбинного способа бурения на роторный. Включение второго насоса производить после восстановления полной циркуляции и снижения давления до нормального. После восстановления циркуляции спуск колонны бурильных труб производить без её проворачивания ротором.

После вскрытия зоны поглощения при бурении под эксплуатационную колонну спуск инструмента производить с промежуточными промывками через каждые 200-300 м. При этом скорость спуска бурильной колонны должна быть не доходя до зоны поглощения на 100 - 200 м - 0,5 - 0,7 м/с, в зоне поглощения и на 100 м ниже - 0,3 - 0,4 м/с. Изоляционные работы производятся при полном вскрытии осложнённого пласта согласно вышеприведённой методике.

Таблица 8.1 Способы, режимы бурения, расширки (проработки) ствола скважины и применяемые КНБК

Интервал, м

Вид

технологи-ческой

операции

Способ

бурения

Условный

номер

KHБK

(см.т.8.2)

Режим бурения

Скорость вы-полнения тех-нологической операции, м/ч

осевая

нагрузка,

т

скорость

вращения

ротора,

об/мин

расход бурового раствора, л/с

по вертикали

по стволу

от

до

от

до

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

0

30

0

30

бурение

роторный

1;8

2ч4

65ч80

36ч42

30ч35

30

500

30

527

разбуривание це-ментного стакана

в направлении, бурение

турбинный

2ч4; 9ч11

4ч15

-

36ч42

15ч20

30

500

30

527

шаблонировка

(проработка) перед спуском кондуктора, проработки перед ГИС (при осложнениях ствола)

турбинный

4;11

5ч7

-

36ч42

25ч35

500

1220

527

1302

бурение

турбинный

5,6;12,13

10ч15

-

29ч36

6ч14

1120

1135

1196

1212

отбор керна в 1/10 скважине

турбинный

7;15

2ч5

-

24,8

2ч4

1170

1200

1249

1281

-Ш-

турбинный

7;14

2ч5

-

24,8

2ч4

500

1220

527

1303

шаблонировка

(проработка)

перед спуском

эксплуатационной

колонны,

проработки

турбинный

6;13

7ч10

-

29ч36

20ч25

перед ГИС (при осложнениях ствола)

490

500

517

527

разбуривание це

ментного стака на в кондукторе

роторный

15

5ч7

65ч80

29ч36

6ч10

-

1210

-

1292

подбуривание цементного ста кана в эксплуа тационной колонне (при необходимости)

роторный

16

5ч7

65ч80

15ч20

4ч6

Примечание - Проработка ствола скважины перед спуском колонн производится только при наличии осложнений ствола скважины.

При отсутствии осложнений производится шаблонировка ствола скважины с использованием приведенных КНБК для проработки и промывки ствола скважины на забое до выравнивания свойств бурового раствора (п.2.7.7.9 “Правил…[4] ”) и доведением параметров бурового раствора до проектных значений.

Таблица 8.2 Компоновка низа бурильных колонн (КНБК)

Условный номер

KHБK

Интервал, м, по:

Э л е м е н т ы KHБK (до бурильных труб по расчету)

вертикали

стволу

номер по

поряд-ку

типоразмер, шифр

ГOCT, OCT, МРТУ, ТУ, МУ и т.п. на изготовление

рассто

яние от

забоя,

м

техническая характеристика

назначение

от

(верх)

до

(низ)

от

(верх)

до

(низ)

наруж-ный ди- аметр,

мм

дли

на,

м

масса, кг

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

13

1 Отечественная технология (проектный вариант)

1.1 Бурение под направление Ш324 мм (КНБК № 1):

1

0

30

0

30

1

393,7 VU-K11TG-R227

ГОСТ 20692-2003

0,580

393,7

0,58

187,0

Бурение под направление

2

УБТС.2

ТУ 14-3-835-79

13,13

229,0

12,00

3276,0

3

УБТ

ТУ 14-3-835-79

25,13

178,0

12,00

1745,0

1.2 Бурение под кондуктор 245 мм (КНБК №№ 2ч4):

2

30

50

30

50

1

295,3 NU-12T-R85

ГОСТ 20692-2003

0,425

295,3

0,425

92,0

Бурение вер-тикального участка под кондуктор

2

Калибратор 8КС-295,3СТ

ОСТ 39-078-79

1,275

295,3

0,850

200,0

3

2ТСШI-240 (2 секции)

ГОСТ 26673-90

16,761

240,0

15,486

3983,0

4

УБТС

ТУ 14-3-835-79

48,761

203,0

32,00

6176,0

3

50

193

50

196

1

295,3 NU-12T-R85

ГОСТ 20692-2003

0,425

295,3

0,425

92,0

Бурение под кондуктор на участке набо-ра зенитного угла

2

ТО-240

ТУ 26-02-383-72

11,025

240,0

10,600

2530,0

3

Обратный клапан КОБ

ОСТ 39-096-79

11,475

203,0

0,450

65,0

4

Магнитный переводник

ТУ 36-2328-80

12,475

178,0

1,000

150,0

5

ЛБТ 147х11

ГОСТ 23786-79

36,475

147,0

24,000

396,0

4

193

500

196

527

1

295,3 NU-12T-R85

ГОСТ 20692-2003

0,425

295,3

0,425

92,0

Добуривание, шаблонировка (проработка) ствола скв-ы перед спуском кондуктора, проработка пе-ред ГИС (при осложнениях ствола)

2

Калибратор 8КС-295,3СТ

ОСТ 39-078-79

1,275

295,3

0,850

200,0

3

3ТСШI-240 (2 секции)

ГОСТ 26673-90

16,761

240,0

15,486

3983,0

4

УБТ

ТУ 14-3-835-79

48,761

203,0

32,00

6176,0

5

УБТ

ТУ 14-3-835-79

60,761

178,0

12,0

1872,0

1.3 Бурение под эксплуатационную колонну Ш146 мм (КНБК №№ 5ч7)

5

500

1070

527

1142

1

215,9 AUL-LS54X-R269

ГОСТ 20692-2003

0,345

215,9

0,345

36,4

Бурение под эксплуатационную колонну на участке стабилизации зенитного угла

2

Калибратор 10КСИ-215,9

ОСТ 39-078-79

0,845

215,9

0,500

64,0

3

Д2-195 (ДРУ-195, ДРУ-172)

ТУ 3664-098-05749197-99

6,720

195,0

5,875

890,0

4

Клапан обратный КОБ 178хЗ-147

ОСТ 39-096-79

7,130

178,0

0,410

45,0

5

УБТ

ТУ 14-3-835-79

32,130

178,0

25,0

3635,0

6

ЛБТ 147х11

ГОСТ 23786-79

56,130

147,0

24,000

396,0

6

1070

1220

1142

1302

1

215,9AUL-LS54X-R269

ГОСТ 20692-2003

0,345

215,9

0,345

36,4

Бурение под эксплуатационную колонну на участке падения зенитного угла, шаблонировка (проработка) скважины перед спуском колонны. Проработка перед ГИС (при осложнениях ствола)

2

Д2-195 (ДРУ-195, ДРУ-172)

ТУ 3664-098-05749197-99

6,220

195,0

5,875

890,0

3

Клапан обратный КОБ 178хЗ-147

ОСТ 39-096-79

6,630

178,0

0,410

45,0

4

УБТ

ТУ 14-3-835-79

31,630

178,0

25,0

3635,0

7

1120

1170

1135

1200

1196

1249

1212

1281

1

БИТ-215,9/100 С2

ТУ 3664-001-

-50783875-02

0,165

215,9

0,165

21,0

Отбор керна при бурении под эксплуа-тационную колонну в 1/10 скважине

2

КИМ-195/100

ТУ 3664-031-27005283-98

8,165

195,0

8,00

1000,0

3

ВЗД Д2-195

ТУ 3664-098-05749197-99

14,040

195,0

5,875

890,0

4

УБТ

ТУ 14-3-835-79

39,040

178,0

25,0

3635,0

5

Клапан обратный КОБ 178хЗ-147

ОСТ 39-096-79

86,575

178,0

0,410

45,0

Примечания

1. В качестве резервных вариантов при строительстве скважины используются долота, гидравлические забойные двигатели и другие элементы КНБК и БТ в соответствии с нормами проходки на долото (приложение 3 проекта); регламента [23] по отработанным технологиям. А также использование не включенных в проект долот, ГЗД, элементов КНБК и БТ, связанных с испытанием и отработкой новой техники и технологии (ВСН 39-86 приложение 13 п.12).

2. При использовании для бурения скважины импортных долот должны быть получены сертификаты соответствия ГОСТ и разрешения сужб Ростехнадзора на их применение, при соблюдении требований п.п.1.2.19; 1.2.20; 2.2.9 “Правил безопасности…” [4].

3. Проработка ствола скважины перед спуском колонн производится только при наличии осложнений ствола скважины.

При отсутствии осложнений производится шаблонировка ствола скважины с использованием приведенных КНБК для проработки и промывки ствола скважины на забое до выравнивания свойств бурового раствора (п.2.7.7.9 “ Правил безопасности… ”[4]) с доведением его параметров до проектных.

4. Для очистки забоя скважины от посторонних предметов с промывкой и проработкой ствола скважины на буровой

рекомендуется иметь металлошламоуловитель МШУ/195 “Барс” АОЗТ НП “ЮКОН” 625053, г.Тюмень, а/я 2604 ул Дружбы, 201.

5. При замене компоновок (КНБК) или замене опорно-центрирующих элементов (ОЦЭ) на новые, следует обратить внимание при СПО

бурильной колонны на следующее:

- Не допускать посадок инструмента и его заклинивания в стволе скважины.

- Ограничить скорость прохождения элементов КНБК при подъеме у башмака предыдущей колонны с целью предотвращения

их зацепления.

7. При бурении под эксплуатационную колонну диаметром 146 мм иметь на буровой два шаровых крана типа КШЗ-147Ч35: один устанавливается между рабочей трубой и ее предохранительным переводником, второй является резервным.

8. При бурении под эксплуатационную колонну диаметром 146 мм иметь на буровой два обратных клапана типа КШЗ-147Ч35

с приспособлением для установки их в открытом положении, один из которых является рабочим, второй - резервным.

9. При наличии поглощений при бурении под эксплуатационную колонну в КНБК дополнительно включить кольмататор.

10. III 215,9 Т-ЦА** и 124,0AUP-LS11TG-R479** - в соответствии с п. 2.7.1.10 “Правил безопасности …” [4] долото для работы в кондукторе и эксплуатационной колонне должно быть со срезанными периферийными зубьями.

11. Контроль параметров кривизны ствола скважины, начиная с первого участка набора угла при бурении под кондуктор производится

серийными инклинометрами по принятой технологии ИММ-73, ИН-721.

Таблица 8.3 Потребное количество долот и элементов КНБК

Типоразмер, шифр

или краткое название

элемента KHБK

Вид технологической операции (бурение,

отбор керна, расширка, проработка)

Интервал работы, м

Норма расхода

Потребное количество

на интервал, шт.

по вертикали

по стволу

единица

измерения

величина

от

(верх)

до

(низ)

от

(верх)

до

(низ)

1

2

3

4

5

6

7

8

9

Отечественная технология (проектный вариант)

393,7 VU-K11TG-R227

бурение

0

30

0

30

м

150,0

0,20

295,3 NU-12T-R85

бурение

30

50

30

50

м

250,0

0,08

295,3 NU-12T-R85

бурение

50

193

50

196

м

125,0

1,17

295,3 NU-12T-R85

бурение

193

500

196

527

м

250,0

1,32

Калибратор 8КС-295,3СТ

бурение

30

50

30

50

шт/600м

1,0

0,03

Калибратор 8КС-295,3СТ

бурение

193

500

196

527

шт/600м

1,0

0,55

295,3 NU-12T-R85

шаблонировка

(проработка)

перед спуском кондуктора, проработки перед ГИС

30

500

30

527

шт

-

1,0

III 215,9 Т-ЦА

разбуривание цементного стакана в кондукторе

490

500

517

527

шт

-

1,0

215,9AUL-LS54X-R269

бурение

500

600

527

635

м

200,0

0,54

215,9AUL-LS54X-R269

бурение

600

800

635

850

м

250,0

0,86

215,9AUL-LS54X-R269

бурение

800

1220

850

1302

м

200,0

2.26

Калибратор 10КСИ-215,9СТК (КЛС-215,9)*

бурение

500

1070

527

1142

шт/500м

1,0

1,23

БИТ-215,9/100 С2

отбор керна в 1/10 скважине

1120

1135

1196

1212

м

90,0

0,018

БИТ-215,9/100 С2

-Ш-

1170

1200

1249

1281

м

90,0

0,036

215,9AUL-LS54X-R269

шаблонировка (проработ ка) перед спуском эксп-луатационной колонны, проработка перед ГИС

500

1220

527

1302

шт

-

1,00

124,0AUP-LS11TG-R479

подбуривание цементного стакана в экспл. колонне

(при необходимости)

-

1210

-

1292

шт

-

1,00

Таблица 8.4 Суммарное количество и вес долот и элементов КНБК

Название обсадной

колонны

Типоразмер, шифр

или краткое

название элемента KHБK

Масса

единица,

кг

Вид

технологической

операции

Суммарная величина

количество (штук) элементов KHБK

масса по

типоразмеру

или шифру, т

по виду

операции

по типоразмеру или шифру

1

2

3

4

5

6

7

Отечественная технология (проектный вариант)

Направление

393,7 VU-K11TG-R227

187,0

бурение

0,20

0,20

0,037

Кондуктор

295,3 NU-12T-R85

92,0

бурение

2,57

2,57

0,236

295,3 NU-12T-R85

92,0

шаблонировка (про- работка), проработки перед ГИС

1,0

1,0

0,092

Калибратор 8КС-295,3СТ

200,0

бурение

1,24

1,24

0,248

Эксплуатационная

III 215,9 Т-ЦА

36,4

разбуривание

цемен тного стакана в кондукторе

1,0

1,0

0,040

215,9AUL-LS54X-R269

36,4

бурение

3,27

3,27

0,119

215,9AUL-LS54X-R269

36,4

шаблонировка (про- работка), проработки перед ГИС

1,0

1,0

0,036

Калибратор 10КСИ-215,9СТК (КЛС-212ч214)

бурение

бурение

1,23

1,23

0,079

БИТ-215,9/100 С2

21,0

отбор керна в 1/10 скважине

0,054

0,054

0,001

124,0AUP-LS11TG-R479

10,5

подбуривание це-ментного стакана

в экспл. колонне

(при необходимости)

1,00

1,00

0,001

Таблица 8.5 Конструкция бурильных колонн

Вид

техно-логи-

ческой

опера-ции

Интервал по

стволу, м

Номер секции бурильной колонны

(снизу вверх) без KHБK

Интервал

установки

секции

(снизу вверх)

Длина

секции, м

Масса, т

Коэффициент запаса

прочности трубы на

характеристика

бурильной

трубы

статическую прочность

выносливость (для роторного бурения)

спуск колонн в клиновом захвате (С=0,9)

от

до

тип

(шифр)

Наружный диаметр, мм

Марка (группа) прочности материала

Толщина стенки, мм

Тип замкового соединения и тип резьбы (для УБТ и ТВКП)

от (верх)

до (низ)

секции

нарас-таю щая

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

13

14

15

16

17

Импортная и отечественная технология:

Бурение под нап равление

0

30

1

УБТС.2

229

Д

69,50

3-171

18

30

12

3,276

3,276

2

УБТ

178

Д

44,00

3-147

6

18

12

1,745

5,021

»1,5

»1,5

>1,5

3

ТВКП-140

-

-

-

3-147

0

6

16

1,810

6,831

Бурение под кон

дуктор

30

50

1

УБТ

203

Д

61,50

3-161

18

50

32

6,176

6,176

2

ПК

114

Д

8,60

3П-159-83

16

18

2

0,055

6,231

17,6

-

13,7

3

ТВКП-140

-

-

-

3-147

0

16

16

1,810

8,041

50

196

1

ЛБТ

147

Д-16-Т

11,00

3Л-172

171

196

24

0,396

0,396

»1,4

-

>1,5

2

ПК

114

Д

9,19

3П-159-83

16

171

155

4,273

4,669

22,0

-

17,0

3

ТВКП-140

-

-

-

3-147

0

16

16

1,810

6,479

196

527

1

УБТ

203

Д

61,50

3-161

495

527

32

6,176

6,176

2

УБТ

178

Д

44,00

3-147

483

495

12

1,745

7,921

3

ПК

114

Д

8,60

3П-159-83

16

483

467

12,782

20,703

5,2

-

4,0

4

ТВКП-140

-

-

-

3-147

0

16

16

1,810

22,513
Бурение под эксп
луата
цион ную

колон ну

527

1142

1

УБТ

178

Д

44,00

3-147

1117

1142

25

3,635

3,635

2

ЛБТ

147

Д-16-Т

11,00

3Л-172

1093

1117

24

0,396

4,031

>1,4

-

>1,15

3

ПК

114

Д

8,60

3П-159-83

16,0

1093

1077

29,477

33,508

3,2

-

2,5

4

ТВКП-140

-

-

-

3-147

0

16

16

1,810

35,318

1142

1302

1

УБТ

178

Д

44,00

3-147

1277

1302

25

3,635

3,635

2

ПК

114

Д

8,60

3П-159-83

16

1277

1261

34,514

38,149

2,8

-

2,2

3

ТВКП-140

-

-

-

3-147

0

16

16

1,810

39,959

Примечания
- Расчет бурильных колонн произведен согласно “Инструкции по расчету бурильных колонн для нефтяных и газовых скважин”,
Москва, 1997г. Нормативные (минимально допустимые) запасы прочности для бурильной колонны:
коэффициент запаса на статическую прочность [ст.]:
- роторное бурение - 1,5;
- турбинное бурение - 1,4;
коэффициент запаса на прочность по усталости [уст.]:
- для роторного бурения - 1,5;

коэффициент запаса на спуск бурильной колонны в клиновых захватах - 1,15.
- Шифры труб:
- УБТС.2 - труба бурильная утяжеленная сбалансированная с проточкой под элеватор по ТУ 14-3-835-79;
- УБТ - труба бурильная утяжеленная с проточкой под элеватор по ТУ 14-3-835-79;
- ПК - труба бурильная стальная бесшовная с комбинированной высадкой концов и приваренными соединительными
замками по ГОСТ Р50278-92.
- ЛБТ - алюминиевые бурильные трубы из сплава Д16Т по РД 39-013-90 и ГОСТ 23786-79;

- ТВКП-140 - труба ведущая с коническим пояском по ТУ 14-3-755-78.
8.2 Расчет УБТ и СБТ
Диаметр УБТ определяется исходя из условий обеспечения наибольшей жесткости сечения в данных условиях бурения, а длину исходя из нагрузки на долото. Отношение диаметра УБТ к диаметру забойного двигателя должно быть (0,80- 0,85).
Бурение под кондуктор:
Дубт = (0,80- 0,85)*240=192-204мм
Выбираем Дубт =203мм
Эксплуатационная колонна:
Дубт = (0,80- 0,85)*195=156-165,7мм
Выбираем Дубт=178мм
Длина УБТ (203мм)
l убт=(1,25•Рдол - G)/ qубт
qубт=193кг
G=3983кг
Рдол=4ч15т принимаем 9,5т
l убт=40,89м
Принимаем l убт=32м
Dбт?124,6мм Принимаем Dбт=114 мм
Длина УБТ (178мм)
l убт=(1,25•Рдол - G)/ qубт
qубт=145,4кг
G=890кг
Рдол=10ч15т принимаем 10т
l убт=80м
Принимаем l убт=25м
Dбт/Dубт?0,7
Dбт?124,6мм
Принимаем Dбт=114мм
Расчет бурильной колонны.
Qp= Qпр /n- допустимая растягивающая нагрузка
Для труб нижней секции, мН
Qp=0,69мН (по таблице 24 Элияш. Задачи)
K=1,15-коэф. Трения сил инерции
Qубт=3635=0,0356мН
G=926,4кг=0,009мН
сбр=1,13г/см3
см=7,8 г/см3
pо=35,37кгс/см2=3,537мПа
pп=64кгс/см2=6,4мПа
Fк=120,1см2=0,01201м2
qбт=27,36кг=0,00027мН
lдоп=(0,69-1,15•(0,218+0,009)(1-1,13/7,8)-(3,537+6,4)•0,01201))/1,15•0,00027(1-1,13/7,8)=2006м
Таблица 8.6 Соотношение и вес применяемых бурильных труб по интервалам бурения
Название обсадной

колонны
Интервал

по стволу, м
Вид применяемых труб

(УБT, АБT, CБT)
Длина
в интервале,

м

Масса труб, т

теорети ческая
с учетом
4% на

плюсовой допуск
с запасом на

завоз 5%
от

(верх)
до

(низ)
тип

(шифр)
наружный

диаметр, мм

1

2

3

4

5

6

7

8

9

Направление

18

30

УБТС.2

229

12

3,276

3,407

0,170

6

18

УБТ

178

12

1,745

1,815

0,09

0

6

ТВКП-140

-

16

1,810

-

-

Кондуктор

18

50

УБТ

203

32

6,176

6,423

0,321

16

18

ПК

114

2

0,055

0,057

0,03

0

16

ТВКП-140

-

16

1,810

-

-

171

196

ЛБТ

147

24

0,396

0,411

0,021

16

171

ПК

127

155

4,273

4,444

0.22

0

16

ТВКП-140

-

16

1,810

-

-

495

527

УБТ

203

32

6,176

6,423

0,321

483

495

УБТ

178

12

1,745

1,815

0,09

16

483

ПК

114

467

12,782

13,290

0,664

0

16

ТВКП-140

-

16

1,810

-

-

Эксплуатационная

1117

1142

УБТ

178

25

3,635

3,780

0,189

1093

1117

ЛБТ

147

24

0,396

0,411

0,021

16

1093

ПК

114

1077

29,477

30,656

1,533

0

16

ТВКП-140

-

16

1,810

-

-

1277

1302

УБТ

178

25

3,635

3,780

0,189

16

1277

ПК

114

1261

34,514

35,895

1,795

0

16

ТВКП-140

-

16

1,810

-

-
8.3 Гидравлическая программа промывки скважин
Режим работы буровых насосов Таблица 8.7
Интервал по

стволу, м
Вид

технологической операции (бурение, проработка, отбор керна и т.д.)

Удельный расход, л/с/см2

Удельная гидравлическая мощость, квт/см2

Скорость струи из насадок долота, м/с

Скорость восходящего потока, м/с

Tип буровых насосов

Режим работы буровых насосов

Количество насосов, шт.

диаметр цилиндровых втулок, мм

Допустимое давление, кгс/см2

коэффициент наполнения

Число двойных ходов в минуту

производительность, л/с

от

до

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

13

14

0

30

Бурение

0,031

0,094

54.0

0,35

УНБ-600

1

180

125

0,90

65

37,8

30

527

Бурение, шаблонировка (проработка)

0,055

0,51

52,0

0,68

УНБ-600

1

180

125

0,90

65

37,8

527

1302

Бурение, шаблонировка (проработка)

0,089

1,09

65

1,23

УНБ-600

1

170

145

0,90

65

32,4

1196

1281

Отбор керна

0,068

0,47

19,0

1,04

УНБ-600

1

190

150

0,90

65

24,8
Tаблица 8.8 Распределение потерь давлений в циркуляционной системе буровой
Интервал по

стволу, м

Производительность насосов, л/с
Давление на

стояке, кгс/см2

Количество насадок в долоте, шт.

Диаметр насадок, мм

Потери давлений (кгс/см2) для конца интервала в

элементах KHБK

бурильной колонне

кольцевом пространстве

Обвязке буровой установки

от

до

в начале интервала

в конце интер вала

Долоте (насадках)

Забойном двигателе

УБT

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

13

Отечественная технология:

30

527

37,8

93,21

110,76

3

16,0

27,72

54,72

3,26

16,30

0,47

5,64

527

1302

32,4

134,23

140,12

3

14,0

35,37

64,00

0,92

31,19

4,24

4,10

1196

1281

24,8

71,61

76,16

8

14,0

2,91

50,0

0,51

17,68

2,63

2,40

(отбор керна)
Таблица 8.9 Сравнительная таблица максимальной репрессии и давлений гидроразрыва пород

Название колонны

Кондуктор

Эксплуатационная

Глубина, м (по стволу)

527

2504
Максимальная репрессия бурового раствора

в процессе бурения, кгс/см2, в том числе:

Страница:


Подобные документы

Работы в архивах красиво оформлены согласно требованиям ВУЗов и содержат рисунки, диаграммы, формулы и т.д.
PPT, PPTX и PDF-файлы представлены только в архивах.
Рекомендуем скачать работу.

© 2000 — 2023, ООО «Олбест» Все права защищены