Бурение на равновесии

Введение

Целью данного курсового проекта является проектирование конструкции скважины, расчёт гидравлической программы по действующей скважине, построение графика совмещённых давлений, а так же рассмотрение процесса бурения скважины на равновесии.

В процессе строительства скважины, а именно, при вскрытии продуктивного пласта чаще всего происходит загрязнение призабойной зоны продуктивного пласта фильтратом бурового раствора, что приводит к ухудшению фильтрационных свойств коллектора. Ухудшается гидродинамическая связь между скважиной и коллектором, в результате чего ухудшается продуктивность скважины, дебит скважины снижается.

Актуальностью данного курсового проекта является рассмотрение процесса бурения скважины на равновесии в интервале продуктивного пласта, который обеспечивает минимальное повреждение и сохранение коллекторских свойств продуктивного пласта, а так же значительный рост дебита скважины в процессе эксплуатации.

скважина бурение равновесие циркуляционный

1. Разработка конструкции скважины

1.1 График совмещенных условий бурения

Совмещенный график строится для определения интервалов, несовместимых по условиям бурения пластовых давлений, плотности бурового раствора и количества обсадных колонн для проектирования конструкции скважины. Для его построения необходимо определить:

1) коэффициент аномальности - Ка;

2) плотность бурового раствора - с;

3)коэффициент запаса - Кз

Коэффициент аномальности Ка рассчитывается по формуле

где: Рпл - пластовое давление на глубине Н, МПа;

св - плотность воды, св = 1040 кг/м3 [1., с. 17];

g - ускорение свободного падения равная значению 9,8 м/с2;

Н - глубина залегания пласта, м.

Плотность бурового раствора рассчитывается по формуле

где: Ка - коэффициент аномальности;

Кз - коэффициент резерва, определяющий величину репрессии на пласт.

Значения коэффициента запаса К3 приведены в таблице № 1.1

Таблица 1.1.1 - Значения коэффициента запаса

Коэффициент гидроразрыва определяем по формуле

[2; с.11]

Интервал 0 - 220 м

= кз x ка = 1.1 х 1 = 1,1 г/см3

Интервал 220 - 623 м

= кз x ка = 1.1 х 1,004 = 1,1 г/см3

Интервал 623 - 753 м

= кз x ка = 1.1 х 1,03 = 1,13 г/см3

Интервал 753 - 1207 м

= кз x ка = 1.05 х 1,004 = 1,05 г/см3

Интервал 1207 - 1403 м

= кз x ка = 1.05 х 1,005 = 1,06 г/см3

Интервал 1403 - 1841 м

= кз x ка = 1.05 х 1,009 = 1,06 г/см3

Интервал 1841 - 2340 м

= кз x ка = 1.05 х 1,14 = 1,2 г/см3

Интервал 2340 - 2524 м

= кз x ка = 1.05 х 0,94 = 0,99 г/см3

Интервал 2524 - 2613 м

= кз x ка = 1.05 х 0,94 = 0,99 г/см3

Интервал 2613 - 2696 м

= кз x ка = 1.05 х 0,9 = 0,95 г/см3

Интервал 2696 - 2728 м

= кз x ка = 1.05 х 0,99 = 1,04 г/см3

Все расчеты занесены в таблицу 1.1.2

Таблица 1.1.2 - Результаты расчетов

1.2 Разработка конструкции забоя скважины

Создание рациональной конструкции забоя скважин - это обоснование его наружного и внутреннего диаметров, выбор типа фильтра, обоснование (констатация) характера сообщения ствола скважины с продуктивным пластом с учетом результатов исследования механизма проявления горного давления в призабойной зоне пласта и разрушения коллектора при движении флюида пласта. Оно предусматривает сочетание элементов крепи скважины в интервале продуктивного пласта, обеспечивающих устойчивость ствола, разобщение пластов, проведение технико-технологических воздействий на пласт, выполнение ремонтно-изоляционных и геофизических работ, а также длительную эксплуатацию скважин при оптимальном дебите.

Определяющие факторы по выбору конструкции забоя и ее параметров - тип и степень однородности продуктивного пласта, его проницаемость, устойчивость пород призабойной зоны пласта, а также наличие или отсутствие близко расположенных по отношению к коллектору горизонтов с высоким или низким давлением, водонефтяного контакта или газовой шапки.

По геологическим условиям залегания нефтегазовой залежи, типу коллектора и свойствам пород продуктивного пласта выделяют четыре основных вида объектов эксплуатации:

- коллектор однородный, прочный, порового, трещинного, трещинно-порового или порово-трещинного типа; близко расположенные напорные водоносные (газоносные) горизонты и подошвенные воды отсутствуют;

- коллектор однородный, прочный, порового, трещинного, трещинно-порового или порово-трещинного типа; около кровли пласта имеются газовая шапка или близкорасположенные напорные объекты;

- коллектор неоднородный, порового, трещинного, трещинно-порового или порово - трещинного типа, характеризующийся чередованием устойчивых и неустойчивых пород, водо- и газосодержащих пропластков с разными пластовыми давлениями;

- коллектор слабосцементированный, поровый, высокой пористости и проницаемости, с нормальным или низким пластовым давлением; при его эксплуатации происходит разрушение пласта с выносом песка.

Однородным считается пласт, литологически однотипный по всей толщине, который имеет примерно одинаковые фильтрационные показатели и пластовые давления в пропластках, насыщен газом, нефтью или водой. Пределы изменения коэффициента проницаемости к (в мкм2) для однородного пласта не должны выходить за границы одного из следующих шести классов: >1,0; 0,5-1,0; 0,1-0,5; 0,05-0,1; 0,01-0,05; 0,001-0,01.

Если пласт расчленен пропластками с изменяющейся (в каждом из шести классов) проницаемостью, имеет подошвенные воды, газовые шапки или чередование газоводонефтенасыщенных пропластков с разными пластовыми давлениями, он считается неоднородным.

Прочными коллекторами называют те, которые сохраняют устойчивость и не разрушаются под воздействием фильтрационных и геостатических нагрузок. Оценка устойчивости пород в призабойной зоне пласта - весьма сложный и не полностью регламентированный результат исследовательских работ.

Слабосцементированными коллекторами считают такие пласты, породы которых при эксплуатации скважин выносятся на поверхность вместе с флюидом. Здесь важно выдерживать депрессию на пласт в расчетных пределах.

В зависимости от градиента пластовых давлений коллекторы можно подразделить на три группы:

- с градиентом рпл превышающим 0,1 МПа/10 м;

- с градиентом рпл равным 0,1 МПа/10 м;

- с градиентом рпл меньшим 0,1 МПа/10 м.

Пласт является высокопроницаемым, если значения коэффициента поровой кп или трещинной кт проницаемости соответственно более 0,1 и 0,01 мкм2.

Если напорный горизонт находится на расстоянии менее 5 м от продуктивного пласта, он считается близкорасположенным. Это условная характеристика расстояния, взятая из опыта вследствие сложности разобщения пластов с разными давлениями.

Для оценки коллекторов по размеру песчаных зерен пласты подразделяют по фракционному составу на мелко-, средне- и крупнозернистые с размером частиц соответственно 0,10 - 0,25, 0,25 - 0,50 и 0,50 - 1,0 мм.

Конструкция забоев скважин существенно различаются в зависимости от геологических условий, технических возможностей и производственного опыта в соответствующих организациях.

Наиболее часто применяют конструкции забоев следующих типов (см. рис. 1.2.1):

1. Конструкция ПЗП с закрытым забоем. В этом случае продуктивный пласт (пласты) перекрываются сплошной колонной или хвостовиком с последующим цементированием и перфорацией (рис. 1.2.1, а).

2. Конструкция ПЗП с открытым забоем. Продуктивный пласт (пласты) остается не зацементированным, обсаживается либо не обсаживается фильтром (рис. 1.2.1, б-г).

3. Конструкция ПЗП смешанного типа. Нижняя часть продуктивного горизонта остается открытой (или обсаженной фильтром), а верхняя перекрывается обсадной колонной (хвостовиком) с последующими цементированием и перфорацией (рис. 1.2.1, д-е).

4. Конструкция ПЗП для предотвращения выноса песка. В этом случае напротив продуктивного пласта устанавливают забойные фильтры (см. рис. 1.2.1, ж) различных типов или используют проницаемый тампонажный материал (см. рис. 1.2.1, з).

Рисунок 1.2.1 - Типы конструкций (а - з) забоев скважин: 1 - эксплуатационная колонна; 2 - цементное кольцо; 3 - перфорированное отверстие; 4 - пакер типа ПДМ конструкции ВНИИБТ; 5 - перфорированный (на поверхности) фильтр; 6 - забойный фильтр; 7 - зона разрушения в слабоцементированном пласте; 8 - проницаемый

Рисунок 1.2.2 - Принятая конструкция забоя скважины: 1 - эксплуатационная колонна; 2 - пакер; 3 фильтр - хвостовик (114 мм); 4 - продуктивный пласт

Продуктивный пласт представлен кварцевым песчаником, который является устойчивым, стенки ствола скважины не обваливаются, поэтому применяем в конструкции забоя скважины фильтр - хвостовик (см. рис. 1.2.2).

1.3 Обоснование глубин спуска обсадных колонн

Оптимальное число обсадных колонн и глубины установки их башмаков при проектировании конструкции скважин определяются количеством зон с несовместимыми условиями проводки ствола по градиентам пластовых (поровых) давлений, гидроразрыва (поглощения) пластов, скелетных напряжений пород.

Запроектированная конструкция скважины должна обеспечить: долговечность скважины как технического сооружения; надежную изоляцию всех проницаемых горизонтов и сохранность жидких и газообразных полезных ископаемых; возможность бурения до проектной глубины без опасности возникновения серьезных осложнений.

При изучении геологического разреза в нем выделяются осложненные интервалы, которые необходимо изолировать обсадными колоннами. Интервалы с несовместимыми условиями бурения присутствуют. В связи с эти предлагаю следующую конструкция скважины:

1) Направление спускается на глубину 60 м для перекрытий почвенно-растительного слоя, для соединения скважины с системой очистки бурового раствора, для центрирования вышки; цементируется до устья;

2) Кондуктор спускается на глубину 250 м для изоляции верхних водоносных горизонтов, перекрытия зон многолетнемерзлых пород (если они присутствуют), для подвеса и принятия нагрузки всех последующих колонн, для установки противовыбросового и устьевого оборудования; цементируется до устья;

3) Промежуточная колонна спускается на глубину 1300 м для перекрытия зон с несовместимыми условиями бурения, отложений с высоким пластовым давлением, соленых пластов, цементируется до устья;

4) Эксплуатационная колонна спускается на глубину 2360 м для поднятия добываемого флюида на поверхность; цементируется до устья;

5) Фильтр-хвостовик спускается в интервал 2300 - 2728 м выше башмака эксплуатационной колонны на 100м для создания гидродинамической связи пласта со стволом скважины; не цементируется.

Согласно «Правил безопасности в нефтяной и газовой промышленности» ПБ 08-624-13 пункт 120: подвесное и герметизирующее устройство потайной колонны (хвостовика) должно устанавливаться выше башмака предыдущей обсадной колонны не менее чем на 75 м для нефтяных скважин и 250 м для газовых скважин.

1.4 Определение расчетных диаметров обсадных колонн и долот

После того, как было определено необходимое количество обсадных колонн, приступаем к согласованию диаметров обсадных колонн и долот. Расчет диаметров ведется снизу вверх. За исходный размер принимается диаметр самой нижней колонны, в нашем случае эксплуатационной, который задается заказчиком в зависимости от ожидаемого дебита, условий опробования, эксплуатации и ремонта скважины. Ожидаемый дебит данной нефтяной скважины 250 м3/сут. Подберём диаметр эксплуатационной колонны исходя из таблицы 1.4.1. [4; c. 139]

Таблица 1.4.1- Рекомендуемые диаметры эксплуатационных колонн

1) Эксплуатационная колонна

Учитывая назначение скважины и возможный дебит скважины, диаметр эксплуатационной колонны принимается 168 мм. Диаметры последующих обсадных колонн определяются по диаметрам предыдущих колонн и рекомендаций зазоров между стенкой скважины и последующими обсадными колоннами.

Определим диаметр долота под эксплуатационную колонну:

Dд.эк = Dм.эк + 2д [5; c. 453]

где: - наружный диаметр муфты обсадной колонны по ГОСТ 632-80, мм;

2д - разность диаметров ствола скважины и муфты обсадной колонны, которая зависит от наружного диаметра обсадной колонны, данные которого представлены в таблице 1.4.2

Таблица 1.4.2

При диаметре колонны 168 мм диаметр муфты Dм.э=187,7 мм, а 2д =25 мм [ГОСТ 632-80]

Тогда: Dд.эк = 187,7 + 25 = 212,7 мм

Выбираем диаметр долота (ближайший в сторону увеличения) для бурения под эксплуатационную колонну Dд.э = 215,9 мм [ГОСТ 20692-2003].

2) Промежуточная колонна

Рассчитаем внутренний диаметр промежуточной колонны по формуле:

Dвн.п = Dд.эк + 2? [5; с. 454]

где: Dд.эк - диаметр долота для бурения ствола под эксплуатационную колонну, мм;

2Д - минимальный радиальный зазор между долотом и стенкой обсадной трубы, Д = 5-10 мм.

Следовательно:

Dвн.п = 215,9 + 2*5 = 225,9 мм

Внутренний диаметр обсадной колонны по ГОСТ 632-80 Dвн.п = 226,7 мм.

Нормализованный диаметр обсадной колонны [ГОСТ 632-80] Dп = 244,5 мм с допустимой толщиной стенки д = 8,9 мм; наружный диаметр муфты Dм.п = 269,9 мм.

Найдём диаметр долота для бурения под промежуточную колонну:

Dд.п = Dм.п + 2·д = 269,9 + 25 = 294,9 мм.

где: Dмп - наружный диаметр муфты промежуточной колонны, мм;

2д - радиальный зазор для свободного прохода колонны в скважину при спуске, мм по таблице 1.4.2

Ближайший нормализованный диаметр долота для бурения под промежуточную колонну Dд.п = 295,3 мм [ГОСТ 20692-2003].

3) Кондуктор

Рассчитаем внутренний диаметр кондуктора:

Dвн.к = Dд.п + 2? = 295,3 + 2*5 = 305,3 мм.

где: Dд.п - диаметр долота для бурения ствола под промежуточную колонну, мм;

2Д - минимальный радиальный зазор между долотом и стенкой обсадной трубы (Д = 5-10 мм).

Внутренний диаметр обсадной колонны по ГОСТ 632-80 Dвн.к = 306,9 мм.

Нормализованный диаметр обсадной колонны [ГОСТ 632-80] Dк = 323,9 мм с допустимой толщиной стенки д = 8,5 мм; наружный диаметр муфты Dмк = 351 мм.

Диаметр долота для бурения ствола под кондуктор определяют по формуле:

Dдк = Dмк + 2·д = 351 + 35 = 386 мм.

где: Dмк - диаметр муфты кондуктора, мм;

2д - радиальный зазор для свободного прохода колонны в скважину при спуске, мм по таблице 1.4.2

Выберем нормализованный диаметр долота для бурения под кондуктор Dдк = 393,7 мм [ГОСТ 20692-2003]

4) Направление

Определим внутренний диаметр направления:

Dвн.н = Dд.к + 2·Д = 393,7 + 2*5 = 403,7 мм.

где: Dд.к - диаметр долота для бурения ствола под кондуктор, мм;

2Д - минимальный радиальный зазор между долотом и стенкой обсадной трубы, Д = 5-10 мм.

По ГОСТ 632-80 принимаем внутренний диаметр обсадной колонны Dвн.н = 404 мм.

Нормализованный диаметр обсадной колонны по ГОСТ 632-80 Dн = 426 мм с допустимой толщиной стенки д = 11 мм; наружный диаметр муфты Dмн = 451 мм.

Диаметр долота для бурения ствола под направление определяют по формуле:

Dд.н = Dм.н + 2·д = 451+35 = 486 мм.

где: Dм.н - диаметр муфты направления, мм;

2д - радиальный зазор для свободного прохода колонны в скважину при спуске, мм по таблице 1.4.2

Принимаем номинальный диаметр долота для бурения под кондуктор

Dд.к = 490 мм [ГОСТ 20692-2003]

Таблица 1.4.3 - Конструкция скважины

2. Гидравлический расчет циркуляционной системы

2.1 Применяемый буровой раствор

Выбор бурового раствора имеет важнейшее значение в проектировании скважины. От их способности выполнять свои функции в различных геолого-технических условиях зависит не только эффективность буровых работ, но и срок службы скважины. При проектировании параметров буровых растворов всегда нужно стремиться к тому, чтобы достигались высокие скорости бурения, высококачественное вскрытие продуктивных пластов, предупреждались все возможные осложнения.

Плотность раствора влияет на гидростатическое давление, на забой и стенки скважины. При наличии в разрезе водо-, газо-, нефтепроявляющих пластов обычно давление бурового раствора поддерживают несколько большим пластового с тем, чтобы предотвратить или резко уменьшить интенсивность поступления флюидов в скважину. Иногда плотность увеличивают для предупреждения обвалообразований. Плотность раствора уменьшают при поглощении, для снижения гидравлических потерь в циркуляционной системе и дифференциального давления на забое и т.д.

1) Интервал 0 - 250 м представлен чередованием неустойчивых глин, аргиллитов, алевролитов, рыхлых песчаников. Для бурения данного интервала принимается пресный глинистый раствор с наполнителем. Компоненты и их назначения представлены в таблице 2.1.1, параметры раствора представлены в таблице 2.1.2.

Таблица 2.1.1 - Компоненты бурового раствора в интервале 0 - 250 м

Таблица 2.1.2 - Параметры бурового раствора в интервале 0 - 250 м

2) Интервал 250 - 1300 м представлен чередованием доломитов, тонкими прослоями алевролитов с включением гипса и ангидрита, мергелей, песчаников и солей. Для бурения данного интервала, во избежание размыва солей, рекомендуется минерализованная по NaCl система раствора. В качестве структурообразователя используется биополимер. Контроль фильтрационных свойств проводится с помощью ввода модифицированного крахмала. Для того, чтобы избежать бактериального разложения биполимера в рецептуру вводится минимальное количество бактерицида Antren-BIO. При бурении необходимо вводить смазочную добавку в буровой раствор. Компоненты и их назначения представлены в таблице 2.1.3, параметры раствора представлены в таблице 2.1.4.

Таблица 2.1.3 Компоненты бурового раствора в интервале 250 - 1300 м

Таблица 2.1.4 - Параметры бурового раствора в интервале 250-1300 м

3) Интервал 1300 - 2360 м представлен переслаиванием доломитов с солью, известняками с включениями ангидрита, аргиллитами. Для бурения данного интервала, во избежание размыва солей, рекомендуется минерализованная по NaCl система раствора. В качестве структурообразователя используется биополимер. Контроль фильтрационных свойств проводится с помощью ввода модифицированного крахмала. Для того, чтобы избежать бактериального разложения биполимера в рецептуру вводится минимальное количество бактерицида Antren-BIO. При бурении необходимо вводить смазочную добавку в буровой раствор. Компоненты и их назначения представлены в таблице 2.1.5, параметры раствора представлены в таблице 2.1.6.

Таблица 2.1.5 Компоненты бурового раствора в интервале 1300-2360 м

Таблица 2.1.6 - Параметры бурового раствора в интервале 1200-2360 м

4) Интервал 2360 - 2728 м представлен кварцевым песчаником. Для бурения данного интервала принимаем биополимерный раствор. Компоненты и их назначения представлены в таблице 2.1.7, параметры раствора представлены в таблице 2.1.8.

Таблица 2.1.7 - Компоненты бурового раствора в интервале 2360-2728м

Таблица 2.1.8 - Параметры бурового раствора в интервале 2360 - 2728 м

2.2 Определение расхода бурового раствора

Расход промывочной жидкости при бурении должен быть достаточным для удаления выбуренной породы с забоя и выноса ее на поверхность:

[2; с. 18]

где: Fкп - максимальная площадь кольцевого пространства, м2.

, [2; с. 18]

где: Dc - диаметр скважины (с учетом кавернозности), м;

DТ - диаметр бурильных труб, м.

Для обеспечения эффективного разрушения пород важно иметь расход, обеспечивающий минимальное дифференциальное давление. Для предотвращения сальникообразования, снижения вероятности прихватов, объёмное содержание выбуренной породы в промывочной жидкости в кольцевом пространстве не должно превышать 3-5%.

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

, [2; с. 18]

где: - скорость витания частиц шлама, м/с

[2; с. 18]

где: К = 5,72 - постоянная Риттингера, м/с;

dm - эквивалентный диаметр наиболее крупных частиц шлама, м;

сn - плотность разбуриваемых пород кг/м3;

сж - плотность промывочной жидкости, кг/м3.

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

dm = 0,0035 + 0,037 • Dд; [2; с. 18]

1) Рассчитаем расход бурового раствора при бурении под эксплуатационную колонну для выноса шлама в кольцевом пространстве.

;

dm = 0,0035 + 0,037 • 0,2191 = 0,01148 м;

Uв

;

•= 0,00547 м3/с;

2) Рассчитаем расход, при котором объёмное содержание выбуренной породы не превышает критического значения:

[2; с.19]

где: VM - максимальная механическая скорость проходки в расчетном интервале (?10м/ч), м/с; VM = 0,002778 м/с ;

средняя скорость оседания твердых частиц в растворе, м/с;

цкр - критическое значение объёмного содержания выбуренной породы, цкр =0,03ч0,05.

, [2; с. 19]

где: - скорость витания частиц шлама, м/с

[2; с. 19]

где: dc-средний диаметр частиц шлама, м;

dc = (0,1ч0,2)•dm , [2; с.19]

где: dm - эквивалентный диаметр наиболее крупных частиц шлама, м;

Расход при бурении под эксплуатационную (промежуточную) колонну:

dc= 0,2•0,01148 = 0,002296 м;

= 0,2862 м/с;

0,2862 = 0,0859 м/с;

3) Рассчитаем расход жидкости для очистки забоя:

[2; с. 20]

где: q - удельный расход (0,3ч0,7 м/с); [7]

Fз - площадь забоя, м2.

Бурение под эксплуатационную колонну:

F3

Qз ? 0,7 • 0,=0,029 м3/с;

Результаты расчета расхода бурового раствора представлены в таблице 2.2.1

Таблица 2.2.1 - Расход бурового раствора

Из трёх полученных расходов Q1, Q2, Q3, выбираем максимальный: бурение под эксплуатационную колонну (1200 - 2360 м): Qр = 0,029 м3/с.

2.3 Выбор насоса

Выбираем один буровой насос УНБТ-950. Гидравлические характеристики насоса приведены в таблице 2.3.1

Таблица 2.3.1 - Гидравлические характеристики насоса УНБТ - 950

2.4 Выбор диаметра цилиндровых втулок насоса

Подача насоса определяется по формуле:

[2; c. 37]

где: m - коэффициент наполнения, принимаем m = 0,9;

Qн.в - подача насоса при данном диаметре втулок, м3/с;

n - число насосов, n = 1.

По наибольшему значению расхода Qр = 0,029 м3/с принимаем диаметр втулок бурового насоса УНБТ - 950 равным 160 мм при подаче Qн = 0,0364 м3/с по таблице 2.2.1.

Тогда:

Найденная подача приемлема, так как она не меньше подач, полученных выше. Тогда минимальная скорость жидкости в кольцевом канале за ТБПК:

[2; с. 37]

где: dc - диаметр скважины с учетом кавернозности, м;

dн - наружный диаметр ТБПК, м.

2.5 Выбор винтового забойного двигателя

При бурении ВЗД расход, необходимый для его работы, вычисляется по формуле:

где: Qтабл - расход бурового раствора (м3/c) с плотностью ??табл (кг/м3), при котором двигатель развивает вращающий момент Мтабл.

Момент, необходимый для вращения определяется по формуле:

[5; c. 477]

где: - механический к.п.д. долота, для нового = 0,96-0,98;

Муд - удельный момент, Н*м;

- вращающий момент на преодоление сил сопротивления практически не зависящий от Pд, Н*м;

Pд - осевая нагрузка на долото, Н; Pд = 11 т.

где: - коэффициент, зависящий от модели долота, для алмазных долот = 1,7 - 1,9;

n - частота вращения вала ВЗД, мин-1;

Dд - диаметр долота при бурении данного интервала, м.

Вращающий момент на преодоление сил сопротивления можно определить по формуле:

где: - диаметр долота, м.

Выбираем винтовой забойный двигатель ДРУ - 172. Техническая характеристика ВЗД приведены в таблице 2.5.1.

Таблица 2.5.1 - Техническая характеристика ДРУ - 172

Рассчитываем расход, необходимый для работы ВЗД, для бурения интервала под эксплуатационную колонну.

Найденная подача удовлетворяет условию:

Qн = 0,0328 м3/с ? Q = 0,027 м3/с

Следовательно, полученный расход обеспечивают эффективную работу ВЗД.

2.6 Расчет потерь давления в элементах циркуляционной системы

2.6.1 Расчет потерь давления в затрубном пространстве

Для определения потерь в кольцевом пространстве У необходимо вычислить линейные и местные потери давления в затрубном пространстве до глубины залегания подошвы слабого пласта. Определяем критическое значение числа Рейнольдса промывочной жидкости Reкр, при котором происходит переход от структурного режима к турбулентному для течения в кольцевом пространстве:

[2; с. 23]

где: He - число Хедстрема, которое определяется из выражения:

[5., с. 483]

где: - пластическая вязкость промывочной жидкости, Па*с;

- динамическое напряжение сдвига, Па;

- диаметр скважины с учетом кавернозности, м;

- наружный диаметр УБТ, ТБПК, ВЗД, м.

В кольцевом пространстве между скважиной и УБТ:

В кольцевом пространстве между скважиной и ТБПК:

В кольцевом пространстве между скважиной и ВЗД:

Вычисляем действительные числа Рейнольдса при течении жидкости в кольцевом пространстве по формуле:

[2; с. 38]

где: б.р - плотность бурового раствора, кг/м3;

Qн - подача насоса, м3/с;

dc - диаметр скважины с учетом кавернозности, м;

dн - наружный диаметр УБТ, ТБПК, ВЗД, м;

? - пластическая вязкость, Па*с.

В кольцевом пространстве между скважиной и УБТ:

В кольцевом пространстве между скважиной и ТБПК:

В кольцевом пространстве между скважиной и ВЗД:

Если в кольцевом пространстве действительные числа <, то движение жидкости в кольцевом канале происходит при ламинарном режиме.

Определим числа Сен-Венана по формуле:

где: - динамическое напряжение сдвига, Па;

dc - диаметр скважины с учетом кавернозности, м;

dн - наружный диаметр УБТ, ТБПК, ВЗД, м;

Qн - подача насоса, м3/с;

? - пластическая вязкость, Па*с.

В кольцевом пространстве между скважиной и УБТ:

В кольцевом пространстве между скважиной и ТБПК:

В кольцевом пространстве между скважиной и ВЗД:

Рисунок 2.6.1 - Зависимость безразмерного коэффициентам кп от числа Сен-Венана-Ильюшина: 1 - для труб; 2 - для соосного кольцевого пространства.

По кривой 2 (рис. 2.6.1) определяем параметр : для течения жидкости в кольцевом пространстве за УБТ к.п= 0,48; за ТБПК = 0,66; за ВЗД = 0,54.

Потери давления по длине кольцевого пространства определяются по формуле:

ДPкп = [2; с.39]

где: - динамическое напряжение сдвига, Па;

dc - диаметр скважины с учетом кавернозности, м;

dн - наружный диаметр УБТ, ТБПК, ВЗД, м;

l - длина УБТ, ТБПК, ВЗД, м.

В кольцевом пространстве между скважиной и УБТ:

ДPкп

В кольцевом пространстве между скважиной и ТБПК:

ДPкп

В кольцевом пространстве между скважиной и ВЗД:

ДPкп

Общие потери в кольцевом пространстве:

У(= 0,022 + 1,53 + 0,0087 = 1,56 МПа

Определим максимальную критическую плотность при которой может произойти гидроразрыв наиболее слабого из пластов слагающих разбуриваемый интервал по формуле:

где: Pгрп - давление гидроразрыва наиболее слабого из пластов, МПа; Pгрп = 44,85 МПа;

??Pкп - суммарные потери в кольцевом пространстве, МПа;

п - плотность пород слагающих интервал, кг/м3;

g - ускорение свободного падения, м/с2, g = 9,8 м/с2;

Lп - глубина залегания подошвы пласта с наименьшим Pгрп, м;

Lп = 2236 м;

- содержание жидкости в шламожидкостном потоке, определяется по формуле:

где: Qн - подача насоса, м3/с;

- механическая скорость бурения, м/с;

dc - диаметр скважины с учетом кавернозности, м.

Тогда:

Так как полученное значение скр больше принятого с = 1000 кг/м3,то условие недопущения гидроразрыва пластов выполняется.

2.6.2 Расчет потерь давления в трубном пространстве

Потери давления в бурильной колонне складываются из потерь давления в гладкой части бурильных труб, потерь давления в утяжеленных бурильных трубах и дополнительных потерь давления в замковых (и муфтовых) соединениях.

Потерями давления в замковых соединениях пренебрегаем.

Для определения потери давления внутри бурильных труб необходимо определить значения критических чисел Рейнольдса в бурильной колонне по формуле:

[2; с. 23]

где: He - число Хедстрема, которое определяется из выражения:

[2; с. 23]

где: - пластическая вязкость промывочной жидкости, Па*с;

- динамическое напряжение сдвига, Па;

- диаметр скважины с учетом кавернозности, м;

- внутренний диаметр УБТ, ТБПК, м.

В бурильных трубах:

В УБТ:

Вычислим действительные числа Рейнольдса при течении жидкости в трубах по формуле:

[2; с. 38]

где: б.р - плотность бурового раствора, кг/м3;

Qн - подача насоса, м3/с;

dв - внутренний диаметр УБТ, ТБПК, м;

? - пластическая вязкость, Па*с.

В бурильных трубах:

В УБТ:

Так как >, то движение жидкости в бурильной колонне происходит при турбулентном режиме и потери давления определяются по формуле Дарси-Вейсбаха:

где: коэффициент гидравлических сопротивлений трубопровода;

l - длина УБТ, ТБПК, м;

плотность промывочной жидкости кг/м3;

средняя скорость течения жидкости, м/с;

dвн - внутренний диаметр УБТ, ТБПК, м.

где: к - шероховатость стенок равная 3·10-4;

dвн - внудренний диаметр УБТ, ТБПК, м;

Reтр - число Рейнольдса при течении жидкости в трубах.

Средняя скорость течения жидкости определяется из выражения:

где: Qн - подача насоса, м3/с;

- внутрненнй диаметр УБТ, ТБПК, м.

В ТБПК:

В УБТ:

Общие потери давления внутри бурильной колонны:

Местными потерями давления в приваренных концах ТБПК пренебрегаем.

2.6.3 Расчет потерь давления в наземной обвязке

, [ 2; с. 40]

где: бс - коэффициент гидравлического сопротивления стояка;

бш - коэффициент гидравлического сопротивления бурового рукава;

бв - коэффициент гидравлического сопротивления вертлюга;

бк - коэффициент гидравлического сопротивления ведущей трубы;

с - плотность бурового раствора, кг/м3;

Qн - расход промывочной жидкости, кг/м3.

Диаметр стояка 140 мм; =1,1·105 м-4;

диаметр бурового рукава 90 мм; = 0,52·105 м-4;

диаметр вертлюга 90 мм; =0,44·105 м-4;

диаметр ведущей трубы 155 мм; =0,40·105 м-4.

Суммарные потери давления в элементах циркуляционной обвязки:

где: - коэффициентов гидравлических сопротивлений стояка, м;

- коэффициент гидравлических сопротивлений бурового рукава, м;

- коэффициент гидравлических сопротивлений вертлюга, м;

- коэффициентов гидравлических сопротивлений квадрата, м;

- плотность бурового раствора, кг/м3;

- подача насоса, м3/с.

Таблица 2.6.3 - Значения коэффициентов гидравлических сопротивлений различных элементов циркуляционной системы

Перепад давления в ВЗД:

где: Pтабл - перепад давления в забойном двигателе при его работе на технической воде, МПа, Ртабл = 4,2 МПа;

Qтабл - расход технической воды, м3/с, Qс = 0,029 м3/с;

- плотность бурового раствора, кг/м3;

- плотность технической воды, кг/м3, табл = 1000 кг/м3.

Тогда:

Разность между гидростатическими давлениями столбов жидкости в кольцевом пространстве и трубах ?РГ вычисляется по формуле:

[2; с. 41]

где: L - глубина скважины, м;

- плотность шлама, кг/м3; кг/м3;

- плотность бурового раствора, кг/м3;

- содержание жидкости в шламожидкостном потоке,

Вычислим сумму потерь давлений во всех элементах циркуляционной системы за исключением потерь давлений в долоте по формуле:

где ?pн - потери давления в наземной обвязке;

?pТР - потери давления в бурильных трубах;

?pУБТ - потери давления в УБТ;

?рВЗД - потери давления в ВЗД.

?Ркп(УБТ) - потери давления за УБТ;

?Ркп(ТБПК) - потери давления за ТБПК;

?Ркп(ВЗД) - потери давления за ВЗД.

Рассчитаем резерв давления на долоте:

где: Pн - давление развиваемое насосом, с соответствующей втулкой равное Pн = 24 МПа;

- потери за исключением потерь давлений в долоте, МПа;

b - коэффициент учитывает, что рабочее давление нагнетания насосов должно быть, согласно правилам ведения буровых работ, меньше паспортного на 20--25 %.

Таким образом расчетное давление на насосе составляет:

2.6.4 Выбор гидромониторных насадок

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

Определим возможность гидромониторного эффекта, вычислим скорость течения жидкости в насадках долота

где: = 0,95 - коэффициент расхода;

?Pр - резерв давления на долоте, МПа;

сб.р - плотность бурового раствора, кг/м3.

Так как и перепад давления , то бурение данного интервала возможно с использованием гидромониторных долот.

Рисунок 2.6.4 - Зависимость утечек через пяту-сальник [1;с.41]

По рисунку 2.6.4 определим утечку Qу в зависимости от полученного значения МПа: Qу = 0,0008 м3/с.

Разность удовлетворяет условиям выноса шлама и очистки забоя, так как 0,0356>0,029 м3/с.

Определяем суммарную площадь гидромониторных насадок по формуле:

где: - расход насоса, м3/с;

- объёмная скорость утечек, м3/с;

- скорость течения жидкости из насадок долота, м/с, принимаем = 80 м/с.

Тогда:

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

Принимаем 3 насадки диаметром 14 мм.

3. Мероприятия по предупреждению возможных осложнений

1) Интервал 0 - 60 м (обвалы стенок, поглощения)

Конкретные меры предупреждения и прекращения развития обвалов зависят от вида обвалообразований, их интенсивности и технических возможностей, имеющихся химических реагентов.

При обвалообразованиях, обусловленных или усиленных высокой водоотдачей раствора, активным воздействием фильтрата на неустойчивую породу, необходимо добиваться снижения водоотдачи, изменения состава фильтрата путём химической обработки или переходить на промывку другим раствором.

В случае поглощения приготовить вязкую пачку бурового раствора, дообработав исходный буровой раствор бентонитовым глинопорошком через гидроворонку в количестве 50-100 кг на 1 м3 (в зависимости от интенсивности поглощения добавить опилки 20-30 кг/м3). Кольматирующая способность раствора усиливается, а его потери сокращаются за счет включения в рецептуру раствора кольматирующей добавки.

2) Интервал 60-250 м (обвалы стенок, осыпания, поглощения).

Для бурения данного интервала используется пресный глинистый буровой раствор, который применялся при бурении предыдущего интервала (под направление) и применяется при бурении под кондуктор до вскрытия зоны катастрофического поглощения.

При обвалообразованиях, обусловленных или усиленных высокой водоотдачей раствора, активным воздействием фильтрата на неустойчивую породу, необходимо добиваться снижения водоотдачи, изменения состава фильтрата путём химической обработки или переходить на промывку другим раствором.

В случае поглощения приготовить вязкую пачку бурового раствора, дообработав исходный буровой раствор бентонитовым глинопорошком через гидроворонку в количестве 50-100 кг на 1 м3 (в зависимости от интенсивности поглощения добавить опилки 20-30 кг/м3). Кольматирующая способность раствора усиливается, а его потери сокращаются за счет включения в рецептуру раствора кольматирующей добавки.

В случае катастрофического поглощения перейти на бурение с промывкой технической водой с более низкой подачей бурового насоса, с прокачкой вязких (ВУС) пачек перед наращиванием.

Контроль плотности и условной вязкости буровых растворов производить:

- при нормальных условиях бурения через один час,

- в осложненных условиях через 30 минут.

Реологические, структурно-механические параметры и показатель фильтрации в нормальных и неосложненных условиях замерять через каждые 2-3 часа, при выравнивании раствора через 0,5 - 1 час.

3) Интервал 250 - 1300 м (поглощения, прихваты и кавернообразования в интервале бурения солей).

В случае поглощения приготовить вязкую пачку в объеме 10м3, закачать на забой, поднять инструмент в безопасную зону и выдержать тех. отстой в течение 30 минут. Затем восстановить циркуляцию, встать на забой и продолжить бурение через одну рабочую емкость, циркуляцию пустить минуя системы очистки, в случае ликвидации поглощения произвести бурение до интервала 1000 метров и перевести скважину на минерализованный крахмальный буровой раствор.

Порядок приготовления вязкой пачки:

- очистить блок БПР и рабочие емкости от шлама и грязи;

- в блок БПР набрать пресную техническую воду;

- через гидроворонку ввести кальцинированную соду для удаления ионов Са2+ из расчета 3кг/м3;

- при интенсивном перемешивании через гидроворонку ввести в воду бентонит из расчета 210 кг/м3;

- дообработать исходный буровой раствор полимером DRB 9 через гидроворонку в количестве 0,01% на 1м3 на 1 м3 (в зависимости от интенсивности поглощения добавить мраморную крошку 20-25 кг/м3). Кольматирующая способность раствора усиливается, а его потери сокращаются за счет включения в рецептуру раствора кольматирующей добавки.

В случае увеличения поглощения или отрицательном результате операцию по закачке вязкой пачки повторить, при отрицательном результате произвести подъем инструмента и продолжить бурение роторной КНБК с ограниченной подачей насоса до полного вскрытия зоны поглощения с последующей изоляцией зоны поглощения цементным мостом.

После разбуривания цементного моста и дальнейшем углублении ствола скважины, при отсутствии поглощения, бурение продолжить на минерализованном крахмальном растворе. При отрицательном результате операцию по ликвидации поглощения повторить.

Данный интервал содержит пропластки солевых отложений, которые могут привести к прихвату и образованию каверн и уступов, в случае, когда параметры бурового раствора не соответствуют регламенту. Во избежания образования каверн в результате размыва солей фильтратом бурового раствора, необходимо поддерживать необходимую концентрацию содержания соли (NaCl) в буровом растворе.

Рекомендуемый тип раствора, для бурение под промежуточную колонну - соленасыщенный по NaCL - соленасыщенный полимерный раствор для предотвращения растворения солевых отложений, а также возможно применение инвертных эмульсионных буровых растворов.

Контроль плотности и условной вязкости буровых растворов производить:

- при нормальных условиях бурения через один час;

- в осложненных условиях через 30 минут.

Реологические, структурно-механические параметры и показатель фильтрации в нормальных и неосложненных условиях через каждые 2-3 часа, пои выравнивании раствора через 0,5 - 1 час.

4) Интервал 1300-2360 м (прихваты, газопроявления, поглощения).

Задача в данном интервале состоит в том, чтобы исключить образование каверн и предупредить разупрочнение горных пород, снизить риск дифференциальных прихватов, выдержать осмотическое равновесие скважина-буровой раствор.

Данный интервал содержит пропластки солей достигающих большой мощности (100 м и более).

При бурении данного интервала происходит растворение соляных пород. Соляные породы, слагающие стенки скважины, растворяются под действием потока жидкости. Характерным признаком растворения соляных пород является интенсивное кавернообразование, а в особо тяжелых случаях - потеря ствола скважины.

Устойчивость (по отношению к растворению) стенок скважины, сложенных однородными соляными породами, независимо от скорости восходящего потока может быть достигнута лишь при условии полного насыщения промывочной жидкости солью (соль, содержащаяся в растворе, должна быть такой же, как соль, из которой сложены стенки скважины). При небольшой мощности неоднородных солей основной мерой предупреждения их растворения является максимальное форсирование режима бурения с последующим спуском колонны и ее цементированием. При большой мощности неоднородных солей наиболее надежное средство предотвращения их интенсивного растворения -- бурение с применением безводных промывочных жидкостей. Хорошие результаты дает использование солестойких буровых растворов и растворов, приготовленных из палыгорскита.

Рекомендуемый тип раствора, для бурение под промежуточную колонну - соленасыщенный. NaCL - соленасыщенный полимерный раствор для предотвращения растворения солевых отложений Бельской и Усольской свиты, и кавернообразования, как следствия растворения и размыва солевых пластов. В состав раствора входит биополимер DUO-VIS NS на основе ксантановой смолы.

После получения необходимого объема бурового раствора, выровнять раствор по циклу, ввести в раствор смазочную добавку MR-Slide из расчета 5-7 л/м3 и пеногаситель ПЭС-1 из расчета 0,5 л/м3.

В процессе бурения для поддержания параметров бурового раствора необходимо осуществлять его обработку свежими пачками бурового раствора. При повышенной водоотдачи обработать раствор Оснопак LV из расчета 2-3 кг/м3. При снижении вязкости и повышении водоотдачи обработать раствор Оснопак HV из расчета 0,5-1 кг/м3.

5) Интервал 2360 - 2728 м (нефте-, газо-, водопроявления, поглощения).

Задача в данном интервале состоит в том, чтобы снизить риск возникновения газоводопроявлений и дифференциальных прихватов, снизить риск загрязнения продуктивных горизонтов, качественной очистки ствола скважины, сохранения осмотического равновесия скважина-пласт.

Для бурения данного интервала во избежание проблем, рекомендуется биополимерный раствор. В качестве структурообразователя и контроля реологических характеристик бурового раствора используется "Гаммаксан" (биополимер). Контроль фильтрационных свойств раствора проводится вводом: Оснопак LV (Оснопак НV).

Специально подобранный гранулометрический состав из разнофракционной мраморной крошки совместно с понизителем водоотдачи позволяет формировать малопроницаемую и тонкую фильтрационную корку, снижая зону проникновения твёрдых частиц и фильтрата бурового раствора в призабойную зону пласта.

Основные мероприятия по предупреждению ГНВП:

1) установка противовыбросового оборудования (ПВО);

2) проверка работоспособности ПВО раз в сутки;

3) установка автоматической газокаротажной станции (АГКС);

4) установка в КНБК клапана - отсекателя, а под ведущей трубой ? шарового крана;

5) проведение учебной тревоги раз в месяц;

6) обеспечение на скважине запаса жидкости с соответствующей плотностью в количестве не менее двух объемов скважины;

7) осуществление контроля над циркуляцией раствора (расход на устье, уровень в приемных емкостях);

8) доведение плотности раствора, при ее снижении, до плотности, указанной в ГТН;

9) выравнивание параметров раствора перед подъемом инструмента;

10) снижение скорости спускоподъемных операций;

11) долив скважины при подъеме инструмента (если объем долива сокращается, то подъем необходимо прекратить, скважину промыть);

12) спуск инструмента на максимально возможную глубину при появлении признаков проявлений при поднятом инструменте;

13) поднятие колонны бурильных труб до башмака обсадной ко-лонны при вынужденных остановках, опускание колонны бурильных труб до забоя для промывки скважины раз в сутки;

14) принятие мер по дегазации БР, если объемное содержание газа в нем превышает 5 %;

15) запрет оставления устья скважины незагерметизированным при перерывах в работе, независимо от их продолжительности;

16) герметизация устья скважины при обнаружении признаков га-зонефтеводопроявлений; бригада должна действовать в соответствии с планом ликвидации аварий.

При соблюдении данных требований и правил существенно уменьшается вероятность газонефтеводопрявлений при бурении ствола скважины, в результате уменьшится время на бурение скважины.

4. Бурение на равновесии

4.1 Роль дифференциального давления в повышении эффективности бурения скважин

Длительный опыт проводки скважин показал, что некоторые эффекты, сопровождающие осложнения, могут полезно использоваться в технологии бурения.

Многочисленными данными подтвержден, например, факт резкого увеличения механической скорости проходки при вхождении долота в зоны АВПД. Наблюдается увеличение скорости проходки при снижении плотности и вязкости бурового раствора даже при его разбавлении пластовыми флюидами.