Размещено на http://www.allbest.ru/

Проект строительства эксплуатационной скважины глубиной 2400 м на Самотлорском нефтяном месторождении

ЗАДАНИЕ

Исходные данные к работе: Месторождение Самотлорское; цель бурения: эксплуатационная скважина; проектная глубина - 2400 м: мощность продуктивного пласта - 40 м; ожидаемый дебит - 90 м/сут; пласт неоднородный.

Интервал, м	Пластовое давление, МПа
0 -50
50 - 430	5
430 - 940	10
940 - 1630	18
1630 - 2400	30

АННОТАЦИЯ

В данной работе представлен проект строительства эксплуатационной скважины глубиной 2400 метров на Самотлорском нефтяном месторождении.

Работа содержит 56 страниц, 7 рисунков, 20 таблиц и 69 формул.

ВВЕДЕНИЕ

Цель курсовой работы - закрепление и углубление знаний, полученных при изучении курса “Бурение нефтяных и газовых скважин” с учетом требований ГОСТ, развитие навыков самостоятельной работы со специальной и справочной литературой при решении инженерных задач добычи нефти. Проектируется бурение вертикальной эксплуатационной скважины глубиной 2400 м на Самотлорском месторождении, которое расположено в Нижневартовском районе (Тюменская область).

В данном проекте приводится краткая геологическая характеристика месторождения, технико-технологическая часть, производится выбор конструкции скважины, выбираются долота для различных интервалов бурения, рассчитывается цементирование эксплуатационной колонны, обосновывается выбор рациональной конструкции бурильных колонн для заданных условий бурения, определяется расход промывочной жидкости, и рассчитываются потери давления, приводятся мероприятия по обеспечению безопасных условий работы на буровых и охране недр в процессе бурения.

1. ГЕОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

1.1 Общие сведения о районе проведения работ

Самотломрское нефтяное месторождение (Самотломр) -- крупнейшее в России и 6-е по размеру в мире нефтяное месторождение. Расположено в Ханты-Мансийском автономном округе Тюменской области, вблизи Нижневартовска, в районе озера Самотлор. Оно приурочено к Самотлорскому, Мартовскому, Белозерному, Мыхпайскому, Малосамотлорскому и Паускому локальным поднятиям. Открыто Мегионской нефтеразведочной экспедицией под руководством В. А. Абазарова. 22 июня 1965 года из разведочной скважины ударил фонтан небывалой мощности -- более тысячи тонн нефти в сутки.

Геологические запасы оцениваются в 7,1 млрд тонн. Доказанные извлекаемые запасы оцениваются в 2,7 млрд тонн. Месторождение относится к Западно-Сибирской провинции. Открыто в 1965 году. Начальный дебит скважин 47--200 т/сут. Плотность нефти 0,85 г/смі, содержание серы 0,68--0,86 %.

Всего за годы эксплуатации месторождения на нём было пробурено 16 700 скважин, добыто более 2,3 млрд т нефти. В настоящее время разработку основной части месторождения ведёт предприятие НК «Роснефть» -- ОАО «Самотлорнефтегаз», реорганизованное из АО «Нижневартовскнефтегаз». На сегодняшний день степень выработанности запасов составляет более 70 %. Основные остаточные запасы являются трудноизвлекаемыми и сконцентрированы в пласте АВ1-2 «Рябчик».

1.2 Стратиграфическая и литологическая характеристика разреза

Фундамент вскрыт на глубине 2743 м. На фундаменте залегают породы тюменской свиты. Выше вскрыты верхнеюрские, меловые и палеогенные отложения, неогеновые отсутствуют, и на породах новомихайловской свиты (средний олигоцен) залегают четвертичные осадки мощностью до 40 м. Общая мощность осадочного чехла Самотлорского месторождения 2700 - 2900 м.

На месторождении выявлены залежи нефти в пластах БВ₁₁, БВ₁₀, БВ'₁₀, БВ₈, АВ₆, АВ_4-5, АВ_2-3, АВ₁ и ПК₁ на глубинах от 1000 до 2230 м (Рисунок 1).

Залежь пласта БВ₈ (валанжин) вскрыта на глубине 2020--2135 м в верхах мегионской свиты и приурочена к Самотлорской, Мартовской, Пауйской и Белозерной локальным структурам. Пласт представлен песчаниками с прослоями алевролитов и глин. Мощность глинистой покрышки над пластом -- 5--8 м.

Дебиты нефти через 8-мм штуцер составляют 160 м³/сут, пластовое давление -- 245--285 кгс/см², температура -- 65--77° С, газовый фактор -- 70--100 м³/м³, давление насыщения газа в нефти -- 100--110 кгс/см². Водонефтяной контакт наклонен в восточном направлении и проводится на абсолютных глубинах 2071--2076 м. Высота залежи -- 110--115 м.

Залежь пластовая, сводовая, высокодебитная, с коллекторами порового типа.

Рисунок 1 - Геологический разрез продуктивных отложений Самотлорского месторождения 1-- преимущественно песчаники; 2 -- преимущественно глины; 3 -- газ; 4 -- нефть.

Сведения об ожидаемых пластовых давлениях

Таблица 1 - Распределение давлений по глубинам

Интервалы глубин, м	0-50	50-430	430-940	940-1630	1630-2400
Пластовое давление, МПа		5	10	18	30

Литолого-стратеграфическая характеристика разреза скважины

Таблица 2 - Характеристика разреза скважины

Литология	Интервал, м	Стратиграфия
Краткое название	От	До
Торф глины	0	200	Четвертичные отложения
Пески Глины Алевролиты	200	500	Татарский ярус
Опоки Песчаник Глины с прослоями песка	500	700	Новомихайловская свита
Опоки	700	800	Хуравская свита
Пески, песчаники, опоки, глинистый песчаник	800	1400	Березовская свита, Подольский горизонт
Глины с прослоями песка	1400	1700	Тульский горизонт
Глины с прослоями песка	1700	2200	Мегионская свита
Аргиллит битуминозный	2200	2450	Баженовская и Васюганская свиты

2. ТЕХНИКО-ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

2.1 Расчет конструкции скважины

Разработка конструкции скважины начинается с выбора числа обсадных колонн и глубины их спуска, исходя из результатов выделения зон осложнений и интервалов ствола, несовместимых по условиям бурения. С этой целью производится анализ условий бурения по интервалам бурения по методу сверху вниз и строится совмещенный график изменений градиентов давлений: коэффициента аномальности пластовых давлений, индексов давления поглощения (гидроразрыва) и относительной плотности бурового раствора. Указанные градиенты определяются на основании данных промысловых исследований или прогнозируются.

Коэффициент аномальности:

;(1)

Индекс давления поглощения:

;(2)

Относительная плотность бурового раствора:

;(3)

Максимальная плотность бурового раствора:

,(4)

где - пластовое давление, МПа;

- плотность воды, принимаем равной 1000 кг/м³;

- ускорение свободного падения, принимаем равным 9,81 м/с²;

- глубина интервала, м;

- давление поглощения, МПа;

- коэффициент запаса, равный для скважин глубиной до 1200 м 1,10-1,15 (далее в расчетах принимается равным 1,1); для скважин глубиной более 1200 м - 1,05;

- максимально допустимая разница давлений, принимается для скважин глубиной до 1200 м 1,5 МПа; для скважин глубиной более 1200 м - 2,5-3 МПа (далее в расчетах принимается равным 3 МПа).

Расчеты коэффициентов аномальности, индексов давления поглощения, относительной и максимальной плотности бурового раствора проводятся для промежутков 0-50 м, 50-430 м, 430-940 м, 940-1630 м, 1630-2400 м. Ниже представлена таблица (таблица 3) пластовых давлений и давлений поглощения для данных глубин.

Таблица 3 - Давления по интервалам

Интервал, м	Пластовое давление, МПа	Давление поглощения, МПа
0-50	0,49	0,73
50-430	5	6,7
430-940	10	14,4
940-1630	18	25,4
1630-2400	30	39,7

Ниже представлены расчеты коэффициентов аномальности, индексов давления поглощения, относительной и максимальной плотности бурового раствора проводятся для заданных промежутков

1. Интервал 0-50 м.

;

;

г/см³;

г/см³.

2. Интервал 50-430 м.

;

;

г/см³;

г/см³.

3. Интервал 430-940 м.

;

;

г/см³;

г/см³.

4. Интервал 940-1630 м.

;

;

г/см³;

г/см³.

5. Интервал 1630-2400 м.

;

;

г/см³;

г/см³.

Обобщенная информация по всем параметрам представлена ниже в виде таблицы (таблица 4).

Коэффициенты аномальности, индексы давления поглощения, относительные и максимальные плотности буровых растворов

Таблица 4 - Полученные величины

Интервал, м
от	до
0	50	0,999	1,488	1,0989	4,0581
50	430	1,1853	1,588	1,304	1,541
430	940	1,0844	1,5615	1,193	1,2471
940	1630	1,125	1,588	1,2375	1,313
1630	2400	1,274	1,686	1,3377	1,4016

На основании выше представленных данных строится график совмещенных давлений. Линии изменения этих коэффициентов и индексов на графике определяют границы зон совместимости внешних условий бурения и являются интервалами крепления скважины обсадными трубами, а их число соответственно определяет число обсадных колонн. График совмещенных давлений представлен ниже (рисунок 2)

Рисунок 2 - График совмещенных давлений

На основе полученных значений k_а, k_п и относительной плотности бурового раствора с_отн построен график совмещенных давлений. Поскольку геологический разрез не содержит зон с явной несовместимостью внешних условий, и оптимальная плотность бурового раствора принимает близкие значения на всем интервале бурения. Выбрана следующая конструкция скважины:

*Эксплуатационная колонна: глубина спуска 2400 м

*Промежуточная колонна: глубина спуска 1640 м

*Кондуктор: глубина спуска 430 м

*Направление: глубина спуска 50 м

Следующим шагом в разработке конструкции скважины является подбор диаметров обсадных колонн и долот.

Диаметры обсадных колонн и долот выбираются снизу вверх, начиная с эксплуатационной колонны. Диаметр эксплуатационной колонны зависит от способа заканчивания скважины, условий ее эксплуатации, и задается заказчиком на буровые работы.

Наружные диаметры эксплуатационных колонн выбирают по суммарному ожидаемому дебиту скважины (таблица 5).

Таблица 5 - Рекомендуемые диаметры эксплуатационных колонн в зависимости от дебита

Нефтяные скважины
Дебит, м3/сут	Наружный диаметр эксплуатационной кололнны, мм
< 40	114
40-100	127 - 140
100-150	140 - 146
150-300	168 - 178
> 300	178 - 194

Расчетный диаметр долота:

(5)

где - наружный диаметр соединительной муфты обсадной колонны, мм;

- радиальный зазор между муфтой обсадной колонны и стенкой скважины, мм.

Величины зазоров представлены в таблице 6.

Таблица 6 - Зазоры в зависимости от диаметра колонны

Диаметр обсадной колонны, мм	114-127	140-168	178-245	273-299	324-351	377-508
Радиальный зазор, мм	5-15	10-20	10-25	15-30	20-40	25-50

Тогда по ГОСТ 20692-2003 будут подбираться ближайшие большие долота.

Внутренний диаметр обсадной колонны, через которую проходит соответствующее долото:

,(6)

где - радиальный зазор между долотом и стенкой обсадной трубы, обычно принимается мм. В данной работе принимается, что мм.

Далее по ГОСТ 623-80 подбираются ближайшее большее значение внутреннего диаметра колонны и указывается наружный диаметр и толщина стенки подобранной колонны.

Ниже представлены расчеты диаметров обсадный колонн и долот.

1. Расчет долота под эксплуатационную колонну

По проекту, дебит разрабатываемой скважины должен быть 90 м³/сут. Следовательно, необходимо воспользоваться эксплуатационной колонной с диаметром 140 мм, тогда мм и мм.

Расчетный диаметр долота для эксплуатационной колонны

мм.

Тогда по каталогу компании "Геомаш" и ГОСТ 20692-2003

мм.

2. Расчет промежуточной колонны и долота под нее

Внутренний диаметр промежуточной колонны

мм.

Тогда по ГОСТ 623-80 мм.

Тогда наружный диаметр промежуточной колонны мм, толщина стенки мм и диаметр муфты мм.

Расчетный диаметр долота для промежуточной колонны

мм.

Тогда по ГОСТ 20692-2003

мм.

3. Расчет кондуктора и долота под него

Внутренний диаметр кондуктора

мм.

По каталогу компании “Уралбурмаш” и ГОСТ 623-80 мм.

Тогда наружный диаметр кондуктора мм, толщина стенки мм и диаметр муфты мм.

Расчетный диаметр долота для кондуктора

мм.

Тогда по каталогу компании "Геомаш" и ГОСТ 20692-2003

мм.

4. Расчет направления и долота под него

Внутренний диаметр кондуктора

мм.

По ГОСТ 623-80 мм.

Тогда наружный диаметр кондуктора мм, толщина стенки мм и диаметр муфты мм.

Расчетный диаметр долота для кондуктора

мм.

В каталоге компании "Геомаш" отсутсвует долото такого диаметра, поэтому необходимо воспользоваться каталогом компании "Уралбурмаш". Тогда по каталогу компании "Уралбурмаш" и ГОСТ 20692-2003

мм.

Полученные данные сведены в таблице 7.

Таблица 7 - Рассчитанные значения диаметров и толщин стенок труб, а также диаметр долота

	Направление	Кондуктор	Промежуточная колонна	Эксплуатационная колонна
Условный диаметр, мм	426	324	219	140
Толщина стенки, мм	12	11	10,2	10,5
Диаметр долота, мм	555	393,7	295,3	190,5

Ниже на рисунке 3 представлена схема конструкции скважины с промежутками цементирования

Рисунок 3 - Конструкция скважины

2.2 Выбор породоразрушающего инструмента

Тип породоразрушающего инструмента выбирается на основе литологического состава и физико-механическими свойствами горных пород. Поскольку разрез представлен преимущественно средними породами, то выбираются трехшарошечные долота. По справочнику принимаются долота в соответствии с номенклатурой выпускаемых трехшарошечных по ГОСТ 20692-75 [6]:

Выбранные долота

Таблица 8 - Подбор долот

Интервал, м	Слагающие интервал породы	Категория пород по крепости	Выбранное долото
0-50	Торф, глины	М	555 GRD 111
50-430	Пески, глины, алевролиты	С	393.7 С-ЦВ
430-1640	Глины, опоки, песчаники глинистые, песчаники, глины с прослоями	С	295.3 С-ЦВ
1640-2400	Аргиллиты битуминозные, аргиллит, пески с нефтепроявлением	С	190.5 с-ЦВ

2.3 Разработка составов буровых растворов

Эффективность бурения скважины во многом определяется составом бурового раствора. Рациональные условия применения различных типов буровых растворов зависят от их состава, технологических свойств, а также определяются свойствами разбуриваемых пород, величиной пластового давления, минерализацией вмещающих пород и другими факторами.

Основное условие при выборе давления бурового раствора:

;	(7)

где - относительная плотность бурового раствора; - коэффициент аномальности пластового давления; - индекс давления поглощения; - коэффициент резерва в интервале 0 - 1200 м; в интервале от 1200 м до проектной глубины); - коэффициент безопасности, который при глубине скважины меньше 1200 м выбирают равным 1.1-1.15, а при большей глубине - 1.05-1.1.

Количество очистного агента для бурения скважины:

 (8)

где - объем скважины, м³

- объем циркуляционной желобной системы, равный 4-7 м³ (примем м³).

Ниже представлен расчет количества очистного агента для бурения:

1. Направление

м³.

2. Кондуктор

.

м³.

м³.

3. Промежуточная колонна

.

м³.

м³.

4. Эксплуатационная колонна

.

м³.

м³.

Таблица 9 - Подбор растворов

№ пп	Интервал по стволу, м	Тип раствора, состав	Параметры
			p, кг/м3	УВ, с	Ф, см3/30м	рН	СНС1/10, дПа
1	0-50	Глинистый буровой раствор Состав: глинопорошок, КМЦ, сода каустическая.	1150	25-35	8-12	9	1/10 - 20/30
2	50-430	Глинистый буровой раствор Состав: глинопорошок, КМЦ, сода каустическая.	1200	30-40	8-12	9	1/10 - 20/30
3	430-1630	Лигносульфонатный буровой раствор Состав: глинопорошок, КССБ, УЩР, каустическая сода, вода, пеногаситель, утяжеление баритом.	1200	18-40	5-10	9	6/12- 30/60
4	1630-2400	Известковый буровой раствор Состав: глинистый раствор, КССБ, известь 30-ный раствор, каустическая сода 10%-ный раствор, флотораегент Т-66, Т-80.	1300	18-30	4-8	10	5/10-25/50

2.4 Выбор способа бурения

В современном бурении получили распространение два основных способа бурения нефтяных и газовых скважин: роторный и турбинный. Наиболее обоснованно это может быть сделано методом вариантных экономических расчетов с определением технико-экономических показателей. Способ бурения выбирают с учетом особенностей и условий проходки скважин, а так же с учетом опыта бурения на данном месторождении.

Будет считаться, что данная проектируемая скважина создана роторным бурением. Основные преимущества роторного способа перед турбинным - независимость регулирования параметров режима бурения, возможность срабатывания больших перепадов давления на долоте, значительное увеличение проходки за рейс долота в связи с меньшими частотами его вращения и др.

2.5 Расчет режимных параметров бурения

К режимно-технологическим параметрам бурения относят осевую нагрузку на долото, частоту его вращения и расход буровых растворов, т.е. режим бурения для каждого однородного по условиям буримости интервала скважины.

Осевая нагрузка на долото :

,(9)

где - удельная нагрузка на единицу диаметра рассматриваемого долота, кН/мм;

- диаметр долота для бурения под направление, мм.

Рекомендуемые значения приведены в таблице 10.

Таблица 10 - Значения удельной нагрузки

Горные породы	, кН/мм
Весьма мягкие	< 0.2
Мягкие и среднемягкие, а также мягкие породы с прослойками пород средней твердости и твердых	0.2-0.5
Породы средней твердости с прослойками твердых	0.5-1.0
Твердые породы	1.0-1.5
Крепкие и очень крепкие породы	>1.5

Частоту вращения ротора подбираем из рекомендованных значений для данных параметров по таблице 11. Кроме этого необходимо произвести выбор ротора, исходя из максимального диаметра долота при бурении данной скважины.

Рекомендуемые частота вращения ротора

Таблица 11 - Зависимость частоты вращения ротора от глубины скважины

Глубина скважины, м	Частота вращения долота, , мин-1 для пород
	устойчивых	неустойчивых
< 500	120-180	90-120
500-1500	90-120	60-90
1500-2500	60-120	40-60
2500-4000	40-90	40-60
> 4000	40-90	40

Расход промывочной жидкости выбирается исходя из условий обеспечения эффективной очистки забоя от разбуренной породы и удаления ее частиц из ствола скважины. Кроме того, выбранный режим промывки должен обеспечить эффективную работу забойного гидравлического двигателя и возможность реализации части гидравлической мощности циркуляционного потока для гидромониторного разрушения пород забоя. При этом значение не должно превышать величины , при котором возможен гидроразрыв пластов.

Минимально необходимый расход из условия нормальной очистки забоя:

,(10)

где - площадь забоя, м²;

- удельный расход жидкости, необходимый для удовлетворительной очистки забоя, м³/с (при роторном м/с) .

(11)

Расход, обеспечивающий вынос шлама должен обеспечивать такую скорость восходящего потока, которая превышает скорость падения твердых частиц, что базируется на данных практики бурения. При бурении на глинистом и минерализованном растворе скорость восходящего потока может быть в пределах м/с.

(12)

где - наружный диаметр бурильных труб, мм.

Далее из двух полученных расходов выберем наибольший расход ( или ), исходя из условий, полученных при расчетах по принятым ранее интервалам бурения.

Ниже представлены расчеты осевых нагрузок на долота, частот их вращения и расход буровых растворов для каждого интервала бурения

Разрез сложен преимущественно среднемягкими породами, тогда кН/мм. Тогда осевая нагрузка для

1. Направления

кН.

2. Кондуктора

 кН.

3. Промежуточной колонны

кН.

4. Эксплуатационной колонны

кН.

Разрез сложен неустойчивыми породами. Тогда частота вращения ротора для

1. Направления

мин^-1.

2. Кондуктора

мин^-1.

3. Промежуточной колонны

мин^-1.

4. Эксплуатационной колонны

мин^-1.

Минимально необходимый расход для

1. Направления

м³/с.

2. Кондуктора

м³/с.

3. Промежуточной колонны

м³/с

4. Эксплуатационной колонны

м³/с.

Расход, обеспечивающий вынос шлама, для

1. Направления

м³/с.

2. Кондуктора

м³/с.

3. Промежуточной колонны

м³/с

4. Эксплуатационной колонны

м³/с.

Как видно, минимально необходимый расход для каждого интервала больше расхода, обеспечивающего вынос шлама , т.е. . Следовательно, необходимо при бурении каждого интервала придерживаться значений минимально необходимого расхода.

В таблице 12 представлены все режимные параметры бурения поинтервально.

Таблица 12 - Полученные значения режимных параметров бурения

	Pд, кН	n, мин-1	Q, м3/с
Направление	222	105	0,121
Кондуктор	157,48	75	0,061
Техническая колонна	118,12	50	0,034
Эксплуатационная	76,2	40	0,014

2.6 Выбор компоновки и расчет колонны бурильных труб

При выборе компоновки колонны бурильных труб в качестве исходной информации используются: диаметр обсадной колонны на предыдущем интервале бурения, способ бурения, условия бурения по осложненности, диаметр и вес утяжеленных бурильных труб (УБТ), плотность бурового раствора, потери давления в забойном двигателе и долоте, вес забойного двигателя. Используются одноразмерные и многоразмерные, т.е. состоящие из труб разного диаметра, бурильные колонны. В последних, диаметры труб увеличиваются от забоя к устью. Колонна или ее участки одинакового диаметра, как правило, состоят из секций, в которых трубы отличаются типом, толщиной стенки или группой прочности материала. В результате расчета должны быть получены диаметры, толщина стенок, группы прочности и длины секций всех ступеней колонны.

Выбор компоновки начинается с определения ее нижнего участка, который собирают из УБТ, предназначенных для создания осевых нагрузок на долото и предупреждения самопроизвольного искривления скважины. Отношение диаметра УБТ к диаметру долота должно составлять 0,75 ч 0,85 для < 295,3 мм и 0,65 ч 0,75 для > 295,3 мм.

При выборе диаметра труб бурильной колонны (БК) необходимо обеспечить отношение диаметров БК и УБТ 0,70-0,80. Общая длина бурильной колонны и длины ее секций определяются на основании действующих инструкций и методических материалов.

Ниже представлены расчеты диаметров утяжеленных бурильных труб и диаметра бурильных труб .

Для эксплуатационной колонны

мм.

мм.

Исходя из СТ СЭВ 1385-78 необходимо выбрать утяжеленную бурильную трубу с диаметром

мм.

У такой утяжеленной трубы внутренний диаметр 57,2 мм, масса 1 погонного метра трубы 123,5 кг, резьба типа NC-44.

Тогда диаметр бурильных труб

мм.

мм.

Согласно ГОСТ 631-75 необходимо взять бурильную трубу с диаметром

мм.

Пусть будет это будут трубы сборной конструкции ТБВ-114 с толщиной стенки 7 мм, масса 1 погонного метра гладкой трубы - 18,5 кг.

Длина комплекта одноступенчатого УБТ определяется из условия:

,(13)

где - осевая нагрузка, Н;

- масса одного метра УБТ, кг;

- ускорение свободного падения, равное 9,81 м/с²;

- плотность бурового раствора, кг/м³;

- плотность труб, кг/м^3;

Тогда длина комплекта одноступенчатого УБТ для данных условий:

м.

Длина одной УБТ по СТ СЭВ 1385-78 равна 9150 мм, т.е. м. Тогда общее число УБТ в колонне равно

штук.

Длина колонны бурильных труб

.(14)

Тогда длина колонны бурильных труб для данного случая

м.

Проверочный расчет бурильной колонны осуществляется с целью определения напряжений в отдельных ее элементах от возникающих в процессе бурения усилий, а также для обеспечения необходимого запаса прочности. Расчеты проводятся по методикам, изложенным в методических материалах.

Колонну бурильных труб рассчитывают из условия приложения растягивающих нагрузок и вращающего момента (процесс бурения) и растягивающих нагрузок с учетом сил сопротивления, возникающих при подъеме (подъем долота). В любом сечении бурильной колонны должно соблюдаться условие по 3-ей теории прочности:

(15)

где , - напряжения в теле трубы рассматриваемого сечения, возникающие под действием соответственно растягивающих нагрузок и вращающего момента, МПа;

- коэффициент анизотропии материала (для стали = 4, для алюминиевых сплавов );

- предел текучести материала труб в рассматриваемом сечении, МПа.

- коэффициент запаса прочности (при бурении вертикальных скважин роторным способом , забойными двигателями );

Расчет бурильной колонны при подъеме из скважины

1. Наибольшее усилие растяжения (в ньютонах), возникающее в момент начала подъема бурильной колонны из скважины,

,(16)

где , - вес одного метра колонны бурильных и утяжеленных бурильных труб соответственно, Н/м;

, - длина бурильных и утяжеленных бурильных труб соответственно, м;

- вес долота и КНБК, Н;

- усилие затяжки инструмента при подъеме (обычно составляет Н);

, - плотность бурового раствора и материала труб соответственно, ;

- давление, вызываемое насосом в момент восстановления циркуляции при прихвате бурильной колонны (принимается максимальное по характеристике насоса), Па;

- диаметр проходного отверстия трубы, м.

Условие прочности при растяжении:

,(17)

где - наибольшее растягивающее усилие при подъеме колонны, Н;

- наружный диаметр БТ, м;

- внутренний диаметр БТ, м;

- предел прочности материала труб, МПа.

К сожалению, пока не имеется возможность проверить условие (2.6.5), так материал труб не был выбран по причине недостатка информации. Но можно определить наибольшее усилие растяжения . Для этого необходимо выбрать компоновку низа бурильной колонны.

Пусть для бурения эксплуатационной колонны будут выбраны данные составляющие компоновки, вес которых

Долото: ,

Два центратора, вес одного

Один стабилизатор, вес одного

Тогда вес долота и КНБК

(18)

Н

Расчет бурильной колонны при роторном бурении

1. Мощность холостого вращения

(19)

где - плотность бурового раствора, кг/м³;

- наружный диаметр бурильных труб, м;

- суммарная длина бурильных труб, м;

- частот вращения, мин^-1.

- диаметр долота, м;

кВт.

2. Мощность на вращение долота

(20)

где - нагрузка на долото, Н;

- коэффициент крепости горной породы (для мягких - 2.6; для средних - 2.3; для крепких - 1.85).

кВт

3. Подводимая мощность

(21)

Тогда

кВт

4. Угловая скорость вращения

, с^-1,(22)

Тогда

5. Крутящий момент

,(23)

где - коэффициент динамичности, .

Тогда

кН·м

6. Полярный момент сопротивления площади поперечного сечения трубы при кручении :

,(24)

где - внутренний диаметр бурильных труб

Тогда

м³.

7. Касательные напряжения при кручении

(25)

Тогда

МПа.

Расчет растяжения в процессе бурения

1. Растяжения в процессе бурения

(26)

где , - вес одного метра колонны бурильных и утяжеленных бурильных труб соответственно, Н/м;

, - длина бурильных и утяжеленных бурильных труб соответственно, м;

- вес долота и КНБК, Н;

, - плотность бурового раствора и материала труб соответственно, кг/м³;

- диаметр проходного отверстия трубы, м.

Для прокачки очистного агента необходимо выбрать буровой насос УНБТ-1180, создаваемое максимальное давление равно 40 МПа.

Пусть для бурения эксплуатационной колонны будут выбраны данные составляющие компоновки:

Долото: ,

Два центратора, вес одного

Один стабилизатор, вес одного

Тогда вес долота и КНБК

(27)

Н

Масса и вес одного погонного метра утяжеленной бурильной трубы и бурильной трубы равны соответственно:

Н/м и Н/м.

Тогда

кН

2. Усилие растяжения в процессе бурения

, МПа(28)

МПа

3. Проверка по третьей теории прочности

,(29)

- коэффициент анизотропии материала (для стали = 4, для алюминиевых сплавов );

Тогда

МПа.

По таблице 13 необходимо выбрать группу прочности материала.

Таблица 13 - Свойства материалов

Показатели	Группа прочности материала труб
	С	Д	Е	К	Л	М	Р	Т	40ХН	40ХФМА	Д16Т
Временное сопр-е разрыву , МПа	490	637	687	735	784	882	980	1078	882	981	392 421
Предел текучести , МПа	315	373	490	539	637	735	882	980	735	832	255 274
Отн. удлинение при длине образца, равной 5 диаметрам его, %	18	16	12	12	12	12	12	12	10	13	12 10

То есть, для данных условий необходимо воспользоваться материалом, группа прочности которого относится к группе С. Предел текучести материала группы С равен 315 МПа.

225,311 ? 315 - верно.

Расчет бурильной колонны при подъеме из скважины

1. Наибольшее усилие растяжения (в ньютонах), возникающее в момент начала подъема бурильной колонны из скважины:

,(30)

где - усилие затяжки инструмента при подъеме (обычно составляет Н);

Тогда

Условие прочности при растяжении:

,(31)

где - наибольшее растягивающее усилие при подъеме колонны, Н;

- наружный диаметр БТ, м;

- внутренний диаметр БТ, м;

- предел прочности материала труб, МПа.

Тогда

Мпа.

Предел прочности для материала группы С равен 490 МПа.

Тогда

290,11 ? 490 - верно.

Все условия прочности прошли проверку, т.е. материал выбран верно.

2.7 Крепление скважины

Процесс крепления скважины состоит из нескольких технологических операций, обеспечивающих закрепление стенок скважины и длительную изоляцию пластов друг от друга, а также от дневной поверхности.

Поскольку гидродинамическое давление зависит от плотности тампонажного раствора и его реологических характеристик, решать данную задачу целесообразно методом последовательных приближений. Для этого задается нижняя и верхняя границы возможных вариаций плотности тампонажного раствора:

(32)

(33)

где - плотность промывочной жидкости, кг/м³.

- глубина залегания подошвы наиболее слабого пласта, м;

- давление поглощения, Па;

- уровень тампонажного раствора до устья, м.

Ниже представлен расчет плотности тампонажного раствора для каждой обсадной колонны.

1. Направление

кг/м³;

кг/м³.

2. Кондуктор

кг/м³;

кг/м³.

3. Промежуточная колонна

кг/м³;

кг/м³.

4. Эксплуатационная колонна

кг/м³;

кг/м³.

Таким образом, необходимо направление, кондуктор и промежуточную колонну цементировать до устья тампонажными растворами с плотностями кг/м³, кг/м³ и кг/м³, а эксплуатационную колонну необходимо цементировать с отметки 2190 метров от устья тампонажным раствором нормальной плотности ( кг/м³).

Объём буферной жидкости:

,(34)

где

- диаметр скважины, м;

- наружный диаметр обсадной колонны, м;

- высота подъема буферной жидкости в кольцевом пространстве, м.

Тогда

м³.

Необходимый объем цементного раствора

(35)

где - объём межтрубного пространства, м³;

- объём затрубного пространства, м³;

- объём цементного стакана ниже стоп-кольца, м³.

,(36)

где - внутренний диаметр предыдущей колонны, м;

- наружный диаметр цементируемой колонны, м;

- глубина спуска предыдущей колонны, м;

- глубина начала цементного кольца от устья, м;

Тогда

м³.

Объём затрубного пространства

(37)

где - диаметр скважины, м;

- глубина спуска рассчитываемой колонны, м;

- коэффициент, учитывающий неровности стенок скважины ().

Тогда

м³.

Объём цементного стакана ниже стоп-кольца , м³.

, (38)

где - внутренний диаметр спускаемой колонны, м;

- высота цементного стакана, м ( м);

Тогда

м³.

Тогда необходимый объем цементного раствора

м³.

Необходимый объём продавочной жидкости

, м³(39)

где - коэффициент сжимаемости продавочной жидкости ().

Тогда

м³.

Количество сухого цемента

(40)

где - коэффициент, учитывающий потери сухого цемента при разгрузочных работах (1,03-1,05);

- масса сухого цемента в 1 м³ раствора заданной плотности, кг/ м³:

(41)

где - водоцементное отношение, равное 0,4-0,55 для цементных растворов нормальной плотности (1800-1900 кг/м³ ) ;

Тогда

кг/м³;

Количество сухого цемента

т.

Количество воды, необходимого для затворения:

(42)

где - плотность воды, равная 1000 кг/м³.

- коэффициент, учитывающий потери воды при разгрузочных работах (1,05);

Тогда

м³.

Число цементосмесительных машин

(43)

где - насыпная плотность цементного порошка (1100-1400 кг/м3 );

- объём бака цементосмесительной машины.

Допустим, что используется цементосмесительная машина типа 2СМН - 20 и объем бака м³.

Тогда

агрегат.

Число цементировочных агрегатов АНЦ - 320

(44)

где - скорость восходящего потока цементного раствора в затрубе (около 1,5 м/с);

- подача цементировочного агрегата на 4 передаче, равная 10,5·10^-3 м/с.

Тогда

агрегата.

Время цементирования

, с(45)

где - время приготовления цемента, с;

- время прокачки буфера, с;

- время прокачки раствора, с;

- время прокачки продавки, с.

Время приготовления цемента

(46)

где - производительность цементосмесительной машины, равная м³/с для 2СМН - 20.

Тогда

c.

Время прокачки буфера

(47)

Тогда

c

Время прокачки раствора

(48)

Тогда

с

Время прокачка продавки

(49)

где - подача цементировочного агрегата АНЦ - 320 на 1 передаче, равная м³/с.

Тогда

c.

Время цементирования

мин.

Время начала схватывания цемента

(50)

Тогда

мин.

Ниже представлена схема расстановки цементировочной техники для цементирования эксплуатационной колонны [2].



Рисунок 4 - Схема расстановки цементировочной техники с использованием блока манифольдов БМ-700: 1- цементно-смесительная машина 2СМН-20; 2- цементировочный агрегат ЦА-320М; 3- блок манифольда БМ-700; 4- станция контроля цементирования; 5- цементировочная головка; 6- ЦА для подачи воды; 7- ЦА для начала продавки.

2.8 Расчет обсадной колонны на прочность

1. Определение наружных давлений.

В незацементированной зоне наружное давление на колонну определяют по формуле:

,(51)

где z - глубина от устья скважины до уровня цемента, м.

Тогда

МПа.

До затвердевания цемента наружное давление по всей длине колонны определяют на момент окончания процесса продавливания тампонажного раствора и рассчитывают с учетом давления составного столба промывочной жидкости и тампонажного раствора:

, (52)

где - плотность цементного раствора до застывания, кг/ м³;

h - интервал цементирования, м.

Тогда

МПа.

После затвердевания цемента в зацементированной зоне в интервале межколонного пространства, наружное давление определяют по давлению составного столба бурового раствора и гидростатического столба воды плотностью кг/м³:

(53)

Тогда

МПа.

Ниже представлен график наружных давлений (рисунок 5).



Рисунок 5 - График наружных давлений

2. Определение внутренних давлений

Для нефтяных скважин внутреннее давление в период ввода в эксплуатацию при закрытом устье определяют по формуле:

(54)

где - плотность нефти, равная 800 кг/ м³;

- пластовое давление на глубине спуска обсадной колонны, Па;

Тогда

МПа.

При испытании колонны на герметичность вычислим давление опрессовки по формуле:

(55)

(56)

где - табличное значение давления опрессовки для данной колонны (таблица 14)

- плотность жидкости опрессовки (например, тех.вода плотность 1010 кг/ м³).

Таблица 14 - Давление опрессовки обсадных труб

Наружный диаметр колонны, мм	Значение минимального опрессовочного давления на устье, МПа
114 - 127	15,0
140 - 146	12,5
168	11,5
178 - 194	9,5
219 - 245	9,0
273 - 351	7,5
377 - 508	6,5

Следовательно, эксплуатационную колонну диаметром 140 мм нужно опрессовывать при давлении 12,5 МПа, т.е. МПа.

Тогда

МПа.

МПа.

В конце времени эксплуатации скважины устьевое давление равно нулю, так как пласт истощен. Уровень жидкости в скважине определим из уравнений:

(57)

где - пластовое давление в конце эксплуатации ( МПа);

Так как , то

(58)

Тогда

м.

Ниже представлен график внутренних давлений (рисунок 6)

Рисунок 6 - График внутренних давлений

3. Определение внутренних и наружных избыточных давлений

Внутренние избыточные давления равны разности давлений при опрессовке и наружных давлений до затвердевания цемента:

.(59)

Тогда

МПа.

МПа.

Наружные избыточные давления равны разности наружных давлений после ОЗЦ и внутреннего давления в конце эксплуатации. Необходимо также учитывать коэффициент разгрузки К= 0,25:

;(60)

(61)

Тогда

МПа.

МПа.

МПа.

Ниже представлен график внутренних и наружных избыточных давлений (рисунок 7)

Рисунок 7 - График внутренних и наружных избыточных давлений

2.9 Подбор компоновки эксплуатационной колонны

Подбор компоновки эксплуатационной колонны ведется по эпюрам наружных избыточных давлений с учетом внутренних давлений и страгивающих нагрузок. Компоновка эксплуатационной колонны приведена ниже в таблица 15.

Первая секция колонны должна перекрыть продуктивные пласты и иметь дополнительные 50 м, поэтому . Рассмотрим значение наружного избыточного давления в верхней части первой секции. С учетом коэффициента запаса прочности трубы первой секции должны выдерживать давление:

(62)

Тогда

МПа.

Как можем видеть, по ГОСТ 632-80 весь сортамент труб удовлетворяет параметрам, выбираем трубу с треугольной короткой резьбой диаметром 140 мм, исполнение Б, группа прочности Д, толщина стенки 7 мм, критическое давление МПа.

Вес первой секции:

(63)

где - вес одного метра первой секции (табличное значение: кН/м);

- длина первой секции, равная 820 м. (м)

Тогда

кН.

Трубы проверим на действие внутренних избыточных давлений:

,(64)

где - внутренние давления, при которых напряжение в теле трубы достигает предела текучести (табличное значение: МПа);

- внутреннее избыточное давление в верхней части первой секции;

- коэффициент запаса прочности на внутреннее давление ().

Тогда

.

Определим предельно допустимую длину секции с учетом страгивающих нагрузок:

; (65)

,(66)

где Р_стр - страгивающие нагрузки для соединения обсадных труб, рассчитанные по формуле Яковлева - Шумилова, кН (Р_стр=690 кН);

Таблица 15 - Зависимость коэффициента запаса прочности на страгивающие нагрузки от диаметра и длины колонны

Диаметр труб, мм	Длина колонны, м
114...168	до 3000 более 3000	1,15 1,30
178...245	до 1500 более 1500	1,30 1,45
273...324	до 1500 более 1500	1,45 1,60
Больше 324	до 1500 более 1500	1,60 1,75

кН.

м.

Исходя из наружных и внутренних избыточных давлений, страгивающих давлений делаем вывод, что можно использовать данный вид труб и для второй секции длиной 1580м.

Трубы второй секции должны выдерживать давление:

.

Определим вес второй секции:

.

Трубы проверим на действие внутренних избыточных давлений:

.

Конструкция эксплуатационной колонны.

Таблица 16 - Конструкция ЭК

	Длина, м	Толщина стенки, мм	Исполнение	Группа стали	Pкр, МПа	PТ, МПа	q, кг/м	Вес, кН
1 секция	820	7	Б	Д	22,25	33,2	23,7	190,24
2 секция	1580	7	Б	Д	22,25	33,2	23,7	358,66

2.10 Выбор буровой установки

Исходными данными при выборе буровой установки являются проектная глубина и конструкция скважины.

Параметр максимальная грузоподъемность характеризует предельно допустимое значение нагрузки на крюке, которое не может быть превышено при выполнении любых технологических операций в процессе всего цикла строительства скважины (вертикальные нагрузки от веса бурильной колонны, находящейся в скважине, обсадных труб, спускаемых в скважину, а также нагрузки, возникающей при ликвидации аварий и осложнений в скважине).

Максимальные допустимые нагрузки на крюке с учётом коэффициента грузоподъёмности - 0,9 для ОК и 0,6 для БК.

От веса бурильной колонны:

.(67)

От веса обсадной колонны:

.(68)

Тогда

кН.

кН.

По полученным данным выбираем буровую установку Уралмаш 3200/200 Д (условная глубина бурения 3200 м; допустимая нагрузка на крюке 200 тс). Характеристики буровой установки приведены ниже в таблице 17.

Таблица 17 - Характеристики буровой установки

Допускаемая нагрузка на крюке (по ГОСТ 16293), кН	200
Макс. статическая нагрузка на крюке (API), тс	225
Условная глубина бурения, м	3200
Длина бурильной свечи, м	18
Тип привода	дизельный
Тип вышки	мачта с открытой передней гранью
Высота вышки, м	34.0
Тип основания	складное
Высота основания, м	6.5
Диаметр талевого каната, мм	28
Число струн талевой системы (оснастка)	8(5х6)
Лебёдка	ЛБУ-600 Д
Расчётная мощность на входном валу, кВт	600
Вертлюг	УВ-225 МА
Грузоподъёмность, тс	225
Тип ротора	Р-560
Расчётная мощность привода ротора, кВт	370
Диаметр отверстия в столе ротора, мм	560
Допускаемая статическая нагрузка, тс	320
Насос	УНБТ-1180
Мощность насоса, кВт	1180
Максимальная подача, л/с	51,4
Максимальное давление (на выходе), МПа	35
Общий полезный объем ЦС, м3	120-250
Количество ступеней очистки	4

2.11 Испытание продуктивных пластов в процессе бурения

В настоящее время в мировой практике испытания и опробования пластов в бурящихся скважинах наметились одни и те же направления развития техники и технологии проведения указанных работ. У нас в стране, так же как и за рубежом, ведутся работы по созданию и применению следующих методов испытания и опробования пластов:

- испытание продуктивных горизонтов при помощи испытателей пластов, спускаемых в скважину на трубах (с опорой и без опоры на забой):

- опробование пластов без подъема бурильного инструмента на поверхность;

- опробование пластов при помощи опробователей, спускаемых в скважину на кабеле или металлическом тросе.

Испытание продуктивных горизонтов при помощи испытателей пластов, спускаемых в скважину на трубах требует прекращения бурения, подъема бурильного инструмента на поверхность, сборки и спуска в скважину специального забойного инструмента - испытателя пластов.

Инструмент в скважину спускают на пустых, либо частично заполненных бурильных трубах, поэтому имеется возможность отбора больших объемов жидкостей из пласта. Практически при испытании пластов указанными испытателями можно производить пробную эксплуатацию скважины.

Такая особенность технологии испытания пластов позволяет получать необходимую информацию о пласте и выявлять добывные перспективы данного геологического разреза. Поэтому этот вид испытаний пластов получил наиболее широкое распространение за рубежом и у нас в стране.

В процессе испытаний продуктивных горизонтов при помощи испытателей пластов, спускаемых в скважину на трубах, как правило, выполняют два цикла испытаний. В первый цикл входят начальный открытый период испытания (период притока) и начальный закрытый период испытания (период восстановления давления). Второй цикл включает конечный открытый и конечный за крытый периоды испытания..

При обычном испытании пластов с опорой инструмента на забой в компоновке испытателя применяют один пакер и испытываемый объект изолируется им от вышерасположенного ствола скважины. Приток жидкости (газа) из пласта происходит из всего вскрытого интервала через подпакерное пространство скважины. Поэтому при наличии нескольких прослоев с разной проницаемостью невозможно определить, из какого интервала получен приток пластовой жидкости [1].

В испытатель пласта входят следующие узлы:

1) циркуляционный клапан, служащий для восстановления циркуляции жидкости в конце испытания пласта; переводник для установки контрольно-измерительной аппаратуры (манометров, термометров и др.);

2) запорный поворотный клапан, служащий для многократного возбуждения и прекращения притока пластовой жидкости (газа) в испытательный инструмент;

3) бурильные трубы, предназначающиеся для образования воздушной камеры (могут отсутствовать в компоновке инструмента);

4) испытатель пластов, включающий главный приемный и уравнительный клапаны;

5) гидравлический ясс, служащий для нанесения ударов по инструменту снизу вверх в случае прихвата его в скважине;

6) безопасный замок, позволяющий отвинтить вышерасположенную часть испытательного инструмента, если произойдет прихват инструмента;

7) пакер, служащий для герметичного пакерования ствола скважины при испытании;

8) переводник для установки контрольно-измерительной аппаратуры;

9) фильтр, через который происходит приток жидкости из пласта в инструмент;

10) переводник для установки контрольно-измерительной аппаратуры;

11) хвостовик и опора, через которую передается осевая нагрузка на забой.

Указанный комплект узлов испытательного инструмента позволяет создавать необходимые режимы притока жидкости из пласта в инструмент и восстановления давления в процессе испытания пластов.

Для испытания данной скважины рекомендуется использовать комплект испытательных инструментов КИИ - 146, характеристики которого приведены в таблице 18.

Таблица 18 - Характеристики пластоиспытателя КИИ-146

Диаметр, мм	Макс. тем-ра, оС	Макс. давление, МПа	Допустимый перепад давления, МПа	Присоединительная резьба	Макс. угол скважины о (градус)
146	150	75	35	3-86	50

2.12 Вторичное вскрытие продуктивных пластов

Вскрытие продуктивных пластов проводят дважды: первичное -- в процессе бурения, вторичное -- перфорацией после крепления скважины эксплуатационной колонной. Вскрытие пласта перфорацией в обсаженных скважинах -- одна из наиболее важных операций при их строительстве, поскольку от нее зависит дальнейший успех испытания, получения притока пластового флюида и освоения скважины как объекта эксплуатации.

В настоящее время существует целый ряд методов перфорации, таких как пулевая, торпедная, электролитическая, химическая, сверлящая, прокалывающая, фрезерующая, термическая, механическая гидропескоструйная и гидравлическая гидропескоструйная.

Основными методами вторичного вскрытия в России являются прострелочно-взрывные работы кумулятивными перфораторами различных конструкций.

Сущность эффекта кумуляции заключается в том, что газообразные продукты детонации части заряда, называемой активной частью, двигаясь к оси заряда, концентрируются в мощный поток - кумулятивную струю. Если выемка заряда облицована тонким слоем металла, то при детонации заряда вдоль его оси образуется кумулятивная струя, состоящая не только из газообразных продуктов, но и из размягченного металла. Обладая очень высокой скоростью в головной части (6-8 км/с), при соударении с твердой преградой струя развивает такое давление, по сравнению с которым предел прочности даже особо прочных материалов оказывается пренебрежимо малым.

Поэтому глубина пробития канала в преграде не зависит от механической прочности материала преграды, а определяется соотношением плотностей материала струи и преграды. Благодаря этому кумулятивные перфораторы могут применяться для вскрытия пластов, сложенных прочными породами [8].

Кумулятивные перфораторы разделяются на корпусные и бескорпусные (ленточные). Корпусные перфораторы после их перезаряда используются многократно. Бескорпусные - одноразового действия. Перфораторы спускают на кабеле (имеются малогабаритные перфораторы, спускаемые через НКТ), а также на насосно-компрессорных трубах. В последнем случае инициирование взрыва производится не электрическим импульсом, а сбрасыванием в НКТ резинового шара, действующего как поршень на взрывное устройство. Масса ВВ одного кумулятивного заряда (в зависимости от типа перфоратора) 25-50 г.

Из перфораторов типа ПК наиболее распространены перфораторы ПК105ДУ, ПК85ДУ, ПК95Н, а из перфораторов типа ПКО - перфораторы ПКО89, ПК073.

Применим для данного случая перфоратор ПК105ДУ. Его характеристики представлены в таблице 19.

Таблица 19 - Характеристики перфоратора ПК105ДУ

Макс. давление, МПа	Макс. тем-ра, оС	Минимальный внутренний диаметр обсадной колонны, мм	Максимальное число зарядов, отстреливаемых на спуск	Максимальная плотность перфорации, число отверстий на 1 м	Средний диаметр канала, мм	Полная длина канала, мм
80	180	118	20	12	3	95

2.13 Освоение скважин

Освоение скважины - важный этап при подготовке ее к эксплуатации. От вида и качества проведенных работ при освоении в значительной степени будет зависеть степень гидродинамической связи скважин с пластом, качественная и количественная характеристики профиля притока в скважину, длительность работы скважины без осложнений, надежность функционирования конструкции забоя скважины, надежность и долговечность самой скважины. Выбор технологии освоения скважины под нефть должен тесно увязываться с геолого-физической характеристикой пласта, с фильтрационным и напряженным состоянием призабойной зоны. Фильтрационное состояние призабойной зоны, как известно, формируется в процессе первичного и вторичного вскрытия продуктивного пласта, существенно изменяется при проведении подземных ремонтов скважин, постепенно изменяется в процессе обычной эксплуатации скважин [5].

После спуска в скважину необходимого оборудования, установки и обвязки устьевой арматуры можно приступать к освоению скважины. Вначале следует скважину тщательно промыть с максимально возможной интенсивностью, а затем приступить к вызову притока.

Вызов притока - основная операция освоения эксплуатационных скважин. После перфорации продуктивная толща пласта находится под репрессией столба жидкости или раствора. Это может быть чистая вода или специально приготовленный раствор поверхностно-активных веществ (ПАВ), или буровой раствор. Заполняющие скважину растворы (жидкости) должны быть инертны к металлу обсадной колонны и скважинного оборудования и не должны снижать проницаемость породы продуктивного пласта в околоскважинной зоне, поскольку период времени между перфорацией и освоением может исчисляться сутками, неделями или даже месяцами.

В основе применения всех способов вызова притока лежит принцип снижения давления на забое скважины ниже пластового, а также создание такой минимальной величины депрессии, при которой начинается приток из пласта в скважину. В этом и заключается сущность вызова притока.

В принципе последовательную замену можно назвать промывкой скважин, но с той особенностью, что закачиваемый рабочий агент для промывки должен иметь плотность меньшую, чем среда, заполняющая скважину. Последовательная замена является самым распространенным способом вызова притока благодаря своей универсальности и возможности применения в случае, когда пласт сложен плохо сцементированными породами.

При применении способа последовательной замены приток флюида из пласта в скважину вызывается путем создания необходимых депрессий за счет, в основном, следующих двух подходов:

- замены в скважине бурового или другого специально приготовленного раствора, которые обеспечивали задавку пласта, на раствор меньшей плотности, на техническую воду (с поверхностно-активными веществами или без них), на дегазированную нефть;

- использования пенных систем.

Для вызова притока в скважину нужно создать депрессию на пласт, для этого должно выполняться условие [6]:

, (69)

где - плотность жидкости, заполняющей скважину, кг/м³, в качестве жидкости, заполняющей скважину будет применена нефть, т.к. пластовое давление больше гидростатического.

Условие вызова притока выполнено.

Применение жидких агентов для последовательной замены содержимого скважин позволяет сколь угодно плавно уменьшать давление на забое скважины. Это, бесспорно, важнейшее преимущество способа. Способ также характеризуется наибольшей простотой и, как правило, недефицитностью применяемых жидких агентов.

Во время операции по замене содержимого скважины на агент меньшей плотности необходимо постоянно контролировать состав и свойства выходящего из скважины потока. Это позволит надежно управлять процессом промывки скважины [8].

3. СПЕЦИАЛЬНАЯ ЧАСТЬ. ВИДЫ И ПРИЧИНЫ НАРУШЕНИЯ ГЕРМЕТИЧНОСТИ ОБСАДНЫХ КОЛОНН

Все основные факторы, определяющие потерю герметичности обсадных колонн, можно разделить на 4 группы

1. геологические;

2. технико-экономические;

3. физико-механические;

4. субъективные;

Первая группа факторов характеризуется обвалами стенок, выбросом бурового раствора, воды, нефти и газа, смятием промежуточных и эксплуатационных колон аномально высокими пластовыми давлениями, наличием высоких пластовых температур, набуханием породы, пробкообразованием пород и продуктивных пластов, высокой сейсмической активностью [6].