Проект строительства наклонно-направленной скважины глубиной 1300 м на морском месторождении

Размещено на http://www.allbest.ru/

Министерство науки и высшего образования Российской Федерации

Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение

высшего образования

«Уфимский государственный нефтяной технический университет»

Горно-нефтяной факультет

Кафедра «Бурение нефтяных и газовых скважин»

Выпускная квалификационная работа

Анализ эффективности системы очистки буровых промывочных жидкостей

А.Р. Хафизов

Уфа 2020



Задание

на выполнение бакалаврской работы

Студент Али Нур Аддин Абдо Кайд Мохаммед группа БГБ-16-03

(фамилия, имя, отчество полностью) (шифр)

Тема бакалаврской работы (БР) Проект строительства наклонно-направленной скважины глубиной 1300 м на Морском месторождении. Анализ эффективности системы очистки буровых промывочных жидкостей.

Дата утверждения темы БР на заседании кафедры БНГС «18»декабря 2019 г., протокол № 4.

Срок представления БР к защите «16» июня 2020г.

Исходные данные к выполнению БР:

1) материалы, собранные студентом при прохождении преддипломной практики;

2) дополнительные данные: _____________________________

Объем текстовой части БР: 138 листов (страниц) формата А4.

Перечень основных структурных элементов текстовой части БР:

1. Содержание ( 2 с.). 2. Реферат ( 1 с.) 3. Введение ( 1 с.).

4. Геолого-геофизическая информация, Технология строительства скважины, техника

Раздел, содержание которого определяется спецификой БР (литературный обзор, патентный анализ для строительства скважин. .

обзор законодательных и нормативных актов, характеристика объекта исследования и т.п.) ( 79 с.).

5. Основная часть: Анализ эффективности системы очистки буровых промывочных жидкостей.

( 29 с.).

6. Раздел безопасности и экологичности БР (25 с.).

7. Список использованных источников ( 38 наимен.).

8. Приложения: Приложение А (обязательное) Геолого-технический наряд (1 с.) Перечень приложений

Объем и перечень иллюстрационно-графического материала 32 рисунка, 46 таблиц.

Консультанты по разделам БР (с указанием относящихся к ним разделов):

«Безопасность жизнедеятельности» Н.В.Вадулина .

«Экологичность проекта» М.И. Маллябаева .

Задание выдал: Задание получил:

Руководитель БР Студент

____________ Р. А. Исмаков _________ Н.А.К.М. Али

(подпись) (И.О. Фамилия) (подпись) (И.О. Фамилия)

25.12.2019 25.12.2019

(дата) (дата)



Реферат

Выпускная квалификационная работа состоит из 138 листов, 32 рисунков, 46 таблиц, 38 использованных источников, 1 приложения.

СИСТЕМА ОЧИСТКИ, ВИБРОСИТА, СЕТКИ, ОБОРУДОВАНИЯ,

ТВЕРДАЯ ФАЗА, ПРОМЫВОЧНАЯ ЖИДКОСТЬ, СТУПЕНИ ОЧИСТКИ,

ПЕСКООТДЕЛИТЕЛИ, ИЛООДЕЛИТЕЛИ, ЦЕНТРИФУГИ, СУХОСТЬ ШЛАМА, ПРОБУСКНАЯ СПОСОБНОСТЬ, ЦИРКУЛЯЦИОННАЯ СИСТЕМА

Объектом исследования является мороском месторождение, находящееся в казахстане, разработкой которого занимается компания «Ван оорд».

Цель работы - составление проекта строительства скважины глубиной 1300м для разведочной цели , а также анализ эффективности системы очистки буровых промывочных жидкостей.

В основной части данной выпускной квалификационной работы рассмотрены геолого-геофизические исследования анализируемого месторождения, приведен расчет и результаты расчета профиля и конструкции скважины, режимов бурения, промывки и заканчивания скважины, обоснован выбор типа противовыбросового оборудования, колонной обвязки, буровой установки и т.д.

В разделе безопасности и экологичности проекта, дана характеристика вредностей и опасностей, которые могут возникнуть и подействовать на человека, обращено особое внимание на проблему охраны окружающей среды и недр.



Содержание

Обозначения и сокращения

Введение

1. Геолого-геофизическая информация

1.1 Общие сведения

1.2 Литолого - стратиграфическая характеристика

1.3 Литологическая характеристика

1.4 Физико-механические свойства горных пород

1.5 Нефтегазоводоносность

1.6 Давление и температура

1.7 Возможные осложнения

1.8 Обоснование комплекса геофизических исследований

2. Технология строительства скважины

2.1 Проектирование профиля скважины

2.2 Проектирование конструкции скважины

2.3 Применяемые промывочные жидкости

2.4 Расчет секций обсадной колонны

2.5 Проектирование КНБК

2.6 Проектирование режима бурения

2.7 Выбор расхода промывочной жидкости

2.8 Расчет потерь давления в трубном пространстве

2.9 Выбор бурового насоса и его режим работы

2.10 Расчет характеристик забойного двигателя ДР-178

2.11 Расчет цементирования эксплуатационной колонны

2.12 Обоснование способа контроля за качеством цементирования

3. Техника для строительства скважин

3.1 Выбор буровой установки

3.2 Анализ эффективности системы очистки буровых промывочных жидкостей

3.3 Эффективность работы вибросит BEM-600 и VSM-300

4. Безопасность жизнедеятельности

4.1 Организация обеспечения безопасности на предприятия

4.2 Мероприятия по обеспечению безопасности технологических систем и технологических процессов в труб

5. Экологичность проекта

5.1 Источники загрязнения окружающей среды

5.2 Природоохранные мероприятия при строительстве скважин

5.3 Природоохранные мероприятия на различных этапах строительства скважины

Заключение

Список иллюстрационно-графического материала

Список использованных источников

Приложение



Обозначения и сокращения

БСВ	-	буровые сточные воды
БУ	-	буровая установка
БШ	-	буровой шлам
ВЗД	-	винтовой забойный двигатель
ВПЖ	-	вязкопластичная жидкость
В/Ц	-	водоцементное отношение
ГЗД ГКН	- -	гидравлический забойный двигатель гидрокарбонатные
ГСМ	-	горюче-смазочные материалы
ДВС	-	двигатель внутреннего сгорания
ДНС	-	динамическое напряжение сдвига
ДРУ	-	винтовой забойный двигатель с регулируемым углом перекоса
З	-	запад
ИЭР КБТ КЗП	- - -	инвертно-эмульсионный раствор колонна бурильных труб коэффициент запаса прочности
КМЦ	-	карбоксиметилцеллюлоза
КНБК	-	компоновка низа бурильной колонны
КССБ	-	конденсированная сульфит-спиртовая барда
МЗС	-	молниезащитная система
НКТ	-	насосно-компрессорные трубы
ОБР ОЗЦ	- -	отработанный буровой раствор ожидание затвердевания цемента
ОК	-	обсадная колонна
ОП	-	оборудование противовыбросовое
ОПС	-	окружающая природная среда
ПАВ ПГМЩ	- -	поверхностно-активное вещество перфоратор гидромеханический щелевой
ПДК	-	предельно допустимая концентрация
PDC	-	Polycrystalline Diamond Bits
ПЗП	-	Призабойная зона пласта
ПК	-	программный комплекс
ПУЭ ПФ	- -	правила устройств электроустановок показатель фильтрации
ПЭТ РУО С	- - -	полиэтилентерефталат раствор на углеводородной основе север
СБТ СВ	- -	стальные бурильные трубы северо-восток
СНС	-	статическое напряжение сдвига
СПО	-	спускоподъемные мероприятия
ССБ УБТ ФХЛС ХК	- - - -	сульфит спиртовая барда утяжеленные бурильные трубы феррохромлигносульфонат хлорокальциевые
ЭЦН	-	электроцентробежный насос
ЮЗ	-	юго-запад
ПЖ БР БЖ	- - -	Буровая жидкость Буровой раствор Буферная жидкость
ЛВС-1М	-	Линейное вибросито
ALS-II РЛВ-П	- -	Регулируемое линейное вибросито Регулируемое линейное вибросито
G-фактор	-	Эффективное ускорение силы тяжести
ВЕМ-600	-	Сбалансированное эллиптическое вибросито
ЦС	-	Циркуляционная система
VSM-300	-	Сбалансированное эллиптическое вибросито



Введение

На сегодняшний день добыча нефти и газа является приоритетной отраслью в России, так как от экспорта нефтегазодобывающей продукции зависит бюджет страны.

Чтобы оставаться конкурентоспособным предприятием на мировом рынке, необходимо осуществлять капиталовложения в развитие новых технологий. Так в настоящее время развивается наклонно-направленное и горизонтальное бурение, что ведет к увеличению дебита нефти и газа, а также становится возможным извлечение трудно доступной нефти. Поэтому разрабатываются оптимальные технологии строительства и крепления скважин сложного профиля. Такжеразрабатываются способы первичного и вторичного вскрытия пластов, которые направлены на уменьшение загрязнения призабойной зоны пласта, ведутся работы по определению выгодных способов разработки месторождений, для увеличения нефтеотдачи пластов, разрабатывается новая техника, для увеличения скорости бурения и освоения скважин.

Для предприятий буровой отрасли существуют следующие требования, позволяющие поддерживать конкуренцию: минимальная стоимость строительства скважин за счёт оптимальной организации труда и работы предприятия, планирования работы предприятия, планирования экономичных способов строительства скважин путём усовершенствования технологии и т.п.



1. Геолого-геофизическая информация

1.1 Общие сведения

Общие сведения о районе работ представлены в таблице 1.1.

Таблица 1.1 - Общие сведения о месторождении

Наименование	Значение
Площадь (месторождение)	Морское
Блок (или номер и/ название)	-
Административное расположение	-
- республика	Казахстан
- область (край)	Атырауская
Год ввода площади в бурение	-
Год ввода площади (месторождения) в эксплуатацию	-
Температура воздуха, градус	-
- среднегодовая	Плюс 15
- наибольшая летняя	Плюс 40
- наименьшая зимняя	Минус 30
Среднегодовое количество осадков, мм	160
Максимальная глубина промерзания грунта, м	1,8
Продолжительность отопительного периода в году, сутки	180
Продолжительность зимнего периода в году, сут.	107
Азимут преобладающего направления ветра, градус	В-СВ
Наибольшая скорость ветра, м/с	25
Метрологический пояс (при работе в море)	-
Количество штормовых дней (при работе в море)	-
Интервал залегания многолетнемерзлой породы, м	-
- кровля	0
- подошва	0

1.2 Литолого - стратиграфическая характеристика

Литолого - стратиграфическая характеристика разреза скважины представлена в таблице 1.2.

Таблица 1.2 - Литолого - стратиграфическая характеристика

Глубина залегания, м	Стратиграфическое подразделение	Элементы залегания (падения) пластов по подошве	Коэффициент кавернозности в интервале
от (верх)	до (низ)	название	индекс	угол, град	азимут, град
0	50	Неоген + Четвертичный	N+Q	-	-	1.15
50	350	Палеоген	Р	-	-
350	700	Сантон+Турон	K2st+t	-	-
700	1000	Верхний альб + сеноман	K1-2al3+s	-	-
1000	1200	Нижний + средний альб	K1al1-2	-	-
1200	1300	Апт	K1a	-	-

1.3 Литологическая характеристика

Таблица 1.3 - Литологическая характеристика разреза скважины

Индекс стратиграфического подразделения	Интервал, м	Горная порода	Стандартное описание горной породы: Полное название, характерные признаки (структура, текстура, минеральный состав )
	от	до	краткое название	процент в интервале
N+Q	0	50	Пески	40	Пески серые, пористостый. Глина серая, мягкая, вязкая, аморфная.
			Глина	60
Р	50	350	Глина	70	Глина серая, зеленовато-серая, мягкая, незначительно уплотненная, вязкая, аморфная. Мергель серый, тонкозернистый, кварцевый, хорошо цементированный, цемент глинистый.
			Мергель	30
K2st+t	350	700	Глина	50	Глина серая, мягкая, редко уплотненная, вязкая, аморфная. Алевролит серый, тонкозернистый, кварцевый, умеренно или слабоцементированный, цемент глинистый, пористый. Мергель плотный с включениями остатков фауны. Мел белый, писчий Известняк белый, крепкими и мергелем с обломками фауны с включением пирит
			Алевролит	20
			Мергель	10
			Мел	10
			Известняк	10
K1-2 al3+s	700	1000	Пески	60	Пески серовато коричневые Глина: серая, редко коричневая и черная, уплотненная Песчаник среднезернистый, светло-серый, кварцевый, рыхлый, пористый, цемент глинистый, зерна полуокатанные и окатанные, хорошо сортированные.
			Глина	20
			Песчаник	20

Индекс стратиграфического подразделения	Интервал, м	Горная порода	Стандартное описание горной породы: Полное название, характерные признаки (структура, текстура, минеральный состав)
	от	до	краткое название	процент в интервале
K1al1-2	1000	1200	Глина	55	Глина серая, мягкая, редко уплотненная, вязкая, аморфная. Песчаник светло-серый, мелко-, среднезернистый, кварцевый, цемент глинистый, зерна полуокатанные, хорошо сортированные, пористый. Пески серовато коричневые Мергель плотный с включениями остатков фауны Известняк белый, крепкими и мергелем с обломками фауны с включением пирит Алевролиты серые, тонкозернистые, слюдисто-кварцевые с кристаллами пирита на слабо карбонатно-глинистом цементе, плотные
			Пески	10
			Песчаники	10
			Алевролиты	10
			Мергель	10
			Известняк	5
K1a	1200	1300	Глина	80	Глина с включением большого количества обломков пелеципод и гастропод, редких мелких обуглившихся растительных остатков. Песчаники буровато-коричневые, кварцевые, мелко-среднезернистые. Цемент контактово-поровый разной крепости. Алевролиты серые, тонкозернистые, слюдисто-кварцевые с кристаллами пирита на слабо карбонатно-глинистом цементе, плотные
			Песчаники	10
			Алевролиты	10

Литологическая характеристика разреза скважины представлена в таблице 1.3.

1.4 Физико-механические свойства горных пород

Физико-механические свойства горных пород по разрезу скважины представлены в таблице 1.6.

1.5 Нефтегазоводоносность

Нефтеносность и водоносность по разрезу скважины представлены в таблицах 1.4 и 1.5 соответственно.

1.6 Давление и температура

Давление и температура по разрезу скважины представлены в таблице 1.7.



1.7 Возможные осложнения

Возможные осложнения по разрезу скважины представлены в таблицах

1.8 - 1.10.

Таблица 1.4 - Нефтеносность

Индекс стратиграфического подразделения	Интервал, м	Тип коллектора	Плотность, кг/м3	Подвижность, D на сПз	Содержание серы, %	Содержание парафина, % по весу	Дебит, м3/сут.	Параметры растворенного газа
	от (верх)	до (низ)		в пластовых условиях	после дегазации					газовый фактор, м3/м3	содержание H2S, %	содержание СО2 , %	относительная по воздуху плотность газа	коэффициент сжимаемости	давление насыщения в пластовых дсловиях МПа
K1al1-2	1180	1190	Поровый	0,882	0,936	0,5-0,01	2,45	0,6	30-400	30,52	-	2,05	0,6070	0,00399	5,79
K1a	1260	1270		0,883	0,939	0,5-0,01	2,59	3,37	40-200	38,38	-	0,475	0,5800	0,00683	10,4

Таблица 1.5 - Водоносность

Индекс стратиграфического подразделения	Интервал, м	Тип коллектора	Плотность кг/м3	Свободный дебит м3/сут	Фазовая проницаемость, мкм3	Химический состав воды в мг-эквивалентной форме	Степень минерализации, мг-экв/л	Тип воды по Сулину: СФН ГКН ХЛМ ХЛК	Относится к источнику питьевого водоснабжения (да, нет)
	от (верх)	до (низ)					анионы	катионы
							Cl-	SO4	HCO3	Na++K+	MG++	Ca++
К	1190	1200	Поровый	1020,5	6,6	-	3096,59	2,41	2,95	442,2	7,6	288,05	6203,9	ХЛК	НЕТ
	1280	1290		1139	56	-	899,0	0,8	15,6	870,3	30,3	14,2	7510,9

Таблица 1.6 - Физико-механические свойства горных пород по разрезу скважины

Индекс стратиграфического подразделения	Интервал, м	Краткое название горной породы	Плотность ,кг/м3	Пористость, %	Проницаемость, м мкм2	Глинистость, %	Карбонатность, %	Соленость, %	Сплошность породы	Твердость кгс/мм2	Расслоенность породы	Абразивность	Категория породы по промысловой классификации (мягкая, средняя и т.п.)	Коэффициент Пуассона	Модуль Юнга, кгс//мм2
	от (верх)	до (низ)
N+Q	0	50	Пески	1500	5-30	0,01-2,5	10-95	0-10	-	1,0-4	10-15	1-3	II-III	Мягкая	0,17-0,45	0,1-3,9
			Глина
Р	50	350	Глина	1700	5-30	0,01-2,5	10-95	0-10	-	1,0-4	10-15	1-3	II-III		0,17-0,45	0,1-3,9
			Мергель
K2st+t	350	700	Глина	2000	3-5	0,001-0,01	15-90	5-80	-	1,0-4	10-45	1-4	II-V	Мягкая, средняя	0,17-0,45	0,1-4,2
			Алевролит
			Мергель
			Мел
			Известняк

Индекс стратиграфического подразделения	Интервал, м	Краткое название горной породы	Плотность ,кг/м3	Пористость, %	Проницаемость, м дарси	Глинистость, %	Карбонатность, %	Соленость, %	Сплошность породы	Твердость кгс/мм2	Расслоенность	Абразивность	Категория породы по промысловой классификации	Коэффициент Пуассона	Модуль Юнга, кгс//мм2
	от (верх)	до (низ)
K1-2 al3+s	700	1000	Пески	2400	5-15	0,001-0,5	10-90	2-90	-	1,5-4	28-125	3-4	V-VI	Мягкая, средняя	0,25	0,1-4,2
			Глина
			Песчаник
K1al1-2	1000	1200	Глина	2600	5-15	0,001-0,5	10-95	2-80	-	1,8-4	50-125	3-4	V-VI		0,25	0,1-4,6
			Пески
			Алевролиты
			Песчаник
			Мергель
			Известняк
K1a	1200	1300	Глина Песчаники Алевролиты	2600	5-15	0,001-0,5	10-95	2-80	-	1,8-4	50-125	3-4	V-VI		0,25	0,1-4,6

Таблица 1.7 - Давление и температура по разрезу скважины

Индекс стратиграфического подразделения	Интервал, м	Градиент давления	Температура в конце интервала
	от (верх)	до (низ)	пластового	порового	гидроразрыва пород	горного
			кгс/см2 на м	источник получения	кгс/см2 на м	источник получения	кгс/см2 на м	источник получения	кгс/см2 на м	источник получения	градус	источник получения
			от (верх)	до (низ)		от (верх)	до (низ)		от (верх)	до (низ)		от (верх)	до (низ)
N+Q	0	50	0,100	0,100	РФЗ	0,100	0,100	РФЗ	0,153	0,153	РФЗ	0,207	0,207	РФЗ	18	РФЗ
Р	50	350													28
K2st+t	350	700	0,105	0,105		0,105	0,105		0,173	0,173					35
K1-2al3+s	700	1000										0,240	0,240		40
K1al1-2	1000	1200											0,252		45
K1a	1200	1300											0,260		52



Таблица 1.8 - Нефтегазоводопроявления

Индекс стратиграфического подразделения	Интервал, м	Вид проявляемого флюида (вода, нефть, конденсат, газ)	длина столба газа при ликвидации газопроявления, м	Плотность смеси при проявлении для расчета Избыточных давлений, кг/м3	Условия возникновения	Характер проявления (в виде пленок нефти, пузырьков газа, перелива воды, увеличения водоотдачи)
	от (верх)	до (низ)
K1al1-2	1180	1190	нефть	-	882	при превышении пластового давления на 5% над забойным	разгазирование раствора, падение плотности бурового раствора, пузырьки газа, пленки нефти
K1a	1260	1270		-	883

Таблица 1.9 - Прочие возможные осложнения

Индекс стратиграфического подразделения	Интервал, м	Вид (название) осложнения: желобообразование, перегиб ствола, искривление, рифонообразование	Характеристика (параметры) осложнения и условия возникновения
	от (верх)	до (низ)
Не ожидаются

Таблица 1.10 - Поглощения бурового раствора

Индекс стратиграфического подразделения	Интервал, м	Максимальная интенсивность поглощения м3/ч	Расстояние от устья скважины до статистической уровня раствора	Имеется ли потеря циркуляции (да, нет)	Градиент давления поглощения, кг/м2	Условия возник новения поглощения
	от (верх)	до (низ)				При погло щении	после изоляц ионных работ
N+Q, Р	0	350	5	-	нет	-	-	при забойном давлении выше пластового давления на 8%

1.8 Обоснование комплекса геофизических исследований

Комплекс геофизических исследований представлен в таблице 1.11.

Таблица 1.11 - Комплекс промыслово-геофизических исследований скважины

Интервал каротажа	Структура комплекса	Методы ГИС
30-350 м	в масштабе 1:500	КС,ДС,ГК,БК,ННК,КВ
350-1300 м	в масштабе 1:500,1:200	БК-5 зондами, МБК, ДС, ГК, ННКт, ГГКп, АК, инклинометрия, кавернометрия, профилеметрия, резистивиметрия
По всему разрезу	ГТИ,
При низком выносе керна	Отбор керна боковым грунтоносом на кабеле
Для контроля технического состояния скважин	ЛМ, термометрия, АКЦ, ФКД



2. Технология строительства скважины

2.1 Проектирование профиля скважины

Исходные данные:

- глубина скважины по вертикали Н = 1300 м;

- проектное смещение А = 750 м;

- глубина вертикального участка h1=30м;

- максимальная интенсивность набора угла на 10 м, i10=0,6 град;

- глубина спуска кондуктора Нк=350 м.

Построение профиля будем вести графоаналитическим способом. Определим вспомогательный угол 1 по формуле:

,

.

Ориентировочный максимальный зенитный угол (зенитный угол наклонно-прямолинейного участка) бор будет больше б1. Для удобства расчетов бор обычно выбирают кратным десяти, примем бор= 30.

Выберем угол вхождения в пласт к = 300.

Получаем, что средний радиус искривления в интервале увеличения зенитного угла 0 - 400 составит R1 = 955 м.

Подставляя полученные значения находим = 40,030.

1 Вертикальный участок:

A1 = 0 м, h1 = 30 м, l1 = h1 = 30 м.

2 Участок набора зенитного угла:



A2 = R1 (1-cosб) = 127,85 м;

h2 = R1 sinб = 447,5 м;

l2 = 500 м.

3 Участок стабилизации:

h3 = H - (h1+h2) = 822,5 м ;

A3 = tgб = 474,87 м;

l3 == = 949,7 м.

Результаты расчётов занесём в таблицу 2.1

Таблица 2.1 - Результаты расчета профиля скважины

Участок	бн	бк	Ai, м	hi, м	li, м
Вертикальный	0	0	0	30	30
Набора зенитного угла	0	30	127,85	447,5	500
Стабилизации	30	30	474,87	822,5	949,7
Сумма	-	-	603	1300	1479,7

2.2 Проектирование конструкции скважины

Под конструкцией скважины обычно понимается совокупность сведение о количестве и глубине спусков обсадных колонн, их диаметрах, диаметрах долота для бурения под каждую из колонн и интервалах цементирования.

Так как продуктивный пласт сложен песчаниками среднезернистыми, то во избежание попадания песка в скважину принимаем забой закрытого типа, эксплуатационная колонна (или хвостовик) спущена до подошвы продуктивного пласта, затем проведена перфорация. Такая конструкция забоя эффективна при одновременной раздельной эксплуатации нескольких пластов и при наличии пропластков, резко отличающихся друг от друга по коллекторским свойствам, или неустойчивых пород в продуктивном пласте. Кроме того, достоинство способа заключается в простоте реализации и меньшей стоимости работ по сравнению с другими способами.

Наклонно-направленная проекция профиля представлена на рисунке 2.1.

Рисунок 2.1 - Наклонно-направленная проекция профиля скважины

Число обсадных колонн и глубина их спуска определяется количеством интервалов, несовместимых по условиям бурения, которые определяются по графику не совмещенности давлений, графику изменения коэффициентов аномальности пластовых давлений и индексов давлений поглощения с глубиной скважины, определенных по формулам [1]:

, (2.1)

, (2.2)

где пластовое давление, МПа;

давление гидроразрыва, МПа;

плотность воды, кг/м3;

Н глубина в точке измерения, м;

gradPгр градиент давления гидроразрыва (поглощения);

gradPпл градиент пластового давления.

В тех случаях, когда значения пластового давления и поглощения неизвестны, для расчета индексов (градиентов) и давления поглощения (гидроразрыва) можно пользоваться эмпирической формулой Б.А. Итона:

(2.3)

где µ коэффициент Пуассона;

Kг индекс геостатического давления.

Минимальные и максимальные значения относительной плотности бурового раствора определяются по формуле:

(2.4)

?пж = (2.5)



где плотность бурового раствора;

коэффициент запаса;

при H <1200 ;

при H >1200

Вычислим возможные пределы изменения плотности бурового раствора по разрезу скважины согласно вышеприведенной формуле и результаты расчетов приводим в таблице 2.1.

Построим график распределения давлений в скважине при полном замещении бурового раствора пластовым флюидом. Определим устьевое давление по формуле:

; (2.6)

где пластовое давление, МПа на глубине 1300 м;

плотность нефти, кг/см3;

z глубина от забоя, м.

.

То есть при заполнении скважины пластовым флюидом она будет до определенного уровня заполнена нефтью, найдем этот уровень по формуле:

м (от забоя).

То есть газ выделяется на глубине 677 м от устья скважины.

Уточняем устьевое давление:



(2.7)

(2.8)

где - относительная плотность газа по воздуху;

- средняя температура газа (в Кельвинах).

,

МПа.

Таблица 2.2 - Расчетные значения коэффициентов и давлений

Интервал	Kа	Kп	?min	?max	Pпл , МПа	Pгр , МПа
0-50	1,02	1,56	1,122	1,418	0,25	0,383
50-350					5	3,06
350-700	1,07	1,76			5,5	9,1
700-1000			1,177	1,6	8,925	14,7
1000-1200					12,075	19,9
1200-1300	1,08	1,79			13,125	21,6

Верхние неустойчивые отложения перекроем путем спуска кондуктора до глубины 550 м. Для перекрытия зон с несовместимыми условиями бурения, а также исключения возможных осложнений промежуточная колонна спущена ниже точки уравновешивания давления в скважине и давления гидроразрыва с 10% запасом.

Исходя из предполагаемого дебита скважины и возможных работ в обсаженной скважине, выбираем эксплуатационную колонну диаметром 178 мм. Исходя из этого условия, рассчитаем диаметры долот для бурения скважины, а также диаметр кондуктора.

Диаметр долота Dдэк для бурения под эксплуатационную колонну рассчитывается по формуле:

(2.9)

где - диаметр муфт эксплуатационной колонны, =188 мм;

- зазор между муфтой и стенкой скважины =5-40 мм.

Эксплуатационная:

DЭК=178 мм,

= DМ+К=188+25=213=215,9 мм,

По справочной данной

Кондуктор:

;

;

,

Направление:

;

;

,

По Гост 632.80



Таблица 2.3 - Конструкция скважины

Название колонны	Интервал установки, м	Интервал цементирования	Диаметр колонны, мм	Диаметр долота, мм
Направление	0-30	до устья	324	393,7
Кондуктор	0-550	до устья	245	295,3
Эксполуатационая колона	0-1300	до устья	178	215,9

Обоснование и расчет комплекта ПВО.

Давление опрессовки на устье определяется по формуле:

Поскольку Pon = 1,17,5 = 8,25<9,5 = [Pon ] (минимально допустимое внутреннее давление при прессовке колонны диаметра 178 мм), то в расчет закладывается наибольшее значение давления МПа.

Так же необходимо чтобы в превентор проходило долото под бурение эксплуатационной колонны (215,9 мм) и соответствовало условию максимальному диаметру трубы, проходящей с труб держателем. Выберем схему ОП3 по рекомендациям ГОСТ 13862-92 (рисунок 2.3). По проходному отверстию и рабочему давлению выберем ОП3-280/80Ч21.

По конструкции скважины и рабочему давлению подходит обвязка колонн типа ОКК1-21-178Ч245ХЛ, которая устанавливается на кондуктора.

Промывка скважин при существующих в настоящих время способах бурения является технологически необходимой . Целевое назначение используемых для промывки буровых растворов заключается в очистке забоя и ствола скважины от шлама, охлаждение пород разрушающего инструмента.



Рисунок 2.2 - График совмещенных давлений и конструкция скважины180

180

1 - плашечный превентор; 2 - задвижка с гидравлическим управлением;

3 - устьевая крестовина; 4 - манометр с запорным и разрядным устройствами и разделителем сред; 5 - кольцевой превентор; 6 - дроссель регулируемый с ручным управлением; 7 - задвижка с ручным управлением; 8 - гаситель потока; 9 - вспомогательный пульт; 10 - станция гидропривода; 11 - обратный клапан

Наряду с этими общими функциями буровые растворы могут выполнять и ряд специфических функций, например, передавать энергию гидравлическим забойным двигателям, создавать противодавление на проявляющие и неустойчивые пласты, снижать приёмистость проницаемых пород, удерживать шлам в стволе во взвешенном состоянии, оказывать физико-химическое воздействие на горную породу забоя для улучшения буримости, смазывать опоры турбобуров , долот.



Рисунок 2.3 - Схема противовыбросового оборудования

2.3 Применяемые промывочные жидкости

Буровой раствор должен обеспечивать своевременную и качественную очистку забоя от шлама и вынос его на дневную поверхность, не снижать естественной проницаемости продуктивных пластов, обладать высокой стабильностью свойств и т.п. Кроме этого промывочная жидкость должна быть экологически безопасна и иметь не высокую стоимость.

Тип бурового раствора выбирается из условия обеспечения устойчивости стенок скважины, а также создания необходимого противодавления на пласт для избежание поглощения бурового раствора или притока пластового флюида в скважину. [1]

Таблица 2.4 - Типы и параметры буровых растворов

Тип бурового раствора	Интервал, м	Параметры бурового раствора
		плотность, кг/м3	условная вязкость, с	водоотдача, см3/30 мин	корка не более, мм	СНС, дПа, через мин.	пластическая вязкость	ДНС, дПа	pH
	от	до					1	10
полимерный	0	30	1005	45-50	6-8	1,0	20	30	10-12	16-18	9-10
	30	350	1010-1012
полимерный	350	1300	1012-1150	35-40	4-5	0,5	18	27	8-10	14-16	9,5

Неустойчивые горные породы (глины, пески), поглощающие стенки скважины, в процессе бурения набухают и возможны их обвалы, осыпи, поэтому бурить на воде, как на одной из самых доступных и дешёвых промывочных жидкостей, практически невозможно.

Параметры буровых растворов представлены в таблице 2.4

Контроль параметров бурового раствора.

Контроль параметров бурового раствора осуществляется в соответствии с РД 39-2-645- 81 с использованием серийно выпускаемых приборов, входящих в комплект лаборанта буровых растворов КЛР-1. Комплект включает рычажные весы ВРП-1, вискозиметр ВБР-1, фильтр-пресс ФЛР-1,прибор для определения водоотдачи раствора ВМ-6, термометр ТБР-1, прибор для определения газосодержания ПГР-1, секундомер, набор индикаторной бумаги, отстойник ОМ-2, ротационный вискозиметр ВСН-3, набор реагентов и посуды для химических анализов. Для измерения плотности раствора кроме ВРП-1 может быть использован ареометр АГ-ЗПП, статического напряжения сдвига - СНС-2 (кроме ВСН-3). Для контроля смазочной способности раствора - приборы ФСК-2 или КТК-2, а в лабораторных условиях - СР-1 или НК-1

Для контроля параметров бурового раствора могут быть использованы импортные приборы при условии корреляции их показаний с показаниями соответствующих отечественных приборов. Параметры буровых растворов должны соответствовать указанным в таблице. 2.4.

Для определения содержания иона хлора в фильтрате раствора, общей жесткости фильтрата используются методы химического анализа. Показатель МВТ определяется с помощью метода адсорбции метиленовой сини.

Очистка бурового раствора.

Очистка бурового раствора осуществляется с использованием эффективного оборудования очистки фирмы Кеm-Тron.

При бурении скважин с использованием амбара для сбора отходов бурения очистка бурового раствора производится по следующей принципиальной схеме (рисунок. 2.3).

Рисунок 2.4 - Принципиальная схема очистки бурового раствора

скважина: 2- вибросито; 3 - емкость; 4- насос; 5 - пескоотделитель;

6 - емкость для очищенного раствора; 7 - насос; 8 - илоотделитель;

9 - мелкое вибросито; 10 - емкость; 11 - емкость; 12 - насос;

13 - центрифуга; 14 - насос; 15 - шнековый конвейер

Рисунок 2.5 - Графики внутренних и наружных избыточных давлений



2.4 Расчет секций обсадной колонны

Для крепления нефтяной скважины применяют трубы 178 мм с трапецеидальной резьбой типа ОТТМ по ГОСТ 632-80.[1]

Первая секция колонны должна перекрыть продуктивный пласт плюс 50 м, то есть в интервале (1200-1300) м. В скобке показывается интервал по вертикали. Длина секции составляется 100 м. Наибольшее значение Pни на уровне нижнего конца I-й секции колонны (на подошве продуктивного пласта), то есть L=1300 м,

1) 11,44 МПа.

С учетом коэффициента запаса прочности для продуктивного пласта трубы первой секции должны выдержать критическое наружное давление:

МПа. (2.9)

Следовательно, выбираем трубы группы прочности Д с толщиной стенок .

(Д-10,4), с характеристиками:

- критическое давление МПа,

- внутреннее давление, при которой напряжения в теле трубы достигают предела текучести МПа ,

- растягивающая нагрузка, при которой напряжения в теле труб достигают предела текучести

- допустимая растягивающая нагрузка кН,

- масса 1 м трубы ,

Вес I-й секции .

Проверка по наружным избыточным давлениям:

.

Проверка по растягивающим нагрузкам:

Проверка по действие внутренних избыточных давлений ведется
по формуле:

, (2.10),

где - коэффициент запаса прочности на внутреннее давление,.

,

Таблица 2.5 - Итоги расчета секций расчета эксплуатационной колонны :

№ секции	Группа прочности	Длина, м	Pкр, МПа	, мм	Вес секции кН
1	Д	1300	28,8	10,4

Обоснование технологической оснастки эксплуатационной колонны.

Башмак с направляющей насадкой предназначен для оборудования нижней части обсадной колонны цель повышения её проходимости и предупреждения повреждения трубы при посадке.

Обратный клапан нужен для предотвращения перетока жидкости
из затрубного пространства в трубное во время крепления скважины.
Он устанавливается на (10-20) метров выше башмака.

Упорное кольцо (кольцо «стоп») предназначено для получения чёткого сигнала об окончании процесса продавки тампонажного материала. Устанавливается на (10-30) метров выше башмака.

Центраторы применяют для центрирования обсадной колонны с целью равномерного распределения цементного раствора в затрубном пространстве, облегчения прохождения обсадной колонны и т.д. Центраторы будут устанавливаться через каждые 30 метров в продуктивном пласте и через каждые 100 метров в остальных интервалах скважины. Помимо этого, их ещё необходимо установить над башмаком технической колонны и вокруг снизу и сверху. Так два будут установлены в приустьевой части скважины.

Турбулизаторы нужны для создания турбулентного режима и лучшего заполнения цементным раствором затрубного пространства в случае наличии каверн и неоднородного диаметра скважины. В настоящее время производят жесткие центратоы имеющие спиральные лопасти, которые и выполняют функцию турбулизатора.

Окончательную оснастку эксплуатационной колонны запишем в таблицу 2.10.

Таблица 2.6 - Технологическая оснастка эксплуатационной колонны

Название	Наименование шифр, типоразмер	Количество, шт.	Глубина установки, м
башмак	БК-178	1	1469,7
обратный клапан	ЦКОД-178	1	1459,7
упорное кольцо	СПВ-178	1	1459,7
Центраторы	ПЦ-178/191-216-01	Над башмаком и выше через 10 м =2шт.; до башмака ранее спущенной колонны через каждые 30 м = 47 шт.; У башмака ранее спу-щенной колонны и выше на расстоянии 50 м = 20шт. Итого: 71шт.	0-1480



Обоснование скорости спуска обсадных колонн.

Предельная скорость спуска обсадной колонны определяется
из соотношения:

, (2.11)

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

гидродинамическое давление в скважине при спуске колонны труб с закрытым нижним концом.

Давление столба промывочной жидкости:

1150 9,811300=14,6 МПа.

Предельное значение гидродинамического давления:

МПа.

Зададим скорость спуска трубы н = 0,5 м/с.

.

, (2.60)

диаметр скважины определяется по формуле:

,

.



Значить ламинарный режим.

Гидравлический диаметр ,

Гидродинамические давления на данном участке составят:

МПа ,

Спуск трубы с скоростью н=1 м/с .

.

,

,

Гидродинамические давления :

,

Спуск трубы с скоростью н=1,5 м/с

,

,



4.

Гидродинамические давления:

,

Спуск трубы с скоростью н=2 м/с.

.

Значит это турбулентный режим.

Число Рейнольдса:

,

,

Гидродинамические давления :

,

Спуск трубы с скоростью н=3 м/с.

,

,



Гидродинамические давления :

,

Спуск трубы с скоростью н= 4 м/с.

,

,

Гидродинамические давления :

.,

По расчетам строим зависимость гидродинамического давления от скорости спуска колонны труб - рисунок 2.6 и графически, исходя из запаса давления, определяем максимальную скорость спуска.

Рисунок 2.6 - Зависимость гидродинамических давлений от скорости спуска ОК



Как видно из графика, мы можем выбрать скорости спуска до 2,1 м/c,
при этом не произойдет гидроразрыва пласта, но необходимо учесть, что колонна оснащена центраторами, и движется в наклонно-направленной скважине, проходя опасные зоны с возможными осыпями и обвалами, поэтому необходимо принять скорость спуска колонны 1,5 м/с.

Подготовка ствола скважины к спуску обсадной колонны
и цементированию. Спуск обсадной колонны составляет наиболее трудоемкую и продолжительную часть процесса крепления скважины. От тщательной подготовки ствола скважины к спуску обсадной колонны зависит успешность проводки скважины до проектной глубины и качество разобщения пластов. Целью подготовки ствола являются, обеспечение спуска обсадной колонны до намеченной глубины и качественное цементирование.

Условием для доведения обсадной колонны до заданной глубины, является устранение уступов и сужений, образовавшихся в процессе бурения. Это достигается проработкой ствола скважины и контролируется последующей шаблонировкой бурильными компоновками, включающими сочетание расширителей различной конструкции, диаметром, равным диаметру долота, и утяжеленных бурильных труб. При этом жесткость низа бурильных компоновок приближается к жесткости обсадной колонны. Применение жесткой КНБК позволит получить соответствующую конфигурацию ствола скважины, и обеспечить успешный спуск обсадной колонны.

При осложнениях ствола (посадки инструмента, наличие уступов, сужений и т.п.), а также в случае простоев или продолжительности каротажа более 12 часов производится проработка ствола скважины КНБК, использовавшиеся при последнем долблении. Скорость проработки в интервалах осложнений не более (100-120) м/ч. Максимальная скорость спуска инструмента с промывкой не более 4 м/с. При подъеме КНБК обеспечивается постоянный долив.

Еще одним условием качественной проводки скважины является удаление толстой рыхлой фильтрационной корки со стенок скважины и при необходимости образование тонкой, плотной корки. Удалением толстой фильтрационной корки со стенок скважины можно значительно повысить герметичность и прочность контакта между цементным камнем и горной породой. Эту задачу можно решить путем применения управляемой гидродинамической кольматации стенок скважины в процессе проработки. Кольматацию следует проводить сразу после удаления глинистой корки, с целью получения надежного кольматационого экрана. Этого можно достичь путем установки в компоновке низа бурильной колонны гидродинамического кольмататора.

По достижении бурением проектной глубины производится промывка скважины в течение двух циклов. Аналогично производится промывка после заключительного каротажа. Спуск обсадной колонны осуществляется в соответствии со следующими требованиями:

Спуск осуществляется на клиновых захватах, соответствующих размеру и массе обсадной колонны:

- резьбовые соединения докрепляются ма шинными ключами с моментомром;

- промежуточную промывку ствола в неосложненной скважине производят с глубины 1000 м через каждые 300 м спуска обсадных труб;

- промежуточную промывку при возникновении осложнений (посадки, затяжки и т.п.) проводят, начиная с интервала возникновения осложнения через каждые последующие 200 м спущенных труб.

Для предотвращения прихвата при заполнении и промывках колонну следует держать в подвешенном состоянии и периодически расхаживать, циркуляцию восстанавливают одним насосом, продолжительность промывки на конечной глубине должна быть не менее одного цикла, давление на устье при промывке не должно вызвать гидроразрыва пород и поглощения, в случае обнаружения поглощения переходят на промывку насосом со сниженной подачей, при потере циркуляции колонну поднимают до глубины, на которой проводилась предыдущая промывка, и восстанавливают циркуляцию при минимальной подаче. При возобновлении спуска повторное использование ранее извлеченных из скважины обсадных труб запрещается.

Спуск обсадных колонн проводится по плану, составленному буровым предприятием и утвержденному в установленном порядке. К плану прилагаются данные для расчета колонны, коэффициенты запаса прочности колонны, результаты расчета колонны, а также акт о готовности буровой установки к спуску колонны. Особое внимание следует уделить подготовке ствола скважины перед спуском эксплуатационной колонны с пакером (при необходимости проводятся работы по шаблонированию или проработке ствола скважины при заданных параметрах бурового раствора). Место установки пакера в стволе скважины указывается геологической службой бурового предприятия на основании данных геофизических исследований скважины. Не допускается установка пакеров в зонах каверн.

При спуске обсадной колонны с пакером рекомендуется производить профилактические промывки скважины при обязательном применении фильтра, устанавливаемого под рабочей трубой. При появлении посадок обсадной колонны необходимо снижать скорость спуска обсадной колонны при прохождении пакером интервала ствола скважины, склонных к сужению, чтобы предотвратить гидроразрыв пластов. Не следует допускать при спуске обсадной колонны с пакером посадок ее на величину, превышающую 15% от веса спущенной колонны в вертикальном стволе и 30% - в наклонном. При превышении спуск колонны следует прекратить и скважину промыть до устранения посадок. По окончании спуска обсадной колонны скважина промывается до выравнивания параметров бурового раствора. [2],[3]

2.5 Проектирование КНБК

Исходные данные:
Скважина наклонно-направленная	-
Профиль трех интервальный	-
Глубина скважины по вертикали ( Нс ), м	1300
Глубина вертикального участка (Нв ), м	30
R1 = 955 м м, L=1300 м	-
Диаметр ВЗД ( Дт ),м	178
Вес ВЗД виновой забойной двегитель ( Gm ), Н	12017,3
Длина ВЗД ( ?1 ), мм	8290
Диаметр долота ( Дд ), мм	215,9
Плотность бурового раствора ( ), кг/м3	1060

Расчет длины колонны УБТ, СБТ, ЛБТ.

В общем случае компоновка УБТ состоит из нескольких ступеней с диаметрическими уменьшающимися по направлению от долота к колонне бурильных труб. Первая (основная) ступень главным образом предназначена для создания основной части нагрузки на долото и должна обеспечить жесткость на изгиб и свести гидравлические потери к минимуму. Последующие ступени служат плавным переходом по жесткости от основной ступени УБТ к колонне бурильных труб.

Для нормальных условий бурения:

Выбираем следующие диаметры бурильных труб и долота: Dд =215,9 мм, DУБТ = 178 (толщина стенки 90 мм), DСБТ=127 мм ( толщина стенки 9 мм ) бурение забойными двигателями ДР-178.

т.к. 0,71 < 0,75 0,85, то:

, (2.12)

где - выбираем на основании анализа промысловых данных;

- коэффициент облегчения трубы в промывочной жидкости;

- вес УБТ диаметром 178 мм;



.

где - вес забойного двигателя;

- критическая нагрузка третьего порядка.

.

Проверим условие о соотношении изгибных жесткостей УБТ и обсадных труб:

;

;

Необходимо в компоновку включить одну свечу УБТ 159 мм для недопущения большой концентрации напряжений в этом переходном сечении.

Находим вес забойного двигателя ДР -178 :

.

; E=2 Па;

м4МПа ,

;

106 кН ,



.

Длина УБТ равен 112,1 м, примем длину УБТ:

Принимаем ?убт = 96 м ( 4 свечей )

Определить вес УБТ

.

Расчёт стальных бурильных труб ( СБТ )

Выбираем СБТ диаметром 127 мм Вес одного погонного метра СБТ

Подбираем СБТ с приварными замками ПК 127x9, вес

.

Длину СБТ находим из условия, что алюминиевые трубы должны находится в растянутом положении.( Gзд + GУБТ + GСБТ ) Gg ,

,

= 551 м .

Принимаем ?СБТ = 552 м ( 23 свечей )

Определить вес СБТ

.

Расчёт легкосплавных бурильных труб ( ЛБТ ).

?ЛБТ = Нскв - ?УБТ - ?ЗД - ?СБТ = 1300 - 96- 8,29 - 552 = 643,7 принимаем

?ЛБТ = 624 м ( 26 свечей ).

Расчёт бурильной колонны на прочность.

При расчёте колонны на прочность при бурении и при подъёме с промывкой необходимо разделить её на участки с различными типами труб или зенитными углами и определить растягивающие и сжимающие нагрузки, расчетная схема приведена на рисунке (2.7).

Рисунок 2.7- Расчетная схема для компоновки бурильной колонн

0- точка на забое скважин; 1- точка перехода от УБТ на СБТ; 2-; 3-4-точка соответственно начала и конца участка набора угла; 5- точка на устье скважины

Характерные участки и величины расчетных параметров при подъеме бурильной колонны

Таблица 2.7 - Результаты расчетов всех участков КНБК

Участок	Интервал расположения по стволу, м	Длина труб lм, м	б0	fn	kбn	г0
5-4. Вертикальный	0 -30	30	3	0,16	1,002	-
4-3. Набора зенитного угла	30 - 500	470	0 - 30	0,16	-	9,09
3-2 Наклонно - прямолинейный в открытом стволе	500 -1180	680	30	0,16	0,91	-
2-0. Расположение КНБК	1180 - 1300	120	30	0,12	0,88	-

Коэффициент облегчения труб в жидкости:

,

Определяем интенсивность распределенных нагрузок от УБТ:

,

Определяем приведенную интенсивность распределенных по длине КНБУ нагрузок:

,

Вычисляем осевую нагрузку на нижнее сечение УБТ. При этом концевая сила на нижнем конце КНБК равна нулю.

,

,

Приведенный вес погонного метра СБТ:

,



Вычисляем осевое усилие у башмака кондуктора, расположенного в

открытом стволе наклонно-прямолинейного участка:

.,

Вычисляем усилие в точке 3, расположенной открытом стволе:

,

Определяем положение бурильной колонны на участке набора зенитного угла. Минимальное значение концевой силы, способной прижать трубы к верхней стенке:

.,

Так как F3 > F3.мин, то трубы будут прижаты к верхней стенке, и осевое усилие в начале участка набора зенитного угла вычисляем:

,

.

Осевое усилие у устья:

,

.



Гидравлическая нагрузка на устье составит:

.

Определяем градиент распределенных по длине труб потерь давления:

.

Вычисляем гидравлическую нагрузку на трубы на глубине начала набора зенитного угла:

,

.

Результаты расчёта сведены в таблицу.

Таблица 2.8 - Расчёт прочности бурильной колонны

Точки	1	2	3	4	4г	5	5г
Значение,кН	221	504,2	676,9	839,891	65,1	855,201	74,94

Наиболее опасными являются точки 4 и 5, так как на участке 4 действуют растягивающая нагрузка и избыточное напряжение, а на участке 5 действуют максимальные растягивающие нагрузки. Далее проводится проверка условия:

;

,

где - растягивающая нагрузка;

уu - изгибающее напряжение;

,

где - площадь канала;

- площадь тела.

- внутренний диаметр CБТ.

(2.13)

где Е - модуль Юнга; EСБТ = 2,1?1011 Па.

,

;

Таблица 2.9 - Результаты расчётов

Точки	T , кН	, МПа	, МПа	, МПа
4	905	265,8	0	265,8
5	930	273,2	15,6	288,8



;

.

Для материала S-135 укр= 500 МПа.

Коэффициент запаса прочности в сечениях:

;

.

Проверочный расчет бурильных труб на внутреннее и наружное избыточное давление:

;

;

Коэффициент запаса прочности на внутреннее избыточное давление трубы у устья:

;

;

Проверочный расчет бурильных труб на смятие в клиновых захватах:

Для клиновых захватов ПКР-560 имеем lкл=300 мм, Скл=0,9, ц=9027', tgв=0,22; tg(цкл+в)=0,4 ;

Имеем также S12=4,5604.10-3; Fp=905 кH.

Коэффициент запаса прочности при работе в клиновых захватах:



,

Таблица 2.10 - Компоновка бурильной колонны

Участок скважины	Интервал, м	Способ бурения	Компоновка низа бурильной колонны
Эксплуатационная колонна	0-1300	ВЗД	Долото 219,5 ДР-178 Обратный клапан УБТ-178 ЯСС 8” MWD 8 1/8” STABILIZER СБТ-127

2.6 Проектирование режима бурения

Проектный режим бурения. Выбор режима бурения каждого интервала производится по результатам гидравлической программы проводки скважины.

Оптимальным считается тот режим бурения, при котором к забою подводится наибольшая гидравлическая мощность, и в то же время выполняются требования по выносу шлама на поверхность, недопущению гидроразрыва пород на стенках скважины, минимизация дифференциального давления.

Повышения показателей бурения можно достичь также регулированием плотности и расхода промывочной жидкости в процессе долбления. Во время бурения давление в скважине возрастает на величину P, что эквивалентно увеличению плотности жидкости



Таблица 2.11 - Проектный режим бурения

Режимная пачка	Интервал по стволу, м	Толщина,м	Диаметр долота, мм	Способ бурения	Режим бурения
	от	до				осевая нагрузка кн	расход, л/с	скорость вращения, об/мин
1	0	30	30	393,5	Роторный	40-60	5-60	0-60
2	30	350	190	245	ВЗД 203
3	350	1300	825	178	ВЗД 178	40-140	2-54

Проектирование режима бурения включает:

- Разработку гидравлической программы проводки скважины.

- Проектирование режима бурения на основе статистической обработки промысловых данных.

- Расчет рабочих характеристик забойных двигателей.

- Окончательный выбор проектного режима бурения на основании обобщения результатов всех трех подразделов.

Завершается этот раздел прогнозной оценкой ожидаемых показателей бурения и сравнительной оценкой проектного режима с фактически реализуемыми в буровом предприятии.

Гидравлическая программа проводки скважины представляет собой выбор расхода промывочной жидкости по интервалам бурения, выбор типа забойного двигателя, а также определение типа и количества насосов, обеспечивающих необходимый расход промывочной жидкости.

2.7 Выбор расхода промывочной жидкости

Выбор расхода промывочной жидкости производится с учётом рабочих характеристик забойных двигателей, так как система ''насос- винтовой забойный двигатель- скважина'' представляет собой единое целое.

Установление необходимого режима работы буровых насосов, выбор забойных двигателей по интервалам бурения производится с помощью Н-ВЗД-С - номограммы, в случае применения винтовых забойных двигателей при бурении. Расход промывочной жидкости выбирается из условий:

- Удаление шлама с забоя.

- Вынос шлама на поверхность.

- Обеспечение нормальной работы ВЗД.

Расход промывочной жидкости, необходимый для очистки забоя находится из условия

где g = (0,57-0,65) м/с - удельный расход промывочной жидкости, необходимый для удовлетворительной очистки забоя от шлама;

;

= м 2;

,

Расход, необходимый для подъема шлама в кольцевом пространстве:

; ;

dэмах =0,002+0,022Ддол =0,002+0,0220,2195 = 0,00675 м ;

;

;

.

Расход жидкости для обеспечения нормальной работы ВЗД ДР-178



, (2.14)

где - стендовые данные по ДР-178:

; Qc=35 л/с ;

;

- удельный момент на долоте;

- коэффициент, учитывающий трение в осевой опоре двигателя,

- для ВЗД с резино-металической опорой ;

,

Из трех расходов выбираем наибольший, то есть Q = 43 л/с.

2.8 Расчет потерь давления в трубном пространстве

При течении жидкости в трубах и кольцевом пространстве потери давления определяются трением жидкости о стенки канала и зависят от режима течения, свойств жидкости и размеров канала.

Определение реологических параметров промывочной жидкости.

Динамическое напряжение сдвига:

0 = 1610-3ж.-7=8,510-31060-7=9,2 Па.

Структурная вязкость вязко-пластичной жидкости:



= 0,0020 = 0,0029,2 = 0,0184 Пас.

Критическая скорость:

.

Расчет потерь давления в СБТ:

L= 1300 м, D=0,127 м, d= 0,109 м;

d=D-2·д=127-2·9 =109 мм;

м;

;

Так как U > U= турбулентный режим течения.

;

;

.

Расчет потерь давления в УБТ:

L= 96 м, D=0,178 м, d= 0,071 м;

;

.



Так как U > U = турбулентный режим течения.

;

;

.

Расчёт перепада давления в ДР-178

Для ДР-178 имеем

с =1000 кг/м3, Qс = 35 л/с, Рс = 7 МПа.

По формуле подобия

.

Расчет потерь давления в долоте:

Р=aQ2•ж ; (2.15)

где a - коэффициент потерь давления, Па·с2/м3·кг;

=

где н - коэффициент расхода н=0,95 для гидромониторных насодок;

f =0,0017 м2 - площадь сечения промывочных отверстий долота.



;

Расчет потерь давления в замках СБТ: NC50XH; dвн= 82,6 мм.

=

.

Расчет потерь давления в кольцевом пространстве.

Расчет потерь давления против СБТ в обсаженной части:

LСБТ = 1180 м, dтк=0,2195 м, d = 0,127 м,

,

Т.к. U > U; = ламинарный режим течения.

,

в = в(Sen) = 0,6 (2.16)

где = (sen) - коэффициент, зависящий от параметра Сен-Венана.

,

Расчет потерь давления против СБТ в необсаженной части:



LСБТ = 120 м, Dс = 0,2195.1,24 = 0,2722 м, D= 0,127

;,

.,

Т.к. U > U = ламинарный режим течения.

Параметр Сен-Венана:

;

в = в(Sen) = 0,75 ;

(2.17)

где Dс - диаметр скважины, м;

dг - диаметр бурильной трубы, м.

Расчет потерь давления против УБТ:

L= 96 м, D=0,2722 м, d= 0,178 м,

;

.

Т.к. U > U = ламинарный режим течения.

Параметр Сен-Венана:

,

в = в(Sen) = 0,6 ;

,



Расчет потерь давления в замках СБТ в обсадной части: NC50XH

;

;

;

.

Аналогично в необсадной части

0,001 МПа .

Расчет потерь давления представлен в таблице .

Таблица 2.12- Расчет потерь давления в элементах циркуляционной системы

Названия участка	L, м	D, мм	d, мм	S, м2	U, м/с	(Sen)	л (в)	?P, МПа
Трубное пространство
СБТ	1300	127	109	0,0093	4,62		0,028	3,78
УБТ	96	178	71	0,004	10,75		0,021	1,7
ЗД	8,29	178	-	-	-	-	-
Долото	0,35	219,5	-	-	-	-	-	0,38
Зам. СБТ	1300	127	-	-	-	-	-	0,079
Кольцевое пространство
СБТ1	1180	127	109	0,025	1,72		0,6	0,67
СБТ2	120	127	109	0,1	0,43	168,8	0,75	0,012
УБТ	96	178	71	0,033	1,3	36,3	0,6	0,063
Замки СБТ1	1180	127	-	-	-	-	-	0,39
Замки СБТ1	120	127	-	-	-	-	-	0,001

Сумма потерь давлений в скважине при бурении с расходом 0,043 м3/с, плотностью 1060 кг/м3 на глубину 1300 м равна 17,7 МПа.

2.9 Выбор бурового насоса и его режим работы

Исходя из исходных данных (Q=43 л/с, УДР=25 МПа) выбираем буровой насос 2Р-1300 Румыния.

Фактическая подача определяется по формуле:

(2.18)

где к - коэффициент, учитывающий работу насоса на всасывании (к = 0,95)

Таблица 2.13 - Гидравлическая характеристика бурового насоса УНБ-600

Диаметр втулки, мм	Давление Рн, МПа	Подача Qн, 10-3, м3/с	Подача Qф, 10-3,м3/с
200	21	51,4	49
190	23,6	45,4	43
180	26,5	40,7	39

Рассчитываем аналогично потери давления в системе при различных расходах Qф, = 49; 43; 39 л/с на различных глубинах Н= 500; 1180; 1300 м. В результате построим НТС номограмму.

НТС - номограммой называется график совмещенных гидравлических характеристик насоса, гидравлического забойного двигателя и скважины. Гидравлической характеристикой производительности насоса называется зависимость его производительности, допустимого давления от диаметра втулок в координатах Р-Q. Выберем типа винтового забойного двигателя ДО-178, ДГУ-178, ДР-178:

Рисунок 2.8- Н-ВЗД-С номограмма

Выбираем втулку d=190 мм с учетом гидромониторным эффектом на долоте. Скорость течения жидкости через гидромониторные насадки:

.

2.10 Расчет характеристик забойного двигателя ДР-178

Бурение ведется долотом диаметром 219,5 мм. на растворе плотностью 1060 кг/м3 при расходе 0,043 м3/с.

- Исходные данные V0=0,01 м3; Dср=0,1 м ;

Gвр=0,5•Mвзд=0,5•1225•9,81=6009 Н ; в=200, (2.19)

где Dср - средний диаметр ротора;

в - угол подъема винтовой линии зуба ротора по среднему диаметру.

,

Момент на валу при холостом вращении:

Нм.

Момент трения в опоре:

Учитывая, что для вскрытия продуктивного пласта применяется высококачественный раствор, применяем удельный момент опоре