43

Содержание

1. Технология строительства скважин

1.1 Проектирование профиля скважины

1.2 Проектирование конструкции скважины

1.3 Выбор буровых растворов и их химическая обработка по интервалам

1.3.1 Химические реагенты и их приготовление для обработки бурового раствора

1.3.2 Расчет плотности бурового раствора по интервалам бурения

1.4 Выбор способа бурения

1.5 Выбор компоновок бурильного инструмента

1.5.1 Расчёт утяжеленных бурильных труб (УБТ)

1.5.2 Расчёт легкосплавных бурильных труб (ЛБТ)

1.6 Расчёт бурильной колонны

1.7 Проектирование режимов бурения

1.7.1 Разработка гидравлической программы проводки скважины

1.7.2 Выбор других параметров бурового раствора

1.7.2.1 Определение расхода промывочной жидкости

1.7.2.2 Минимально необходимый расход Q₁ из условия нормальной очистки забоя

1.7.2.3 Расход, обеспечивающий вынос шлама Q₂

1.7.2.4 Расход жидкости для обеспечения нормальной работы турбобура

1.7.2.5 Проверка принятого расхода на условие допустимой концентрации шлама в растворе

1.7.2.6 Расчёт потерь давления в циркуляционной системе

1.7.2.7 Расчет потерь давления в наземной обвязке

1.7.2.8 Расчет потерь давления в АБТ

1.7.2.9 Расчет потерь давления в УБТ

1.7.2.10 Расчёт перепада давления в турбобуре Д1-105

1.7.2.11 Расчет перепада давления в долоте

1.7.2.11 Расчёт потерь давления в кольцевом пространстве ( КП ) против АБТ

1.7.2.12 Расчёт потерь давления в КП против УБТ

1.7.2.13 Расчёт потерь давления в КП против турбобура

1.7.2.14 Выбор бурового насоса

1.8 Вскрытие продуктивного пласта

1.9 Расчёт и выбор конструкций обсадных колонн

1.9.1 Расчет внутренних и наружных давлений

1.9.2 Обоснование типоразмера ПВО

1.9.3 Выбор и расчет обсадных труб для эксплуатационной колонны

1.10 Цементирование эксплуатационной колонны

1.10.1 Расчет необходимого количества материалов

1.10.3 Расчет времени цементирования

1.10.4 Выбор метода вызова притока из пласта

1.11 Освоение скважины

1.11.1 Выбор метода вторичного вскрытия и жидкости для его проведения

2 ТЕХНИКА ДЛЯ СТРОИТЕЛЬСТВА СКВАЖИНЫ

2.1 Выбор буровой установки

2.2 Обогрев буровой в зимних условиях

1. ТЕХНОЛОГИЯ СТРОИТЕЛЬСТВА СКВАЖИН

1.1 Проектирование профиля скважины

Проектирование профилей скважин с горизонтальным окончанием заключается, во-первых, в выборе типа профиля, во-вторых, в определении интенсивности искривления на отдельных участках ствола, и, в-третьих, в расчете профиля, включающем расчет длин, глубин по вертикали и отходов по горизонтали для каждого интервала ствола и скважины в целом Профиль скважины с горизонтальным окончанием выбирается так, чтобы при минимальных затратах средств и времени на ее проходку было обеспечено попадание скважины в заданную точку продуктивного пласта при допустимом отклонении. Профили скважины классифицируют по количеству интервалов ствола. За интервал принимается участок скважины с неизменной интенсивностью искривления. По указанному признаку профили наклонно направленных скважин подразделяются на двух, трех, четырех, пяти и более интервальные. Кроме того, профили подразделяются на плоские - расположенные в одной вертикальной плоскости, и пространственные, представляющие собой пространственную кривую линию. В данном разделе рассматриваются только плоские профили Исходя из условий, представленных в специальной части дипломного проекта, для реализации поставленных задач применим четырехинтервальный профиль готовой скважины и трехитервальный участок бокового стовола (рис. ). Данный тип профиля скважины включает вертикальный участок, участок набора зенитного угла, участок стабилизации зенитного угла.

При проведении расчетов пользуемся следующими условными обозначениями:

h - глубина скважины по вертикали, м; S - общий отход скважины (смещение), м; H_n - вертикальная проекция n-го интервала, м; S_n - горизонтальная проекция n-го интервала, м; l_n - длина n-го интервала, м; R_n - радиус кривизны n-го интервала, м; L - глубина скважины по стволу, м; _n - зенитный угол скважины в конце n-го интервала, град.Построение профиля будем вести графоаналитическим способом. Вспомогательный угол определяется по формуле:

б₁=; (1.1)

Принимаем б₁=15є; Принимаем из [5] для б₁=15є радиус набора зенитного угла R₁= 200м, так как угол перекоса резьб кривого переводника должен быть больше 25є, иначе невозможно достичь зенитного угла в 85є, следовательно, R₁= 200м при i₁₀=9,11є. Угол вхождения в пласт б_к=85є.

Максимальный зенитный угол б рассчитываем по формуле:

б=; (1.2)

Рисунок 2.1 - Профиль скважины

1.2 Проектирование конструкции скважины

При проектировании конструкции скважин предъявляется множество различных требований: конструкция её должна быть прочной, обеспечивать герметичное разобщение всех проницаемых пород, вскрытых при бурении, безусловная возможность достижение проектной глубины при любых возможных отложениях, сведенных к минимуму, возможность осуществление запроектированных режимов бурения, соблюдение требований законов об охране недр и защите окружающей среды от загрязнения. Так как ведется бурение бокового ствола в уже обсаженной скважине с уже рассчитанными коэффициентами аномальности и поглощения то принимаем их как К_а = 1,0 и К_п = 1,65.

Для проектирования и расчета диаметров потайных колонн берется диаметр эксплуатационной колонны, которая задается заказчиком в зависимости от назначения дебита скважины.

На Вать-Еганском месторождении подобрали потайную колонну диаметром 102 мм.

Принимаем под данный диаметр потайной колонны долото диаметром 138,9 мм.

Интервал установки по стволу, м	Наименование обсадной колонны	Диаметр колонны, мм	Тип соединения	Диаметр долота, мм
2050-2716	Потайная колонна	102	ОТТМА	132

1.3 Выбор буровых растворов и их химическая обработка по интервалам

В процессе проводки скважины раствор должен выполнять следующие основные функции:

очищать скважину от частиц выбуренной породы;

удерживать частички шлама во взвешенном состоянии при остановке циркуляции;

охлаждать долото и облегчать разрушение горной породы в призабойной зоне;

оказывать физико-химическое воздействие на стенки скважин для предупреждения их разрушения;

передавать энергию забойным двигателям;

обеспечивать сохранение естественной проницаемости пласта.

Тип бурового раствора выбирается в первую очередь из условий обеспечения устойчивости стенок скважины, определяемой физико-химическми свойствами слагающих горных пород и содержащихся в них флюидов, пластовым и горным давлениеми, забойной температурой. Интервал от 2050 до 2716 м сложен песчаниками, алевролитами, глинами и аргиллитами, возможны осложнения, применяем полимер-гликоливый ингибирующий буровой раствор - ПГ ИБР.

Качество бурового раствора должно обеспечивать успешную проводку скважины, крепление ел обсадными колоннами и эффективное вскрытие продуктивного пласта.

Используемый буровой раствор и химические реагенты, применяемые для его обработки, должны быть малоопасные с точки зрения охраны окружающей природной среды.

Система очистки бурового раствора должна обеспечивать эффективную очистку его от выбуренной породы, в том числе избыточного содержания глинистой коллоидной фракции.

С учетом вышесказанного, для бурения эксплуатационных скважин на Вать-Егаском месторождении предусмотрено применение отечественных и импортных химреагентов, малоопасных для окружающей природной среды. Буровой раствор, обработанный по принятым рецептурам (на основе реагентов) малоопасен для окружающей природной среды.

1.3.1 Химические реагенты и их приготовление для обработки бурового раствора

Для вырезки окна в колонне на практике применяют техническую воду.

Карбоксиметилцеллюлоза (КМЦ) - натриевая соль простого эфира целлюлозы и гликолевой кислоты. Чем выше степень полимеризации КМЦ, тем выше ел термостойкость и стабилизирующее действие на буровой раствор, поэтому наиболее эффективны реагенты марки КМЦ-600 и КМЦ-700. Представляет собой мелкозернистый порошкообразный материал белого или кремоватого цвета, содержание влаги не более 10%. Хорошо растворяется в воде, при подогреве растворимость улучшается. Применяется для регулирования фильтрационных свойств буровых растворов, рекомендуемые концентрации КМЦ в пресных растворах - до 0,5%. Реагент эффективен в области рН раствора 6-9. Приготовление водного раствора КМЦ на буровой производится в глиномешалках или с помощью гидромешалки ГДМ-1. Глиномешалка МГ2-4 заполняется на водой, загружается расчетное количество реагента со скоростью 10-15 минут на мешок, перемешивается до получения равномерной консистенции, доливается водой до полного объема, после чего производится дополнительное перемешивание в течение 20-30 минут. Приготовление раствора КМЦ осуществляется из расчета получения 2-5% водного раствора, на практике обычно используется 1-2% водный раствор КМЦ.

НТФ - нитрилотриметилфосфоновая кислота - порошок белого цвета, эффективно снижает вязкость глинистого раствора, хорошо растворяется в воде, оптимальная концентрация 0,01-0,03% мас. от объема бурового раствора. Не требует специального приготовления, но для более равномерной обработки бурового раствора рекомендуется использовать в виде водного раствора 1-10%-ой концентрации.

Кальцинированная сода (Na₂CO₃) - мелкокристаллический порошкообразный продукт белого цвета, плотностью 2500 кг/м ³ , содержание основного вещества 99%, водорастворим, применяется для связывания ионов кальция и магния в буровом растворе, а также может применяться для регулирования рН раствора и с целью улучшения диспергирования глинопорошков.

Для обработки бурового раствора применяется в виде раствора 5-10%-ой концентрации, который готовят по технологии, аналогичной приготовлению КМЦ, но время дополнительного перемешивания водного раствора в глиномешалке составляет 10-15 минут.

Графит - маслянистый порошок серебристого цвета, применяется как противоприхватная добавка к буровому раствору. Обычно используется в количестве 1-2% от объема бурового раствора.

Хлористый калий - KCl - белый зернистый порошок плотностью 1990 кг/м³, хорошо растворяется в воде, используется как источник ионов калия в буровом растворе. В нашей стране технический KCl выпускается в виде серовато-белого мелкокристаллического порошка или спрессованных гранул различных оттенков красно-бурого цвета. Массовая доля KCl в техническом продукте составляет 90-95% в зависимости от сортности (ГОСТ 4568-83).

1.3.2 Расчет плотности бурового раствора по интервалам бурения

Плотность промывочной жидкости выбираем из условия недопущения проявления, осыпей и обвалов стенок скважины, поглощения и гидроразрыва пород. Принимаем раствор плотностью 1110 кг/м³

В моем интервале 2050 - 2716 м данная плотность бурового раствора приемлема.

1.4 Выбор способа бурения

В настоящее время глубокие нефтяные скважины бурят вращательным способом с передачей вращения долоту с устья скважины от ротора через колонну бурильных труб или с передачей вращения долоту непосредственно от гидравлического (турбобура, винтового забойного двигателя (ВЗД)) или электрического забойного двигателя - электробура.

Основные требования к выбору способа вращения долота определяются необходимостью обеспечения успешной проводки ствола скважины, при возможных осложнениях, с высокими технико-экономическими показателями. Поэтому приемлемый вид бурения должен допускать использование такой техники и технологии проводки ствола, которые наиболее полно отвечали бы условиям предупреждения осложнений и их ликвидаций, и качественного вскрытия продуктивного пласта, а также достижение высокого качества ствола скважины, её конфигурации и наиболее высоких механических скоростей, наибольших проходок на долото, а также применение различных типов долот, в соответствии с механическими и абразивными свойствами пород.

Одним из основных критериев для выбора того или иного способа бурения служит возможность передавать на забой достаточную мощность при любых глубинах бурения с наименьшими потерями и достаточный крутящий момент, для создания надлежащей осевой нагрузки.

Целесообразность применения тех или иных способов бурения и их разновидностей (ударно-вращательное, турбинно-роторное, реактивно-турбинное, с промывкой различными буровыми растворами, различными долотами) определяется с учетом геологических, технических и экономических факторов. Эти решения должны пересматриваться по мере совершенствования технологии и техники бурения (долот, труб, растворов) и изменения, уточнения условий проводки скважин. Возможно сочетание нескольких способов при проводке различных участков одной и той же скважины.

На участке набора и спада зенитного угла воспользоваться роторным способом сложно. Наибольшие трудности в борьбе с самопроизвольным искривлением скважин встречаются при роторном способе бурения. Вращение бурильной колонны не позволяет отцентрировать её в стволе скважины, так как центрирующие элементы быстро изнашиваются, и диаметр их уменьшается. Сравнительно легко решаются эти вопросы при бурении забойными двигателями. Переход на реактивно-турбинный способ позволяет практически исключить или свести к минимуму искривление скважин [6]. Кроме технических сложностей при больших зенитных углах резко возрастает опасность возникновения аварии в связи с поломкой инструмента, особенно в регионах где встречается желобо- и кавернообразование. Применение ВЗД для бурения этого интервала также не целесообразно т.к. они обладают низкой частотой вращения, поэтому их эффективнее применять в породах твердых и очень твердых, а в Западной Сибири практически весь разрез слагают мягкие и средние породы. К тому же их недолговечность делает невыгодным применение этих двигателей в данных условиях.

Применение в качестве забойного двигателя электробура, вместе с рядом преимуществ, по сравнению с турбобуром, требует усложнения забойного и наземного оборудования, исключает проведение каких либо работ внутри бурильной колонны, что может сказаться на возможности ликвидации аварий и осложнений, а также создает дополнительное сопротивление движению жидкости. Что неизбежно скажется на долговечности насосного оборудования.

При выборе способа бурения следует также учитывать распространенность, опыт работы персонала и простоту осуществления того или иного способа. Таким образом, очевидно. Что на участках набора, стабилизации и спада зенитного угла наиболее эффективен турбинный способ бурения.

1.5 Выбор компоновок бурильного инструмента

В состав бурильной колонны входят УБТ, и АБТ, долото и при необходимости различные расширители, центраторы, калибраторы и стабилизаторы. Диаметр УБТ выбираем исходя из диаметра размеров долот.Принимаем из условия что Dд = 132,9 мм:

D_УБТ = 88,9 мм;

D_АБТ = 88,9 мм;

1.5.1 Расчёт утяжеленных бурильных труб ( УБТ )

Диаметр УБТ выбирается из конструкции скважины и условия обеспечения необходимой жесткости труб. Для нормальных условий при бурении долотом 132 мм принимается УБТ диаметром 88,9 мм.

Длина УБТ определяется из условия, что бурильная колонна не переходила в III форму устойчивости:

(1.3)



Находим ?_кр = 43.1 м; Р_кр^III =302729 Н

Определяем длину УБТ ?₀,

Длина одной трубы УБТ составляет 9 м, следовательно, длина УБТ

?_УБТ = 200 м ( 22 трубы).

1.5.2 Расчёт легкосплавных бурильных труб ( ЛБТ )

?_ЛБТ = L_уч - ?_УБТ - = 616 - 200 = 416 м

принимаем ?_ЛБТ = 416 м ( 18 свечей ).

1.6 Расчёт бурильной колонны

Расчёт ведётся по уравнению Сушона

Т_в = Т_н ехр( f )+ q?exp( 0.5f )( cos f sin ), ( 1.6 )

где f - коэффициент сопротивления движению;

- коэффициент учитывающий Архимедову силу;

- средний зенитный угол;

“ - ” - участок набора зенитного угла.

Р_норм = 1МПа - для глинистого раствора

f = 0,65 - для глинистых пород

Для удобства вычислений составим таблицу 2.5.

Таблица 2.1 Характеристики опасных сечений бурильной колонны

Точки	зен, град	, гр/град	q, Н/м	?, м		Т, кН
0	89.70	89.60 89.42	402	200	0,844	0
1	89.60					569,6
		89.42 85.00	402	10	0,844
2	85.00					885,2
		85,00 9,11	140	1406	0,55
3	9,11					980
		0 8,92	140	600	0,55
4	8,92					670
		0 0	140	300	0,55
5	0					829
		0 0	140	200	0,55
6	0					832

Расчеты велись на ЭВМ

Далее проводится проверка условия _сум [ ], где

Исходные данные для расчёта

D = 90 мм d = 72 мм Е = 0.7·10¹¹ Па R₁ = 200

n = 1,4 _т = 300 МПа

Результаты расчётов для наглядности представлены в таблице 2.6

Таблица 2.2 Результаты расчётов

Точки	Т, кН	р, МПа	, МПа	сум, МПа
5	885,2	414,5	21,5	436
6	980	490,4	0	490,4

1.7 Проектирование режимов бурения

1.7.1 Разработка гидравлической программы проводки скважины

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

Выбор расхода промывочной жидкости производится с учётом рабочих характеристик забойных двигателей, так как система ''насос - турбобур - скважина'' представляет собой единое целое. Установление необходимого режима работы буровых насосов, выбор турбобуров по интервалам бурения производится с помощью НТС - номограммы, в случае турбинного бурения. Расход промывочной жидкости выбирается из условий:

1.Удаление шлама с забоя;

2.Вынос шлама на поверхность;

3.Обеспечение нормальной работы турбобура.

1.7.2 Выбор других параметров бурового раствора

Динамическое напряжение сдвига ₀ и структурная вязкость выбираются в зависимости от плотности

₀ = 8,510^-3 _ж -7 = 8,510^-31110-7 = 2,48 Па,

= 0,03310^-3 _ж - 0,022 = 0,03310^-31110-0,022 = 0,015 Пас.

1.7.2.1 Определение расхода промывочной жидкости

1.7.2.2 Минимально необходимый расход Q₁ из условия нормальной очистки забоя

Он определяется по формуле

где F₃ - площадь забоя,

Д_д - диаметр долота;

q - удельный расход плотности или плотность потока. Для бурения с ГЗД принимаем q = 0,65 м³/с. Q1 = 0.65 0.013 = 0.008 м³/с.

1.7.2.3 Расход, обеспечивающий вынос шлама Q₂

Его можно найти двумя способами:

1) задаваясь скоростью восходящего потока бурового паствора, что базируется на данных практики бурения. При бурении на структурированном р-ре интервал под эксплуатационную колонну обычно выбирается V_восх = 0,8…1,0 м/с;

2) исходя из скорости выноса шлама, что предполагает определение скорости оседания частиц шлама в растворе.

Определим Q₂ по первому способу:

где Д_с - диаметр скважины, Д_с = Д_д к_у

Д - наружный диаметр труб;

V_восх - скорость восходящего потока;

Д_д - диаметр долота;

к_у - коэффициент уширения ствола, для пород средней твердости.

1.7.2.4 Расход жидкости для обеспечения нормальной работы турбобура

Его определяем пользуясь стендовыми характеристиками по формуле

где величины с индексом “с” относятся к стендовым характеристикам;

- коэффициент трения в опорах двигателя, для турбобура с опорами скольжения можно принять = 0,3.

Из [ ] выписываем значения для турбобура Д1 - 105

М_с = 1400 Нм; Q_с = 10 л/с; Р_с = 6 МПа

Принимаем расход равный 9 л/с

1.7.2.5 Проверка принятого расхода на условие допустимой концентрации шлама в растворе

Найдем расход жидкости при котором концентрация шлама в растворе достигается предельно допустимого значения _пр, равного _пр = 0,03.

где V_ос - скорость оседания частицы по отношению к жидкости, для турбулентного режима течения бурового раствора

где d_э - эквивалентный диаметр частицы;

d_э^max = 0,002+0,37Д_д = 0,002+0,0370,132 = 0,007 м;

_п - плотность разбуриваемых пород, _п = 2200 кг/м³;

_ж - плотность промывочной жидкости, _ж = 1110 кг/м³.

S_кп - площадь кольцевого пространства,

Принятый расход будет удовлетворять всем требованиям.

1.7.2.6 Расчёт потерь давления в циркуляционной системе

Потери давления в циркуляционной системе буровой установки определяются как сумма всех потерь давления в элементах циркуляционной системы состоящей из:

наземной обвязки, включающей стояк, буровой шланг, вертлюг, ведущую трубу;

1) легкосплавных бурильных труб;

2) соединительных элементах (замках) ЛБТ;

3) утяжеленных бурильных труб;

4) турбобура;

5) бурового долота (насадки);

6)кольцевого пространства против вышеперечисленных элементов со 2) по 5).

Применительно к ЗД и долоту принято говорить не потери, а перепады давления, ибо последние создаются преднамеренно.

1.7.2.7 Расчет потерь давления в наземной обвязке

Р = аQ²_ж; ( 1.16 )

Потери давления в стояке

a = 3,3510⁵ Пас²/м³кг; Р = 3,3510⁵0,009²1110 = 0,03 МПа

Потери давления в шланге

a = 1,210⁵ Пас²/м³кг; Р = 1,210⁵0,009²1110 = 0,010 МПа

Потери давления в вертлюге

a = 0,910⁵ Пас²/м³кг; Р = 0,910⁵0,009²1110= 0,008 МПа

Потери давления в ведущей трубе

a = 1,810⁵ Пас²/м³кг; Р = 1,810⁵0,009²1110 = 0,016 МПа

Потери давления в манифольде

a = 13,210⁵ Пас²/м³кг; Р = 13,210⁵0,009²1110 = 0,12 МПа

1.7.2.8 Расчет потерь давления в АБТ

Внутренний диаметр Д_в = Д_н -2 = 0,090-20,009 = 0,0,072 м

Площадь проходного сечения S = П/4Д_в² = 3,14/4( 0,072 )² = 0,004 м²

Скорость течения жидкости V = Q/S = 0,009/0,004 = 2,25 м/с

Обобщенный критерий Рейнольса определяются по формуле

 (1.18)

Т.к. Re^* < 50000, то режим турбулентный, и коэффициент гидравлических сопротивлений определяется по формуле

Потери давления в АБТ

1.7.2.9 Расчет потерь давления в УБТ

0,026/(3,14·0,09²/4)=4,08 м/с

V>V_кр Режим турбулентный

,

1.7.2.10 Расчёт перепада давления в турбобуре Д1-105

Из [8] для турбобура Д1-105 имеем

_с =1000 кг/м³, Q_с = 10 л/с, Р_с = 6 МПа.

По формуле подобия (20)

имеем

1.7.2.11 Расчет перепада давления в долоте

где f, _н - площадь сечения и коэффициент расхода промывочных отверстий долота.

1.7.2.11 Расчёт потерь давления в кольцевом пространстве ( КП ) против АБТ

критическая скорость определяется по формуле

Т.к. V > V_кр, то режим турбулентный и потери давления в КП против ЛБТ рассчитываются по формуле:

где Д_г - гидравлический диаметр,

Д_г = Д-d = 0,132-0,090 = 0,042 м

Т.к. Re^* < 50000, то

Тогда

1.7.2.12 Расчёт потерь давления в КП против УБТ

Т.к. V > V_кр = 1,18 м/с, то режим турбулентный и потери давления в КП против УБТ рассчитывается по формуле ( 36 )

Д_г = 0,132-0,09 = 0,042 м

Т.к. Re^* < 50000, то

Тогда

1.7.2.13 Расчёт потерь давления в КП против турбобура

Т.к. V < V_кр = 1,18 м/с, то режим турбулентный и потери давления в КП против турбобура рассчитывается по формуле (36 )

Д_г = 0,132-0,106 = 0,003 м

Т.к. Re^* < 50000, то

Тогда

Для удобства все расчётные значения сводим в таблице 2.3

Таблица 2.3

Элементы циркуляционной системы	?, м	D,мм	d, мм	V, м/с	Re (Re*)	Режим течения	Р, МПа
1	2	3	4	6	7	8	10
АБТ	2516	90	72	2,25	3628	Тур.	2,8
УБТ	200	90	38,1	4,08	6254	Тур.	0,145
Д1-106	-	-	-	-	-	Тур.	5,3
Долото	-	-	-	-	-	-	0,2
АБТкп	Кон.	750	90	72	1,28	-	-	0,128
	Экс.	2100	90	72	1,37	-	-	0,43
УБТкп	48	90	38,1	4,28	2477	Тур.	0,4
Д1-106кп	3,8	106	106	1,8	382	Тур.	0,043

Суммарные потери внутри труб Р_т = 8,445 МПа.

Суммарные потери в КП Р_кп = 1,001МПа,

Р =Р_обв + Р_кп + Р_т = 0,184+1,001+8,445=9,63Мпа

1.7.2.14 Выбор бурового насоса

Выбор бурового насоса производится из условия обеспечения расхода бурового раствора, не ниже расчетного, при расчетном давлении.

[P]>??P_i, ?Q_H>Q_p

По результатам гидравлических расчетов для успешного доведения скважины до проектной глубины требуется насосы, развивающие производительность Q 0,009 м³/с при давлении Р 9,63 Мпа. Наиболее подходящим буровым насосом, согласно его технической характеристике, является насос типа НБ-32.

Таблица 2.4 Характеристики буровых насосов

Характеристика	НБ-32 01-20	НБ-50 01-20	НБ-125 01-04
Мощность насоса, кВт	32	50	125
Полезная мощность, кВт	25	40	100
Предельное давление (наибольшее),  МПа не менее	4,0	6,3	17,0
Идеальная подача (наибольшая),  л/с (м3/ч), не менее	9,8 (31,3)	12,0 (43,2)	18,0 (64,8)
Частота вращения трансмиссионного вала,  об/мин	413	394	511, 388, 337
Диаметр трубы, мм - всасывающей - нагнетательной	113 50	113 50	100 50
Диаметр сменных втулок, мм	80, 90, 100, 110	90, 100, 110, 120	90, 100,115, 127
Длина хода поршня, мм	160	160	250
Передача привода насоса	клиноременная	клиноременная	клиноременная
Мощность электродвигателя, кВт не более	30	55	160
Габаритные размеры, мм, не более	3200х1240х1400	3200х1240х1400	2400х1000х2050
Масса, кг, не более	2060	2130	3190

 Q_ф = Q_теор•к, где к = 0,9 - коэффициент наполнения.

1.8 Вскрытие продуктивного пласта

При вскрытии продуктивного пласта как вертикальным, так и наклонным стволом образуется зона пониженной проницаемости вокруг ствола скважины. Степень снижения проницаемости определяется главным образом свойствами фильтрата раствора, радиусом зоны проникновения фильтрата бурового раствора в пласт, глинистостью и природной (начальной) проницаемостью пласта, проницаемостью зоны кольматации вокруг ствола скважины. Дополнительный перепад давлений, необходимый для преодоления фильтрационных сопротивлений из-за ''загрязнения'' приствольной зоны скважины оценивается безразмерной величиной скин-эффекта S. Буровой раствор для первичного вскрытия продуктивного пласта должен отвечать следующим основным требованиям:

раствор должен иметь низкий ПФ (4-3см³/30мин по ВМ-6) и формировать тонкую корку на стенках скважины;

фильтрат раствора должен оказывать ингибирующее действие на глинистые минералы пласта-коллектора;

фильтрат должен иметь низкое поверхностное натяжение и обладать обратимой гидрофобизирующей способностью по отношению к поверхности поровых каналов пласта;

время, в течение которого буровой раствор находится в контакте с поверхностью вскрываемого бурением пласта, должно быть как можно меньше;

репрессия на пласт от гидростатического столба раствора должна быть минимальной и в то же время должна отвечать требованиям Правил безопасности в НГП [14];

импульсы гидродинамического давления при спуско-подъемных операциях и возобновлении циркуляции раствора должны быть также минимальными. Это достигается, при прочих равных условиях, при низких значениях СНС и невысоких значениях динамического напряжения сдвига (ДНС). Запрещается допускать высокие значения СНС₁₀ (свыше 40дПа), предельного динамического напряжения сдвига ф_о (свыше 40 дПа) и высокие значения пластической вязкости с целью предупреждения возникновения высоких импульсов давления и больших гидравлических потерь. Низкая пластическая вязкость обеспечивается малым содержанием твердой фазы в растворе, т.е. выбуренная порода не должна переходить в раствор, иными словами. Должно быть обеспечено ингибирование системы и должна быть организована хорошая очистка раствора от выбуренной породы. Параметры СНС, ДНС и вязкости регулируются типом и концентрацией реагента - структурообразователя и ингибирующих добавок;

количество СПО, связанных со сменой долота и забойного двигателя (КНБК) должно быть минимальным;

формирующаяся в процессе вскрытия пласта зона кольматации должна иметь малую глубину;

при заканчивании скважин с открытым забоем предпочтение следует отдавать буровому раствору с кислото- или нефтерастворимой твердой фазой.

Наиболее полно удовлетворяют требованиям минимизации отрицательного воздействия на продуктивный пласт полимер-гликолиевый ингибирующий буровой раствор. ПГ ИБР, обладая комплексом положительных физико-химических и технологических свойств, обеспечивает устойчивость ствола, предотвращает диспергирование и улучшает очистку от выбуренной породы, сохраняет естественную проницаемость коллектора за счет минимальной репрессии и поверхностной кольматации продуктивного пласта

Процесс крепления потайных колонн в БС сопровождается специфическими особенностями:

1)малые кольцевые зазоры между стенками скважины и обсадной колонной (в 2 - 3 раза меньше, чем в обычных наклонно направленных скважинах диаметром 215,9 мм);

2)большая интенсивность набора кривизны ствола скважины, которая может достигать 10⁰/10 м и более;

3)низкие давления в пластах, выработанных путем заводнения, и высокие в пластах, расположенных как выше, так и ниже продуктивных объектов.

В связи с указанными выше особенностями возникают дополнительные проблемы, требующие повышенного внимания:

1)трудность прохождения колонн к забою;

2)ограничения к жесткости колонны;

3)опасность прорыва воды в скважину через интервал стыковки потайных колонн с предыдущей колонной, т.е. через голову хвостовика;

4)возможность притока воды с забоя при открытом стволе;

5)трудность размещения в затрубном пространстве каких либо устройств (центраторов пакеров якорей)

6)невысокая степень вытеснения глинистого раствора цементом;

Поэтому большое значение приобретает управление реологическими и тампонажными свойствами растворов, физико-механическими характеристиками цементного камня и гидравлическими параметрами потока.

В связи с этим научно обоснованное проектирование и реализация гидравлических режимов цементирования эксплуатационных колонн - потайных колонн является важнейшим требованием для обеспечения надежности разобщения нефтеводоносных пластов при креплении БС (в условиях малых кольцевых зазоров и большой кривизны ствола) и максимальной их продуктивности.

1.9 Расчёт и выбор конструкций обсадных колонн

1.9.1 Расчет внутренних и наружных давлений

Исходные данные:

диаметр эксплуатационной колонны - 102 мм;

скважина нефтяная;

глубина скважины - 616 м (по стволу 700 м);

пластовое давление - Р_ПЛ =25 МПа;

толщина продуктивного пласта - 44 м;

плотность цементного раствора - 1850 кг/м³;

плотность буферного раствора - 1300 кг/м³;

длина потайной колонны - 666 м;

скважина заканчивается раствором _п.ж.=1110 кг/м³;

плотность нефти _н=840 кг/м³;

пластовое давление в конце эксплуатации равно 3,5 МПа.

1. Расчет внутренних давлений.

Давление опресовки.

Р_оп(0)=12,5 МПа; Р_в.(2716)=35 МПа;

где р_пр.ж - продавочная жидкость 1100 кг/м3;

Давление на конец эксплуатации.

Р_в(2716)=_неф·g·600=4,9 МПа;

2. Расчет наружных давлений.

Давление на момент окончания цементирования:

Р_н. (0)=0; Р_н(2050)=_пр.ж. g·H₁;

где р_пр.ж - продавочная жидкость 1100 кг/м3;

Р_н(2050)=1100·9,81·2050=22,1 МПа;

Р_н(2716)=_пр.ж. g·H₁+_цем·g·H₂;

Р_н(2716)=1100·9,81·2050+1850·9,81·666=34,2 МПа;

давление после ОЗЦ:

Р_н(2716)=_пр.ж. g·H₁+_пор·g·H₂;

Р_н(2716)=1100·9,81·2050+1100·9,81·666=29,3 МПа;

1 Расчет внутренних избыточных давлений.

P_ви=P_оп-Р_озц

P_ви(0)=12,5 МПа;

P_ви(2050)=30-22,1=7,9 МПа;

P_ви(2716)=35-29,3=5,7 МПа;

2 Расчет наружных избыточных давлений

P_ни=P_окц-P_к.э.

P_ни(2116)=23 МПа;

P_ни(2716)=34,2-4,9=29,3 МПа;

Рисунок 2.3- График внутренних далвений

Рисунок 2.4- График наружных давлений



Рисунок 2.5 - Графики внутренних и наружных избыточных давлений

1.9.2 Обоснование типоразмера ПВО

По конструкции скважины и рабочему давлению подходит обвязка колонной головки типа ОКК1-14-146245 [6].

Выбираем схему ПВО №1, так как рабочее давление не превышает 35 МПа, и диаметр долота 215,9 мм - схема монтажа ПВО изображена на рисунке 5. По рабочему давлению подходит ПВО типа ОП2-23035, включающее в себя: превентор универсальный ПУ1-23035; плашечный превентор ППГ-23035; манифольд МПБ2-8035. Масса комплекта 16000 кг.

Рис. 5. Схема монтажа ПВО

1, 2 - универсальный и плашечный превенторы;

3 - устьевая крестовина;

4, 6 - задвижки с гидравлическим и ручным управлением;

5 - манометр с запорным и разрядным устройствами;

7 - регулируемые дроссели с гидравлическим и ручным управлением;

8 - отбойная камера с разрядным устройством.

Данный комплект ПВО имеет номинальный диаметр проходного сечения 230 мм, а, следовательно, в случае выброса может загерметизировать устье как при спущенной бурильной колонне, так и при колонне обсадных труб.

1.9.3 Выбор и расчет обсадных труб для эксплуатационной колонны

Выбор обсадной колонны производим из условия недопущения смятия и разрыва колонны, страгивания резьб при спуске.

Максимальное наружное избыточное давление Р_ни = 21,9 МПа, поэтому для первой секции выбираем трубы, имеющие:

Р_кр1 ? Р_ни·[n₁],

где [n₁] = 1,1;

Р_кр1 ? 21,9·10⁶·1,1 = 24,09 МПа.

Выбираем трубы диаметром 102 мм и толщиной стенки д = 6,4 мм, с группой прочности «Д», имеющие следующие характеристики:

Р_кр = 26,8 МПа, Р_т = 28,8 МПа, Р_стр = 880 кН.

Проверяем трубы на прочность:



И так окончательно выбираем трубы согласно ГОСТу-632-80, ОТТМА диаметром 102 мм и толщиной стенки 6,4 мм, диаметром муфты 124 мм.

Результаты расчетов сведены в таблицу 2.13.

Таблица 2.13

Номер секции	L, м	д, мм	Группа прочности	Q, кН	n1	n2	n3
1	666	6,4	Д	163,3	1,2	4,9	5,4

1.10 Цементирование эксплуатационной колонны

1.10.1 Расчет необходимого количества материалов

Для облегчения качественного крепления обсадной колонны выбираем портландцемент ПЦТ-ДО-50.

Определяем водоцементное отношение для облегченного цементного раствора и для цементного раствора по формуле:

где с_ц = 1850 кг/м³ - плотность цементного раствора;

- для цементного раствора:

B/Ц

Найдем необходимый объем:

- цементного раствора:

Объем воды для приготовления:

- для цементного раствора:

Количество цементировочной техники:

где с_нас -насыпная плотность цементного порошка;

V_бунк -объем бункера цементосмесительной машины СМН-20;

Для приготовления цементного раствора:

машины 1АС - 20

Всего потребуется для приготовления и закачки цементных растворов 1 машины 1АС-20 и 2 машины ЦА-320.

Таблица 2.14 Распределение тампонажных материалов

Смеситель	ЦА	Материал	Цемент, т	Вода, м3	Буф. ж., м3	Продавка, м3
1	1	ЦР	5,5	3,56		5,5
	2	ЦР		3,56		5,5
-	3				1,1
-	4					2
	5	Подача воды

Рисунок 2.7-- График процесса закачки и продавки цементного раствора

1.10.3 Расчет времени цементирования

Буферная жидкость:

Цементный раствор:

Продавка:

Итого времени t=70,05*1,05=50 мин.

ЦА

8

7

6

5

4

3

2

1 Буф. Ж ЦР Прод. Ж Время

Рисунок 2.8 - Участие ЦА-320 в процессе цементирования

1.10.4 Выбор метода вызова притока из пласта

Чтобы получить приток из продуктивного горизонта, необходимо давление в скважине снизить значительно ниже пластового. Существуют различные способы снижения давления, основанные либо на замене тяжелой промывочной жидкости на более легкую, либо на плавном или резком понижении уровня жидкости в эксплуатационной колонне [5].

Перед началом вызова притока устье скважины оборудуется фонтанной арматурой (АФ). Технологией вызова притока предусматривается применение насосно-компрессорных труб (НКТ) диаметром 73 мм а рабочее давление на устье не превышает 21 МПа, то проектируется применение фонтанной арматуры АФ1-65х21ХЛ.

В последнее время просматривается необходимость перехода к технологиям освоения скважин в сторону ресурсосберегающих и наносящих минимальный вред окружающей среде методов работы на скважине. Наиболее полно этому процессу отвечает освоение скважин с помощью поршневого вытеснения - свабирования.

В классическом виде свабирование представляет собой процесс периодического спуска поршневого узла (сваба) под динамический уровень жидкости глушения в НКТ и последующего его подъема.

Спуск и подъем сваба производится с помощью каротажного подъемника (ПКС-5) на геофизическом кабеле. Глубина погружения сваба под уровень жидкости, из соображения допустимого усилия нагрузки в узле заделки троса, достигающего 3 тонны, не превышает 500…550 м.

Так как сваб имеет гибкую связь с устьевым оборудованием, то на последних циклах свабирования к нему можно присоединить регистрирующие приборы (манометр, термометр, расходомер, пробоотборник и т.д.) и совместить процесс исследования скважины со стадией понижения уровня жидкости, что также значительно сокращает рабочее время. Кроме того, геофизический кабель создает электрическую связь с прибором, а это предполагает не только регистрацию, но и контроль за моментом начала притока и, таким образом, своевременно прекратить свабирование и целиком переключиться на процесс исследования скважины, а также получить качественную глубинную пробу и сведения о гидродинамических характеристиках пласта.

При освоении проектной скважины планируется применение усовершенствованной технологической схемы свабирования с использованием отечественного оборудования.

Для того, чтобы использовать отечественные лубрикаторы, имеющие длину не превышающую 2 м, необходимо иметь сваб с регулируемой поперечной геометрией, позволяющей при спуске исключить трение между его уплотнительными элементами и внутренней стенкой НКТ, что значительно уменьшает массу груза, а значит, и общую длину свабового узла.

Принципиально новый технологический процесс представляет собой спуск в скважину НКТ, в состав которых входят пакерный узел гидравлического действия и обратный клапан. При достижении заданной глубины спуска НКТ создается избыточное давление, приводящее в действие пакерный узел. На фонтанной арматуре монтируется лубрикатор и далее выполняются операции в соответствии с классической технологией свабирования, но так как затрубное пространство скважины изолировано пакером, то для того, чтобы понизить уровень жидкости в НКТ на 1000 м, достаточно вытеснить 3...4 м рабочей жидкости, для чего необходимо сделать не более двух-трех циклов свабирования

Изменение поперечных размеров сваба происходит путем подачи энергии по геофизическому кабелю, либо (при нарушении внутреннего гидродинамического состояния сваба) при спуске его до расчетной глубины, при которой уплотнительные элементы сваба полностью перекроют внутреннее сечение НКТ. Отсюда возникает дополнительная возможность исследовать скважину не только в режиме притока, но и в закрытом режиме, когда в подпакерном пространстве происходит восстановление забойного давления до пластового. В этом случае возможно получение информации о состоянии прискважинной зоны и промыслово-добывных параметрах продуктивного пласта, которые невозможно получить без применения специального испытательного оборудования.

Конструкции сваба второго поколения и отработка отдельных элементов технологии свабирования совместно с пакерным узлом имеет существенные преимущества:

обеспечивается полная безопасность процесса освоения скважины за счет изоляции внутреннего ее пространства лубрикаторным узлом;

время, затрачиваемое на проведение одного снижения уровня жидкости в скважине, в 1,5...2,0 раза меньше, чем при компрессировании;

число необходимого оборудования сокращается вдвое;

многократно уменьшается потребление топливно-энергетических ресурсов;

значительно сокращается антропогенное воздействие на окружающую среду за счет уменьшения числа рабочего персонала и сокращения времени на освоение и исследование скважин.

1.11 Освоение скважины

Заключительный технологический этап при бурении эксплуатационных и разведочных нефтяных и газовых скважин связан с освоением продуктивных горизонтов. От качественной реализации технологии освоения зависит последующая эффективность объекта эксплуатации. В комплекс работ по освоению входят: вторичное вскрытие пласта, выбор способа вызова притока из пласта и, при необходимости, методов активного воздействия на призабойную зону с целью устранения вредного воздействия на продуктивный пласт процессов бурения при вскрытии и интенсификации притока [5].

1.11.1 Выбор метода вторичного вскрытия и жидкости для его проведения

Вторичное вскрытие пласта заключается в создании гидравлической связи скважины с пластом.

Во избежание открытого фонтанирования вторичное вскрытие осуществляется на репрессии, величина которой составит 4 - 7 % [6].

Для создание гидравлической связи в скважинах, обсаженных эксплуатационными колоннами, для вскрытия применяют стреляющие (кумулятивные, пулевые) и гидропескоструйные перфораторы.

Перфораторы пробивают каналы в продуктивном пласте через стенки обсадных труб и слой затрубного цементного камня.

В настоящее время кумулятивным способом осуществляют свыше 90% всего объема перфорационных работ.

На данном месторождении вторичное вскрытие пласта рекомендуется производить кумулятивными бескорпусными перфораторами.

Наиболее подходящим к данным условиям является ленточный перфоратор ПКС 105Т, который имеет следующие характеристики:

Плотность перфорации, отверстия/метр:

Допустимая 10

За один спуск 6

Максимальный интервал перфорации за один спуск, м 30

Длина канала, м: 0,275

у _СЖ =45 МПа

у _СЖ =25 МПа

Диаметр канала, мм: 0,350

В трубе 44

В породе

у _СЖ =45 МПа 12

у _СЖ =25 МПа 14

ПКС 105Т имеет извлекаемый ленточный каркас, с зарядом в стеклянных или ситалловых оболочках. Перфораторы этого типа имеют пониженную термостойкость по сравнению с корпусными перфораторами. На средних глубинах они обладают более высокой производительностью и лучшей пробивной способностью, чем другие перфораторы. При перфорации с их использованием практически исключается засорение скважины осколками.

Плотность перфорации принимается равной 10 отверстий/метр.

Перед перфорацией устье оборудуется малогабаритной превенторной установкой типа ППМ 125х25, разработанной институтом ЗапСибБурНИПИ и изготавливаемой заводом «Тюменьбурмаш» (ОАО «Гром»).

Так как первичное вскрытие продуктивного пласта осуществляется с буровым раствором на водяной основе, то применение в качестве перфорационной жидкости нефти и нефтепродуктов приведёт к образованию вязкой водонефтяной эмульсии, которая будет препятствовать движению флюида к призабойной зоне скважины и способствовать снижению коэффициента восстановления проницаемости.

2 ТЕХНИКА ДЛЯ СТРОИТЕЛЬСТВА СКВАЖИНЫ

2.1 Выбор буровой установки

Центральным звеном бурового комплекса является буровая установка. При выборе буровой установки необходимо учитывать ряд основных факторов: глубина бурения, допустимая нагрузка на крюке, электрофицированность района работ, цель бурения. Учитывая конкретные условия бурения, а именно то, что площадь ведения буровых работ заболоченная и бурение ведется с кустовых площадок, район обеспечен электроэнергией и глубина бурения скважин не превышает 3200 м, выбирается буровая установка типа МБУ-125Э.

Характеристики МБУ - 125Э:

Условная глубина бурения, м 2716

Допустимая нагрузка на крюке, кН (тс) 1250(125)

Оснастка талевой системы 4Ч6

Высота основания (отметка пола буровой), м 8,5

Ротор РУП-560

Клиновой захват ПКР-560

Тип бурового насоса Н-32

Мощность бурового насоса, кВт 32

Буровой вертлюг ВБ-125

Буровая лебедка ЛБ-750 Габаритные размеры подъемного блока (транспорт),мм 2800031004500

2.2 Обогрев буровой в зимних условиях

Продолжительность отопительного периода в районе СФ ЗАО «ССК» составляет 244 сутки, по этому для работы в зимних условиях необходимо предусматривать обогрев буровой.

Отопительная установка на буровой предназначена для обеспечения паром низкого давления отопительных и технологических нужд.

На буровой пар расходуется на подогрев глинистого раствора в приемных емкостях и желобной система, подогрев выкидных линий буровых насосов, подогрева масла и двигателей внутреннего сгорания пере их пуском в работу, для отопления культбудки и насосного помещения, для разогрева замков и бурильных труб при СПО.

В зимних условиях осуществляется индивидуальный обогрев буровых установок от двух паровых котлов ПКН-20.

Подача пара к объектам буровой осуществляется по паропроводу из труб диаметром 0,1 м. Во избежании разрыва паропровода, они изготавливаются с П - образными компенсаторами.

Для регулирования подачи пара на линии паропровода устанавливают чугунные задвижки.

Из котельной пар подводится к подсвечникам, пульту управления бурильщика и емкостям с буровым раствором.

Остальное буровое оборудование, при необходимости, разогревается сухим паром от передвижной паровой установки ППУ - 3.

Для членов буровой бригады на зимний период предусмотрены отапливаемые теплушки.

Рисунок 3.1 - Схема обогрева буровой установки:

1- котел;

2- электрокотел;

3- насосный блок;

4- буровая установка;

5- паровая линия;

6- водяная линия;

7- водопровод к колодцу;

8- шибер.