Проектирование строительства эксплуатационной скважины глубиной 2500 метров на Кошильском месторождении

Таблица 2.3.2. Расчетные значения осевой нагрузки по интервалам бурения

Интервал бурения по стволу, м.	Осевая нагрузка, тс.
От	до
0	55	Вес инструмента
55	840	3,1
840	1610	8,0
1610	2500	10,8

2.3.3 Расчет частоты вращения долота

Расчет частоты вращения долота производится из условий:

создания необходимой линейной скорости на периферийном венце шарошки;

по времени контакта зубьев долота с горной породой;

по стойкости опор.

Оптимальные частоты вращения долот находятся в диапазонах:

- для долот типа М 250 - 400 об/мин;

- для долот типа МС 150 - 300 об/мин;

- для долот типа С 100 - 200 об/мин.

Превышение оптимальных частот вращения вызывает снижение механической скорости бурения и, как следствие, быструю поломку долота.[18]

1.Расчет частоты вращения по оптимальной линейной скорости на периферийном венце шарошки ведется по формуле:

n₁ = 60 * Vл / * Dд (2.3.4)

где n₁ - частота оборотов долота, с^-1;

Vл - линейная скорость на периферийном венце шарошки, м/с;

Vл зависит от твердости пород:

· для пород категории М, МЗ Vл =2,8 ?3,4 об/мин;

· для пород категории МС, МСЗ Vл=1,8?2,8 об/мин;

· для пород категории С, СЗ Vл=1,3?1,8 об/мин;

Dд - диаметр долота, м;

2.Расчет частоты вращения долота, по времени контакта зуба долота с горной породой ведется по формуле:

n₂ = 60 * d_ш / t_к * z * Dд (2.3.5)

где d_ш - диаметр шарошки, м;

Dд - диаметр долота, м;

Отношение диаметра шарошки к диаметру долота равно примерно 0,65;

t_к - минимальное время контакта зуба долота с горной породой:

· для пластичных пород t_к=(3?6)*10^-3с;

· для упруго-пластичных пород t_к=(5?7)*10^-3с;

· для упруго-хрупких пород t_к=(6?8)*10^-3с

z - число зубьев.

3.Расчет частоты вращения по стойкости опор:

n₃ = Т₀ / 0,02 (а + 2) = 0,0935 * Dд / 0,02 * (а + 2) (2.3.6)

где а - коэффициент, характеризующий свойства горных пород;

Dд - диаметр долота, мм;

Т₀ - константа для данного долота, характеризующая стойкость опор.

Таблица 2.3.3.

Горная порода	а
М С	0,7 - 0,9 0,5 - 0,7

Частота оборотов долота в интервале 55 - 840 метров составляет:

n₁ = 60 *(1,8 ?2,8) / 3,14 * 0,2953 = 116 ?181 оборотов/минуту;

n₂ = 60 * 0,65 / 6 * 10^-3 * 22 = 295 оборотов/минуту;

n₃ = 0,0935 * 295,3 / 0,02 * (0,7 + 2) = 511 оборотов/минуту.

Частота оборотов долота в интервале 840 - 1610 метров составит:

n₁ = 60 * (1,8?2,8)/ 3,14 * 0,2159 = 159 ? 248 оборотов/минуту;

n₂ = 60 * 0,65 / 6 * 10^-3 * 18 = 361 оборотов/минуту;

n₃ = 0,0935 * 215,9 / 0,02 * (0,7 + 2) = 388оборотов/минуту.

Частота оборотов долота в интервале 2250 - 2680 метров составит:

n₁ = 60 * (1,3?1,8)/ 3,14 * 0,2159 = 115 ? 159 оборотов/минуту.

n₂ = 60 * 0,65 / 6 * 10^-3* 18 = 361 оборотов/минуту;

n₃ = 0,0935 * 215,9 / 0,02 * (0,7 + 2) = 373 оборотов/минуту.

Таблица 2.3.4. Оптимальная частота вращения долот на интервалах бурения

Интервал, м	Частота вращения, об/мин
0 - 840 840 - 1610 1610 - 2500	470 380 140

2.3.4 Выбор типа забойного двигателя

Основные требования к забойным двигателям:

Вращающий момент двигателя при его работе в условиях наибольшей мощности и коэффициенте полезного действия должен быть достаточным для вращения долота при заданной осевой нагрузке;

Диаметр и жесткость гидравлического забойного двигателя должны соответствовать требованиям достижения заданной траектории ствола скважины;

Подача насосов, при которой двигатель работает в заданном режиме, должна удовлетворять условиям промывки скважины[5]

Диаметр гидравлического забойного двигателя рассчитывается по формуле:

Dг = (0,8 0,9) * Dд (2.3.7)

где Dг - диаметр гидравлического забойного двигателя, м;

Dд - диаметр долота, м.

Номинальный крутящий момент (М_кр) на долоте рассчитывается по формуле:

М_кр = М_уд*G_ос, (2.3.8)

где: М_уд - удельный момент на долоте, Н*м / кН;

G_ос - осевая нагрузка на долото, кН.

М_уд = ? *1,2* D_д, (2.3.9)

где: ? - опытный коэффициент, для шарошечных долот ? равен 1 Н*м / кН;

D_д - диаметр долота, см.

Рассчитывается номинальный крутящий момент на долоте для интервала от 55 до 840 метров:

М_уд = 1*1,2* 29,53= 35,4 Н*м / кН;

М_кр = 35,4* 31 = 1097,4 Н*м.

Рассчитывается номинальный крутящий момент на долоте для интервала от 840 до 1610 метров:

М_уд = 1*1,2* 21,59 = 25,9 Н*м / кН;

М_кр = 25,9*43 = 1113,7 Н*м.

Рассчитывается номинальный крутящий момент на долоте для интервала от 1610 до 2500 метров:

М_уд = 1*1,2* 21,59 = 25,9 Н*м / кН;

М_кр = 25,9*108 = 2797,2 Н*м..

В интервале бурения под кондуктор диаметр гидравлического забойного двигателя равен:

Dг = (0,8 0,9) * 0,2953 = 0,236 0,266м.

Принимаем диаметр гидравлического забойного двигателя равный 0,240м.

В интервале бурения под эксплуатационную колонну диаметр гидравлического забойного двигателя составит:

Dг = (0,8 0,9) * 0,2159 = 0,173 0,194м..

На основании полученных значений для бурения под кондуктор выбирается турбобур3ТСШ-240, для бурения под эксплуатационную колонну - 3ТСШ1-195, - для вскрытия продуктивного пласта используем винтовой забойный двигатель Д2-195.

Таблица2.3.5. Характеристики турбобуров

Характеристики	3ТСШ-240	3ТСШ1-195
Наружный диаметр корпуса, м	0,240	0,195
Дина в сборе, м	24	26
Расход бурового раствора, м3/сек	0,032	0,030
Момент силы на выходном валу, Нм	2500	1500
Частота вращения вала в рабочем режиме, мин-1	440	380
Перепад давления , МПа	5,0	3,5
КПД турбины, %	69	52
Наработка на отказ турбинной секции, ч	1200	1200
Масса, кг	5980	4850

Таблица 2.3.6. Характеристика винтового забойного двигателя

Характеристики	Д2 - 195
Наружный диаметр корпуса, м	0,195
Дина в сборе, м	6,9
Расход бурового раствора, м3/сек	0,035
Момент силы на выходном валу, Нм	6500
Частота вращения вала в рабочем режиме, мин-1	140
Перепад давления в рабочем режиме, МПа	6
Наработка на отказ, ч	180
Полный назначенный ресурс, ч	600
Масса, кг	1140

Расчетные частоты вращения долот совпадают с частотой вращения забойных двигателей.

2.3.5Выбор компоновки и расчет бурильной колонны

Бурильная колонна состоит из следующих элементов: утяжеленных бурильных труб (УБТ), стальных (СБТ) или легкосплавных бурильных труб (ЛБТ), ведущей бурильной трубы, резьбовых переводников, центраторов и калибраторов.

Бурильные колонны бывают:

одноразмерными (одноступенчатыми), состоящими из бурильных труб одного и того же наружного диаметра;

многоразмерными (многоступенчатыми), состоящими из труб различных диаметров;

многосекционными, состоящими из нескольких участков труб одной и той же групп прочности.

Бурильная колонна предназначена для:

- передачи вращения от ротора к долоту.

- восприятия реактивного момента забойного двигателя.

- подвода промывочной жидкости к забойному двигателю, долоту, забою скважины.

- создания осевой нагрузки на долото.

- подъема и спуска долота и забойного двигателя.

- проведения вспомогательных работ.[17]

Расчет бурильной колонны проводится с помощью программы “SPEC_VOP”.

Выберите условия бурения -

1 - Нормальные, 2 - Осложненные - 1

Введите диаметр долота в (м) - 0.2159

При D_d=0.2159(м) Диаметр УБТ=0.1780(м)

Введите диаметр турбобура в (м) -- 0.1950

Введите наружный диаметр и толщину стенки последующей

обсадной колонны в (м) -0.14600.0070

1.219>=0.772

Жесткость основной ступени УБТ больше жесткости обсадной колонны

Следовательно условие жесткости выполняется

Введите диаметр БТ первой секций в (м)-0.1270

Условие плавного перехода по жесткости между УБТ и КБТ не выполняется

Поэтому компоновка УБТ должна быть ступенчатой

Требованиям к УБТ второй ступени удовлетворяет УБТ-0.146-0.074

Для нее G=97.600 L=8000.000

Условие плавного перехода по жесткости между УБТ и КБТ выполняется

Введите удельный вес промывочной жидкости(г/см.куб), 1,1

нагрузку на долото(кгс), 10800

вес в (кг) и длину в (м) забойного двигателя 485026.00

Длина основной ступени УБТ L_01=61м

Вес колонны УБТ в воздухе --8869.4(кгс)

Вес КНБК в скважине --12720.9(кгс)

Общая длина КНБК --95(м)

Для УБТ-- 0.178 число опор -- 2

Выберите тип используемой смазки

1- смазка с металлическим наполнителем 2- графитовая смазка 2

Введите длину первой секции КБТ в (м) - 550

Выберите группу прочности

Д --- 1

К --- 2

Е --- 3

Л --- 4

М --- 5

Р --- 6

Т --- 7 1

Предел текучести на растяжение Pred_tek_rast =38

Предел прочности на растяжение Pred_pro_rast =65

Допустимое напряжение Napr_dop=29.231

Введите толщину стенки БТ первой секции в (мм) 9

Выберите тип используемых труб 1 - ТБПВ 2 - ТБПК 2

Вес первой секции БК -- 14372.23567(кгс)

Растягивающая нагрузка -- 36755.67511(кгс)

Напряжение растяжения -- 11.01789(кгс/мм.кв)

Фактический запас прочности -- 3.45

Условие прочности на статическое нагружение соблюдается

Первая секция БК имеет достаточный запас прочности при статическом нагружении

Введите действующее давление в (мПа) -- 23.85

Выберите тип замкового соеденения для стальных БТ

ЗП-127 - 1 ЗШ-178(ЗШК-178) - 5 ЗУ-185 - 9

ЗН-197 - 2 ЗШ-203 - 6 ЗЛ-140 - 10

ЗШ-146 - 3 ЗУ-155(ЗУК-155) - 7 ЗЛ-152 - 11

ЗУК-146 - 4 ЗПН-155 - 8 ЗЛ-172 - 12 1

36.76 < 235.80

Действующие осевые усилия допустимы для ЗС первой секции КБТ

Для выбранного типа замкового соеденения табличный момент затяжки Мзт=2011.0

Расчитанный момент затяжки M_zt=2568.6 Определяем допустимый крутящий момент, обеспечивающий прочность ниппеля M_k_1 и прочность муфты M_k_2

4697.5153 > 331.1754

Влияние Мк на прочность и несущую способность замкового соединения можно не учитывать. Соединение расчитывается только на осевую нагрузку

Выберите длину клиньев 1 - 300(мм) 2 - 400(мм)1

Выберите тип клинового захвата -

ПКР-У7(ПКР-Ш8) -- 1 ПКР-560 -- 2 2

Предельная осевая нагрузка на трубу в клиновом захвате Qtk=91.62Тс

Наибольшая глубина спуска первой секции КБТ в клиновом захвате L_k=2151(м)

550(м) < 2151(м)

Допустимая глубина спуска в клиновом захвате для первой секции больше ее длины следовательно вся она может быть спущена с использованием ПКР-560

Выберите наружный диаметр ЛБТ

114(мм) --- 1

129(мм) --- 2

147(мм) --- 3 3

Выберите толщину стенки 1 -- 9(мм)

2 -- 11(мм)

3 -- 13(мм)

4 -- 15(мм)

5 -- 17(мм) -- 2

Введите перепад давления в турбобуре и долоте в (мПа) -- 6.80

Максимально допустимая растягивающая нагрузка на тело трубы

второй секции КБТ Qр=119307.7(кгс)

Наибольшая допустимая длина второй секции КБТ L2=405(м)

Введите глубину скважины в (м) -- 2722

Расчетная длина второй секции меньше необходимой длины

Допустимое напряжение для второй секции - 25.38(кгс/мм.кв)

Вес второй секции - 20956.8(кгс)

Растягивающая нагрузка в верхнем сечении второй секции - 138707.0(кгс)

Максимальное напряжение растяжения во второй секции - 29.51(кгс/мм.кв)

Фактический запас прочности на избыточное давление - 0.16

Фактический запас прочности на избыточное наружное давление - 0.11

Следовательно вторая секция БК имеет достаточный запас прочности на избыточное давление

Выберите тип замкового соеденения для легкосплавных БТ

ЗП-127 - 1 ЗШ-178(ЗШК-178) - 5 ЗУ-185 - 9

ЗН-197 - 2 ЗШ-203 - 6 ЗЛ-140 - 10

ЗШ-146 - 3 ЗУ-155(ЗУК-155) - 7 ЗЛ-152 - 11

ЗУК-146 - 4 ЗПН-155 - 8 ЗЛ-172 - 12 12

138.71 < 224.00

Действующие осевые усилия допустимы для ЗС второй секции КБТ

Для выбранного типа замкового соеденения табличный момент затяжки Мзт=2016.0 Расчитанный момент затяжки M_zt=2608.9 Определяем допустимый крутящий момент, обеспечивающий прочность ниппеля M_k_1 и прочность муфты M_k_2

3584.8484 > 420.9582

Влияние Мк на прочность и несущую способность замкового соеденения можно не учитывать.Соеденение рассчитывается только на осевую нагрузку

Предельная осевая нагрузка на трубу в клиновом захвате Qtk=162.27Tc

Наибольшая глубина спуска первой секции КБТ в клиновом захвате L_k=9858(м)

2077(м) < 9858(м)

Допустимая глубина спуска в клиновом захвате для первой секции большее ее длины следовательно вся она может быть спущена и использованием ПКР-560

Фактическая глубина спуска второй секции - 2077(м)

Таблица 2.3.7. Конструкция бурильной колонны.

Название секции	Шифр труб	Длина, м	Вес, кг
I секция УБТ II секция УБТ I секция КБТ II секция КБТ Итого:	УБТ - 178 - 90 УБТ - 146 - 74 ТБПВ - 127 9 ЛБТ - 147 11	61 8 550 2103 2722	8869,4 781 14372,2 20956,8 44979,4

Для бурения скважины на различных интервалах на основе опыта строительства скважин на Кошильском месторождении проектируются следующие компоновки БК (см. табл. 2.3.8).

Таблица 2.3.8. Компоновка низа бурильной колонны.

№ п/п КНБК	Интервал по вертикали,м	Элементы КНБК	Назначение
		№	Типоразмер, шифр	ГОСТ, ОСТ, ТУ на изготовление
	от	до
1	2	3	4	5	6	7
1	0	55	1 2	III-393,7 М-ГВ УБТ - 203	ГОСТ 20692 - 75 ТУ14-3-835-79	Бурение вертикального участка под направление.
2	55	100	1 2 3 4 5	III-295,3 МС-ГВ Калибратор 8КГС-295 МС 3ТСШ 1 - 240 (1секция) УБТ - 178 - 90 УБТ 146 - 74	ГОСТ 20692 - 75 ОСТ 39 - 078 - 79 ГОСТ 26673 - 90 ТУ 14-3-835-79 ТУ 14-3-835-79	Бурение вертикального участка под кондуктор
3	100	266	1 2 3 4 5 6 7 8	III-295,3 МС-ГВ 3ТСШ 1 - 240 Кривой переводник с перекосом осей 3 градуса УБТ - 178 - 90 УБТ 146 - 74 Магнитный переводник ЛБТ 14711	ГОСТ 20692 - 75 ГОСТ 26673-85 ТУ 14 - 3 - 835 - 79 ТУ 14-3-835-79 ГОСТ 23786 - 79	Набор зенитного угла при бурении под кондуктор
4	266	840	1 2 3 4 5 6 7 8	III-215,9 МСЗ-ГВ Калибратор 9 К-215,9 МС 3ТСШ 1 - 195 Центратор УБТ - 178 - 90 УБТ 146 - 74 ТБПВ 1279 ЛБТ 14711	ГОСТ 20692 - 75 ГОСТ - 39 - 078 - 79 ГОСТ 26673-85 ОСТ 39-078-79 ТУ 14-3-835-79 ТУ 14-3-835-79 ГОСТ 27834 - 95 ГОСТ 23786 - 79	Бурение под кондуктор на участке стабилизации.
5	840	2250	1 2 3 4 5 6 7	III-215,9 МСЗ-ГВ Д2 - 195 Калибратор 9 К-215,9 МС УБТ - 178 - 90 УБТ 146 - 74 ТБПВ 1279 ЛБТ 14711	ГОСТ 20692 - 75 ГОСТ 16350 - 70 ОСТ 39 - 096 - 79 ТУ 14 - 3 - 835 - 79 ТУ 14-3-835-79 ГОСТ 27834 - 95 ГОСТ 23786 - 79	Стабилизация зенитного угла при бурении под эксплуатационную колонну.
6	2250	2500	1 2 3 4 5 6 7	III-215,9 С - ГВ Калибратор 9 К-215,9 С Д2 - 195 УБТ - 178 - 90 УБТ 146 - 74 ТБПВ 1279 ЛБТ 14711	ГОСТ 20692 - 75 ГОСТ 16350 - 70 ОСТ 39 - 096 - 79 ТУ 14 - 3 - 835 - 79 ТУ 14 - 3 - 835 - 79 ГОСТ 27834 - 95 ГОСТ 23786 - 79	Уменьшение зенитного угла под эксплуатационную колонну,и вскрытие продуктивного горизонта, проработка ствола скважины перед спуском эксплуатационной колонны.

2.3.6 Обоснование типов и компонентного состава промывочной жидкости

Буровой раствор выполняет функции, которые определяют не только успешность и скорость бурения, но и ввод скважины в эксплуатацию с максимальной продуктивностью.

Функции, выполняемые буровым раствором:

полностью очищать забой скважины от разбуриваемых пород и удалять их на дневную поверхность;

создавать давление достаточное, для предотвращения притока пластовых жидкостей и газов в скважину, как в процессе бурения, так и при продолжительном прекращении промывки;

удерживать частицы разрушенных или осыпавшихся пород и иных частиц твердой фазы во взвешенном состоянии при прекращении промывки и предотвращать осаждение их на забой;

интенсивно охлаждать и хорошо смазывать трущиеся поверхности долот, забойных двигателей, бурильной колонны и других узлов оборудования;

препятствовать проявлениям неустойчивости горных пород слагающих стенки скважины;

передавать мощность от источника на дневной поверхности к забою скважины.

Свойства бурового раствора.

Буровой раствор должен:

обладать тиксотропными свойствами, быть легко прокачиваемым во время промывки скважины, но быстро переходить в гелеобразное состояние, как только прекращается его прокачивание;

быть достаточно инертным по отношению к горным породам: не растворять их, не снижать прочность стенок скважины;

допускать регулирование плотности в достаточно широком диапазоне;

кольматировать поры и трещины в стенках скважины, создавать в них тонкую, практически непроницаемую корку, которая предотвращала бы проникновение, как самой жидкой фазы, так и ее дисперсной среды в продуктивные пласты;

быть малочувствительным к воздействию разбуриваемых горных пород и пластовых жидкостей, но легко поддаваться обработке с целью изменения свойств в нужном направлении при добавлений малых количеств специальных химических веществ;

сохранять стабильность свойств в широком диапазоне изменения температур;

обладать хорошей смазывающей способностью и теплофизическими свойствами, достаточными для отвода тепла от трущихся поверхностей;

допустить проведение геофизических исследований в скважине;

быть не токсичным;

содержать в основном недефицитные и недорогие химические реагенты;

Выполнение указанных функций зависит от взаимодействия раствора с разбуриваемыми горными породами. Характер и интенсивность этого взаимодействия определяются породой и составом дисперсионной среды. По составу этой среды буровые растворы делят на три типа:

растворы на водной основе;

растворы на нефтяной основе;

газообразные агенты.

Качество бурового раствора должно обеспечивать успешную проводку скважины, крепление ее обсадными колоннами и эффективное вскрытие продуктивного пласта.[23]

Исходя из опыта бурения на Кошильском месторождении, для бурения данной скважины и вскрытия продуктивного пласта используется полимерглинистый буровой раствор. Данный буровой раствор относительно дешев по сравнению с другими, не оказывает вредного воздействия на окружающую среду и может иметь необходимые характеристики для качественного вскрытия продуктивного горизонта.

Буровой раствор готовится из расчетного количества бентонита (глинопорошка), с помощью агрегата ЦА - 320А и смесителя УС6 - 30. Для получения необходимых параметров глинистая суспензия дополнительно обрабатывается химическими реагентами

Химические реагенты для обработки бурового раствора:

КМЦ (Камцел 1000 «Стандартная»)- Карбоксилметилцеллюлоза. Натриевая соль простого эфира целлюлозы и гликолевой кислоты. Чем выше степень полимеризации КМЦ, тем выше её термостойкость и стабилизирующее действие на буровой раствор. Хорошо растворяется в воде, при подогреве растворимость улучшается. Используется в буровых растворах с низкой вязкостью или низким содержанием твердой фазы. Применяется для регулирования фильтрационных свойств буровых растворов. Обеспечивает высокие реологические показатели пластической вязкости и СНС, существенно улучшая удерживающие и выносящие способности раствора. Эффективна при рН 6 -9. Термостойка до 130^о С. Для обработки бурового раствора используется 2-5% водный раствор КМЦ. Приготовление водного раствора КМЦ производится с помощью гидромешалки ГДМ-1. Гидромешалка заполняется на 2/3 водой, загружается расчётное количество реагента, со скоростью 10-15 минут на мешок, перемешивается до получения равномерной консистенции, доливается водой до полного объёма и дополнительно перемешивается 20-30 минут.

Сайдрилл. Высокомолекулярные гидролизованные полиакриламиды. Основная функция - стабилизация осыпающихся аргиллитов и глин. Дополнительная функция - флокуляция выбуренной породы, снижение водоотдачи, улучшение смазочных свойств, предотвращение наработки, стабилизация реологических свойств раствора. РН 0,5 % раствора - 7,2 - 7. Технология приготовления водного раствора сайдрилла аналогична приготовлению водного раствора КМЦ (см. выше) из расчёта получения 0,5-1% концентрации.

Сайпан. Высокомолекулярный акриловый полимер. Основная функция - снижение фильтрации. Дополнительная функция - стабилизация раствора и флокуляция выбуренной породы. Эффективен в растворах с высоким и низким содержанием твердой фазы. Образует прочную глинистую корку по всей поверхности ствола скважины. Эффективно обеспечивает стабильность раствора при высоких температурах (до 230^оС) на забое скважины. Водный раствор сайпана готовится аналогично приготовлению водного раствора КМЦ (см. выше) из расчёта получения 0,5-1% концентрации.

НТФ - нитрилтриметилфосфоновая кислота. Эффективный разжижитель буровых растворов. Уменьшает рН, СНС, реологические параметры. РН 1-% -ого водного раствора равен 1,46. Хорошо растворяется в воде. Термостойкость - 180 -200 С. Не требует специального приготовления, но для более равномерной обработки раствора рекомендуется использовать в виде 1-10% водного раствора, который готовится в глиномешалке (гидромешалке), время перемешивания 15-20 минут.

Кальцинированная сода. Карбонат натрия - Na₂CO₃. Основная функция - связывание агрессивных ионов кальция и магния при загрязнении ими бурового раствора. Используется в виде водных растворов 5-10% концентрации.

Натрий двууглекислый. (Сода пищевая NaHCO₃) Представляет собой порошок белого цвета плотностью 2,16 г/см³, хорошо растворяется в воде. Повышает рН бурового раствора. Используется, в основном, в виде растворов 5-10% -ой концентрации.

ФК-2000, (ФК-2000 Плюс). Смазочные добавки на основе растительных жиров (подсолнечного или другого растительного масла или жиросодержащих отходов их переработки). ФК-2000 Плюс содержит в своём составе поверхностно-активные вещества, являясь, таким образом, бифункциональным реагентом, предназначенным не только для улучшения смазочных свойств раствора, но и для сохранения естественной проницаемости (по данным разработчика смазки) продуктивного пласта. Термостойкость смазки -180С. Для равномерной обработки бурового раствора смазочная добавка используется в виде 10-20% водного раствора. Технология приготовления водного ФК-2000 (ФК-2000 Плюс) аналогична приготовлению водного раствора КМЦ (см. выше), время дополнительного перемешивания 10-15 минут.

Графит - кристаллический серебристый порошок, маслянистый на ощупь, применяется как профилактическая смазочная добавка к буровому раствору. Ввод графита в буровой раствор производится через гидромешалку. Эффективен в сочетании с другими смазочными добавками (на жировой основе).

ФХЛС - феррохромлигносульфонат. Предназначен для снижения вязкости и структурных характеристик буровых растворов, а также для ингибирования процессов гидратации глинистых пород. Представляет собой водорастворимое (90%) порошкообразное вещество темно-коричневого цвета с влажностью 10%. Применяется для обработки бурового раствора при температуре до 170-190 ⁰С как в сухом виде, так и в виде 30-40% водного раствора. Готовится водный раствор ФХЛС в глиномешалке (гидромешалке), время перемешивания для растворения 20-25 минут. Буровой раствор обрабатывается подачей готового водного раствора в емкость для приготовления раствора или непосредственно в желобную систему.

КССБ - конденсированная сульфитспиртовая барда - продукт конденсации отходов целлюлозно-бумажного производства. Основное назначение КССБ: регулирование фильтрационных, структурно-механических и реологических свойств буровых растворов. Наиболее эффективно применение этого реагента при рН раствора 9,5-10,5. Термостойка при температуре до 150 ⁰С. Использование КССБ способствует образованию тонкой фильтрационной корки, которая имеет пониженную липкость, что, снижает возможность прихватов и затяжек бурильной колонны. КССБ вводят в циркулирующий буровой раствор обычно в виде водного раствора 20-30% концентрации. Приготовление водного раствора аналогично приготовлению КМЦ. Недостатком КССБ является пенообразующая способность (особенно при больших добавках - более 4%).

Пеногаситель ПЭС - 1. Пеногаситель для подавления пенообразования в буровых и тампонажных растворах. Жидкость плотностью 1,02 г/см³ хорошо растворимая в воде. Оптимальная концентрация в буровом растворе от 0,005 до 0,3% по массе от объема раствора, в тампонажных - 0,001-0,1%.

Бактерицид СНПХ-1004R. Прозрачная жидкость плотностью 0,89 г/см³, хорошо растворимая в воде. Предотвращает разложение бурового раствора на продукты гниения. Обеспечивает полное уничтожение микроорганизмов. Концентрация в буровом растворе не более 0,05%.

ПМБА - глинопорошок бентонитовый модифицированный марки А. Натриевый монтмориллонит. Модифицируется кальцинированной содой и полимерами. Основная функция: структурообразователь. Дополнительная функция: - увеличение вязкости, контроль фильтрации. Для приготовления глинистого раствора, необходимо предварительно прегидратировать расчетное количество глинопорошка в технической воде (без добавления химреагентов) не менее 4 часов. Удельный вес 1 сорта - 2,5 г/см³.[23]

Качество раствора оценивается рядом показателей, основным из которых являются: удельный вес, вязкость, фильтрационные свойства, статическое напряжение сдвига, рН и содержание песка.

Расчет плотности бурового раствора.

Согласно «Правилам безопасности в нефтяной и газовой промышленности» действующим с 2003 года давление столба промывочной жидкости должно превышать Рпл на глубине 0 - 1200 метров на 10%, но не более 1,5 МПа, на глубине 1200 м до проектной глубины на 5%, но не более 2,5-3,0 МПа..

Пластовое давление можно определить, зная градиенты пластового давления по разрезу (табл. 1.2.4):

Рпл = Рпл * Н (2.3.10)

где Рпл - градиент пластового давления, МПа/м.

Зная пластовое давление можно определить необходимую плотность бурового раствора.

Плотность бурового раствора рассчитывается по формуле:

_БР = Рпл / g * H + Кр * Рпл / g * H (2.3.11)

где Кр - коэффициент резерва;

_БР - плотность бурового раствора, кг/м³.

Согласно техническим правилам ведения буровых работ при строительстве скважин рекомендуются следующие значения :

при ;

при ;

при .

На глубине 840 м пластовое давление составляет 8,4 МПа, следовательно:

_БР = 1,1?1,15 * 8,4 * 10⁶ / 9,81 * 840 = 1121?1172 кг/м³.

Так как породы в данном интервале склонны к осыпям и обвалам, то принимается плотность бурового раствора максимально возможной 1170 кг/м³.

На глубине 1200 м пластовое давление составляет 12 МПа, следовательно:

_БР = 1,1?1,15 * 12 * 10⁶ / 9,81 * 1200 = 1121?1172 кг/м³.

Принимается плотность бурового раствора на данном интервале равной 1120кг/м³ (приняв минимально допустимую плотность раствора увеличиваем механическую скорость бурения).

На глубине 1610 м пластовое давление составляет 16,10 МПа, следовательно:

_БР = 1,05?1,1 * 16,10 * 10⁶ / 9,81 * 1610 = 1070?1121 кг/м³.

На глубине 2500 м пластовое давление составляет 25 МПа, следовательно:

_БР = 1,05?1,1 * 25 * 10⁶ / 9,81 * 2500 = 1070?1121 кг/м³.

Статическое напряжение сдвига рассчитываем по формуле [23]:

СНС₁ = d * (_П -_ПЖ) * g * К / 6 (2.3.12)

где СНС₁ - статическое напряжение сдвига через 1 минуту, дПа;

d - диаметр частиц шлама, м;

_П - плотность горной породы, кг/м³;

_ПЖ - плотность промывочной жидкости, кг/м³;

g - ускорение свободного падения, м/с;

К - коэффициент, учитывающий реальную форму частиц шлама, К = 1,5.

СНС₁₀ 5 * [2 - ехр * (- 110 * d)] * d * (_П - _ПЖ) (2.3.13)

где СНС₁₀ - статическое напряжение сдвига через 10 минут, дПа;

d - диаметр частиц шлама, м;

Условная вязкость рассчитывается по формуле:

УВ 21 * _ПЖ* 10^-3 (2.3.14)

где УВ - условная вязкость, с.

Статическое напряжение сдвига равно:

в интервале 0 - 840 м,

СНС₁ = 0,003 * 9,81 * (2430 - 1170) *1,5 / 6 = 9,27дПа;

СНС₁₀ = 5 *[ 2 - exp(-110 * 0,003)] * 0,003 * (2430 - 1170) = 24,21дПа;

в интервале 840 - 1200 м,

СНС₁ = 0,002 * 9,81 * (2550 - 1120) * 1,5 / 6 = 7дПа;

СНС₁₀ = 5 *[ 2 - exp(-110 * 0,002)] * 0,002 * (2550 - 1120) = 25,7дПа;

в интервале 1200 -1610,

СНС₁ = 0,002 * 9,81 * (2670 - 1120) * 1,5 / 6 = 7,6дПа;

СНС₁₀ = 5 *[ 2 - exp(-110 * 0,002)] * 0,002 * (2670 - 1120) = 27,8дПа;

в интервале 1610 - 2500м,

СНС₁ = 0,001 * 9,81 * (2590 - 1080) * 1,5 / 6 = 3,7дПа;

СНС₁₀ = 5 *[ 2 - exp(-110 * 0,001)] * 0,001 * (2580 - 1080) = 24,8дПа;

Условная вязкость равна

в интервале 0 - 840м,

УВ 21 * 1170 * 10^-3 = 24,6с,

в интервале 840 - 1200м,

УВ 21 * 1120 * 10^-3 = 23,5c,

в интервале 1200 - 1610м,

УВ 21 * 1120 *10^-3 = 23,5с

в интервале 1610 - 2500м,

УВ 21 * 1080 * 10^-3 = 22,7с.

Показатель водоотдачи по рекомендации ВНИИКр нефти определяется как:

Ф< (6·10⁴/_БР)+3 см³/30 мин.[23] (2.3.15)

Показатель водоотдачи при бурении под кондуктор на интервале 0 - 840 м по формуле () составит:

Ф< (6·10⁴/ 1,170·10⁴)+3= 8,1 см³/30 мин.

Примем значение показателя водоотдачи Ф=8 см³/30 мин.

Показатель водоотдачи при бурении под эксплуатационную колонну на интервале 840 - 1200 м по формуле () составит:

Ф< (6·10⁴/ 1,120·10⁴)+3=8,4 см³/30 мин.

Примем значение показателя водоотдачи Ф=8 см³/30 мин

Показатель водоотдачи при бурении под эксплуатационную колонну на интервале 1200 - 1610 м по формуле () составит:

Ф< (6·10⁴/ 1,12·10⁴)+3=8,4 см³/30 мин.

Примем значение показателя водоотдачи Ф=6…4 см³/30 мин.

Показатель водоотдачи при бурении под эксплуатационную колонну на интервале 1610 - 2500 м по формуле () составит:

Ф< (6·10⁴/ 1,08·10⁴)+3=8,6 см³/30 мин

Примем значение показателя водоотдачи Ф= 4 см³/30 мин

Принимая во внимание особенности бурения на Кошильском месторождении приняты следующие параметры бурового раствора, представленные в табл 2.3.9.

Таблица 2.3.9.

Интервал, м	Плотность, кг/м	Условная вязкость, с	Фильтрация, см3/30минут	СНС1/10, дПа	Содержание песка, %
0-840 840-1200 1200-1610 1610-2500	1170 1120 1120 1080	24,6 23,5 23,5 22,7	8 8 6-4 4	9,27/24,21 7/25,7 7,6/27,8 3,7/24,81	1,5 1 1 1

2.3.7 Расчет необходимого расхода бурового раствора

Промывочная жидкость должна обеспечивать отчистку забоя от шлама и транспортировку его на поверхность без аккумуляции в кольцевом пространстве между бурильными трубами и стенкой скважины. Также расход промывочной жидкости проектируется с учетом недопущения размыва стенок скважины, гидроразрыва пластов и обеспечения необходимой скорости истечения жидкости из насадок долота.

1.Расчет расхода промывочной жидкости для эффективности очистки забоя скважины делается по формуле:

Q= a*0,785*S _ЗАБ; (2.3.16)

где - коэффициент удельного расхода жидкости равный 0,3…0,65 м³/сек на 1 м² забоя, принимается a=0,65;

S _ЗАБ - площадь забоя м²,

Производим расчет для интервала 55-840 м:

Q=0,65*0,785*0,2953²=0,044м³/сек.

Для интервала 840 - 2500 м:

Q=0,65*0,785*0,2159²=0,023 м³/сек.

2.Расчет расхода промывочной жидкости по скорости восходящего потока определяется по формуле:

Q=V_ВОС*S_КП; (2.3.17)

где- V_ВОС скорость восходящего потока;

для пород категории М: Vвосх = 0,9 - 1,3м/с;

для пород категории С: Vвосх = 0,7 - 0,9м/с;

S_КП - площадь кольцевого пространства, м²;

При бурении под кондуктор долотом диаметром 0,2953 м принимаем V_ВОС = 0,9м/с; согласно промысловой классификации, по формуле (2.3.16):

Для интервала 0 - 840 м:

Q=0,9*0,785*(0,2953² -0,147²)=0,046 м³/сек.

При бурении под эксплуатационную колонну долотом диаметром 0,2159 м на интервале 840 - 2145 метров принимаем V_ВОС =0,9м/с; согласно промысловой классификации, по формуле (2.3.16):

Для интервала 840 - 2145 м:

Q=0,9*0,785*(0,2159² -0,147²)=0,017 м³/сек.

При бурении под эксплуатационную колонну долотом диаметром 0,2159 м на интервале 2145 - 2500 метров принимаем V_ВОС =0,7 м/с согласно промысловой классификации, и по формуле (2.3.16) найдём:

Q=0,7*0,785*(0,2159² -0,147²)=0,014 м³/сек.

3.Расчет расхода промывочной жидкости, предотвращающего размыв стенок скважины, ведется по формуле:

Q=V_КПMAX*S_MIN м³/сек, (2.3.18)

где S_MIN - минимальная площадь кольцевого пространства;

V_КПMAX - максимально допустимая скорость течения, жидкости в кольцевом пространстве, м/сек; принимаем V_КПMAX =1,5 м/сек.

Максимальные диаметры бурового инструмента: при бурении под кондуктор - турбобур диаметром 0,240 м, при бурении под эксплуатационную колонну - турбобур диаметром 0,195 м .

При бурении под кондуктор расход промывочной жидкости, предотвращающий размыв стенок скважины по формуле (2.3.18) составит:

Q=1,5*0,785*(0,2953² -0,240²)=0,035 м³/сек.

При бурении под эксплуатационную колонну расход промывочной жидкости, предотвращающий размыв стенок скважины составит по формуле (2.3.18):

Q=1,5*0,785*(0,2159² -0,195²)=0,01 м³/сек.

4.Расчет расхода промывочной жидкости, для предотвращения прихватов ведется по формуле:

Q=V_КПMIN*S_MAX м³/сек, (2.3.19)

где S_MAX - максимальная площадь кольцевого пространства;

V_КПMIN - минимально допустимая скорость промывочной жидкости в кольцевом пространстве; принимаем V_КПMIN =0,5 м/сек;

При бурении под кондуктор расход промывочной жидкости, предотвращающий прихваты составит по формуле (2.3.49):

Q=0,5*0,785*(0,2953² -0,127²)=0,027 м³/сек.

При бурении под эксплуатационную колонну расход промывочной жидкости, предотвращающий прихваты составит по формуле (2.3.19):

Q=0,5*0,785*(0,2159² -0,127²)=0,012 м³/сек.

5.Окончательный выбор расхода промывочной жидкости обусловлен производительностью насосов при заданном коэффициенте наполнения, с учётом результатов приведённых выше расчётов, по формуле:

Q=m*n*Q_Н м³/сек, (2.3.20)

где m - коэффициент наполнения (m =0,8);

n - число насосов;

Q_Н - производительность насоса.

В расчете принимается производительность бурового насоса УНБ-600А, с диаметром втулок равным 160 мм Q_Н =0,037 м³/сек.

При бурении под кондуктор расход промывочной жидкости составит по формуле (2.3.20):

Q=0,8*2*0,037=0,059 м³/сек

При бурении под эксплуатационную колонну расход составит:

Q=0,8*1*0,037=0,029 м³/сек

Расчетные значения расхода промывочной жидкости на интервалах бурения заносим в табл.2.3.10 .

Таблица 2.3.10. Расход промывочной жидкости по интервалам бурения

Интервал, м	Расход промывочной жидкости, м3/сек
0 - 690 690 - 2680	0,059 0,029

2.3.8 Выбор гидравлической программы промывки скважины

Под гидравлической программой промывки скважины понимается выбор регулируемых параметров процесса промывки на основе комплексного учета всех функций последней, с целью повышения эффективности бурового процесса. Гидравлический расчет промывки скважины производится с целью подтверждения выбора производительности насосов, диаметров и числа насадок гидромониторных долот, допустимых диапазонов изменения реологических характеристик буровых растворов с учетом горно-геологических и технико-технологических условий бурения. Также определяются гидравлические сопротивления в элементах циркуляционной системы, гидравлическая мощность и критерий Рейнольдса в насадках долота, допустимая скорость восходящего потока.

Гидравлический расчёт промывки скважины при бурении под эксплуатационную колонну производится по методике, изложенной в [7].

Таблица Исходные данные для расчета:

Глубина бурения скважины по стволу Н, м	2722
Диметр долота dд, м	0,2159
Коэффициент кавернозности К	1,24
Пластовое давление Рпл, МПа	25
Давление гидроразрыва Ргд, МПа	43,9
Плотность разбуриваемых пород ?п, кг/м3	2485
Механическая скорость бурения Vм, м/с	0,005
Расход промывочной жидкости Q, м3/с	0,029
Тип бурового насоса	УНБ-600 А
Наружный диаметр УБТ dн, м	0,178
Наружный диаметр ТБПВ, м	0,127
Наружный диаметр ЛБТ dн, м	0,147
Длина УБТ l, м	69
Длина ТБПВ,м	550
Длина ЛБТ l, м	2103
Внутренний диаметр УБТ dв, м	0,090
Внутренний диаметр ТБПВ, м	0,109
Внутренний диаметр ЛБТ dв, м	0,125
Пластическая вязкость промывочной жидкости ?п, Па?с	0,016
Динамическое напряжение сдвига ?т, Па	15
Плотность промывочной жидкости ?пж, кг/м3	1080

Определение плотности промывочной жидкости, при которой не произойдет гидроразрыва пласта.

Критическая плотность промывочной жидкости ?кр определяется по формуле:

?кр =(PГР-?(?РКП) - (1- ?)* ?п*g*Н)/(?* g*Н) (2.3.20)

где - содержание жидкости в шламожидкостном потоке, которое определяется по следующей формуле:

? = Q/((?/4)*VМ* dС²+ Q) (2.3.21)

dС - диаметр скважины, м, который определяется по следующей формуле:

dС = dД*К; (2.3.22)

?(?РКП) - сумма потерь давления по длине кольцевого пространства ?РКП и местных потерь давления от замков ?РМН МПа.

По формуле (2.3.22):

dС = 0,2159*1,24= 0,268 м.

По формуле (2.3.21):

? = 0,029/((3,14/4)*0,005*0,268 ² +0,029) = 0,99

Следовательно, содержание шлама в промывочной жидкости составит:

1 - = 1 - 0,99 = 0,01

Определяются потери давления в бурильных трубах.

Для определения ?РКП и ?РМН необходимо вычислить RеКР критические числа Рейнольдса в кольцевом пространстве, RеКП действительные числа Рейнольдса в кольцевом пространстве и числа Сен-Венана в кольцевом пространстве.

Критические числа Рейнольдса определяются по формуле:

RеКР=2100 + 7,3*((?пж*(dС - dН)²* ?т)/??п²)^0,58 (2.3.23)

за ТБПВ

RеКР=2100 + 7,3*((1080*(0,268 -0,127)²*15)/0,016²)^0,58=27285,9

за ЛБТ

RеКР=2100 + 7,3*((1080*(0,268 -0,147)²*15/0,016²)^0,58=23190,8

за УБТ

RеКР=2100 + 7,3*((1080*(0,268- 0,178)²*15/0,016²)^0,58=17061,8

за турбобуром

Rе_КР=2100 + 7,3*((1131*(0,27-0,195)²*15/0,016²)^0,58)= 13835,9

Действительные числа Рейнольдса определяются по формуле:

RеКП= (4* ?пж* Q)/(?*(dС +dН)* ??п) (2.3.24)

за ТБПВ

RеКП= (4* 1080*0,029)/(3,14*(0,268+0,127)*0,016)= 6309,8

за ЛБТ

RеКП= (4* 1080*0,029)/(3,14*(0,268+0,147)*0,016)= 6005,7

за УБТ

RеКП= (4* 1080*0,029)/(3,14*(0,268+0,178)*0,016)= 5588,3

за турбобуром

RеКП= (4* 1080*0,029)/(3,14*(0,268+0,195)*0,016)= 5383,1

В бурильной колонне в ЛБТ и ТБПВ RеКП <Rекр, значит движение происходит при ламинарном режиме и описывается уравнением Сен-Венана.

Числа Сен-Венана определяются по следующей формуле:

SКП= ?* ?т*(dС -dН)²* (dС +dН) /(4* Q*??п) (2.3.25)

за ТБПВ

Sen КП= ((3,14*15*(0,268-0,127)²*(0,268+0,127))/(4*0,029*0,016)=199,4

за ЛБТ

SenКП= ((3,14*15*(0,268- 0,147)²*(0,268+0,147)/(4*0,029*0,016)=154,3

за УБТ

SenКП= ((3,14*15*(0,268- 0,178)²*(0,268+0,178)/(4*0,029*0,016)=91,7

за турбобуром

SenКП= ((3,14*15*(0,268-0,195)²*(0,268+0,195)/(4*0,029*0,016)=62,6

Потери давления по длине кольцевого пространства определяются по формуле:

?РКП=4* ?т*l /(?*(dС -dН) (2.3.26)

где ? - коэффициент, равный 0,87 для ТБПВ, 0,85 для ЛБТ, 0,81 для УБТ и 0,79 для турбобура [].

за ТБПВ

?РКП=4*15*550/((0,87*(0,268-0,127))=0,27 МПа;

за ЛБТ

?РКП=4*15*2103/((0,85*(0,268-0,147)=1,2 МПа;

за УБТ

?РКП=4*15*69/((0,81*(0,268-0,178)=0,053 МПа;

за турбобуром

?РКП=4*15*26/((0,79*(0,268-0,195)=0,025 МПа;

Местные потери от замков определяются по формуле:

?РМК=(l/lТ)*((dС²- dН²)/(dС²- dНМ²) -1)²*?пж* VКП² (2.3.27)

где lТ - длина одной бурильной трубы, м, lТ = 12 м;

dНМ - наружный диаметр муфт, м, dНМ =0,170 м и 0,172 м для ТБПВ и ЛБТ соответственно;

VКП - скорость движения жидкости в кольцевом пространстве, м/с.

Скорость движения жидкости в кольцевом пространстве определяется по формуле:

VКП= 4*Q/(?*(dС²- dН²)); (2.3.28)

за ТБПВ

VКП= 4*0,029/(3,14*(0,071824- 0,016129))=0,67 м/с;

за ЛБТ

VКП= 4*0,029/(3,14*(0,071824- 0,021609))= 0,74 м/с;

за УБТ

VКП= 4*0,029/(3,14*(0,071824- 0,031684))= 0,92 м/с;

Тогда по формуле (2.3.27): за ТБПВ

?РМК=(550/12)*((0,071824-0,016129)/(0,071824-0,0289)-1)*1080*0,67²=0,0019 МПа;

за ЛБТ

?РМК=(2103/12)*((0,071824-0,021609)/(0,071824-0,029584)-1)*1080*0,74²=0,0036 МПа;

?(?РКП)= 0,27 +1,2 +0,053 +0,025+0,0019+0,0036=1,554 МПа.

По формуле (2.50):

?кр =(PГР-?(?РКП) - (1- ?)* ?п*g*Н)/(?* g*Н)

?кр = (43,9*10⁶-1,554*10⁶-0,01*2485*9,81*2722)/(0,99*9,81*2722)=1577 кг/м³

Критическая плотность промывочной жидкости больше принятой следовательно, условия недопущения гидроразрыва выполняется.