Выбор способа бурения

2.3 Выбор способа бурения

Основные требования к выбору способа вращения долота определяются необходимостью обеспечения успешной работы, проводки ствола скважины с высокими технико-экономическими показателями.

Выбор способа бурения зависит от технической оснащенности предприятия (парк буровых установок, буровых труб, забойных двигателей и т.п.), опыта бурения в данном районе.

Для бурения данной скважины выбираем бурение с помощью гидравлических забойных двигателей. Турбинный способ обладает рядом преимуществ по сравнению с роторным способом бурения:

·  механическая скорость выше, чем при роторном способе бурения;

·  облегчает отклонение ствола в требуемом направлении;

·  можно использовать все виды промывочной жидкости за исключением аэрированной;

·  возможность применения в колонне бурильных труб легкосплавных и тонкостенных стальных труб;

·  улучшаются условия работы, отсутствуют шум и вибрация.

  2.4 Расчет бурильной колонны

Исходные данные:

·  скважина вертикальная;

·  глубина бурения 1300 м;

·  способ бурения – турбинный;

·  диаметр долота D_д = 215,9 мм;

·  нагрузка на долото G = 170 кН;

·  плотность бурового раствора r = 1100 кг/м³;

·  турбобур 3ТСШ1-195;

Расчет УБТ:

D_убт = (0,75¸0,85)* D_д;

D_убт = 0,8*215,9 = 172,7 мм.

Выбираем УБТ диаметром D_убт = 178 мм.

Затем найдем диаметр СБТ для D_убт = 178 мм.

D_сбт = 0,75*215,9 = 175,5 мм.

Выбираем предварительно тип СБТ-ТДПВ 127х9, трубы группы прочности «Д» – бурильные трубы с приварными замками диаметром 127 мм, толщиной стенки трубы 9 мм.

Найдем длину УБТ для бурения забойным двигателем:

где G_д – нагрузка на долото при бурении забойными двигателями;

b – коэффициент облегчения трубы в промывочной жидкости;

q₀ – вес УБТ диаметром 178 мм, q₀ = 156 кг;

G_зд – вес забойного двигателя, G_зд = 4790 кг;

Р_кр^III – критическая нагрузка третьего порядка.

где r_п – плотность промывочной жидкости, r_п = 1100 кг/м³,

r₀ – плотность материала труб, r₀ = 7800 кг/м³;

где l_кр – критическая длина УБТ;

Примем l_убт = 132 м, т.е. 5 свечей длинной по 24 метра и 1 секция УБТ, длинной 12 м.

Определим вес УБТ:

Определим длину СБТ:

где q₀ – вес 1 м СБТ диаметром 127 мм, q₀ = 262 н/м;

G_сбт – полный вес СБТ;

Длина свечи 24 м, поэтому примем количество свечей равное 30, а длина стальных труб 720 м.

Найдем длину ЛБТ:

где L – глубина скважины по стволу L_сбт = 1300 м;

L_сбт – длина СБТ = 720 м;

L_убт – длина УБТ = 132 м;

L_эд – длина ЗД = 26 м;

Произведем расчет растягивающих напряжений при подъеме бурильной колонны.

Разобьем колонну на характерные участки, т.е. отметим точки перехода одного вида труб в другой, переход УБТ в турбобур.

Профиль скважины имеет 3 характерные точки. Данные занесем в таблицу 2.6.

Таблица 2.6

Результаты разбивки бурильной колонны на участки.

Участок	l, м	q, н/м
1	2	3
0 – 1	26	184,2
1 – 2	132	613,6
2 – 3	720	179,9

Расчет напряжений в колонне ведем по методу Сушона, основываясь на том, что в конце колонны усилия Т_н = 0.

где Т_в – нагрузка в верхней части колонны;

Т_н – нагрузка в нижней части колонны;

– средней зенитный угол;

– изменение среднего угла на участке;

l – длина участка;

q – вес 1 метра трубы на участке длины l;

 в – коэффициент облегчения в промывочной жидкости бурильной колонны, в = 0,86;

f – коэффициент сопротивления движения бурильной колонны о стенки cскважины, f = 0,3;

Участок 0 – 1:

Участок 1 – 2:

Участок 2 – 3:

Определим растягивающие напряжение:

где S_к – площадь канала внутри трубы;

S_т – площадь сечения трубы, м²;

где d_вн – внутренний диаметр ЛБТ равный 125 мм;

где D – наружный диаметр трубы;

у_р для третьего участка:

у_р для второго участка:

Определим результирующие напряжение для второго и третьего участков по следующей формуле:

где у_рез – результирующее напряжение, Мпа;

 у_р – растягивающее напряжение, Мпа;

 у_и – изгибающие напряжение, Мпа;

Изгибающие напряжение в нашем случае равно нулю т.к. сквжина вертикальная.

где [n_р], n_р – допустимый и фактический коэффициенты запаса прочности, [n_р] = 1,45;

у_т – предел текучести материала труб, у_т = 300 Мпа;

Проверим сечение третьего участка на прочность:

ЛБТ 147х11 удовлетворяют прочности.

Проведем расчет на прочность ЛБТ 147х11 в клиновом захвате:

Т₃ = 330 кН при f = 0;

Для ЛБТ 147х11, Т_доп =1180 кН;

Т₃ = 330 кН < [Т] = 1180 кН; – Условие прочности в клиновом захвате выполняется.

Сведем все результаты расчетов в таблицу 2.7.

Таблица 2.7

Результаты расчетов

№ участка	L, м	Т, кН	ур, МПа	урез, МПа
I	26	4,1	-	-
II	132	73,8	77,7	77,7
III	720	185,2	54,0	54,0

2.5 Выбор компоновок бурильного инструмента

Правильно выбранная компоновка позволяет без осложнений, с наименьшими затратами пробурить скважину до проектной глубины.

Для разрушения горной породы применяем трехшарошечные долота. С целью создания осевой нагрузки на долото и для повышения жесткости бурильной колонны применяем УБТ. Для передачи вращения долоту используют турбобуры. Бурение под кондуктор ведется ротором.

Таблица 2.8

Компоновка бурильной колонны.

№№	Элементы КНБК
	Типоразмер, шифр	Наружный диаметр, мм	Длина, м	Масса, кг	Примечание
1	2	3	4	5	6
1	Долото 259,3 мм	295,3	0,42	72	Бурение под кондуктор
2	Центратор	295,3	0,57	115,7
3	Колибратор	293,7	0,74	150
4	УБТ	203	10	2232
5	ТБПВ	127
1	Долото 215,9 мм	215,9	0,45	33	Бурение под эксплуатационную колонну
2	ГДК	178	0,4	65
3	3ТСШ1-195	195	25,7	4790
4	УБТ	178	132	870,5
5	ТБПВ	127
6	ЛБТ	147

  2.6 Проектирование режима бурения   2.6.1 Разработка гидравлической программы проводки скважины

Исходные данные:

1)  Глубина скважины по стволу – 1300м;

2)  Тип долота – III-215,9 Т-ЦВ;

3)  Конструкция низа бурильной колонны:

·  долото III-215,9 Т-ЦВ;

·  центратор Æ 215,9 мм;

·  калибратор Æ 212,7 мм;

·  турбобур 3ТСШ1-195;

·  УБТ Æ 178 мм – 10 м;

·  ТБПВ 127х9;

·  ЛБТ 147х9;

4)  Параметры промывочной жидкости:

·  r = 1100 кг/м³;

·  УВ = 25¸30 сек;

·  ПФ = 5¸6 см³/30мин.

а) Выбор расхода промывочной жидкости:

– выбор расхода промывочной жидкости осуществляется исходя из условия удовлетворительной очистки забоя:

где q = 0,65 м/с – удельный расход;

F_з – площадь забоя;

где D_c – диаметр скважины;

где D_д – диаметр долота.

Интервал 0 – 550 м:

D_д = 259,3 мм;

D_с = 0,2953*1,05 = 0,310 м;

м²;

м³/с.

Интервал 550 – 1300 м:

D_д = 215,9 мм;

D_с = 0,2159*1,05 = 0,227 м;

м²;

м³/с.

– выбор расхода, исходя из условий выноса наиболее крупных частиц шлама:

где U_oc – скорость оседания крупных частиц шлама;

F_кп – площадь кольцевого пространства, м²;

где d_ш – средней диаметр крупных частиц шлама;

r_п – плотность породы, кг/м³;

r - плотность промывочной жидкости, кг/м³;

d_ш =0,0035+0,0037*D_д;

где D_тр – диаметр турбобура, м.

Интервал 0 – 550 м:

d_ш =0,0035+0,0037*0,2953 = 0,0046 м;

0,37м/с;

 м²;

 м³/с.

Интервал 550 –1300 м:

d_ш =0,0035+0,0037*0,2159 = 0,0043 м;

0,39м/с;

 м²;

 м³/с.

– выбор расхода из условия нормальной работы турбобура:

где М_уд – удельный момент на долоте;

G – вес турбобура;

М_с – момент турбобура при расходе Q_c жидкости r_с ;

r - плотность жидкости, при которой будет использоваться турбобур.

к – коэффициент учитывающий потери момента в осевой опоре турбобура равный 0,03;

Интервал 550 – 1300 м:

Параметры забойного двигателя 3ТСШ1-195:

G = 4790 кг; М_с = 1,5 кН*м; Q_c = 0,03 м³/с; r_с = 1000 кг/м³;

М_уд = 6 Н*м/кН; r = 1100 кг/м³.

 м³/с.

Из трех расходов Q₁, Q₂, Q₃ выбираем максимальный расход: Q = 0,048 м³/с в интервале 0 – 550 м; Q = 0,026 м³/с в интервале 550 – 1300 м; и далее в расчетах будем принимать этот расход.

б) Определим перепады давлений во всех элементах циркуляционной системы:

Потери давления в ЛБТ:

D_лбт = 147 мм; t = 9 мм; l_лбт = 428 м; r = 1100кг/м³;

- определим динамическое напряжение сдвига - t₀:

t₀ = 8,5*10^-3*r-7 = 8,5*10^-3*1100-7 = 2,35 Па;

- определим динамическую вязкость раствора - h;

h = (0,004¸0,005)* t₀ = 0,005* 2,35 = 0,0118Па*с;

- определим скорость течения потока – U;

где Q = 0,026 м³/с – выбранный расход;

S – площадь рассматриваемого сечения;

 м²;

1,2 м/с;

- определим число Ренольдса в ЛБТ (Re):

 3159;

- определим коэффициент гидравлического сопротивления в ЛБТ (l):

0,027;

- потери давления в ЛБТ (DR):

0,07 Мпа;

Результаты расчетов S, U, Re, l, DR сводим в таблицу 2.9.

Потери давления в СБТ:

D_cбт = 127 мм; t = 9 мм; l_cбт = 720 м; S = 9.3*10^-3 м²; r = 1100кг/м³;

Динамическое напряжение сдвига – t₀ и динамическая вязкость раствора – h, остаются без изменения. t₀ =2,35 мПа; h = 0,0118 Па*с.

- определение скорости течения потока жидкости (U):

м/с;

- определим число Рейнольдса в СБТ (Re):

;

- определим l в СБТ:

;

- потери давления в СБТ (DR):

0,65МПа;

Потери давления в турбобуре 3ТСШ1-195:

Потеря давления в долоте

– Определим перепад давления в кольцевом пространстве между забойным двигателем и стенкой скважины, где D_c = 0,227 м; D_н = 0,195 м – наружный диаметр забойного двигателя; L_зд = 26 м. Методика расчетов аналогична. Результаты расчетов сводим в таблицу 2.8.

Перепад давления в кольцевом пространстве СБТ и УБТ считаются аналогично.

- Определим перепад давления в кольцевом пространстве между ЛБТ и кондуктором, где L = L_к = 550 м; D_c = D_вн^к = 0,2267 м – внутренний диаметр кондуктора;

Остальные расчеты аналогичны и сводятся в таблицу 2.9.

- Определим перепад давления в замках ЛБТ по формуле:

где e_р – коэффициент, используемый при расчете;

где D_вн = 0,129 м – внутренний диаметр ЛБТ 147х9;

d_н = 0,110 м – внутренний диаметр ниппеля;

l_т = 12 м – длина трубы ЛБТ;

Результаты заносим в таблицу 2.9.

- Определим потери давления в поверхностной обвязке буровой по формуле:

где а – коэффициент потери давления;

Определим потери давления в вертлюге, ведущей трубе, шланге, стояке, манифольде:

Суммарные потери в поверхностной обвязке буровой:

Общие потери равны:

Таблица 2.9

Расчеты результатов

Элементы циркуляционной системы	L, м	d, мм	D, мм	S, м2	U, м/с	Re*	l	DR, МПа
1	2	3	4	5	6	7	8	9
Манифольд	–	–	–	–	–	–	–	0,1
Стояк	–	–	–	–	–	–	–	0,03
Грязевый шланг	–	–	–	–	–	–	–	0,02
Вертлюг	–	–	–	–	–	–	–	0,03
Квадрат	–	–	–	–	–	–	–	0,02
ЛБТ	428	129	147	0,013	1,2	3159	0,027	0,07
СБТ	720	109	127	0,009	2,7	6699	0,025	0,65
УБТ	132	90	178	0,006	4,7	18247	0,022	0,41
Турбобур	26	–	–	–	–	–	–	5,10
Долото	–	–	f = 2,87*10-4 м; mu = 0,94					6,06
к.п. турбобура	26	195	227	0,01	2,5	3653	0,026	0,1
к.п. УБТ	139	178	227	0,015	1,7	6303	0,025	0,03
к.п. СБТ необсажен.	585	127	227	0,027	0,9	1875	0,029	0,6
к.п. СБТ обсаженное	122	127	227	0,027	0,9	1875	0,029	0,1
к.п. ЛБТ	428	147	227	0,023	1,1	2773	0,028	0,05
DRкпзамки необсажен.	–		–	–	–	–	–	0,001
DRкпзамки обсажен.	–		–	–	–	–	–	0,0001
SDR								13,39

Выбираем насос, исходя из суммарных потерь в циркуляционной системы. Выбираем из условия [P] > SDR, где [P] допускаемое рабочее давление насоса; SDR = 13,39 Мпа;

По таблице 56 [] выбираем буровой насос с [P] = 13,9 МПа при диаметре втулок d_вт = 170 мм –У8-6МА.

Заключительной стадией гидравлического расчета скважины является построение НТС – номограммы.

Для этого занесем в таблицу теоретические и фактические подачи и давления насоса при различных диаметрах втулки.

Теоретические подачи и давления насоса берем из таблицы 56 [].

Фактическая подача определяется по формуле:

где к – коэффициент, учитывающий работу насоса на всасывании (к = 0,85);

Q – теоретическая подача.

Таблица 2.10

Давления и подачи У8-6МА

Диаметр втулки, мм	Допустимое давление, МПа	Теоретическая подача, м3/с	Фактическая подача, м3/с
160	16	0,0317	0,0269
170	13,9	0,0355	0,03018
180	12,2	0,0404	0,03434

Затем значения Q_ф и Р нанесем на график (рис. 2.1) Q = f(DR).

На значениях подачи отметим интервалы регулирования расхода. Найдем потери давления, зависящие от глубины. Они равны потерям в ЛБТ, СБТ, УБТ, кольцевом пространстве между ЛБТ и стенками скважины, СБТ и стенками скважины, УБТ и стенками скважины, замках, кольцевом пространстве между замками и стенками скважины.

По таблице 2.8 определяем эти потери:

Эти потери найдены при расходе промывочной жидкости равном 0,026 м³/с.

Пересчитаем потери, зависящие от глубины на другие значения расходов по формуле:

Остальные потери давления, зависящие от глубины вычисляются аналогично и наносятся на график.

Определяем потери давления, не зависящие от глубины. Они равны суммарному перепаду давления во всех элементах циркуляционной системы, исключая перепад в забойном двигателе и потерь зависящих от глубины.

Пересчитаем потери, не зависящие от глубины на другие значения расходов по формуле:

Для остальных расходов потери вычисляются аналогично и наносятся на график.

Рассчитаем также характеристику 3ТСШ1-195 для различных расходов. Результаты нанесем на график (рис. 2.1).

Рисунок 2.1 НТС – номограмма.

2.6.2 Расчет рабочих характеристик забойных двигателей

Рабочей выходной характеристикой турбобуров называется зависимость частоты вращения, момента и мощности на валу турбобура от осевой нагрузки на долото. Она служит для определения интервала осевых нагрузок, при которых наблюдается устойчивая работа турбобура, а также для оптимизации режимов турбинного бурения.

Исходные данные для расчета:

·  Турбобур 3ТСШ1-195;

·  Q = 0,026 м³/с;

·  r = 1100 кг/м³;

·  D_д = 215,9 мм;

·  М_уд = 4*10^-3 м;

·  D_с = 0,130 м;

·  D₁ = 0,149 м;

·  D₂ = 0,124 м;

·  D_в = 0,135 м.

В = 0,5*4790*9,81 = 23495 Н – вес вращающихся деталей и узлов турбобура.

Произведем расчет.

Определим параметры турбины n, М, DR:

Определим разгонный момент на валу турбобура:

где m = 0,12 – коэффициент трения в опорах турбобура;

Р – средней радиус трения;

Р_г – гидравлическая нагрузка в турбобуре;

Определим разгонную частоту вращения вала турбобура:

где М_т = 2*М, М_т – тормозной момент;

Определим удельный момент в пяте:

Основные расчетные уравнения, описывающие рабочую характеристику турбобура;

Результаты расчета сводим в таблицу 2.11.

Таблица 2.11

Gi, кН	0	50	125	150	175	200	260
ni, с-1	4,48	4,9	5,52	5,74	5,13	4,53	3,08
Мi, Нм	118,75	528,74	1143,74	1348,74	1553,74	1758,74	2250,74
Ni, кВт	3,34	16,275	39,69	48,63	50,11	50,047	43,514

На основе полученных данных построим рабочую характеристику турбобура 3ТСШ1-195.

Рисунок 2.2 Рабочая характеристика 3ТСШ1-195

в координатах M – G; N – G; n – G.

Произведем анализ рабочей характеристики турбобура. Из рис. 2.2 видно, что турбобур устойчиво работает в области нагрузок 0 ¸ 140 кН и 160 ¸ 250 кН.

Из практики известно, что при êР_г - G_i ê< 10⁴ Н наблюдается усиление вибраций турбобура и бурильного инструмента. В нашем случае эта область распространяется на интервал нагрузок 140 ¸ 160 кН. Отсюда следует, допустимая нагрузка на турбобур лежит вне зоны вибрации, поэтому режим работы нормальный.

  2.6.3 Составление проектного режима бурения

Выбор проектного режима бурения скважины производим в соответствии с пунктами 2.1; 2.6.1; 2.6.2, а также исходя из опыта бурения скважин и выбранные данные сводим в таблицу 2.12.

Таблица 2.12

Сводная таблица режима бурения

Интервал бурения, м		Диаметр долота, мм	Тип забойного двигателя	Расход, м3/с	Давление, Мпа	Нагрузка на долото, кН	Параметры промывочной жидкости
от	до						r, кг/м3	УВ, с	ПФ, см3/ 30мин
0	550	295,9	––	0,037	13	10-12	1120	35	6
550	1300	215,9	3ТСШ-195	0,026	15	17	1100	25	5¸6

2.5 Расчет и выбор конструкции обсадных колонн, компоновка их низа и обоснование технологической оснастки.

Расчет эксплуатационной колонны:

Исходные данные для расчета:

На рис.2.3 приведена расчетная схема эксплуатационной колонны.

D_к =244,5 мм;

д_к = 8,9 мм;

Н_к = 550 мм;

D_э = 168 мм;

Н_э = 1300 м;

h₂ = 750 М;

с =1100 кг/м³;

с =1000 кг/м³;

Рисунок 2.3 Расчетная схема эксплуатационной колонны.

Цементный раствор от 550 до 1300 м. Облегченный цементный раствор от устья до 550 м. Подъем цемента осуществляется до устья скважины. Продавку цементного раствора в заколонное пространство осуществляется технической водой с = 1000 м/кг³.

Рассчитаем плотность облегченного цементного раствора:

где – давление поглощения на глубине 550 м;

где к_п – коэффициент поглощения, к_п = 1,5;

с_в – плотность воды, с_в =1000 кг/м³;

Н^{`</sup> – глубина поглощающего пласта, Н<sup>`} = 550м;

Округлим плотность облегченного цементного раствора до 1500 кг/м³.

Рассчитаем плотность цементного раствора по формуле:

где – давление поглощения на глубине 1300м;

где Р_пл – пластовое давление на глубине 1300 м, Р_пл = 9,0 МПа;

Плотность цементного раствора равна 1820 кг/м³.

Рассчитаем для цементного раствора пластическую вязкость и ДНС:

Для цементного раствора:

Примем ф_ц.р. = 8,47 Па, з_ц.р. = 0,038 Па*с.

Рассчитаем для облегченного цементного раствора пластическую вязкость и ДНС:

Примем ф_ц.р. = 4,05 Па, з_ц.р. = 0,018 Па*с.

  2.5.1 Расчет построение эпюр внутренних и наружных избыточных давлений

Определение внутренних давлений.

Максимальное значение рабочих внутренних давлений отмечается при испытании скважины на герметичность. Минимальные значения – в конечный период эксплуатации.

1) В период ввода скважины в эксплуатацию.

где

Р_вz – внутренние давление на глубине Z;

где Р_опр – давление опрессовки;

Р_у – давление на устье.

Так как Р_опр < 10 МПа, то принимаем Р_опр = 10 МПа, где 10 МПа – минимальное опрессовочное давление для колонны диаметром 146 мм.

2) При окончании эксплуатации.

Определение наружных давлений.

1) В период ввода скважины в эксплуатацию

для Z < H_скв,

где к – коэффициент разгрузки цементного камня, к = 0,25.

для Z = Н_скв

2) При окончании эксплуатации

  2.5.2 Расчет и построение эпюр избыточных давлений

Наружные избыточные давления:

Внутренние избыточные давления:

По полученным данным эпюры внутренних и наружных избыточных давлений (см. рис 2.4 и 2.5).

Рисунок 2.4 Эпюра наружных избыточных давлений.

Рис. 2.5 Эпюра внутренних избыточных давлений.

  2.5.3 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 = 9,1 МПа, поэтому для первой секции выбираем трубы, имеющие:

Р_кр1 ≥ Р_ни *[n₁],

где [n₁] = 1,1;

Р_кр1 ≥ 9,1*10⁶*1,1 = 10,1 МПа.

Выбираем трубы диаметром 168 мм и толщиной стенки д = 7 мм, с группой прочности «Д», имеющие следующие характеристики:

Р_кр = 16,6 МПа, Р_т = 28,8 МПа, Р_стр = 880 кН.

Проверяем трубы на прочность:

И так окончательно выбираем трубы согласно ГОСТу–632–64, ОТТМ диаметром 168,3 мм и толщиной стенки 7,3 мм, диаметром муфты 188 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	1300	7,3	Д	382,6	1,8	6,7	2,3

2.5.4 Компоновка кондуктора и эксплуатационной колонны

Выбор технологической оснастки.

Под названием «технологическая оснастка» подразумевается набор устройств, которыми оснащают обсадную колонну для обеспечения ее спуска и качественного цементирования. Выбранная технологическая оснастка включает в себя следующие элементы:

1) Элементы оснастки кондуктора.

а) башмак с бетонной насадкой БК-245;

б) обсадные трубы диаметром 245 мм;

в) для предупреждения перетока бурового или тампонажного раствора из заколонного пространства в обсадную колонну, в процессе крепления скважины оборудуется обратным клапаном ЦКОД-245. его монтируют или в башмаке обсадной колонны или на 10-12 м выше него.

г) для цементирования обсадной колонны в стволе скважины, с целью равномерного заполнения кольцевого пространства тампонажным раствором и качественного разобщения, оборудуется центраторами ФП 245х3500 – 3шт.

2) Элементы оснастки эксплуатационной колонны.

а) башмак с бетонной насадкой БК-168 мм;

б) обсадные трубы диаметром 168 мм;

в) обратный клапан ЦКОД-168;

г) центраторы ФП 168х214х265 – 8 шт.;

д) турбулизаторы ЦТ 168/214-3 – 8 шт.;

Их устанавливают на обсадной колонне в зонах расширения ствола скважины на расстоянии не более 3-х метров друг от друга;

е) для разрушения корки бурового раствора на стенках скважины при расхаживании обсадной колонны, и образования прочного цементного кольца за обсадной колонны, оборудуется скребками 168/214 – 6 шт.

  2.6 Цементирование эксплуатационной колонны   2.6.1 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 = 2920 кг/м³ – плотность цементного раствора;

– для облегченного цементного раствора:

– для цементного раствора:

Найдем необходимый объем:

– облегченного цементного раствора:

т.к. облегченный цементный раствор находится внутри кондуктора, т.е. в обсаженной части ствола скважины:

– цементного раствора:

Объем воды для приготовления:

– для цементного раствора:

– для облегченного цементного раствора:

Количество цементировочной техники:

где с_нас –насыпная плотность цементного порошка;

V_бунк –объем бункера цементосмесительной машины СМН-20;

Для приготовления цементного раствора:

Для приготовления облегченного цементного раствора:

Всего потребуется для приготовления и закачки цементных растворов 3 машины 1АС-20 и 4 машины ЦА-320.

2.6.2 Гидравлический расчет цементирования

Определим объемное содержание глины, цемента и воды в 1 м³.

где q_см – масса сухого тампонирующего материала,

q_в – объем содержания воды в 1м³ раствора,

где q_гл –масса глинопорошка в 1м³ раствора,

q_ц – масса цемента в 1м³ раствора,

Определим для облегченного цементного раствора:

Определим общую массу цемента, глины и воды потребного для приготовления облегченного цементного раствора:

Найдем q_см для цементного раствора:

Определим общую массу цемента, глины и воды потребного для приготовления облегченного цементного раствора:

Определим подачу ЦА-320 при закачке облегченного цементного раствора:

где Q_в –объемная подача воды, Q_в = 12,6 л/с;

Определим подачу ЦА-320 при закачке цементного раствора:

Определим время закачки:

– облегченного цементного раствора:

– цементного раствора:

Результаты расчета цементирования приведены в приложении 1.

График процесса закачки и продавки цементировочного раствора приведены на рис.2.5, а схема обвязки на рис.2.6.

Рисунок 2.5 График процесса закачки и продавки цементного раствора.

Рис. 2.6 Схема обвязки.

1, 2 – Смесительные машины с цементным и облегченным цементным растворами;

3 – ЦА для приготовления цементного и облегченного цементного раствора;

4 – ЦА начинающий продавку;

5 – Цементировочная пробка;

6 – Цементировочная головка;

7 – Блок манифольда;

8 – Станция контроля за цементированием.

2.6.3 Контроль качества цементирования

Наиболее эффективным методом, позволяющим получить максимальную информацию о качестве цементирования обсадной колонны не зависимо, от температуры и плотности тампонажного камня, является акустическая цементометрия. Для контроля качества цементирования обсадной колонны применяют акустические цементомеры АКЦ-1 и АКЦ-2. путем совместной интерпретации кривых акустической цементограммы представляется возможным:

– определить высоту подъема тампонажного раствора за обсадной колонной;

– оценивать состояние контакта цементного камня с колонной, а в некоторых случаях и с породой в кольцевом пространстве;

– исследовать процессы формирования цементного камня в затрубном пространстве во времени и оценивать степень влияния на камень различных нагрузок, испытываемых обсадной колонны при перфорации, избыточных внутренних давлениях и выполнение технологических операций в скважине.

С целью повышения информативности акустической цементометрии желательно использовать приставки к наземной аппаратуре цементомера, позволяющие регистрировать полный акустический сигнал, подающий в приемник цементомера. На основе интерпретации характеристик полного акустического сигнала достаточно уверено можно оценивается состояние контакта цементного камня с породой, учитывая влияния факторов на результаты измерений.

Для оценки герметичности обсадной колонны нужно провести опрссовку ствола скважины.

Давление опрессовки должно быть не менее 7 МПа. Колонна считается герметичной, если при опрессовке ее водой давление за 30 минут снижается не более чем на 0,5 МПа, а также если после замены продавочной жидкости водой не наблюдается перелива жидкости и выделения газа на устье.

3. ТЕХНИКА ДЛЯ СТРОИТЕЛЬСТВА СКВАЖИНЫ   3.1 Выбор буровой установки

При выборе буровой установки исходят из того, что бы соблюдались следующие условия: критическая нагрузка, была бы больше нагрузки в процессе бурения и крепления, оснастка и диаметр талевого каната обеспечивали безаварийную работу на буровой.

С учетом этих условий, а также на основе работы на данной группе площадей на идентичных скважинах делаем следующий вывод: для бурения скважины выбираем буровую установку согласно ГОСТу – 16293 – 82 БУ – 75 БрЭ.

В таблице 3.1 приведена техническая характеристика этой буровой установки.

Таблица 3.1

Техническая характеристика БУ – 75 БрЭ.

№	Параметры	БУ – 75 БрЭ
1	2	3
1	Тип привода	электрический
2	Число двигателей основных механизмов	2
3	Допустимая нагрузка на крюке, кН	1000
4	Мощность привода лебедки, кВт	320
5	Оснастка талевой системы	4х5
6	Число скоростей подъема	4
7	Число буровых насосов	1
8	Полезная высота вышки, м	36,74
9	Наибольшее давление на выкиде	24,5
10	Масса установки, кг	1475

  3.2 Обогрев буровой в зимних условиях

Продолжительность отопительного периода в районе деятельности БП «Тюменбургаз» составляет 284 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.

3.3 Обоснование и выбор вновь применяемой
техники для строительства скважин

Выбор бурового и дополнительного оборудования вышки и соответствующих им конструктивных узлов при вышечных сооружений на основании справочников и инструкций в зависимости от условия проводки скважины (вида энергии, глубины, конструкции скважины, способа бурения и т.д.) и имеющегося в наличии парка буровых установок.

На данной разбуриваемой группе площадей применяется буровая установка БУ – 75 БрЭ, техническая характеристика которой приведена в таблице 3.1.

4. СПЕЦИАЛЬНАЯ ЧАСТЬ   4.1 Введение

Развитие нефте- и газодобывающей промышленности существенно зависит от темпов бурения скважин. Последние значительно сдерживаются авариями и осложнениями, на ликвидацию которых затрачивается 10-12 % общего времени, задалживаемого на бурение скважин.

Буровые организации оснащаются современными буровыми станками, оборудованием, инструментами и приборами. Для осуществления бурения скважин разработаны технологические процессы, обеспечивающие строительство скважин глубинами 7-12 тыс. м. Однако современные техника и технология в процессе бурения используются не всюду правильно, что иногда приводит к нарушениям нормального цикла бурения и возникновению аварий и осложнений. Освоение новых площадей часто сопровождается осложнениями, вызванными незнанием особенностей горно-геологических условий этого региона.

Проблема предотвращения аварий и осложнений по прежнему актуальна. Решение ее позволило бы сэкономить значительные средства, сократить время бурения скважин, повысить технико-экономические показатели.

Необходимо помнить, что беспечность и пассивность в работе исполнителя — источник аварии. От квалифицированной работы рабочих в первую очередь зависят безаварийное бурение скважин на нефть и газ и исключение осложнений.

4.2 Виды аварий и причины их возникновения

Аварии в бурении, представляющие собой нарушение нормального процесса проводки скважин, приводят к значительным затратам времени и средств, нанося тем самым большой материальный ущерб.

Аварии делят на следующие виды: