Эксплуатационные скважины для освоения месторождений Западной Сибири

Содержание

Реферат

Введение

1. Общая и геологическая часть

1.1 Географо-экономическая характеристика района работ

1.2 Геологические условия

1.3 Характеристика газонефтеводоносности месторождения

2. Технологическая часть

2.1 Выбор и обоснование способа бурения

2.2 Конструкция и профиль проектной скважины

2.2.1 Проектирование и обоснование конструкции скважины

2.2.2 Обоснование и расчёт профиля проектной скважины

2.3 Разработка режимов бурения

2.3.1 Обоснование класса и типоразмеров долот по интервалам бурения

2.3.2 Расчет осевой нагрузки на долото

2.3.3 Расчет частоты вращения долота

2.3.4 Обоснование и выбор очистного агента

2.3.5 Расчет необходимого расхода очистного агента

2.4 Разработка рецептур бурового раствора

2.5 Выбор и обоснование типа забойного двигателя

2.6 Гидравлический расчет промывки скважины

2.7 Режимы бурения при вскрытии продуктивных горизонтов

2.8 Обоснование критериев рациональной отработки долот

2.9 Разработка мероприятий по предупреждению осложнений и аварий при сооружении скважины

2.10 Проектирование и обоснование компоновки бурильной колонны и её расчет

2.11 Проектирование конструкции обсадных колонн из условия равнопрочности по длине

2.12 Расчёт параметров цементирования

2.13 Технология спуска обсадных колонн и цементирования

2.14.1 Вторичное вскрытие пласта

2.14.2 Вызов притока из пласта

2.15 Выбор и обоснование буровой установки, ее комплектование

3. Вспомогательные цехи и службы

3.1 Ремонтная база

3.2 Энергетическая база

3.3 Водные ресурсы и водоснабжение

3.4 Приготовление раствора

3.5 Транспорт

3.6 Связь и диспетчерская служба

3.7 Культурно-бытовое и медицинское обслуживание

4. Безопасность жизнедеятельности

4.1 Безопасность в рабочей зоне

4.2 Охрана окружающей среды

4.3 Чрезвычайные ситуации

5. Организационно-экономическая часть

5.1 Структура и организационные формы работы бурового предприятия Стрежевской филиал ЗАО " Сибирская сервисная компания " (СФ ЗАО "ССК")

5.2 Анализ основных технико-экономических показателей (ТЭП) и баланса рабочего времени буровых бригад

5.3 План организационно-технических мероприятий (ОТМ) по повышению ТЭП

5.4 Определение нормативной продолжительности строительства скважин

5.5 Расчет экономической эффективности разработанных ОТМ

6. Специальная часть

Заключение

Литература

Реферат

Выпускная квалификационная работа 186 с., 11 рис., 31 табл., 25 источник, 6 приложений, 6 листов графического материала.

НАКЛОННО НАПРАВЛЕННАЯ СКВАЖИНА, БУРОВАЯ УСТАНОВКА, РЕЖИМ БУРЕНИЯ, БУРОВОЙ РАСТВОР, ПРОФИЛЬ СКВАЖИНЫ, ОБСАДНАЯ КОЛОННА, ОСВОЕНИЕ.

Объектом работы являются эксплуатационные скважины для освоения месторождений Западной Сибири.

Цель работы - совершенствование профилей наклонно направленных скважин и технологии их реализации на Игольско-Таловом месторождении.

Работа выполнена по геологическим материалам Игольско-Талового месторождения.

В результате работы спроектирована конструкция и технология проводки скважины глубиной 3105 метров.

Достигнутые результаты: рассмотрена проблема связанная с технологией реализации спецпрофилей скважин на Игольско-Таловом месторождении, приводятся предложения по усовершенствованию этой технологии.

Данная работа выполнена с учетом современных достижений в области техники и технологии строительства нефтяных скважин.

Введение

В данное время Россия занимает одно из лидирующих мест в добыче мировых запасов нефти и газа, что несет большие прибыли нефтегазодобывающим компаниям в период стабильно высоких цен на углеводородосодержащее сырье.

Перед добывающими компаниями нашей страны открываются большие возможности: пользуясь сложившейся ситуацией на мировом рынке возможны крупные капиталовложения в развитие предприятий комплекса, применение новых более дорогостоящих технологий, научные исследования в сфере недропользования. Последние годы особо остро показывают на необходимость движения в этом направлении, на фоне снижения дебитов эксплуатируемых скважин и увеличения затрат на извлечение углеводородного сырья.

Применение новых технологий в добыче нефти предъявляет более жесткие условия к бурящимся скважинам. Необходимость решения большего комплекса задач, связанных с процессом строительства скважин требует изменения технологии бурения скважин.

Тенденции развития технологии в последнее время направлены на минимизацию вредного воздействия на продуктивный пласт во время бурения, качественное крепление и цементирование, использование новых технологий для идеализации профиля ствола скважин, уменьшение вредного воздействия на окружающую среду во время бурения.

Основная цель данного проекта - предложения по совершенствованию технологии реализации спецпрофилей. Использование предложенных решений при бурении скважин на месторождениях западносибирского региона несет реальную прибыль предприятиям нефтяной отрасли.

1. Общая и геологическая часть 1.1 Географо-экономическая характеристика района работ

Географо-экономическая характеристика района работ представлена в табл.1.1

Таблица 1.1 Географо-экономическая характеристика района работ

Наименование данных	Характеристика
Площадь (месторождение)	Игольско-Таловое
Административное положение Республика Область (край) Район	Россия Томская Каргасокский
Температура воздуха, градус: среднегодовая наибольшая летняя наименьшая зимняя	3 +36 55
Среднегодовое количество осадков, мм	500
Максимальная глубина промерзания грунта, м	2,25
Продолжительность отопительного периода в году, сутки	244
Продолжительность зимнего периода в году, сутки	188
Азимут преобладающего направления ветра, град	45
Рельеф местности	равнинный
Состояние местности	заболочена на 40-70%
Растительный покров	болото, лес представлен сосной, осиной, берёзой
Толщина почвенного слоя, м	0,50
Толщина снежного покрова, м	0,60
Водоснабжение	Артезианская скважина, водовод диаметром 0,073 метра в две нитки по поверхности земли, теплоизолирован.
Местные стройматериалы	Карьер, грунт 2 категории
Подъездные пути	Лежневой настил из леса круглого, насыпной грунт-временная дорога к площадке скважины.

Расстояние до областного центра-650км, до поселка Новый Васюган-120км, до вахтового поселка Пионерный-250км.

Основным видом для доставки грузов является автотранспорт. К месторождению проложены магистральные пути с твердым покрытием, водных транспортных путей нет.

Для перевозки рабочего персонала используют вертолеты и автобусы. Из поселка Пионерный регулярно вылетают вахтовые рейсы самолетом Ан-24, перевозящие работников, проживающих в Томске.

Обзорная карта путей сообщения на месторождении представлена на рис.1.1.

Рис. 1.1 Схема расположения дорог и кустов на Игольско-Таловом месторождении.

1.2 Геологические условия

Проектный литолого-стратиграфический разрез Игольско-Талового месторождения составлен на основании данных поисковых и разведочных работ. Данные о стратиграфическом делении разреза приведены в табл. 1.2.

Таблица 1.2 Стратиграфическое деление разреза скважины

Глубина залегания, м		Стратиграфическое деление разреза.		Коэффициент кавернозности
от	до	Название	Индекс
0 60 230 340 500 540 700 840 860 1750 1810 2350 2430 2740 2760 2810	60 230 340 500 540 700 840 860 1750 1810 2350 2430 2740 2760 2810 2830	Четвертичные отложения. Некрасовсая свита. Чеганская свита. Люмиварская свита. Талицкая свита. Ганькинская свита. Березовская свита. Кузнецовская свита. Покурская свита. Алымская свита. Вартовская свита. Тарская свита. Кулащинская свита. Баженовская + Георгиевская свита. Васюганская свита. Тюменская свита.	Q P3 P2 - P3 P2/2 P1 K2 K2 K2 K1 - K2 K1 K1 K1 J3 J3 J3 J1 - J2	1,2 1,2 1,2 1,2 1,2 1,7 1,7 1,7 1,7 1,7 1,7 1,1 1,1 1,1 1,1 1,1

Данные о физико-механических и фильтрационно-емкостных свойствах горных пород приведены в таблице 1.3.

Таблица 1.3 Механические и фильтрационно-емкостные свойства горных пород по разрезу скважины	Категория по промысловой классификации		13	М	M	M	M	M	М	МС	МС
	Категория абразивности		12	X IV	IV X X	IV X	IV	IV X	IV X	IV X X	IV
	Глинистость,%		11	10 100	100 20 35	100 15	100	100 40	100 12	100 20 12	100
	Карбонатность,%		10	0 0	0 0 0	0 0	0	4 5	10 3	0 0 3	10
	Пористость,%		9	30 20	20 30 17	20 30	20	20 25	20 27	20 22 27	20
	Проницаемость, мкм2		8	0.25 0	0 0,25 0,05	0 0,1	0	0 0.25	0 0,15	0 0,21 0,15	0
	Предел текучести, МПа		7	30	60	70	90	90	90	90	90
	Твердость, МПа		6	100	100	100	100	100	100	100	100
	Плотность, г/см3		5	2,1 2,4	2,4 2,1 2,2	2,4 2,3	2.4	2.4 2.2	2.4 2.2	2,4 2,2 2,1	2,4
	Краткое название горной породы		4	пески глины	глины пески супеси	глины пески	глины	глины супеси	глины супеси	глины пески супеси	глины
	Индекс стратиграфического подраздел.		3	Q	P3	P2 - P3	P2/2	P1	K2	K2	K2
	Интервал, м	до	2	60	230	340	500	540	700	840	860
		от	1	0	60	230	340	500	540	700	840

13	MC	MC	MC	MC	MC	С	С	С
12	IV X VI X	IV X VI	VI X VI	X VI	VI X VI	VI	X VI	VI X
11	100 20 20 12	100 20 20	100 20 20	20 100	100 20 15	100	20 100	100 25
10	3 3 3 3	3 3 3	3 3 3	3 3	3 3 3	10	8 5	5 5
9	20 28 20 27	20 25 22	18 30 20	22 20	17 24 20	16	20 16	16 22
8	0 0,03 0,03 0,2	0 0,0025 0,002	0 0,002 0,0015	0,002 0	0 0,002 0,0015	0	0,001 0	0 0,005
7	90	90	90	90	90	90	90	90
6	100 150 150 250	150 200 200	150 200 200	200 150	150 200 200	500	1000 500	250 200
5	2,4 2,1 2,1 2,2	2,4 2,1 2,1	2,4 2,2 2,2	2,2 2,4	2,4 2,2 2,3	2,45	2,3 2,45	2,4 2,2
4	глины песчаники алевролиты пески	глины песчаники алевролиты	песчаники аргиллиты алевролиты	песчаники аргиллиты	аргиллиты песчаники алевролиты	аргиллиты	песчаники аргиллиты	аргиллиты песчаники
3	K1 - K2	K1	K1	K1	K1	J3	J3	J1 - J2
2	1750	1810	2350	2430	2740	2760	2810	2830
1	860	1750	1810	2350	2430	2740	2760	2810

Градиент давлений и температура по разделу скважины приведены в табл.1.4

Интервал, м		Градиенты давлений, МПа/м				Температура в конце интервала, 0С
от	до	пласто-вого	порового	гидрораз-рыва	горного
0 60 230 340 500 540 700 840	60 230 340 500 540 700 840 860	0,01	0,01	0,02	0,22	3 6 8 10 11 16 20 20 50 52 74 78 91 92 94 94
860 1750 1810 2350 2430	1750 1810 2350 2430 2750	0,0101	0,0101	0,018	0,023
				0,017
2750 2770 2820	2770 2820 2830	0,0102	0,0102
					0,024

Ожидаемые осложнения приведены в табл.1.5

Таблица 1.5 Ожидаемые осложнения и их характеристика

Интервал, м		Вид осложнения.	Характеристика.
от	до
0 2350	230 2430	Поглощение бурового раствора.	Интенсивность поглощения: до 1м3/ час.
0 1810	840 2350	Осыпи и обвалы стенок скважины.	Проработка до 200 м.
0	2430	Прихваты бурильной колонны.
860 2800	2770 2830	Водопроявление.	q=1,01 г/см3
2760	2830	Нефтепроявление.	q=0,76 г/см3

1.3 Характеристика газонефтеводоносности месторождения

Продуктивный пласт J₃ залегает на глубине 2760….2770 метров, имея следующие характеристики:

коллектор неустойчивый, однородный;

тип коллектора - поровый;

плотность флюида: в пластовых условиях 0,76 г/см³

после дегазации 0,86 г/см³

содержание по весу: серы 0,3%

парафина 2,76%

ожидаемый дебит 120 м³/сутки

параметры растворенного газа: газовый фактор 47 м³/м³

давление насыщения в пластовых условия 8,4 М Па

содержание по объему: сероводорода 0%

углекислого газа 1,75%

Характеристика водоносности приведена в табл.1.6

Данные о геофизических исследованиях скважины приведены в приложении А.

Таблица 1.6 Водоносность

Тип вод				гидрокарбонаткальциевый	хлоркальциевый
Степень минерализации мг. экв				-	15 14 20 26
Химический состав воды в мг. эквивалентной форме		катионы	Ca	-	1 11 19 9
			Mg	-	1 1 2 3
			Nа	-	48 38 33 88
		анионы	HCO3	-	1 0 1 2
			SO4	-	0 0 0 0
			Cl	-	50 50 49 98
Фазовая проницаемость, мкм2				0,0250	0,15 0,003 0,003 0,001
Свободный дебит, м3/сут					300 10 28 98
Плотность, г/см3				1,0	1,01 1,01 1,01 1,01
Интервал, м	до			230	1750 1810 2430 2830
	от			60	860 1790 2350 2780
Индекс стратиграфического подразделения				P3	K1 - K2 K1 K1 J1 - J2

2. Технологическая часть 2.1 Выбор и обоснование способа бурения

Одним из ответственных этапов при проектировании технологии проводки скважины - выбор способа бурения, так как он определяет многие технические решения - режимы бурения, бурильный инструмент, гидравлическую программу, тип буровой установки и, как следствие, технологию крепления скважины.

Выбор способа бурения во многом обусловлен региональными условиями (парк буровых установок, бурильных труб, забойных двигателей и т.д.)

В Российской Федерации распространены следующие способы вращательного бурения:

роторный;

бурение гидравлическими забойными двигателями;

бурение электробурами.

Каждый способ бурения в определенных горно-геологических, технико-экономических и материально-технических условиях имеет свои преимущества.

Бурение роторным способом имеет преимущества:

При бурении глубоких интервалов (более 3500 метров).

Когда оптимальная частота вращения долота находится в пределах 35 - 150 об/мин.

Разбуривание мощных толщ горных пород, для которых целесообразно применять энергоемкие долота.

Бурение скважин в осложненных условиях, требующих применение буровых растворов плотностью более 1,7 гр/см^3, большой вязкости и большого СНС.

Бурение скважин с продувкой забоя воздухом и промывкой аэрированной жидкостью с высокой степенью аэрации.

Бурение скважин в условиях высоких забойных температур, более 150⁰ С.

Бурение вертикальных скважин.

Бурение скважин с помощью гидравлических забойных двигателей имеет преимущества:

При бурении наклонно-направленных и вертикальных скважин глубиной до 3500 метров.

Использование буровых растворов плотностью менее 1,7 гр/см³.

Бурение скважин в условиях низких забойных температур, менее 140⁰ С.

Из опыта работ по строительству скважин в районах Поволжья, Приуралья и Западной Сибири показывает, что породы средней и малой твердости успешно разбуриваются шарошечными долотами при высоких частотах вращения 400 - 600 об/мин.

Бурение роторным способом в этих условиях при повышенных частотах вращения (150 - 200 об/мин) приводит к быстрому износу бурильных труб, бурильных замков, а также к авариям. Для роторного бурения требуются бурильные трубы повышенной прочности и сбалансированный тяжелый низ бурильной колонны [1].

Учитывая тот факт, что в Западной Сибири бурение электробурами не применяется, а также исходя из геолого-технологических условий бурения, выбирается бурение с помощью гидравлических забойных двигателей. Это позволит добиться простоты конструкции скважины за счет того, что колонна бурильных труб не вращается, тем самым исключается возможность нежелательных осыпей, обвалов стенок скважины, так как бурение в данных геологических условиях идёт по неустойчивым горным породам.

2.2 Конструкция и профиль проектной скважины 2.2.1 Проектирование и обоснование конструкции скважины

Под конструкцией эксплуатационного забоя понимается конструкция низа обсадной эксплуатационной колонны в районе продуктивного пласта. Конструкция должна отвечать определенным требованиям:

1. Устройство ствола в процессе всего периода эксплуатации.

2. Проведение технологических операций по повышению нефтеотдачи.

3. Возможность проведения ремонтно-изоляционных работ.

4. Максимальная производительность скважины.

Из всех имеющихся способов устройства эксплуатационного забоя для конкретных условий данной скважины: коллектор неустойчивый, водоносный горизонт лежит ниже подошвы продуктивного пласта на 10 метров, выбираем следующий метод: ствол скважины выше продуктивного горизонта при первичном вскрытии остается открытым, не закрепленный обсадными трубами, вскрытие продуктивного горизонта осуществляется на промывочной жидкости, обеспечивающей сохранность открытого ствола скважины. В этом случае бурится до глубины, на 50 м ниже подошвы продуктивного горизонта. Затем в скважину спускается до забоя обсадная колонна и цементируется по всей длине, в последствии обсадная колонна и цементный камень в районе эксплуатационного объекта перфорируется [2].

Этот метод имеет следующие достоинства: прост в реализации; позволяет селективно сообщать скважину с любым пропластком продуктивной залежи; стоимость собственно буровых работ может быть меньше, чем при других методах.

Под несовместимыми условиями бурения понимают такое их сочетание, когда заданные параметры процессов бурения нижележащего интервала скважины вызовут осложнения в пробуренном вышележащем интервале, если последний не закреплен колонной. С этой целью строится график совмещенных давлений рис.2.1 на основании данных, представленных в табл.1.5 По графику определяется число и глубина спуска обсадных промежуточных колонн.

Давление столба промывочной жидкости должно превышать Рпл на глубине 0 - 1200 метров на 10 - 15%, но не более 1,5 МПа, на глубине 1200 - 2500 м на 7 - 10%, но не более 2,5 МПа, на глубине 2500 - 2830 м на 7 - 4%, но не более 3,5 МПа [3].

Из графика следует, что интервалы, несовместимые по условиям бурения в разрезе отсутствуют. Необходимое условие Рпл <Рбр <Ргр выполняется.

Проектируемое число и глубины спуска обсадных колонн должны обеспечить:

Долговечность скважины.

Герметичное разобщение всех проницаемых пород.

Сохранность запасов полезных ископаемых.

Минимальную вероятность осложнений.

Минимальную металлоемкость.

Минимум затрат на единицу добываемой продукции.

Практически обязательными являются кондуктор и эксплуатационная колонна, направление отсутствует, так как бурение и крепление кондуктора длится двое суток и размыва устья не происходит.

Минимальная глубина спуска кондуктора Н _к рассчитывается по формуле, представленной в [1], исходя из условия предупреждения гидроразрыва горных пород:

Н_К ³ (РПЛ -10^-6×L ×q_Ф) / (ΔР_ГР - 0,1× q_Ф) м, (2.1)

где РПЛ - максимальное пластовое давление в скважине, МПа; L - глубина скважины, м; q_Ф - удельный вес флюида, Н/м³; ΔР_ГР - максимальный градиент гидроразрыва пород, МПа/м.

Н_К ³ (28,5 - 10^-6×2825×0,76×10⁴) / (0,2 - 0,1×0,76×10⁴) = 480 м.

Принимается глубина спуска кондуктора исходя из того, что скважина наклонно направленная, по вертикали 600 метров по длине ствола 650 м, исходя из выбранного способа вскрытия продуктивного горизонта, эксплуатационная колонна спускается на глубину 2825 (3100) м.

Расчет конструкции скважины осуществляется снизу в вверх. При этом исходным является диаметр самой нижней колонны, в нашем случае - эксплуатационной, который принимается в зависимости от ожидаемого дебита, притока и условий опробования, эксплуатации и ремонта скважины. Ожидаемый дебит проектируемой скважины равен 120 тонн/сутки. Для данного дебита рекомендуемый диаметр эксплуатационной колонны составляет 0,146 м [].

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

d^э_д=d^э_м+2×d_к м, (2.2)

где d^э_{д -} диаметр долота под данную колонну, м; d^э_м - наружный диаметр муфт обсадных труб, м; d_к - минимально необходимый радиальный зазор для свободного прохода колонны в скважину при спуске, м.

Наружный диаметр муфт для обсадных труб диаметром 0,146 м - 0,166 м, минимально необходимый радиальный зазор для свободного прохода колонны в скважину при спуске обсадных труб диаметром 0,146 м - 0,01…0,015м [4].

d^э_д=0,166+2× (0,01…0,015) =0,186…0, 196 м.

Принимается диаметр долота равный 0,2159 м, так как опыт бурения скважин на Игольско-Таловом месторождении показывает эффективность использования долот с этим диаметром на данном интервале.

Внутренний диаметр предыдущей обсадной колонны (кондуктора) рассчитывается следующим образом:

d^к_в=d^э_д+2×d м, (2.3)

где d^к_в - внутренний диаметр кондуктора, м;

d^э_д - диаметр долота под эксплуатационную колонну, м;

d - минимально необходимый радиальный зазор для свободного прохода внутри данной колонны долота для бурения под эксплуатационную колонну, м.

Минимально необходимый радиальный зазор равен 0,005…0,01м.

d ^к_в=0,2159+2× (0,005…0,01) =0,2259…0,2359 м.

Принимаем обсадные трубы с диаметром наружным 0,2445 м.

Диаметр долота для бурения ствола под кондуктор рассчитывается по формуле 2.2 Наружный диаметр муфт для обсадных труб диаметром 0,2445 м - 0,270 м, минимально необходимый радиальный зазор для свободного прохода колонны в скважину при спуске обсадных труб диаметром 0,270 м - 0,02…0,025 м [4].

d ^к_д=0,270+2× (0,02…0,025) =0,310…0,320 м.

Выбираем долото диаметром 0,2953 м, так как опыт бурения скважин на Игольско-Таловом месторождении показывает эффективность использования долот с этим диаметром на данном интервале.

Сводные данные о диаметрах долот и обсадных колонн приведены в табл.2.1

Таблица 2.1 Диаметр долот и обсадных колонн

Название обсадной колонны	Диаметр обсадной колонны, м	Диаметр долот под обсадную колонну, м
Кондуктор	0,2445	0,2953
Эксплуатационная	0,146	0,2159

2.2.2 Обоснование и расчёт профиля проектной скважины

Проектирование профилей наклонно направленных скважин 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 [5].

Профиль наклонно направленной скважины 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 [5].

Исходя из условий, представленных в специальной части дипломного проекта, для реализации поставленных задач применим пятиинтервальный профиль скважины (рис.2.2). Данный тип профиля скважины включает вертикальный участок, участок набора зенитного угла, участок стабилизации зенитного угла, участок падения зенитного угла до 0⁰ или близких к нему значений и второй вертикальный участок.

При проведении расчетов пользуемся следующими условными обозначениями: h - глубина скважины по вертикали, м; S - общий отход скважины (смещение), м; n - вертикальная проекция n-го интервала, м; Sn - горизонтальная проекция n-го интервала, м; ln - длина n-го интервала, м; Rn - радиус кривизны n-го интервала, м; L - глубина скважины по стволу, м; qn - зенитный угол скважины в конце n-го интервала, град.

При расчете пятиинтервального профиля скважины пользуются следующими проектными данными: глубина скважины по вертикали (до подошвы продуктивного пласта) h=2760 м; общий отход скважины S=1149 м; возможная длина интервала стабилизации l₃=2249 м; радиус кривизны 4-го интервала R₄=498 м; устанавливается длина пятого вертикального участка H₅=250м.

Далее определяются промежуточные параметрыR₀ и Н по формулам:

R₀= R₂+ R₄ м; (2.4)

R₀= 401+498=899 м;

Н= h-Н₁-Н₅ м; (2.5)

Н= 2760-100-250=2410 м.

Зенитный угол в конце второго интервала по формуле 2.6 составит:

q₂=arcsin (R₀ · H- (R₀-S) × (H²-S· (2·R₀-S) ²) ^0,5/ (H²+ R₀² - S · (2 ·R₀-S))) град; (2.6)

q₂=arcsin (899· 2410- (899-1149) · (2410²-1149· (2·899-1149) ²) ^0,5/ (2410²+ 899² - 1149 · (2 ·899-1149))) =27,75 град

Расчет профиля на втором интервале ведется по следующим формулам:

l₂ =0,01745· R₂ q₂ м; (2.7)

l₂ =0,01745· 401 ·27,75 =194 м;

Н₂= R₂ ·sinq₂ м; (2.8)

Н₂= 401 sin27,75=186 м;

S₂= R₂ · (1-cos q₂) м; (2.9)

S₂= 401 · (1-cos 27,75) =46 м.

Остальные параметры определяются по следующим формулам:

Н₃= h - Н₁ - Н₅- (R₂+ R₄) · sinq₂ м; (2.10)

Н₃= 2760-100 - 250- (401+ 498) · sin27,75=1992 м

l₃= Н₃/cos q₂ м; (2.11)

l₃= 1991/cos 27,75=2249 м;

S₃= Н₃ · tg q₂ м; (2.12)

S₃= 1991 · tg27,75=1046 м;

l₄ =0,01745· R₄ ·q₂ м; (2.13)

l₄ =0,01745· 498 ·27,75=242 м;

S₄= R₄ · (1-cos q₂) м; (2.14)

S₄= 498 · (1-cos 27,75) =57 м;

Н₄= R₄ ·sinq₂ м; (2.15)

Н₄= 498 ·sin27,75=232 м;

L= Н₁+ l₂+ l₃+ l₄+ Н₅ м; (2.16)

L= 100+ 194+ 2249+ 242+ 250=3035 м

h= Н₁+ Н₂+ Н₃+ Н₄+ Н₅ м; (2.17)

h= 100+186+1992+232+250=2760 м

S= S₂+ S₃+ S₄ м; (2.18)

S= 46+1046+57=1149 м.

Все расчетные параметры заносятся в программу на проводку наклонно направленной скважины отображенной в табл.2.2

Таблица 2.2 Программа на проводку наклонно направленной скважины

Интервал, м			Зенитный угол, град		Отклонение, м		Удлинение ствола, м		Глубина по стволу, м
от	до	длина	нач.	конеч.	на интерв.	всего	на интерв.	всего
0 100 286 2278 2510	100 286 2278 2510 2760	100 186 1992 232 250	0 0 27,75 27,75 0	0 27,75 27,75 0 0	0 46 1046 57 0	0 46 1092 1149 1149	0 7 258 10 0	0 7 265 275 275	100 294 2543 2785 3035

При проведении скважины интенсивность пространственного искривления не должна превышать 1,5 град/10 метров.

2.3 Разработка режимов бурения 2.3.1 Обоснование класса и типоразмеров долот по интервалам бурения

В основу выбора типов долот положены физико-механические свойства горных пород (твердость, абразивность, пластичность и др.).

Рациональным типом долота данного размера для конкретных геолого-технических условий бурения является такой тип, который при бурении в рассматриваемых условиях обеспечивает минимум эксплуатационных затрат на 1 м проходки.

Руководствуясь опытом бурения скважин в аналогичных геологических условиях на площадях Западной Сибири рационально применение трехшарошечных долот.

При бурении под кондуктор в интервале 0 - 650 м геологический разрез представлен глинами, песками, супесями с твердостью по штампу 100 МПа (см. табл.1.3), категорией пород по промысловой классификации М, абразивностью IV - X категории.

Исходя из того, что бурение турбобуром характеризуется высокими частотами вращения породоразрушающего инструмента, для бурения под кондуктор выбираем высокооборотное долото с типом опор "В" - опоры шарошек на подшипниках качения с боковой промывкой, диаметром 295,3 мм. Исходя из многолетнего опыта работ на данном месторождении для бурения под кондуктор применяем долото III 295,3 СЗ-ГВ.

На интервале 650 - 2510 м геологический разрез представлен глинами, песками, супесями, песчаниками, аргиллитами с твердостью по штампу 100 - 200 МПа, категорией пород по промысловой классификации М, МС и абразивностью IV - X категории. Выбирается высокооборотное долото с типом опор "В" - опоры шарошек на подшипниках качения с боковой промывкой, диаметром 215,9 мм. Для бурения под эксплуатационную колонну применяем долота III 215,9 МЗ-ГВ в верхней части интервала и III 215,9 С-ГВ в нижней части.

На интервале 2510 - 3105 м геологический разрез представлен песчаниками, аргиллитами, алевролитами с твердостью по штампу 200 - 500 МПа, категорией пород по промысловой классификации МС, С и абразивностью VI - X категории. Опыт работ на данном месторождении в последние годы показал высокую эффективность применения на этом интервале долот с маслонаполненными опорами 8 ½ MF - 15 производства фирмы "Смитт".

Применяемые долота по интервалам бурения представлены в табл.2.3

Таблица 2.3 Типоразмеры долот по интервалам бурения

Интервал, метр	Типоразмер долота
0 - 650 650 - 2550 2550 - 3105	III 295,3 СЗ-ГВ III 215,9 МЗ-ГВ, III 215,9 С-ГВ 8 ½ MF - 15

2.3.2 Расчет осевой нагрузки на долото

При расчете осевой нагрузки на долото используют следующие методы:

Статистический анализ отработки долот в аналогичных геолого-технических условий.

Аналитический расчет на основе качественных показателей физико-механических свойств горной породы и характеристик шарошечных долот, применение базовых зависимостей долговечности долота и механической скорости бурения от основных параметров бурения.

Наиболее точным считается статистический метод расчета осевой нагрузки, после расчета полученное значение сравнивается с допустимой нагрузкой по паспорту долота и принимается нагрузка в пределах вычисленных величин.

Осевая нагрузка на долото рассчитывается по формуле:

G_OC=g_O· Д _Д кН, (2.19)

где g_O - удельная нагрузка на 1 м диаметра долота для бурения в породах данной категории, кН/метр.

Для данного района работ ЗапСибНИИ рекомендует применять следующие удельные нагрузки [4]:

для пород категории М: g_O<200 кН/м;

для пород категории МС: g_O<200 - 400 кН/м;

для пород категории С: g_O<400 - 800 кН/м.

Для бурения под кондуктор на интервале 0 - 650 м g_O=200 кН/м, так как в интервале представлены породы промысловой классификации М. Тогда по формуле (2.19):

G_OC=200·0,295=59,06 кН.

Расчетное значение осевой нагрузки не должно превышать 80% от допустимой по паспорту долота:

G_OC<0,8· G_ДOП кН, (2.20)

где G_ДOП - допустимая нагрузка на долото по паспорту, кН.

Для долота III 295,3 СЗ-ГВ G_ДOП=400кН, тогда по формуле (2.20):

G_OC<0,8· 400=320 кН.

Условие выполняется. Из полученных данных следует, что на интервале кондуктора осевая нагрузка составит 60 кН.

Для бурения под эксплуатационную колонну на интервале 650 -1400 м g_O=300 кН/м, так как в интервале представлены породы промысловой классификации М, МС. Тогда по формуле (2.19):

G_OC=300·0,2159=70 кН.

Для долота III 215,9 МЗ-ГВ G_ДOП=250кН, тогда по формуле (2.20):

G_OC<0,8· 250=200 кН.

Условие выполняется. Из полученных данных следует, что для бурения под эксплуатационную колонну осевая нагрузка на интервале 650 -1400 метров составит 70 кН.

Для бурения под эксплуатационную колонну на интервале 1400 - 2550 м g_O=400 кН/м, так как в интервале представлены породы промысловой классификации МС. Тогда по формуле (2.19):

G_OC=400·0,2159=86,36 кН.

Для долота III 215,9 С-ГВ G_ДOП=250кН, по формуле (2.20):

G_OC<0,8· 250<200 кН.

Условие выполняется. Из полученных данных следует, что для бурения под эксплуатационную колонну осевая нагрузка на интервале 1400 - 2550 м составит 90 кН.

Для бурения под эксплуатационную колонну на интервале 2550 - 3105 м g_O=800 кН/м, так как в интервале представлены породы промысловой классификации МС. Тогда по формуле (2.19):

G_OC=800·0,2159=172,72 кН.

Для долота 8 ½ MF-15 G_ДOП=319кН, тогда по формуле (2.20):

G_OC<0,8· 319<255,2 кН.

Условие выполняется. Из полученных данных следует, что для бурения под эксплуатационную колонну осевая нагрузка на интервале 2550 - 3105 м составит 180 кН.

Расчетные значения осевой нагрузки по интервалам бурения представлены в табл.2.4

Таблица 2.4 Расчетные значения осевой нагрузки по интервалам бурения

Интервал, метр	Осевая нагрузка, кН
0 - 650 650 - 1400 1400 - 2550 2550 - 3105	60 70 90 180

2.3.3 Расчет частоты вращения долота

Каждому классу пород соответствуют свои оптимальные частоты вращения долот, при которых разрушение горных пород максимально.

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.

Расчет частоты оборотов ведется по 3 методам:

Статистический метод (по предельной окружной скорости).

Технологический метод (по износу опор долота).

Аналитический метод (по времени контакта зубьев долота с породой).

Расчет оптимальной частоты вращения долот статистическим методом производится по формуле:

n= (60·Vлин) / (π·Д_Д) об/мин, (2.21)

где n - частота оборотов долота, об/мин;

Vлин - рекомендуемая линейная скорость на периферии долота, м/с;

Для пород:

типа М и МЗ Vлин =3,4…2,8 м/с;

типа МС и МСЗ Vлин =2,8…1,8 м/с;

типа С и СЗ Vлин =1,8…1,3 м/с.

для пород категории С: g_O<400 - 800 кН/метр.

Для бурения под кондуктор на интервале 0 - 650 метров Vлин =3,4, так как в интервале представлены породы промысловой классификации М, по формуле (2.21):

n= (60·3,4) / (3,14·0,2953) =220 об/мин.

Для бурения под эксплуатационную колонну на интервале 650 -1400 м Vлин =3,4, так как в интервале представлены породы промысловой классификации М, МС, по формуле (2.21):

n= (60·3,4) / (3,14·0,2159) =300 об/мин.

Для бурения под эксплуатационную колонну на интервале 1400 - 2550 м Vлин =2,8, так как в интервале представлены породы промысловой классификации МС, по формуле (2.21):

n= (60·2,8) / (3,14·0,2159) =250 об/мин.

Для бурения под эксплуатационную колонну на интервале 2550 - 3105 м Vлин =1,3, так как в интервале представлены породы промысловой классификации С, по формуле (2.21):

n= (60·1,3) / (3,14·0,2159) =115 об/мин.

Расчет оптимальной частоты вращения долот технологическим методом по износу опор долот производится по формуле:

n=То/ (0,02· (α+2)) об/мин, (2.22)

где α - коэффициент, характеризующий свойства горных пород (для М=0,7…0,9; для С=0,5…0,7);

То - константа, характеризующая стойкость опор долота, которая определяется по формуле:

То=0,0935·Дд. (2.23)

Для бурения под кондуктор на интервале 0 - 650 м α=0,9, так как в интервале представлены породы промысловой классификации М, по формуле (2.22):

n=0,0935·295,3/ (0,02· (0,7+2)) =521 об/мин.

Для бурения под эксплуатационную колонну на интервале 650 -2550 м, α=0,7, так как в интервале представлены породы промысловой классификации М, МС по формуле (2.22):

n=0,0935·215,9/ (0,02· (0,7+2)) =380 об/мин.

Для бурения под эксплуатационную колонну на интервале 2550 - 3105 м α=0,5, так как в интервале представлены породы промысловой классификации С, по формуле (2.22):

n=0,0935·215,9/ (0,02· (0,5+2)) =404 об/мин.

Расчет оптимальной частоты вращения долот аналитическим метод по времени контакта зубьев долота с породой производится по формуле:

n=39/ (τ_К·Z) об/мин, (2.24)

где Z - количество зубьев на периферийном венце шарошки;

τ_К - минимальная продолжительность контакта зуба с породой, зависящая от категории горной породы:

для упругопластичных пород τ_К = 6·10^-3 сек;

для пластичных пород τ_К =3… 6·10^-3 сек;

для упругохрупких пород τ_К = 6…8·10^-3 сек.

Для бурения под кондуктор на интервале 0 - 650 м τ_К = 6·10^-3 сек, так как интервал представлен упругопластичными породами. Для долота III 295,3 СЗ-ГВ Z=22, тогда по форм. (2.24):

n=39/ (6·10^-3 ·22) =295 об/мин.

Для бурения под эксплуатационную колонну на интервале 650 -3105 м τ_К = 6·10^-3 сек, так как интервал представлен упругопластичными породами. Для долота III 215,9 МЗ-ГВ, III 215,9 С-ГВ,8 ½ MF - 15 Z=22, тогда по формуле (2.24):

n=39/ (6·10^-3 ·24) =270 об/мин.

Полученные значения частот вращения представлены в табл.2.5

Таблица 2.5 Оптимальная частота вращения долот на интервалах бурения

Интервал, м	Частот вращения, об/мин
0 - 650 650 - 1400 1400 - 2550 2550 - 3105	220 300 160 115

2.3.4 Обоснование и выбор очистного агента

Буровые растворы выполняют функции, которые определяют не только успешность и скорость бурения, но и ввод скважины в эксплуатацию с максимальной продуктивностью. Основные из них - обеспечение быстрого углубления, сохранение в устойчивом состоянии ствола скважины и коллекторских свойств продуктивных пластов.

Выполнение указанных функций зависит от взаимодействия раствора с проходимыми горными породами. Характер и интенсивность этого взаимодействия определяется составом дисперсной среды.

Тип бурового раствора, его компонентный состав и границы возможного применения устанавливаются в первую очередь, учитывая геологические условия.

Исходя из опыта бурения в Западной Сибири, с лучшей стороны показывает себя полимерглинистый раствор. Параметры, необходимые для качественного бурения и вскрытия продуктивных горизонтов, этим раствором выдерживаются. Соотношение цены и качества приемлемо. Для приготовления бурового раствора используются: глина бентонитовая марки ПБМА, техническая вода и необходимый комплексный набор химических реагентов. В качестве химреагентов используют:; КМЦ марки Габроил HV - высоковязкая полианионная целлюлоза, применяется для снижения фильтрации и увеличения вязкости бурового раствора; сайпан - относится к классу полиакриламидных реагентов, предназначен для снижения фильтрации пресных растворов с низким содержанием твердой фазы, эффективно стабилизирует вязкость буровых растворов, образует по всей поверхности ствола прочную корку, эффективно уменьшающую фильтрацию раствора; нитрилтриметилфосфоновую кислоту (НТФ) - фосфоновый комплексон, применяется как разжижитель пресных неингибированных растворов; кальцинированная сода (карбонат натрия), применяется для связывание агрессивных ионов кальция и магния при загрязнении бурового раствора минерализованными хлоркальциевыми и хлормагниевыми водами и цементом, также применяется также как химический диспергатор глин и для регулирования рН бурового раствора; ФК - 2000 состоит из анионных, неионогенных поверхностно-активных веществ и полезных добавок, применяется как профилактическая антиприхватная смазочная добавка; ПКД - 515 - гармоничная сочетающуюся композиция неионогенного ПАВ, азотосодержащей добавки и растворителя, предназначен для снижения негативного влияния буровых растворов и других технологических жидкостей на проницаемость продуктивных горизонтов.

Согласно "Правилам безопасности в нефтяной и газовой промышленности" действующим с 1998 года давление столба промывочной жидкости должно превышать Рпл на глубине 0 - 1200 метров на 10 - 15%, но не более 1,5 МПа, на глубине 1200 - 2500 м на 7 - 10%, но не более 2,5 МПа, на глубине 2500 - 2850 м на 7 - 4%, но не более 3,5 МПа (по вертикали). Пластовое давление рассчитывается по формуле:

Рпл =grad Рпл ·Н МПа, (2.25)

где grad Рпл - градиент пластового давления в интервале, МПа/м;

Н - глубина интервала, м. Удельный вес бурового раствора, исходя из пластового давления, определяется по формуле:

q_БР=Рпл/g·Н+ (0,1…0,15) · Рпл/g·Н Н/см³, (2.26)

где g - ускорение свободного падения, м/с²; g=9,8 м/с²

0,1…1,5 - необходимое превышение гидростатического давления над пластовым.

Величина статистического напряжения сдвига через 10 минут определяется по формуле:

СНС₁₀ >5· (2-exp (-110·d)) ·d· (q_П-q_БР) дПа, (2.27)

где d - диаметр частицы шлама, м;

q_П - удельный вес горной породы, Н/см³.

Величина статистического напряжения сдвига через 1 минуту определяется по формуле:

СНС₁ > (d· (q_П-q_БР) ·g·К) /6 дПа, (2.28)

где К -коэффициент, учитывающий реальную форму частицы шлама, принимаем К=1,5.

Условная вязкость по рекомендации ВНИИКр нефти определяется как:

УВ< 21· q_БР·10^-4сек. (2.29)

Показатель водоотдачи по рекомендации ВНИИКр нефти определяется как:

Ф< (6·10⁴/ q_БР) +3 см³/30 мин. (2.30)

При бурении под кондуктор удельный вес бурового раствора на интервале 0 - 600 м (по вертикали), имея grad Рпл=0,01 (табл.1.4), по (2.26) составит:

q_БР=0,01·600 /9,8·600+ (0,1…0,15) · 0,01·600 /9,8·600=1,12…1,18·10⁴ Н/см³.

Так как породы в этом интервале склонны к осыпям и обвалам, то принимаем дельный вес бурового раствора 1,18·10⁴ Н/см^3.

Величина статистического напряжения сдвига через 10 минут при бурении под кондуктор на интервале 0 - 600 м, имея q_П=2,4·10⁴ Н/см³ и d =8·10^-3м, по (2.27) составит:

СНС₁₀ >5· (2-exp (-110·5·10^-3)) ·8·10^-3 · (2,4-1,18) ·10⁴=40 дПа.

Величина статистического напряжения сдвига через 1 минуту при бурении под кондуктор на интервале 0 - 600 м по формуле (2.28) составит:

СНС₁ > (8·10^-3 · (2,4-1,18) ·10⁴·9,8·1,5) /6=20 дПа.

Условная вязкость при бурении под кондуктор на интервале 0 - 600 м по формуле (2.29) составит:

УВ< 21·1,18·10⁴ ·10^-4=25сек.

Показатель водоотдачи при бурении под кондуктор на интервале 0 - 600 м по формуле (2.30) составит:

Ф< (6·10⁴/ 1,18·10⁴) +3=8 см³/30 мин.

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

При бурении под эксплуатационную колонну удельный вес бурового раствора на интервале 600 - 1200 м при grad Рпл=0,01, по формуле (2.26) составит:

q_БР=0,01·1200 /9,8·1200+ (0,1…1,5) · 0,01·1200 /9,8·1200=1,12…1,18·10⁴ Н/см³.

Принимаем удельный вес бурового раствора при бурении на интервале 600 - 1200 м равный 1,12·10⁴ Н/см^3, так как приняв минимально допустимый удельный вес увеличивается механическая скорость при турбинном способе бурения.

При бурении под эксплуатационную колонну удельный вес бурового раствора на интервале 1200 - 2500 м при grad Рпл=0,01, по формуле (2.26) составит:

q_БР=0,01·1200 /9,8·2500+ (0,1…0,07) · 0,01·1200 /9,8·2500=1,09…1,12·10⁴ Н/см³.

Принимаем дельный вес бурового раствора при бурении на интервале 1200 - 2500 м равный 1,12·10⁴ Н/см^3, так как на интервале возможны прихваты и осыпи стенок скважины.

Величина статистического напряжения сдвига через 10 минут при бурении под эксплуатационную колонну на интервале 600 - 2500 м при q_П=2,4·10⁴ Н/см³ и d =3·10^-3м, по форм. (2.27) составит:

СНС₁₀ >5· (2-exp (-110·5·10^-3)) ·3·10^-3 · (2,4-1,12) ·10⁴=20 дПа.

Величина статистического напряжения сдвига через 1 минуту при бурении под эксплуатационную колонну на интервале 600 - 2500 м по формуле (2.28) составит:

СНС₁ > (3·10^-3 · (2,4-1,12) ·10⁴·9,8·1,5) /6=10 дПа.

Условная вязкость при бурении под эксплуатационную колонну на интервале 600 - 2500 м по формуле (2.29) составит:

УВ< 21·1,12·10⁴ ·10^-4=24сек.

Показатель водоотдачи при бурении под эксплуатационную колонну на интервале 600 - 2500 м по формуле (2.30) составит:

Ф< (6·10⁴/ 1,12·10⁴) +3=8 см³/30 мин.

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

При бурении под эксплуатационную колонну удельный вес бурового раствора на интервале 2500 - 2830 м, имея grad Рпл=0,0102, по формуле (2.26) составит:

q_БР=0,0102·2830/9,8·2830+

(0,04…0,07) ·0,0101·2830/9,8·2830=1,08…1,1·10⁴ Н/см³.

Так как на этом интервале вскрывается продуктивный нефтеносный пласт, то принимаем дельный вес бурового раствора 1,08·10⁴ Н/см^3.

Величина статистического напряжения сдвига через 10 минут при бурении под эксплуатационную колонну на интервале 2500 - 2830 м, имея q_П=2,4·10⁴ Н/см³ и d =3·10^-3м;, по формуле (2.27) составит:

СНС₁₀ >5· (2-exp (-110·5·10^-3)) ·3·10^-3 · (2,4-1,08) ·10⁴=20 дПа.

Величина статистического напряжения сдвига через 1 минуту при бурении под эксплуатационную колонну на интервале 2500 - 2830 м по формуле (2.28) составит:

СНС₁ > (3·10^-3 · (2,4-1,08) ·10⁴·9,8·1,5) /6=10 дПа.

Условная вязкость при бурении под эксплуатационную колонну на интервале 2500 - 2830 м по формуле (2.29) составит:

УВ< 21·1,08·10⁴ ·10^-4=23сек.

Показатель водоотдачи при бурении под эксплуатационную колонну на интервале 2500 - 2830 м по формуле (2.30) составит:

Ф< (6·10⁴/ 1,08·10⁴) +3=8 см³/30 мин.

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

Уровень рН по всем интервалам принимаем равный 8, так как применяемый комплекс химреагентов обеспечивает стабильную работу при уровне рН>8.

Показатель содержания песка, исходя из опыта бурения скважин на данной площади, по всем интервалам принимаем равный 1%.

Так как проектируемая скважина является наклонно направленной, то проектируемые параметры бурового раствора представлены по длине ствола и сведены в табл.2.6

Таблица 2.6 Параметры бурового раствора на интервалах бурения

Интервал бурения, м		Удельный вес, 104 Н/см3	СНС10 дПа	СНС1 дПа	Условная вязкость, сек	Показатель фильтрации, см3/30 мин	рН	П,%
от	до
0	650	1,18	40	20	25	8	8	1
650	2650	1,12	20	10	24	8	8	1
2650	3105	1,08	20	10	23	6 - 4	8	1

2.3.5 Расчет необходимого расхода очистного агента

Расход промывочной жидкости должен обеспечить:

эффективную очистку забоя скважины от шлама;

транспортирование шлама на поверхность без аккумуляции его в кольцевом пространстве между бурильными трубами и стенками скважины;

нормальную (устойчивую) работу забойного двигателя;

сохранение целостности и нормального диаметра ствола скважины (предупреждение эрозии стенок скважины и гидроразрыва пород).

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

Q=К· S_ЗАБ л/сек, (2.31)

где

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

S_ЗАБ - площадь забоя м², определяется по формуле:

S_ЗАБ =0,785·Д_Д² м^{2. (}2.32)

При бурении под кондуктор долотом диаметром 0,2953 м по формуле (2.31):

Q=0,65·0,785·0,2953² =0,044 м³/сек.

При бурении эксплуатационную колонну долотом диаметром 0,2159 м по формуле (2.31):

Q=0,65·0,785·0,2159² =0,023 м³/сек.

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

Q=V_ВОСХ·S_КП м³/сек, (2.33)

где V_ВОСХ - скорость восходящего потока; рекомендуемая скорость согласно промысловой классификации горных пород находится в пределах: М=0,9…1,3 м/сек, С=0,7…0,9 м/сек.

S_КП - площадь кольцевого пространства, м², которая рассчитывается по формуле:

S_КП =0,785· (Д_Д² - d_БТ²) м², (2.34)

где d_БТ - диаметр бурильных труб, м²; принимаем d_БТ =0,147 метра.

При бурении под кондуктор долотом диаметром 0,2953 м принимаем V_ВОСХ =0,9 согласно промысловой классификации, по формуле (2.33):

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 650 -1400 метров принимаем V_ВОСХ =0,9 согласно промысловой классификации, по формуле (2.33):

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 1400 - 3105 метров принимаем V_ВОСХ =0,7 согласно промысловой классификации, по формуле (2.33):

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

Расчет расхода промывочной жидкости, исходя из условия создания гидромониторного эффекта, рассчитывается по формуле:

Q=Fн·0,75 м³/сек, (2.35)

где Fн - площадь поперечного сечения насадок, м²; определяется по формуле:

Fн = π·d_Н/4·m м², (2.36)

где d_Н - диаметр насадок, м;

m - число насадок, m=3.

При бурении под кондуктор долотом III 295,3 СЗ-ГВ, имеющем d_Н =0,015 м по формуле (2.35):

Q=3,14·0,015/4·3·0,75=0,039 м³/сек.

При бурении под эксплуатационную колонну долотами III 215,9 МЗ-ГВ, III 215,9 С-ГВ, 8 ½ MF - 15 имеющими d_Н =0,01 м по формуле (2.35):

Q=3,14·0,01/4·3·0,75=0,017 м³/сек.

Расчет расхода промывочной жидкости, обеспечивающий вынос шлама ведется по формуле:

Q= V_КР·S_MAX+ (S_ЗАБ ·V_MЕХ· (j_П -j_Ж)) / (j_{СМ -} j_Ж) м³/сек, (2.37)

где V_КР - скорость частиц шлама относительно промывочной жидкости, м/сек; V_КР =0,5 м/сек;

S_MAX - максимальная площадь кольцевого пространства в открытом стволе, м², определяемая по формуле (2.34);

V_MЕХ - механическая скорость бурения, м/сек; применяем V_MЕХ =0,005 м/сек;

j_П - удельный вес породы, Н/м³;

j_{Ж -} удельный вес промывочной жидкости, Н/м³;

j_СМ - удельный вес смеси шлама и промывочной жидкости, Н/м³;

j_{СМ -} j_Ж=0,01…0,02·10⁴ Н/м³; принимаем 0,02·10⁴ Н/м³.

При бурении под кондуктор расход промывочной жидкости, обеспечивающий вынос шлама, по формуле (2.37) составит:

Q=1,5·0,785· (0,2953² - 0,147²) + (0,785·0,2953²· 0,005· (2,4·10⁴ - 1,18·10⁴)) /0,02·10⁴ =0,049 м³/с.

При бурении под эксплуатационную колонну расход промывочной жидкости, обеспечивающий вынос шлама, по формуле (2.38) составит:

Q=0,5·0,785· (0,2159² - 0,147²) + (0,785·0,2159²· 0,05· (2,4·10⁴-1,08·10⁴)) /0,02·10⁴ =0,029 м³/с.

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

Q= V_{КП MAX}·S_MIN м³/сек, (2.38)

где S_MIN - минимальная площадь кольцевого пространства;

V_{КП MAX -} максимально допустимая скорость течения, жидкости в кольцевом пространстве, м/сек; принимаем V_{КП MAX} =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 (2.38) 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 (2.38):

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

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

Q= V_{КП MIN}·S_MAX м³/сек, (2.39)

Где V_{КП MIN} - минимально допустимая скорость промывочной жидкости в кольцевом пространстве;

принимаем V_{КП MIN} =0,5 м/сек;

S_MAX - максимальная площадь кольцевого пространства; минимальный диаметр бурового инструмента у бурильных труб диаметр =0,127 м.

При бурении под кондуктор расход промывочной жидкости, предотвращающий прихваты составит по формуле (2.39):

Q=0,5·0,785· (0,2953² - 0,127²) ·10³=0,027 м³/сек.

При бурении под эксплуатационную колонну расход промывочной жидкости, предотвращающий прихваты составит по формуле (2.39):

Q=0,5·0,785· (0,2159² - 0,127²) ·10³=0,012 м³/сек.

Окончательный выбор расхода промывочной жидкости обусловлен производительностью насосов при заданном коэффициенте наполнения по формуле:

Q=m·n·Qн м³/сек, (2.40)

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

n - число насосов;

Qн - производительность насоса с коэффициент наполнения m=1,0.

В расчете принимаеются4 показатели бурового насоса УНБТ - 950 с диаметром втулок равным 160 мм Qн=0,037 м³/сек.

При бурении под кондуктор расход промывочной жидкости составит по формуле (2.40):

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. 2.7.

Таблица 2.7 Расход промывочной жидкости по интервалам бурения

Интервал, метр	Расход промывочной жидкости, м3/сек
0 - 650 650 - 3105	0,059 0,029

2.4 Разработка рецептур бурового раствора

В данном разделе обосновывается рецептура приготовления бурового раствора с параметрами, рассчитанными в разделе 2.3.4

Приготовление бурового раствора производится из бентонитового глинопорошка марки ПБМА и технической воды. Расчет количества применяемых компонентов ведется по методике, представленной в [6].

Исходные данные:

m_Г, m_В - масса глины и воды, кг;

Vг,Vв - объем глины и воды, м³;

q_Г, q _БР, q_В - удельный вес глины, бурового раствора и воды, Н/м³;

n - влажность глины в долях единицы.

Расчет количественных показателей для приготовления 1 м³ глинистого раствора с заданным удельным весом ведется по формулам:

m_Г =q_Г· (q _{БР -} q_В) / (q_{Г -} q_В · (1-n+n·q_Г)) кг; (2.41)

Vг= m_Г · (1-n+n·q_Г) / q_Г м³; (2.42)

Vв=1 - Vг м³; (2.43)

m_В= Vв · q_В кг. (2.44)

Качественные показатели бентонитового глинопорошка марки ПБМА, применяемого для приготовления бурового раствора: q_Г =2,25·10⁴, n = 0,08.

По представленным формулам рассчитывается:

m_Г =2,25·10⁴· (1,18·10⁴-1,0·10⁴) / (2,25·10⁴-1,0·10⁴· (1-0,08+0,08·2,25·10⁴)) =358 кг;

Vг=358· (1-0,08+0,08·2,25·10⁴) / 2,25·10⁴ =0,175м³;

Vв=1 - 0,175=0,825 м³;

m_В= 0,825 · 1,0·10⁴ =825кг.

Для бурения кондуктора необходимо приготовление 80 м³ бурового раствора с заданным удельным весом, для этого потребуется:

m_Г =358 ·80=30800 кг;

Vг=0,175 ·80=14 м³;

Vв=0,825 · 80=66 м³;

m_В=825 · 80=66000 кг.

Регулирование фильтрации бурового раствора осуществляется реагентами: сайпан или КМЦ. Для обработки бурового раствора сайпаном готовится 1,5% - и водный раствор (15 кг сухого реагента на 1 м³ воды). При первичной обработке добавка сайпана составляет 0,1%, то есть 1 кг сухого реагента на 1 м³ бурового раствора. Раствор сайпана вводится за 1 цикл циркуляции. Для последующих обработок достаточно введения 1% - го (10 кг на 1 м³ воды) водного раствора сайпана из расчета 0,5 кг на 1 м³ бурового раствора. Раствор реагента вводится за 2 цикла.

При бурении под кондуктор сайпан вводится из расчета не более 0,3 кг на 1 м³ бурового раствора, что обеспечивает вязкость 35 - 40 секунд и фильтрацию 8 см³ за 30 мин, при бурении интервала 670 - 1300 м в количестве 0,7 кг/м³ бурового раствора, при бурении интервала 1300 - 1830 м 1,4 кг/м³ раствора для снижения фильтрации до 5 см³/30 мин.

Для увеличения вязкости бурового раствора необходимо применение химреагента КМЦ высоковязкой марки. Обработка бурового раствора производится водным раствором КМЦ марки Габройл НV из расчета 1: 10 от количества химреагента сайпан.

Для снижения коэффициента трения и липкости глинистой корки а также для сохранения коллекторских свойств пласта применяется химреагент ФК - 2000. Обработка бурового раствора производится 10% - й водной эмульсией из расчета 5 кг на 1 м³ бурового раствора.

В интервале бурения из-под кондуктора в целях исключения действия соединений Са необходимо сбросить раствор, на котором разбуривается цементный стакан, обязательна обработка бурового раствора кальцинированной содой.

Перед вскрытием продуктивного пласта для сохранения коллекторских свойств вводится ПАВ. Приготовление раствора ПКД - 515 из товарного продукта производят в глиномесе, используя техническую воду. ПКД - 515 вводят в глиномес, наполненный на 2/3 объёма водой в количестве 200 литров товарного продукта и тщательно перемешивают в течение 30-40 минут. Водный раствор ПКД - 515 вводят в буровой раствор в течение 2-х циклов, непосредственно при вскрытии продуктивного пласта.

В качестве разжижителя используется НТФ, которая вводится в буровой раствор в виде 1% водного раствора (10 кг реагента на 1 м³ воды). Добавки фосфоновых комплексонов составляют 0,01-0,05% от массы бурового раствора. Для первоначального утяжеления бурового раствора используется бентонитовый глинопорошок марки ПБМА с выходом 12-13 м³ из 1 тонны, плотностью 2,2 - 2,3 г/см³, влажностью 6-10%. Для утяжеления бурового раствора вводится глинопорошок из расчета на каждые 0,01 г/см³ - 20 кг на 1 м³ раствора. Так как предлагаемая рецептура приготовления бурового раствора не претерпела изменений, то принимаются данные о расходе химреагентов на 1 м проходки взятые из группового технического проекта на строительство скважин на Игольско-Таловом месторождении и приведены в табл.2.8.

Таблица 2.8 Нормы расхода химреагентов при строительстве скважины

Наименование	Количество
	На 1 м проходки в интервале 0 - 650	На 1 м проходки в интервале 650 - 3105	На скважину
Сайпан	0,14 кг	0,36 кг	975 кг
ФК-2000	0,55 кг	1,0 кг	2800 л
ПАВ (ПКД-515)	--	--	200 л
НТФ	--	0,04 кг	100 кг
Кальцинир. сода	--	0,05 кг	120 кг
Габроил НV	0,04 кг	0,04 кг	125 кг
Бентонит	--	--	30800 кг

2.5 Выбор и обоснование типа забойного двигателя

Выбор типа забойного двигателя производится в зависимости от проектного профиля скважины, размера долот, режимных параметров. Выбор забойного двигателя с оптимальными характеристиками позволяет достичь высоких качественных показателей. Основные требования к забойным двигателям:

Диаметр забойного двигателя должен лежать в интервале 80-90% от Дд.

Расход промывочной должен быть близким к номинальному забойного двигателя (см. табл.2.6).

Крутящий момент, развиваемый забойным двигателем, должен обеспечить эффективное разрушение горной породы на забое скважины.

Забойный двигатель должен обеспечивать частоту вращения долота, находящуюся в пределах или не менее этих значений, необходимых для разрушения горных пород (см. табл.2.5).

Характеристики применяемых турбобуров и турбинных отклонителей производства Кунгурского машиностроительного завода представлены в табл.2.9 и 2.10, характеристика винтового забойного двигателя производства Пермского филиала ВНИИБТ приведена в табл.2.11

Таблица 2.9 Характеристики турбобуров

Характеристики	А9ГТШ	3ТСШ1-195
Наружный диаметр корпуса, м	0,240	0, 195
Дина в сборе, м	23,3	25,7
Расход бурового раствора, м3/сек	0,045	0,030
Момент силы на выходном валу, Н×м	3060	2009
Частота вращения вала в рабочем режиме, об/мин	246	384
Перепад давления в рабочем режиме, МПа	5,5	3,9
КПД,% не менее	32	51
Наработка на отказ турбинной секции, ч	1200	1200
Масса, кг	6125	4790

Таблица 2.10 Характеристики турбинных отклонителей

Характеристики	ТО-240К	ТО-195К
Наружный диаметр корпуса, м	0,240	0, 195
Дина в сборе, м	10,2	9,8
Угол перекоса, град	1,5	1,5
Расход бурового раствора, м3/сек	0,045	0,030
Момент силы на выходном валу, Н×м	1489	1252
Частота вращения вала в рабочем режиме, об/мин	398	375
Перепад давления в рабочем режиме, МПа	3,4	3,7
КПД,% не менее	32	48
Наработка на отказ турбинной секции, ч	400	400
Масса, кг	2700	2350

Таблица 2.11 Характеристика винтового забойного двигателя

Характеристики	Д2 - 195
Наружный диаметр корпуса, м	0, 195
Дина в сборе, м	6,5
Расход бурового раствора, м3/сек	0,030
Момент силы на выходном валу, Н×м	5200
Частота вращения вала в рабочем режиме, об/мин	114
Перепад давления в рабочем режиме, МПа	4,3
Наработка на отказ, ч	180
Полный назначенный ресурс, ч	600
Масса, кг	1100

При выборе турбобура необходимо выполнение основного условия:

Мзд>М, (2.45)

где Мзд - необходимый крутящий момент на валу забойного двигателя, Н×м;

М - необходимый крутящий момент на валу забойного двигателя при работе его на воде, Н×м, определяемый по формуле:

М=500· Дд+ (Qоп+120· Дд) · G Н×м, (2.46)

где Qоп - опытный коэффициент (Qоп =1…2 Н×м/кН) [7] ;

G - осевая нагрузка на интервале бурения (см. табл.2.4), кН.

Необходимый крутящий момент на валу забойного двигателя определяется по формуле:

Мзд=2·Мтн· ( (q·Q²) / (q_В·Qтн²)) Н×м, (2.47)

где

Мтн -номинальный крутящий момент на валу забойного двигателя, Н×м;

q - удельный вес бурового раствора, Н/см³;

q_В - удельный вес воды, Н/см³;

Q - расход промывочной жидкости, м³/сек;

Qтн - номинальный расход промывочной жидкости, м³/сек.

При бурении под кондуктор по формуле (2.46):

М=500· 0,2953+ (2+120· 0,2953) · 60=2394 Н×м.

Для турбобура А9ГТШ по формуле (2.47):

Мзд=2·3060· ( (1,18·10⁴ ·0,059²) / (1·10⁴ ·0,045²)) =12414>2394 Н×м.

Условие (2.45) выполняется, следовательно, по этому условию турбобур подходит. Для турбинного отклонителя ТО - 240К по формуле (2.47):

Мзд=2·1489· ( (1,18·10⁴ ·0,059²) / (1·10⁴ ·0,045²)) =6041>2394 Н×м.

Условие (2.45) выполняется, следовательно, по этому условию турбинный отклонитель подходит.

При бурении под эксплуатационную колонну на интервале 650 - 2550 м по формуле (2.46):

М=500· 0,2159+ (2+120· 0,2159) · 90=2620 Н×м.

Для турбобура 3ТСШ1-195 по формуле (2.47):

Мзд=2·2009· ( (1,1·10⁴ ·0,030²) / (1·10⁴ ·0,030²)) =4420>2620 Н×м.

Условие (2.45) выполняется, следовательно, по этому условию турбобур подходит.

Для турбинного отклонителя ТО - 195К по формуле (2.47):

Мзд=2·1252· ( (1,1·10⁴ ·0,059²) / (1·10⁴ ·0,045²)) =2754>2394 Н×м.

Условие (2.45) выполняется, следовательно по этому условию турбинный отклонитель подходит.

При бурении под эксплуатационную колонну на интервале 2550 - 3105 м по формуле (2.46):

М=500· 0,2159+ (2+120· 0,2159) · 180=5131 Н×м.

Для виинтового забойного двигателя Д2 - 195 по формуле (2.47):

Мзд=2·5200· ( (1,09·10⁴ ·0,030²) / (1·10⁴ ·0,030²)) =11336>5131 Н×м

Условие (2.45) выполняется, следовательно, по этому условию турбобур подходит.

2.6 Гидравлический расчет промывки скважины

Цель составления гидравлической программы бурения - определение рационального режима промывки скважины, обеспечивающего наиболее эффективную отработку долот, при соблюдении требований и ограничений, обусловленных геологическими особенностями вскрываемого интервала, энергетическими, техническими и эксплуатационными характеристиками применяемого инструмента.

Расчет производится по методике, предложенной в [8].

Исходные данные для расчета:

Глубина бурения скважины L, м 2830.

Удельный вес разбуриваемых пород q_ГП, Н/м³ 2,4·10⁴.

Механическая скорость бурения Vм м/с 0,005.

Момент турбобура, необходимый для разрушения породы, Мр Н·м 1450.

Реологические свойства жидкости:

динамическое напряжение сдвига t_О, Па 20.

пластическая вязкость h, Па·с 0,027.

Удельный вес бурового раствора q_ГП, Н/м³ 1,08·10⁴.

Тип бурового насоса УНБТ 950.

Число буровых насосов 1.

Наминальный расход насоса Qн, м³/сек 0,037.

Наминальное рабочее давление Рн, МПа 23.

Элементы бурильной колонны

УБТ - 178x90:

длина l₁, м 62;

наружный диаметрdн₁, м 0,178;

внутренний диаметр dв₁, м 0,080.

УБT - 146x74:

длина l₂, м 8;

наружный диаметр dн₂, м 0,146;

внутренний диаметр dв₂, м 0,074.

ТБПВ:

длина l₃, м 250;

наружный диаметр dн₃, м 0,127;

внутренний диаметр dв₃, м 0,109;

наружный диаметр замкового соединения dз₃, м 0,170.

ЛБТ:

длина l₄, м 2778;

наружный диаметр dн₄, м 0,147;

внутренний диаметр dв₄, м 0,125;

наружный диаметр замкового соединения dз₄, м 0,172.

Элементы наземной обвязки:

Условный диаметр стояка, м 0,168.

Диаметр проходного сечения, м:

бурового рукава 0,102;

вертлюга 0,100;

ведущей трубы 0,85.

Определяются потери давления в бурильных трубах.

Вычисляются потери давления внутри бурильных труб. Для этого определяются значения критических чисел Рейнольдса в бурильной колонне по формуле:

Rекр=2100+7,3· ( (q·dв²·t_О) /10·h²) ^{0,58. (}2.48)

В ЛБТ:

Rекр=2100+7,3· ( (1,08·10⁴ ·0,125²·20) / 10·0,027²) ^0,58=16204.

В ТБПВ:

Rекр=2100+7,3· ( (1,08·10⁴ ·0,109²·20) / 10·0,027²) ^0,58=14132.

В УБТ-178:

Rекр=2100+7,3· ( (1,08·10⁴ ·0,090²·20) / 10·0,027²) ^0,58=10504.

В УБТ-146:

Rекр=2100+7,3· ( (1,08·10⁴ ·0,074²·20) / 10·0,027²) ^0,58=9778.

Определяются действительные числа Рейнольдса в бурильной колонне по формуле:

Rеm= (4·q·Q) / (10·p·dв·h). (2.49)

В ЛБТ:

Rеm= (4·1,08·10⁴ ·0,030) / (10·3,14·0,125·0,027) =12230

В ТБПВ:

Rеm= (4·1,08·10⁴ ·0,030) / (10·3,14·0,109·0,027) =14024

В УБТ-178:

Rеm= (4·1,08·10⁴ ·0,030) / (10·3,14·0,090·0,027) =19108

В УБТ-146:

Rеm= (4·1,08·10⁴ ·0,030) / (10·3,14·0,074·0,027) =20657

В бурильной колонне в ЛБТ и ТБПВ Rеm<Rекр, значит движение происходит при ламинарном режиме и описывается уравнением Сен-Венана, а вУБТ-178 и УБТ-146 Rеm>Rекр, следовательно движение происходит при турбулентном режиме и описывается уравнением Дарси-Вейсбаха. Определяются потери давления. Рассчитывается число Сен-Венана для колонны труб ЛБТ и ТБПВ формуле:

Sт= (p·t_О·dв³) / (4·h·Q). (2.50)

В ЛБТ:

Sт= (3,14·20·0,125³) / (4·0,027·0,030) =303.

В ТБПВ:

Sт= (3,14·20·0,109³) / (4·0,027·0,030) =230.

Определив значение Sт, по Рис.6.7. [8, стр 72] определяется значение коэффициента b: для ЛБТ - 0,84; для ТБПВ - 0,82.

Вычисляются потери давления внутри бурильной колонны по формуле:

DРт= (4·t_О·l) / (b·dв) МПа. (2.51)

В ЛБТ:

DРт= (4·20·2778) / (0,84·0,125) =2,117 МПа.

В ТБПВ:

DРт= (4·20·250) / (0,84·0,109) =0,224 МПа

Рассчитывается значения коэффициентов гидравлического сопротивления l для УБТ-178 и УБТ-146 по формуле:

l=0,1· (1,46·К/dв+100/ Rеm), (2.52)

где К - коэффициент шероховатости стенок, принимается для УБТ=3,0·10^-4, м.

В УБТ-178:

l=0,1· (1,46·3,0·10^-4/0,090+100/19108) =0,0322.

В УБТ-146:

l=0,1· (1,46·3,0·10^-4/0,074+100/20657) =0,0326.

Вычисляются потери давления внутри УБТ-178 и УБТ-146 по формуле:

DРт= (l·0,8·q·Q²·l) / (p²·dв⁵) МПа. (2.53)

В УБТ-178:

DРт= (0,0322·0,8·1,08·10⁴·0,030²·62) / (3,14²·0,090⁵) = 0,48 МПа.

В УБТ-146:

DРт= (0,0326·0,8·1,08·10⁴·0,030²·8) / (3,14²·0,074⁵) =0,093 МПа.

Суммарные потери давления внутри колонны бурильных труб и секций УБТ составит:

åDРт=0,093+0,48+2,117+0,224=2,92 МПа.

Местными потерями давления в приварных замках ТБПВ пренебрегают, так как потери не значительны [].

Вычисляются потери давления в наземной обвязке по формуле:

DРо= (а_С+а_Р+а_В+а_К) ·q·Q МПа, (2.54)

где а_С=0,4, а_Р=0,3, а_В=0,3, а_К=0,9 - коэффициенты гидравлических сопротивлений различных элементов обвязки (см. табл.6.1 [8, стр.118]).

DРо= (0,4+0,3+0,3+0,9) ·10⁵·10,8·10⁴·0,030=1,85 МПа.

Вычисляются потери давления в затрубном пространстве. Для этого определяются значения критических чисел Рейнольдса по формуле:

Rекр=2100+7,3· ( (q· (dс-dн) ²·t_О) /10·h²) ^{0,58. (}2.55)

В затрубном пространстве за ЛБТ на интервале 0-650 м:

Rекр=2100+7,3· ( (1,08·10⁴ · (0,230-0,147) ²·20) / 10·0,027²) ^0,58=10871.

В затрубном пространстве за ЛБТ на интервале 650-2778 м:

Rекр=2100+7,3· ( (1,08·10⁴ · (0,367-0,147) ²·20) / 10·0,027²) ^0,58=29273.

В затрубном пространстве за ТБПВ по формуле (2.55):

Rекр=2100+7,3· ( (1,08·10⁴ · (0,237-0,127) ²·20) / 10·0,027²) ^0,58=14260.

В затрубном пространстве за УБТ-178:

Rекр=2100+7,3· ( (1,08·10⁴ · (0,237-0,178) ²·20) / 10·0,027²) ^0,58=8004.

В затрубном пространстве за УБТ-146:

Rекр=2100+7,3· ( (1,08·10⁴ · (0,237-0,146) ²·20) / 10·0,027²) ^0,58=11859.

В затрубном пространстве за забойным двигателем:

Rекр=2100+7,3· ( (1,08·10⁴ · (0,237-0, 195) ²·20) / 10·0,027²) ^0,58=6080.

Вычисляются действительные значения чисел Рейнольдса в затрубном пространстве по формуле:

Rеm= (4·q·Q) / (10·p· (dс+dв) ·h). (2.56)

В затрубном пространстве за ЛБТ на интервале 0-650 м:

Rеm= (4·1,08·10⁴ ·0,030) / (10·3,14· (0,230+0,147) ·0,027) =4055

В затрубном пространстве за ЛБТ на интервале 650-2778 м:

Rеm= (4·1,08·10⁴ ·0,030) / (10·3,14· (0,367+0,147) ·0,027) =12230.

В затрубном пространстве за ТБПВ:

Rеm= (4·1,08·10⁴ ·0,030) / (10·3,14· (0,237+0,127) ·0,027) =14024.

В затрубном пространстве за УБТ-178:

Rеm= (4·1,08·10⁴ ·0,030) / (10·3,14· (0,237+0,178) ·0,027) =3684.

В затрубном пространстве за УБТ-146:

Rеm= (4·1,08·10⁴ ·0,030) / (10·3,14· (0,237+0,146) ·0,027) =3991.

В затрубном пространстве за забойным двигателем:

Rеm= (4·1,08·10⁴ ·0,030) / (10·3,14· (0,237+0, 195) ·0,027) =3539.

В затрубном пространстве Rеm<Rекр, значит движение бурового раствора происходит при ламинарном режиме и описывается уравнением Сен-Венана:

Sкп= (p·t_О· (dс-dн) ²+ (dс+dн)) / (4·h·Q). (2.57)

В затрубном пространстве за ЛБТ на интервале 0-650 м:

Sкп= (3,14·20· (0,23-0,147) ²+ (0,23+0,147)) / (4·0,027·0,03) =50,34.

В затрубном пространстве за ЛБТ на интервале 650-2778 м:

Sкп= (3,14·20· (0,367-0,147) ²+ (0,367+0,147)) / (4·0,027·0,03) =482,2.

В затрубном пространстве за ТБПВ:

Sкп= (3,14·20· (0,237-0,127) ²+ (0,237+0,127)) / (4·0,027·0,03) =85,4.

В затрубном пространстве за УБТ-178:

Sкп= (3,14·20· (0,237-0,178) ²+ (0,237+0,178)) / (4·0,027·0,03) =25,8.

В затрубном пространстве за УБТ-146:

Sкп= (3,14·20· (0,237-0,146) ²+ (0,237+0,146)) / (4·0,027·0,03) =61,5.

В затрубном пространстве за забойным двигателем:

Sкп= (3,14·20· (0,237-0, 195) ²+ (0,237+0, 195)) / (4·0,027·0,03) =14,8.

Определив значение Sкп, по Рис.6.7. [8, стр 72] определяется значение коэффициента bкп: для ЛБТ на интервале 0-650 м - 0,66; для ЛБТ на интервале 650-2778 м - 0,87; для ТБПВ - 0,74; для УБТ-146 - 0,7; для УБТ-178 - 0,58; для забойного двигателя - 0,45.

Вычисляются потери давления в затрубном пространстве по формуле:

DРкп= (4·t_О·l) / (bкп· (dс-dн)) МПа. (2.58)

В затрубном пространстве за ЛБТ на интервале 0-650 м:

DРкп= (4·20·650) / (0,66· (0,230-0,147)) =0,95.

В затрубном пространстве за ЛБТ на интервале 650-2778 м:

DРкп= (4·20·2128) / (0,87· (0,367-0,147)) =0,89.

В затрубном пространстве за ТБПВ:

DРкп= (4·20·250) / (0,74· (0,237-0,127)) =0,25.

В затрубном пространстве за УБТ-178:

DРкп= (4·20·62) / (0,58· (0,237-0,178)) =0,14.

В затрубном пространстве за УБТ-146:

DРкп= (4·20·2128) / (0,7· (0,237-0,146)) =0,01.

В затрубном пространстве за забойным двигателем:

DРкп= (4·20·2128) / (0,45· (0,237-0, 195)) =0,03.

Суммарные потери давления в затрубном пространстве составит:

åDРкп=0,95+0,89+0,25+0,14+0,01+0,03 =2,27 МПа.

Вычисляются потери давления от замков в затрубном пространстве по формуле:

DРзс=l/lm·0,1· ( (dc²-dн²) / (dc²-dн²) - 1) ² ·q ·Vкп² МПа, (2.59)

где

lm - средняя длина трубы;

Vкп - минимальная скорость жидкости в затрубном пространстве, в интервале ТБПВ определяется по формуле:

Vкп= (4·Q) / (p · (dc²-dн²)) м/с. (2.60)

Vкп= (4·0,03) / (3,14 · (0,237²-0,127²)) =0,95 м/с.

В затрубном пространстве за ЛБТ на интервале 0-650 м:

DРзс=650/12·0,1· ( (0,230²-0,147²) / (0,230²-0,172²) - 1) ² ·1,08·10⁴ ·0,95²=0,005 МПа.

В затрубном пространстве за ЛБТ на интервале 650-2778 м:

DРзс=2128/12·0,1· ( (0,367²-0,147²) / (0,367²-0,172²) - 1) ² ·1,08·10⁴ ·0,95²=0,001 МПа.

В затрубном пространстве за ТБПВ:

DРзс=650/12·0,1· ( (0,237²-0,127²) / (0,237²-0,170²) - 1) ² ·1,08·10⁴ ·0,95²=0,004 МПа.

Суммарные потери давления в затрубном пространстве от замков составит:

åDРзс=0,005+0,001+0,004 =0,01 МПа.

Определяется перепад давления в забойном двигателе по формуле:

DРзд= (DРтн·q·Q²) / (q_С·Qтн²) МПа. (2.61)

DРзд= (4,7·1,08·10⁴ ·0,03²) / (1·10⁴ ·0,03²) =5,08 МПа.

Определяется вспомогательный параметр j:

j= Q/ (p/4· Vмех ·dc²+Q). (2.62)

j= 0,03/ (3,14/4· 0,005 ·0,237²+0,03) =0,993.

Определяется перепад давления, связанный с выносом шлама по формуле:

DР= (1 - j) · (q_Ш - q) ·g·L МПа (2.63)

DРг= (1 - 0,95) · (2,4·10⁴ - 1,08·10⁴) ·9,81·2830=1,8 МПа.

Определяется сумма потерь давления во всех элементах циркуляционной системы за исключением долота:

DР-DРд=2,92+1,85+2,27+0,01+5,08=12,13.

Рассчитывается резерв давления на долоте по формуле:

DРр=b·Рн - (DР-DРд) МПа. (2.64)

DРр =0,8·23,0 - 12,13=6,27 МПа.

Определяется возможность гидромониторного эффекта, вычислив скорость течения жидкости в насадках долота по формуле:

Vд= m· (0,2· DРр/q) ^{0, 5} м/с, (6.65)

где m - коэффициент расхода (m=0,95 [8]).

Vд= 0,95· (0,2· 6,67·10⁶/1,08·10⁴) ^{0, 5} =105 м/с.

Так как Vд>80 м/с и перепад давления на долоте меньше критического (Ркр=12 МПа), то бурение данного интервала возможно с использованием гидромониторных долот. Принимая Vд=80 м/с, вычисляется перепад давления в долоте по формуле:

DРд= (q·Vд²) / (20·m²) МПа. (2.66)

DРд= (1,08·10⁴ ·80²) / (20·0,95²) =3,83 МПа.

Определяется расчетное рабочее давление в насосе как Р = 3,83 + 12,13 = 15,96 МПа.

Определяется по графику [8, Рис.6.28] утечки промывочной жидкости через уплотнение вала забойного двигателя Qу=0,0005.

Определяется площадь промывочных отверстий по формуле:

Ф= (Q - Qу) / Vд м². (2.67)

Ф= (0,030 - 0,0005) / 80=0,000368 м².

Применяются три насадки с внутренним диаметром 12 мм.

Таким образом, из вышеприведенных расчетов видно, что суммарные потери давления в трубном и затрубном пространствах меньше давления развиваемого буровым насосом типа УНБТ-950 при диаметре цилиндровых втулок 160 мм, следовательно технологический режим промывки скважины выбран верно.

2.7 Режимы бурения при вскрытии продуктивных горизонтов

Одним из важных моментов в процессе строительства скважины является обоснование и соблюдение правильной технологии первичного вскрытия продуктивного пласта. Сюда входит правильный выбор промывочной жидкости, на которой вскрывается пласт, обоснование параметров промывочной жидкости, способ бурения и выбор компоновки низа бурильной колонны. Все перечисленные факторы должны обеспечить наименьшее негативное воздействие на продуктивный горизонт.

Исходя из опыта бурения на Игольско-Таловом месторождении, для 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.

При обосновании параметров промывочной жидкости для первичного вскрытия продуктивного пласта целесообразно руководствоваться следующими положениями:

Для уменьшения загрязнения пласта плотность промывочной жидкости необходимо выбирать так, чтобы превышение гидростатического давления над пластовым в скважине было минимально допустимым. Для конкретных условий это превышение составляет 4 - 7% [3].

Проницаемость приствольной зоны пласта очень сильно уменьшается при проникновении в неё большого количества твёрдой фазы бурового раствора. Поэтому желательно, чтобы твердая фаза состояла из материалов, которые могут раствориться в соляной или других кислотах, обычно применяемых для стимуляции притока из пласта. Допустимая концентрация твердой фазы не более 1%.

Поскольку проникающая в пласт дисперсионная среда может способствовать значительному уменьшению проницаемости, показатель фильтрации промывочной жидкости должен быть минимальным, принимаем его 4 - 6 см³/30минут.

Промывочная жидкость должна иметь невысокие значения СНС, чтобы свести к минимуму гидродинамическое давление при восстановлении циркуляции и может обеспечить при освоении скважины извлечение промывочной жидкости, проникшей в приствольную зону. СНС_1/10 принимаем 10/20 дПа. Условная вязкость принимается равную 25 сек.

Водоотдачу снижают путем химической обработки бурового раствора химреагентом сайпан. Вязкость повышают обработкой раствора химреагентом габроил. Содержание твердой фазы в растворе регулируется качественной очисткой бурового раствора, применением четырехступенчатой системы очистки.

Параметры бурового раствора при вскрытии продуктивного горизонта представлены в таблице 2.12.

Таблица 2.12 Параметры раствора при вскрытии продуктивного горизонта

Удельный вес, Н/м3	Условная вязкость, сек	Показатель фильтрации, см3/30 мин	Содержание песка,%	СНС1/10,дПа	рН
1,08×104	25	4 - 6	1	10/20	7-8

Перед вскрытием продуктивного пласта для сохранения коллекторских свойств в буровой раствор вводятся поверхностно-активные вещества - ПАВ (ПКД 515 или сульфанол) в соотношении 0,02% от общего объема бурового раствора. ПАВ гидрофобизируют поверхность поровых каналов, препятствуют образованию в них водонефтяной эмульсии. Добавки ПАВ к промывочной жидкости позволят:

ускорить процесс разрушения горных пород на забое;

снизить силы трения между стенками скважины и бурильными трубами;

повысить износостойкость породоразрушающего инструмента.

На качественное вскрытие пласта влияет скорость бурения. Чем быстрее проходится продуктивный горизонт, тем меньше оказывается воздействие на него. При вскрытии продуктивного горизонта нужно увеличить механическую скорость бурения, применение ПАВ, несомненно, приводит к увеличению скорости.

Для минимизации времени сообщения продуктивного пласта с промывочной жидкостью, пласт вскрываем одним долблением, используя винтовой забойный двигатель с долотом имеющим маслонаполненные опоры. Применение малолитражного винтового забойного двигателя при вскрытии дает меньшее негативное воздействие на продуктивный горизонт, а применение долота с маслонаполненными опорами, имеющим большую проходку, позволяет вскрыть пласт одним долблением. Компоновка включает в себя: долото 8 ½ MF-15 диаметром 0,2159 м, калибратор 9К 215,9 МС, винтовой забойный двигатель Д 2 - 195.

2.8 Обоснование критериев рациональной отработки долот

Под показателем отработки долот, в настоящее время, обычно подразумевают данные, позволяющие оценить результаты его эксплуатации, в данных условиях, эффективность бурения. К показателям отработки породоразрушающего инструмента относят [9]:

Проходка на долото.

Продолжительность (срок службы) работы.

Механическая скорость бурения.

Стоимость бурения единицы длины ствола скважины.

Проходка на долото - позволяет судить об объемах полезной работы, выполненным конкретным буровым инструментом в линейных единицах - данные пробуренного ствола скважины. Для трехшарошечных и лопастных долот этот показатель, как правило, совпадает с проходкой на рейс, так как они в большинстве случаев выходят из строя в течении первого же рейса. Низкие значения проходки на долото приходятся на высокооборотный турбинный способ бурения в очень крепких формациях, а высокие - на низкооборотный - роторный способ при разбуривание относительно мягких пород. Максимальную проходку на долото можно получить при полном износе долота, то есть при длительной его работе на забое. [9]

Продолжительность работы инструмента - дополняет первый. Он характеризует работу инструмента уже не со стороны её объема, а со стороны её длительности. По оценке работы вспомогательно-технологического инструмента это весьма важно и указанный показатель приобретает функцию основного.

Увеличение длительности работы инструмента может привести не только к полезным результатам, которые особенно ощутимы в глубоком бурении, где прирост рассматриваемого показателя по отношению к продолжительности спускоподъемных, подготовительно-заключительных и иных работ особенно ценен, но и отрицателен.

Отрицательные результаты могут быть выражены чрезмерным износом инструмента (вплоть до аварии или необходимости перебуривания ствола из-за уменьшения диаметра). Работа долота может прерваться при возникновении критической ситуации, определяемой бурильщиком, которая наступает под действием одного, реже нескольких обстоятельств следующего характера:

а) Экономического (обычно вследствие изменения свойств пород бурение которых данным долотом оказывается экономически не выгодным).

б) Физического (предельно допустимое изнашивание долот по вооружению, его диаметру, опоре шарошки или сочетанием того и другого).

в) Технологического (необходимость срочной замены забойного двигателя, элементов бурильной колонны, аварии).

г) Геолого-технологического (достижение глубины, на которой необходимо переходить на долото другого диаметра, отбирать керн, проводить каротаж, цементировочные работы).

Механическая скорость - является производной от проходки на долото по времени и поэтому неразрывно связана с первыми двумя показателями. Она характеризует интенсивность процесса бурения. Максимальная механическая скорость может быть достигнута сокращением времени пребывания долота на забое. Поэтому об оптимальном времени пребывания долота на забое судят не по проходке за рейс и не по механической скорости, а по рейсовой скорости проходки. Средняя механическая скорость равна:

V_M=h/t м/час, (2.68)

где h - прохода на долото, м;

t - время бурения интервала, час.

Стоимость проходки единицы длины скважины обычно выражается стоимостью 1 метра бурения.

Минимизация стоимости единицы проходки ствола скважины главное и непременное требование, которому должны удовлетворять выбор оптимальных значений параметров инструмента.

Из всех перечисленных параметров наиболее подходящим является рейсовая скорость бурения, максимально учитывающая все факторы, поэтому в качестве основного критерия отработки долот выбирается этот показатель [9].

Чтобы рассчитать максимальную рейсовую скорость на ведущей трубе ставят метку и по ней определяют количество пробуренных метров за определённый промежуток времени (обычно 5 минут). Рейсовую скорость находят, подставив данные значения в формулу:

V_P= Н_В / ΣТ_Б +Т_СПО м/час, (2.69)

где Н_В - проходка за отрезок времени, м;

Т_Б - время бурения, час;

Т_СПО - время СПО, час.

Через определенный равный предыдущему интервал времени, заново рассчитывают рейсовую скорость, учитывая, что Н_В равно сумме пробуренных метров за два интервала, а Т_Б равно времени, затрачиваемому на бурение этих интервалов. И так далее пока последующие расчетные значения не будут меньше предыдущего значения. Тогда поднимают инструмент и производят замену долота.

2.9 Разработка мероприятий по предупреждению осложнений и аварий при сооружении скважины

Основная цель бурения - качественное, технологически грамотное с минимальными затратами времени и средств выполнение всех процессов и операций соответствующих сооружению скважины. Одним из основных критериев высокого качества строительства скважин является бурение без осложнений и аварий. В ходе строительства скважины возможны осложнения представленные в табл.1.5 Для их предотвращения необходимо принять комплекс разработанных мероприятий, описанных в этой части [10].

Обвалы и осыпи стенок скважины.

Обвалы стенок скважины могут происходить в результате недостаточного противодавления на стенки скважины, нарушая их прочности и устойчивости фильтратом бурового раствора, а так же в результате резких колебаний гидростатического и гидродинамического давлений на стенки скважины.

Обвалы стенок, носящие катастрофический характер, могут происходить в результате резкого и значительного снижения гидростатического давления, вызванного поглощением промывочной жидкости или её разгазированием, а так же недоливом скважины во время подъема.

Для предотвращения обвалов необходимо выполнять следующие мероприятия:

1. Для предотвращения резких колебаний на стенки скважины при СПО обязательно производят, долив скважины через каждые 5 - 7 свечей.

2. Перед подъемом инструмента делается промывка скважины, обрабатывается и производится очистка промывочной жидкости по циклу. Не допускается подъем инструмента при повышенных значений вязкости и СНС.

3. Подъем инструмента с сальником, в интервале затяжек производится на пониженной скорости, до 0,4 м/с.

4. После подъема с затяжками на значительном интервале, запрещается спускать в скважину компоновки с отклонителями, а также жесткие компоновки, включающие УБТ, калибраторы большого диаметра, центраторы и т.п.

Прихваты бурильной колонны.

Для предупреждения прихватов необходимо придерживаться требований "Инструкции по борьбе с прихватами колонн труб при бурении скважин". При этом должны соблюдаться следующие основные требования.

1. Нельзя допускать отклонений от установленной плотности промывочной жидкости более чем на ± 0,02 г/см³.

2. Для повышения противоприхватной способности необходимо в течение всего цикла бурения скважины поддерживать в промывочной жидкости определенное содержание смазочных веществ (см.2.4).

3. Необходимо непрерывно контролировать циркуляцию промывочной жидкости, по возможности устанавливать автоматические сигнализаторы ее прекращения.

4. Нельзя оставлять бурильную колонну без движения в открытой части ствола, особенно при вскрытых неустойчивых пластах, в продуктивных горизонтах, сильнопористых и проницаемых породах, а также напротив пород, склонных к образованию осыпей и обвалов.

В случае вынужденного оставления бурильной колонны в открытом стволе скважины бурильщику запрещается оставлять тормоз лебедки и вменяется в обязанность принять меры к подъему колонны и обеспечению постоянной промывки забоя по возможности с вращением колонны ротором или ключами.

5. При кратковременном (до 0,5 ч) прекращении циркуляции бурового раствора надо поднять колонну бурильных труб от забоя не менее чем на 15 м и через 2-5 мин расхаживать и проворачивать ротором. При прекращении циркуляции или неисправности оборудования, на устранение неполадок которых потребуется более 30 мин, бурильную колонну надо поднять в кондуктор.

6. При возникновении посадок надо приостановить спуск колонны, поднять ее на длину 15 - 20 м, проработать опасный интервал и только тогда продолжить спуск колонны.

7. Интервал затяжек, уступов, желобов обвалов необходимо зафиксировать в буровом журнале.

8. Необходимо следить за исправной работой насосов и механизмов очистки промывочной жидкости (гидроциклоны, вибросита и т.д.).

9. После длительных перерывов в бурении, более 48 часов, ствол скважины следует проработать.

10. При бурении следует делать контрольный приподъем бурильной колонны на 10-15 м через 45 мин бурения при отсутствии затяжек и не реже чем через 15-17 мин бурения при их наличии. В последнем случае перед наращиванием надо прорабатывать пробуренный участок до полного устранения затяжек.

Мероприятия по предупреждению газонефтеводопроявлений и открытых фонтанов при бурении скважин.

После цементирования кондуктора на устье скважины устанавливается противовыбросовое оборудование (ПВО) ОП2-230x35, в комплект которого входят: универсальный превентор ПУ1-230x35; два плашечных превентора ППГ-230x35 (нижний превентор с глухими плашками); манифольд МПБ2-8x35.

2. Перед установкой ПВО на устье скважины устанавливается колонная головка ОКК1А-21-146x245.

3. Запрещается углубление скважины и подъем инструмента, если параметры бурового раствора не соответствуют параметрам, указанным в геолого-техническом наряде.

4. Бурение в интервалах с возможными газонефтеводопроявлениями необходимо осуществлять с установкой под рабочей трубой шарового крана или обратного клапана.

Должен быть обеспечен объем запаса бурового раствора 120 м ³.

При подъеме бурильной колонны следует обеспечить непрерывный долив скважины и контроль за объемом доливаемой жидкости, пользуясь уровнемером.

При наличии признаков сальникообразования запрещается подъем инструмента из скважины до полной ликвидации сальника путем интенсивной промывки и расхаживания инструмента.

При простоях скважины без промывки более 48 часов, перед подъемом инструмента необходимо произвести выравнивание раствора в соответствии с параметрами, указанными в ГТН.

При простоях скважины более 48 часов, спуск бурильной колонны должен производится с промежуточными промывками через 300 м и замером параметров бурового раствора, выходящего из скважины.

При наличии вскрытых пластов, склонных к газопроявлениям, подъем инструмента следует производить на пониженных скоростях, до 1,0 м/с.

Опрессовку обсадных колонн, цементного камня, противовыбросового оборудования необходимо производить в соответствии с требованиями "Правил безопасности в нефтяной и газовой промышленности " и "Инструкцией по монтажу и эксплуатации противовыбросового оборудования на буровой".

При спуске обсадных колонн необходимо ограничивать скорость спуска в целях предотвращения гидроразрыва пластов.

Запрещается бурение скважин при незагерметезированном устье ранее пробуренных на кусте.

14. К работам на скважинах с возможными газонефтеводопроявлениями не допускаются специалисты и бурильщики, не прошедшие обучение в специализированных учебно-курсовых комбинатах по курсу "Контроль скважины. Управление скважиной при газонефтеводопроявлении".

15. С членами буровых бригад проводится инструктаж по предупреждению газонефтеводопроявлений и открытых фонтанов согласно программы, утвержденной главным инженером предприятия.

16. При появлении признаков газонефтеводопроявлений первым закрывается универсальный превентор.

17. После герметизации устья скважины дальнейшие работы по ликвидации газонефтеводопроявления проводятся под руководством мастера или ответственного инженерно-технического работника.

Утяжеление и обработка бурового раствора производится в соответствии с разработанной рецептурой приготовления (см.2.4).

2.10 Проектирование и обоснование компоновки бурильной колонны и её расчет

Бурильная колонна (БК) состоит ив компоновки низа бурильной колонны (КНБК) и колонны бурильных труб (КБТ).

В общем случае КНБК включает в себя долото, забойный двигатель, калибраторы, центраторы, стабилизаторы, расширители, маховики, отклонители и утяжеленные бурильные трубы (УБТ).

КБТ состоит из секций бурильных труб (БТ), одинаковых по типу, наружному диаметру, толщине стенки, группе прочности (марке) материала, типоразмеру замковых соединений.

Последовательно расположенные секции БТ одного наружного диаметра - ступень КБТ.

Бурильная колонна предназначена в общем случае для:

1. Передачи вращения от ротора к долоту.

2. Восприятия реактивного момента забойного двигателя.

3. Подвода промывочной жидкости к забойному двигателю, долоту, забою скважины.

4. Создания осевой нагрузки на долото.

6. Подъема и спуска долота и забойного двигателя.

6. Проведения вспомогательных работ.

Исходя из назначения, требования к бурильной колонне сводятся к следующим:

1. Достаточная прочность при минимальном весе, обеспечивающем создание требуемой осевой нагрузки.

2. Обеспечение герметичности при циркуляции бурового раствора, причем с минимальными гидравлическими потерями.

3. Минимальные затраты времени при спуско-подъемных операциях, при этом соединения должны обеспечивать прочность не менее прочности тела трубы, быть взаимозаменяемыми.

В процессе бурения на бурильную колонну действуют различные силы и моменты. К ним в общем случае относятся:

растягивающие силы от собственного веса;

растягивающие гидравлические нагрузки за счет перепада давления в забойном двигателе и долоте;

силы внутреннего и наружного давления промывочной жидкости;

силы взаимодействия колонны со стенками скважины (силы трения)

силы инерции как самой колонны, так и промывочной жидкости;

изгибающие моменты на участках естественного и искусственного искривления ствола скважины;

осевая сжимающая сила в нижней части колонны;

крутящий момент при вращении колонны;

изгибающей момент за счет потери колонной прямолинейной формы;

динамические составляющие продольных и поперечных сил, изгибающего и крутящего моментов за счет различного рода колебаний колонны.

Совместное действие всех этих сил и моментов приводит к тому, что бурильная колонна находится в условиях весьма сложного напряженного состояния.

В связи с тем, что при проектировании и расчетах бурильной колонны практически невозможно учесть все нагрузки, а некоторые из них не поддаются точному определению, поэтому рассматриваются только основные, наиболее существенные и опасные. К их числу относятся растягивающие силы, крутящий и изгибающие моменты, наружное и внутреннее избыточные давления промывочной жидкости [11].

Максимальная растягивающая нагрузка в колонне имеет место в верхней части, а сжимающая - в нижней. Максимальный крутящий момент приложен к колонне в верхней части при роторном способа бурения, и в нижней - при бурении с забойными двигателями. Максимальный изгибающий момент за счет потери колонны прямолинейной формы приложен в нижней части.

Однако в связи с тем, что колонна составлена из бурильных труб разного диаметра с разной толщиной стенки, напряжения, возникающие в них, даже при нагрузках меньших, чем максимальные, могут превысить допустимые. Поэтому необходимо проводить расчеты напряжений для опасных сечений и сравнивать их о допустимыми для материала используемых бурильных труб.

В данном случае производится расчет бурильной колонны для бурения последнего пятого интервала (см.2.2.2).

При расчете используется компьютерная программа по расчету бурильной колонны, составленная студентом Шишовым. Программа отвечает требованиям изложенным в [3] и расчеты проводятся с учетом коэффициентов запаса статической прочности - 1,4 и нормативного запаса прочности на избыточное давление - 1,15.

При проектировании компоновки бурильной колонны пользуются следующими типоразмерами труб: так как бурение ведется долотом с диаметром 0,2159 м, то принимается наружный диаметр УБТ первой ступени равный 0,178 м, внутренний диаметр 0,09 м; диаметр УБТ второй ступени, для плавного перехода к колонне бурильных труб, принимается равным 0,146 м с внутренним диаметром 0,074 м. Для первой ступени компановки бурильных труб (КБТ) используются трубы ТБПВ, так как они наиболее подходят для бурения турбинным способом и конкретно для наклонно направленных скважин. По табл.2 [11] выбираются трубы ТБПВ с наружным диаметром 0,127 м, толщиной стенки 9,2 мм и группой прочности Р, тип замкового соединения ЗП - 168 - 70. Для уменьшения веса КБТ во второй ступени применяются легкосплавные бурильные трубы (ЛБТ) с наружным диаметром 0,147 м (см. табл.2 [11]) с толщиной стенки 11 мм и группой прочности Д16Т, тип замкового соединения ЗЛ - 172.

Исходные данные:

1. Условия бурения - нормальные.

2. Интервал бурения 2775 - 3105 м.

3. Осевая нагрузка на долото - 18000 кг.

4. Диаметр забойного двигателя - 0, 195 м.

5. Длина забойного двигателя - 6,6 м.

6. Вес забойного двигателя - 1100 кг.

7. Диаметр обсадной колонны - 0,146 м.

8. Толщина стенки обсадной колонны - 7,7мм.

9. Плотность бурового раствора - 1,08·10⁴ Н/м³.

10. Длина по стволу 1-го интервала - 100 м.

11. Длина по стволу 2-го интервала - 194 м.

12. Длина по стволу 3-го интервала - 2249 м.

13. Длина по стволу 4-го интервала - 242 м.

14. Радиус искривления на 2-ом интервале - 401 м.

14. Зенитный угол в конце 2-го интервала - 27,75 град. .

14. Радиус искривления на 4-ом интервале - 498 м.

15. Зенитный угол в конце 4-го интервала - 0 град.

16. Перепад давления на турбобуре и долоте - 10,5 МПа.

17. Действующее наружное давление - 30 МПа.

18. Коэффициент трения колонны о породу - 0,3.

19. Тип клинового захвата - ПКР-560.

20. Длина клиньев - 0,40 м.

Результаты расчета:

1-я ступень УБТ - УБТ 178-90 длина - 62,5 м.

Момент затяжки УБТ 1-й секции =2470-3260 кгс·м.

2-я ступень УБТ - УБТ 146-74 длина - 8 м.

Момент затяжки УБТ 2-й секции =1280-1630 кгс·м.

Тип cмазки - Графитовая.

Промежуточные опоры на УБТ - 3 шт.д.иаметром 0, 203 м.

Вес компоновки УБТ - 11235 кг.

Вес КНБК - 11485 кг.

Длина КНБК - 78,5 м.

Тип cмазки - Графитовая.

1-я ступень КБТ - ТБПК 127-9,2-Р длина - 250 м, вес - 8367 кг.

Тип замкового соединения - ЗП-168-70.

Момент затяжки - 3022 кгс·м.

Фактический запас статической прочности - 1,49.

Фактический запас прочности усталости - 1,37.

Фактический запас прочности по давлению - 2,77.

Коэффициент превышения длины - 8,16.

2-я ступень КБТ - ЛБТ 147-11.0-Д16Т длина-2778 м; вес-47224 кг.

Тип замкового соединения - ЗЛ-172.

Момент затяжки - 1880 кгс·м.

Фактический запас статической прочности - 1,38.

Фактический запас прочности усталости - 1,35.

Фактический запас прочности по давлению - 1,84.

Коэффициент превышения длины - 2,13.

Вес КБТ -65976 кг.

Вес БК - 67076 кг.

Для бурения скважины на различных интервалах проектируются следующие компоновки.

Интервал 0 - 100 м (вертикальный):

Долото III СЗГВ 295,3 (ГОСТ 20692-75).

Калибратор 5КС 295,3 (ТУ-26-02-963-83).

А9ГТШ - 240 (ГОСТ 26673-85).

Переводник ПП 147/171 (ГОСТ 7360-82).

ЛБТ 147x11 (ГОСТ 23786-79) - остальное.

Интервал 100 - 294 м (набор параметров кривизны):

Долото СЗГВ 295,3 (ГОСТ 20692-75).

Калибратор 5КС 295,3 (ТУ-26-02-963-83).

ТО - 240К (ГОСТ 26673-85).

Телесистема "СИБ - 1".

ЛБТ 147x11 (ГОСТ 23786-79) - остальное.

Интервал 294 - 650 м (стабилизация параметров кривизны):

Долото III СЗГВ 295,3 (ГОСТ 20692-75).

Калибратор 5КС 295,3 (ТУ-26-02-963-83).

А9ГТШ - 240 (ГОСТ 26673-85).

УБТ - 203x90 (ТУ-39-076-74) -24 м.

Переводник ПП 147/171 (ГОСТ 7360-82).

ЛБТ 147x11 (ГОСТ 23786-79) - остальное.

Интервал 650 - 2550 м (стабилизация параметров кривизны):

Долото III МЗГВ 215,9 или III СГВ 215,9 (ГОСТ 20692-75).

Калибратор 9К 215,9 (ТУ-26-02-963-83).

Стабилизирующая коронка СТК - 214 (ТУ-26-02-852-83).

3ТСШ1 - 195 (ГОСТ 26673-85).

УБТ - 178 x90 (ТУ-39-076-74) -24 м.

ЛБТ 147x11 (ГОСТ 23786-79) - 250 м.

ТБПВ 127x9 (ГОСТ 23786-79) - 450 м.

ЛБТ 147x11 (ГОСТ 23786-79) - остальное.

Интервал 2550 - 2785 м (интенсивное снижение зенитного угла до 0⁰):

Долото MF - 15 (код IADC - 433X).

Калибратор 9К 215,9 с номинальным диаметром 0,214 м (ТУ-26-02-963-83).

Д2 - 195 (ГОСТ 26673-85).

ЛБТ 147x11 (ГОСТ 23786-79) - 250 м.

Переводник ПП 133/147 (ГОСТ 7360-82).

ТБПВ 127x9 (ГОСТ 23786-79) - 450 м.

Переводник ПП 147/133 (ГОСТ 7360-82).

ЛБТ 147x11 (ГОСТ 23786-79) - остальное.

Отклоняющая компоновка для проведения исправтельных работ при бурении интервала под эксплуатационную колонну.

Долото III МЗГВ 215,9 (ГОСТ 20692-75).

Калибратор 9К 215,9 с номинальным диаметром 0,214 м (ТУ-26-02-963-83).

ТО - 195К (ГОСТ 26673-85).

Телесистема "СИБ - 1".

ЛБТ 147x11 (ГОСТ 23786-79) - 250 м.

ТБПВ 127x9 (ГОСТ 23786-79) - 450 м.

ЛБТ 147x11 (ГОСТ 23786-79) - остальное.

В каждой компоновке после турбины ставится обратный клапан.

Предложенные компоновки являются типовыми на площади Игольско-Талового месторождения.

2.11 Проектирование конструкции обсадных колонн из условия равнопрочности по длине

Проектирование конструкции обсадных колонн и их расчет приведены в соответствии с "Инструкцией по расчету обсадных колонн для нефтяных и газовых скважин" ВНИИТнефть 1997 года [12].

Обсадная колонна является ответственной инертной конструкцией, несущей различные по характеру и величине нагрузки.

На колонну действуют:

Растягивающие нагрузки от собственного веса.

Сжимающие нагрузки от собственного веса, возникающие при разгрузке колонны, установленной на забой.

Осевые нагрузки (динамические), возникающие в период неустановившегося движения колонны.

Осевые нагрузки, обусловленные трением о стенки скважины.

Осевые нагрузки от избыточного давления и температуры при цементировании и эксплуатации.

Наружное и внутренне избыточное давление.

Изгибающие нагрузки при искривлении колонны в результате потери устойчивости и при работе в наклонных скважинах.

В зависимости от назначения будут также действовать и силы трения.

В связи с тем, что в настоящее время отсутствуют достоверные данные для определения фактических нагрузок в глубоких скважинах, в качестве расчетной осевой нагрузки по инструкции считают вес колонны в воздухе.

Для расчета растягивающие нагрузки рекомендуется определять без учета потерь веса в жидкости.

Внутреннее давление в колонне действует при спуске колонны, в процессе цементирования скважины и в процессе эксплуатации. При спуске колонны в скважину давление в ней равно весу гидростатического столба жидкости, находящейся в ней.

В процессе цементирования внутреннее гидростатическое давление повышается на величину, необходимую для преодоления разности веса столба жидкости и сопротивления движению. В период эксплуатации внутреннее давление определяется уровнем жидкости в колонне или величиной пластового давления.

Исходные данные для расчета эксплуатационной колонны.

Длина эксплуатационной колонны L, м 2825 (3100).

Удельный вес:

цементного раствора q _Ц, Н/м³ 1,83×10⁴;

жидкости в колонне q _В, Н/м³ 1,10×10^{4 (}при освоении);

0,76×10⁴ (в период ввода в эксплуатацию);

0,95×10^{4 (}при окончании эксплуатации);

испытательной жидкости q _Ж, Н/м³ 1,0 ×10⁴;

бурового раствора q _Р, Н/м³ 1,08 ×10⁴;

пластовой воды q _ГС, Н/м³ 1,01 ×10⁴.

Расстояние от устья скважины:

до башмака предыдущей колонны L ₀, м 600 (650);

до уровня цементного раствора h, м 400 (440);

до уровня жидкости в колонне H, м:

при испытании на герметичность 2250 (2442);

при освоении скважины 1835 (2062);

при окончании эксплуатации 2590 (2865).

Эксплуатационный объект залегает на глубине 2760 (3035) - 2770 (3045) м. На глубине S₁=2770 (3045) м пластовое давление составляет Р_{ПЛ S1}=27,9 МПа.

На глубине 2800 - 2825 (3075 - 3100) находится проницаемый пласт. На глубине S₂= L =2825 (3100) давление составляет Р_{ПЛ S2}= 28,5 МПа.

Коэффициент запаса прочности:

на наружное избыточное давление n₁ 1,2;

на внутреннее избыточное давление n₂ 1,15;

на растяжение n₃ 1,3;

на растяжение в клиновом захвате n₄ 1,25;

на растяжение для обсадных труб с учетом искривления ствола n₃^l 1,3.

Учитывая тот факт, что профиль проектируемой скважины наклонно направленный, то расчет наружного и внутреннего давления производится, как для вертикальных скважин, при этом расчетные данные определяются как проекции глубин по стволу на вертикальную плоскость. Для построения эпюр давлений на вертикальной оси откладывают значения глубин по стволу скважины, а на горизонтальной оси откладывают расчетные давления для этих точек, рассчитанные для вертикальной проекции [12].

Рассчитываем внутренние давления для обсадной колонны.

а). Определяется внутреннее давление в период ввода скважины в эксплуатацию.

Внутреннее давление определяется по формуле:

Рвz = P_{ПЛ L} - 10⁶ × q _В × (L - Z) при 0≤Z≤L, (2.70)

где Рвz - внутреннее давление на глубине Z, МПа;

P_{ПЛ L} - пластовое давление на глубине L, МПа;

Z- глубина положения точки для которой определяется внутреннее давление, м.

При Z =0: Рву = 28,5 - 10^-6 × 0,76 × 10⁴ × (2825 - 0) =7,03 МПа;

при Z =2850: Р_BL = 28,5 - 10^-6 × 0,76 × 10⁴ × (2825 - 2825) =28,5 МПа;

б). Определяется внутреннее давление по окончании эксплуатации.

Р_BZ=0 при 0≤Z≤Н.

Р_BZ=10^-6 × q _В × (Z - H) при H≤Z≤L, (2.71)

При Z=H=2590: P_BH=0.

При Z=L=2850: P_BL=10^-6 × 0,76 × 10⁴ × (2825 - 2590) =1,02 МПа.

Строятся эпюры внутренних давлений АВС и ДЕ соответственно рассчитанным значениям. Эпюра внутренних давлений изображена на рис.2.3

Рассчитывается наружные давления для обсадной колонны.

а). Находится наружное давление в не зацементированной зоне по формуле:

Р_НZ=10^-6 × q _Р ×Z при 0≤Z≤h, (2.72)

где Р_{НZ -} наружное давление на глубине Z, МПа;

Z- глубина положения точки для которой определяется наружное давление, м.

При Z=0: Р_НZ=0.

При Z=h=400м: Р_Hh=10^-6 ×1,08 ×10⁴ ×400=4,32МПа.

б). Находится наружное давление в зацементированной зоне по формуле:

в интервале, закрепленном предыдущей колонной:

Р_НZ=10^-6 ×h ×q _Р+10^-6 ×h ×q _ГС × (Z - h) при h ≤Z≤L₀, (2.73)

При Z=h=400м: Р_Hh=10^-6 ×1,08 ×10⁴ ×400+10^-6 ×1,01 ×10⁴ × (400 - 400) =4,32 МПа.

При Z=L₀=600м: Р_HL0 =10^-6×1,08×10⁴ ×400+10^-6×1,01×10⁴× (600 - 400) =6,34МПа.

в интервале открытого ствола с учетом пластового давления по формулам:

Р_НZ= Р_HL0+ ( (Р_ПЛS1-P_HL0) / (S₁-L₀)) × (Z - L₀) при L₀ ≤Z≤S₁, (2.74)

Р_НZ= Р_ПЛS1+ ( (Р_ПЛS1-P_HL0) / (L - S₁)) × (Z - S₁) при S₁ ≤Z≤L, (2.75)

Р_{HL0 -} наружное давление на глубине L_0, МПа;

Р_{ПЛS1 -} наружное давление на глубине S₁, МПа;

По формуле (2.74):

При Z=L₀=600м: Р_HL0 =6,34 МПа;

При Z= S₁=2770м: Р_HS1 =27,9 МПа;

По формуле (2.75):

При Z= S₁=2390м: Р_HS1 =27,9 МПа;

При Z=L=2850м: Р_HL =28,5 МПа.

в). Находится наружное давление с учетом давления составного столба тампонажного и бурового растворов по всей длине скважины на момент окончания цементирования по формуле

Р_НZ=10^-6 ×q ×Z при 0 ≤Z≤ h. (2.76)

При Z=0: Р_НZ=0.

При Z=h=400м: Р_Hh=10^-6×1,08 ×10⁴ ×400=4,32 МПа.

Р_НZ=10^-6 × (h ×q _Р+q _Ц× (Z - h) при h ≤Z≤L. (2.77)

При Z=h=400м: Р_Hh=10^-6 × (1,08 ×10⁴ ×400+1,83 ×10⁴ × (400 - 400)) =4,32 МПа.

При Z=L=2825м: Р_Hh=10^-6× (1,08 ×10⁴ ×400+1,83 ×10⁴ × (2825 - 400)) =49 МПа.

Строится эпюра наружных давлений ABCDE и ABF соответственно расчетным значениям. Эпюра наружных давлений изображена на рис.2.4

Рассчитывается избыточное наружное давление для обсадной колонны.

а) Определяется избыточное наружное давление на момент окончания цементирования по формулам:

1.12.2.1 =10^-6 ×q _Р ×Z при 0 ≤Z≤h. (2.78)

При Z=0: Р_НZ=0.

При Z=h=400м: Р_HИh=10^-6 ×1,08 ×10⁴ ×400=0 МПа.

Р_НИZ=10^-6 × ( (q _Ц - q _Р) ×Z - (q _Ц - q _Р) ×h) при h ≤Z≤L. (2.79)

При Z= L=2825м: Р_НИZ=10^-6 × ( (1,83 ×10^{4 -} 1,08 ×10⁴) ×2825 - (1,83 ×10⁴ - 1,08 ×10⁴) ×400) =18,1 МПа.

б) Определяется избыточное наружное давление для процесса испытания колонны на герметичность снижением уровня:

в незацементированной зоне по формуле:

Р_НИZ=10^-6 × q _Р × Z при 0 ≤Z≤h. (2.80)

При Z=0: Р_НИZ=0.

При Z=h=400м: Р_HИh=10^-6 ×1,08 ×10⁴ ×400=4,32МПа.

в зацементированной зоне по формуле:

Р_НИZ= Р_НZ - 10^-6 ×q _В × (Z - Н) при Н ≤Z≤L. (2.81)

При Z=L₀=600м: Р_HИL0 = Р_HL0=6,34 МПа;

При Z= S₁=2770м: Р_HИS1 =27,9-10^-6 ×1,0×10⁴ × (2770 - 2250) =22,7 МПа;

При Z=L=2825м: Р_HИL =28,5-10^-6 ×1,0×10⁴ × (2825 - 2250) =22,75 МПа.

в) Определяется избыточное наружное давление при освоении скважины:

в незацементированной зоне по формуле (2.80):

При Z=0: Р_НИZ=0.

При Z=h=400м: Р_HИh=10^-6×1,08 ×10⁴ ×400=4,32 МПа.

в зацементированной зоне по формуле (2.81):

При Z=L₀=600м: Р_HИL0 = Р_HL0=6,34 МПа.

При Z= S₁=2770м: Р_HИS1 =27,9-10^-6 ×1,0×10⁴ × (2770 - 1830) =18,55 МПа.

При Z=L=2825м: Р_HИL =28,5-10^-6 ×1,0×10⁴ × (2825 -1830) =18,6 МПа.

г) Определяется избыточное наружное давление по окончании эксплуатации скважины:

в незацементированной зоне по формуле (2.80):

При Z=0: Р_НИZ=0.

При Z=h=400м: Р_HИh=10^-6 ×1,08 ×10⁴ ×400=4,32МПа.

в зацементированной зоне по формуле (2.81):

При Z=L₀=600м: Р_HИL0 = Р_HL0=6,34 МПа.

При Z= S₁=2770м: Р_HИS1 =27,9-10^-6 ×0,95×10⁴ × (2770 - 2590) =26,2 МПа.

При Z= 2825м: Р_HИZ =28,5-10^-6 ×0,95×10⁴ × (2825 - 2590) =26,3 МПа, при Р_HZ=Р_ПЛZ.

При Z= 2770м: Р_HИZ =28-10^-6 ×0,95×10⁴ × (2770 - 2590) =26,2 МПа, при Р_HZ= =10^-6× q_ГС×Z.

При Z=L=2850м: Р_HИL =28,7-10^-6 ×0,95×10⁴ × (2825 -2590) =26,3 МПа, при Р_HL=10^-6× q_ГС×L.

Эпюры наружных избыточных давлений строятся для периодов, когда наружные избыточные давления достигают максимальных значений (испытание колонны на герметичность снижением уровня и период окончания эксплуатации скважины).

Строятся эпюры ABCDE ABCD^IGG^IF соответственно рассчитанным значениям наружных избыточных давлений для периодов испытания колонны на герметичность снижением уровня и конца эксплуатации скважины, рис.2.5

Рассчитывается избыточное внутреннее давление при испытании обсадной колонны на герметичность снижением уровня в один прием без пакера.

а). В незацементированной зоне внутреннее избыточное давление определяется по формуле:

Р_ВИZ= Р_{ОП -} 10^-6 × (q _{Р -} q _Ж) × Z при 0 ≤Z≤h, (2.82)

где Р_ОП - минимальное давление опрессовки, МПа (Р_ОП =12,5 МПа (см. табл.2.1 [12]).

При Z=0: Р_ВИZ=12,5 МПа.

При Z=h=400м: Р_ВИh=12,5 - 10^-6 × (1,08 - 1,0) ×10⁴ ×400=12,18 МПа.

б). В зацементированной зоне внутреннее избыточное давление определяется по формуле:

Р_ВИZ= Р_ОП + 10^-6 × q _Ж × Z - Р_РЛZ при 0 ≤Z≤h. (2.83)

При Z=L₀=600 м: Р_ВИL0=12,5+10^-6× 1,0 × 10⁴× 600 - 6,34=12,16 МПа.

При Z= S₁=2770 м: Р_ВИS1 =12,5+10^-6× 1,0 × 10⁴× 2770 - 27,9=12,3 МПа.

При Z=L=2825м: Р_ВИL =12,5+10^-6× 1,0 × 10⁴× 2825 - 28,5=12,25 МПа.

Строится эпюра внутренних избыточных давлений ABCDE рис.2.6

Конструкция обсадной колонны характеризуется: типом труб (их соединений), наружным диаметром обсадных труб, толщиной стенок, а также материалом труб (группой прочности).

Сконструированная колонна должна обеспечить прочность на расчетные виды нагрузок во всех сечениях и в тоже время обладать минимальной, экономически целесообразной материалоемкостью для данных условий.

Диаметр колонны был определен ранее и составляет 146 мм.

Для комплектования обсадной колонны диаметром 146 мм принимаются обсадные трубы муфтового соединения с резьбой трапециидального профиля типа ОТТМ по ГОСТ 632 - 80 исполнения "А", группа прочности стали - "Е".

Основные прочностные характеристики для принятых труб по справочным данным приведены в табл.2.13.

В данном случае профиль ствола скважины - наклонно направленный, поэтому следует учитывать влияние изгиба ствола скважины в зависимости от интенсивности искривления.

Проводится анализ прочностных характеристик: в данном случае даже наименьшая толщина стенки труб должна обеспечить условие:

n₂=Р_ВИ /Р_ВИО, (2.84)

где n₂ - коэффициент запаса прочности на внутреннее избыточное давление;

Р_ВИО - наибольшее внутреннее избыточное давление, МПа;

Р_{ВИ -} внутреннее избыточное давление при котором напряжение в теле трубы достигают предела текучести, для меньшей толщины стенки, МПа.

n₂=42,9/12,5=3,4>1,15, что допустимо [12].

На основании этого в дальнейшем проверку секций на внутреннее избыточное давление не производится.

Определяются параметры секций по действию наружных давлений, начиная с первой секции.

Расчет параметров секций обсадной колонны проводим для процесса, когда наружное избыточное давление достигает максимальных значений. Согласно рис.2.5 наружные избыточные давления на забое скважины достигают значения Р_НИL=26,3 МПа. Толщина стенки труб 1-ой секции должна обеспечить такую прочность на наружное избыточное давление, которое удовлетворяет условию:

Р^I_НИL≥P_HИL × n₁, (2.85)

Таблица 2.13. Основные характеристики для обсадных труб

Наружный диаметр, м	Толщина стен-ки, мм	Критические давления, МПа	Растягивающие нагрузки, при которых напряжения в теле трубы достигают предела текучести, кН	Внутренние давления, при которых напряжения в теле трубы достигают предела текучести, МПа	Страгивающие нагрузки для соединений труб, кН	Вес 1 м трубы, кН
0,146	6,5 7,0 7,7 8,5 9.5 10.7	- 27,7 34,2 41,6 50,7 61,0	-- 983 1118 1245 1418 1598	42,9 46,2 50,8 56,1 62,7 70,6	931 1019 1147 1294 1480 1696	0,226 0,243 0,265 0,290 0,321 0,358

Р^I_НИL≥26,3×1,2=31,56 МПа.

По табл.2.13. видно, что этому давлению соответствует трубы с толщиной стенки 7,7 мм, для которых Р¹_КР=34,2 МПа.

Длина 1-ой секции l₁=110 м (60 м плюс 50 м выше кровли эксплуатационного объекта). Вес ее определяется по формуле:

Q _i=q _i ×l _i, (2.86)

где Q _i - вес соответствующей i-ой секции, кН;

q _i - вес 1м трубы соответствующей i-ой секции, кН;

l _i - длина соответствующей i-ой секции, кН.

Q ₁=0,265 × 110 =29,1 кН.

По эпюре (рис.2.5) находится давление Р_НИZ на уровне верхнего конца 1-ой секции на глубине 2990 м Р_НИZ=25,9 МПа. Следующая секция имеет толщину 7,0 мм для которых Р¹_КР =27,7 МПа. Определяется значения Р_КР2 для труб второй секции. Из условий двухосного напряжения с учетом растягивающих нагрузок от веса 1-ой секции по формуле:

P^I_КРi+1= P_КРi+1× (1-0,3× (Q _i/Q _i+1)) МПа, (2.87)

где Q _i - вес предыдущей секции, кН;

Q _i+1 - растягивающая нагрузка при которой напряжения в теле трубы достигают предела текучести для определяемой секции, кН;

P_КРi+1 - наружное избыточное давление на глубине установки определяемой секции, МПа.

P^I_КР2 = 27,7× (1-0,3× (29,1/983)) =27,45 МПа.

Глубина спуска 2-ой секции принимается равной 2990 м.

Толщина стенки труб 2-ой секции принимается 7,0 мм. Так как наружные избыточные давления к устью продолжают уменьшаться, то трубы с данной толщиной стенки их выдержат. Дальнейший расчет проводится из условия прочности на страгивающие нагрузки в резьбовом соединении. Длина секции определяется по формуле:

li= ([P] - ∑Q_i-1) /q_iм, (2.88)

q_i- вес 1 м труб искомой секции, кН;

∑Q_i-1 - общий вес предыдущих секций, кН;

[P] - допустимая нагрузка на растяжение, кН.

Допустимая нагрузка на растяжение определяется по формуле:

[P] =Р_СТ/n^I₃ кН, (2.89)

где Р_СТ - страгивающая нагрузка для соединений труб соответствующей секции, кН.

[P] =1019/1,3= 783,8 кН.

Длина 2-ой секции определяется по формуле (2.88):

l₂= (783,8-29,1) /0,243=3105 м

Принимается длина 2-ой секции 2990. Тогда вес 2-ой секции по (2.86):

Q^I₂=2990 × 0,243=726,6 кН.

Вес 2-х секций составит

∑Q^I= 29,1+726,6=755,7 кН.

Сводные данные о конструкции обсадной колонны приведены в табл.2.14.

Таблица 2.14 Сводные данные о конструкции обсадной колонн

№ п. п. секции	Группа прочности	Толщина стенки, мм	Длина секции, м	Вес, кН			Интервал установки
				секции	суммарный	1 м труб
I	E	7,7	110	29,1	29,1	0,265	3100 - 2990
II	E	7,0	2990	726,6	755,7	0,243	2990 - 0

2.12 Расчёт параметров цементирования

Расчёт параметров цементирования производится по методике изложенной в методическом пособии "Расчёт параметров цементирования обсадных колонн" под редакцией Редутиннског Л. С [13].

Обосновывается способ цементирования.

Под способом цементирования понимается схема доставки тампонажной смеси в затрубное пространство. Поэтому признаку выделяют несколько способов цементирования обсадных колонн: прямой одноступенчатый, прямой двухступенчатый, манжетный, обратный, цементирование "хвостовиков" и секций.

Среди перечисленных способов цементирования наилучшей технологичностью обладает способ прямого одноступенчатого цементирования, к тому же при этом способе можно получить наиболее высокое качество разобщения. Поэтому способ одноступенчатого цементирования всегда предпочтительнее других способов, если применение последних не вызывается необходимостью по горнотехническим условиям.

Способ прямого двухступенчатого цементирования целесообразно использовать:

При наличии зон поглощений в нижележащих пластах.

При наличии резко различающихся температур в зоне подъема цементного раствора, вызывающих быстрое его схватывание в нижней части.

В случае невозможности одновременного вызова на буровую большого числа цементировочных агрегатов.

Использование двухступенчатого цементирования позволяет значительно снизить давление на горные породы и предотвратить их гидроразрыв.

Манжетное цементирование применяют на месторождениях с низким пластовым давлением или сильно дренированных, подверженных гидроразрыву пластов. При данном способе исключается загрязнение продуктивного горизонта, находящегося ниже спецмуфты, тампонажной смесью.

При обратном цементировании ускоряется процесс доставки тампонажной смеси в затрубное пространство и снижается давление на горные породы. Этот способ находит широкое применение при цементировании обсадных колонн, перекрывающих пласты большой мощности, подверженные гидроразрыву при небольших перепадах давления, а также рекомендуется для заливки колонн небольшой глубины.

Необходимость в цементировании "хвостовиков" или секций обсадных колонн возникает, если в конструкции скважины предусмотрен спуск колонны в виде "хвостовиков" или секций [2].

Выбираем простейший, наиболее технологичный и распространенный на данном месторождении и в Западной Сибири способ прямого цементирования, который предполагает доставку тампонажной смеси в затрубное пространство через башмак обсадной колонны.

Проведем расчет для определения возможности одноступенчатого цементирования [15]. Такая возможность определяется из условия гидроразрыва пород и минимально возможного удельного веса гельцементного раствора, то есть, возможность регулирования удельного веса гельцементного раствора лежит в пределах:

q _ГЦ^МИН < q_ГЦ < q_ГЦ^МАКС, (2.90)

где q _ГЦ^МИН - минимально возможный удельный вес гельцементного раствора Н/м^3,q_ГЦ^{МАКС -} максимально возможный удельный вес гельцементного раствора, при которой ещё не произойдет гидроразрыв пород Н/м^3.

Облегченный гельцементный раствор применяется для снижения гидростатического давления на горные породы. Практикой установлено, что достаточно удовлетворительные свойства цементного камня получаются при облегчении гельцементного раствора до удельного веса q _ГЦ^МИН=1,32×10⁴ Н/м^3.

Максимальный удельный вес гельцементного раствора, при которой ещё не произойдет гидроразрыв пород, определяется из выражения:

q_ГЦ^МАКС = (L×q_СР - h_БР×q_БР - h_ЦР×q_ЦР) /h_ГЦ Н/м³, (2.91)

где q_СР - допустимое средневзвешенное значение удельного веса жидкости за колонной, Н/м³;

h_БР - расстояние от устья скважины до уровня тампонажной смеси в затрубном пространстве, м;

h_{ГЦ -} высота столба гельцементного раствора, м;

h_ЦР - высота столба чистого цементного раствора, м; принимается - 550 м;

q_БР - удельный вес чистого цементного раствора из портландцемента и может быть принят 1,83×10⁴ Н/м³.

Допустимое средневзвешенное значение удельного веса жидкости за колонной определяется из выражения:

q_СР=Р_ГР/ (L× [1+λ_ЗП× (V_ЗП) ²/2×g× (D_Д - D) ×К_К]) Н/м³, (2.92)

где Р_ГР - давление гидроразрыва пород в призабойной зоне, МПа; λ_ЗП - безразмерный коэффициент гидравлических сопротивлений в кольцевом пространстве; V_ЗП - скорость движения потока в затрубном пространстве, м/с; D_C- диаметр скважины, м; D - наружный диаметр обсадных колонн, м; К_К - коэффициент кавернозности. По формуле (2.92) получится:

q_СР=52,18 / (3105× [1+0,035 × 1,5²/2×9,8 × (0,2159 -0,146) ×1,7]) =1,68×10⁴ Н/м^3.

Таким образом, из выражения (2.91) получается:

q_ГЦ^МАКС = (3105×1,68×10⁴ - 450×1,08×10⁴ - 320×1,83×10⁴) /2155=1,92×10⁴ Н/м^3.

Так как q_ГЦ^МАКC>q_ГЦ^МИН, то цементирование обсадной колонны в одну ступень возможно. При этом значение удельного веса гельцементного раствора может быть принято по условию (2.90) в пределах 1,32…1,92×10⁴ Н/м³.

Рассчитывается объем буферной и продавочной жидкостей и тампонажной смеси.

Объем тампонажной смеси определяется объемом затрубного пространства, подлежащего цементированию, и объемом цементного стакана.

V_ТС=V_ЗП+V_СТ м³, (2.93)

где V_ЗП - объемом затрубного пространства, м³; V_СТ - объемом цементного стакана, м³. При цементировании затрубного пространства часто используется тампонажная смесь разного состава. В частности, интервал эксплуатационного объекта цементируют чистым цементным раствором, а вышележащий интервал - облегченной тампонажной смесью (гельцементом).

Тогда:

V_ЗП= V^ЗП_ЦР+V_ГЦ м³, (2.94)

где V^ЗП_ЦР - объем цементного раствора в затрубном пространстве, м³; V_ГЦ - объем гельцементного раствора, м³. Объем цементного раствора в затрубном пространстве составит:

V^ЗП_ЦР=p/4× (D_Д² - D²) ×К_К ×h_ЦР м³, (2.95)

где D - наружный диаметр обсадной колонны, м;

h_ЦР - высота столба цементного раствора, м.

V^ЗП_ЦР=3,14/4× (0,2159² - 0,146²) ×1,1 ×320 =7 м³.

Интервал гельцементного раствора располагается одной частью в необсаженном стволе, а другой в обсаженном. Поэтому объем гельцементного раствора определяется по выражению:

V_ГЦ=p/4× [ (D_Д² - D²) ×К_К×h^С_ГЦ + (D_В² - D²) ×h^О_ГЦ] м³, (2.96)

где h^С_ГЦ - высота столба гельцемента в необсаженном стволе, м;

h^О_{ГЦ -} высота столба гельцемента в обсаженном стволе, м;

D_В - внутренний диаметр предыдущей колонны, м.

По данным кавернограмм коэффициент кавернозности в интервале: 650 - 2785м К=1,7.

V_ГЦ=3,14/4× [ (0,2159² - 0,146²) ×1,7 ×2135 + (0,2169² - 0,146²) ×200] =77,2 м³.

Объем цементного стакана определяется внутренним объемом обсадной колонны в интервале от башмака до кольца "стоп" и находится по формуле:

V_CT=p/4×d_В²×h _CT м³, (2.97)

где d_В - внутренний диаметр обсадной колонны, м;

h_CT- высота цементного стакана, м.

Ориентировочную высоту цементного стакана принимается равной 30 м, исходя из условия 10 м на каждые 1000 м ствола скважины.

V_CT=3,14/4× 0,1306² ×30 =0,4 м³.

Общий объем цементного раствора составит:

V_ЦР = V^ЗП_ЦР + V_CT м³. (2.98)

V_ЦР = 7+ 0,4=7,4 м³.

Общий объем тампонажной смеси:

V_ТС = V_ЦР + V_ГЦ м³. (2.99)

V_ТС = 7,4+77,2= 84,6 м³.

Рассчитывается удельный вес тампонажной смеси.

Компонентами чистого цементного раствора являются цемент и вода. В качестве цемента, согласно ГОСТ 1581-96 "Портландцементы тампонажные. Технические условия" используем портландцемент тампонажный бездобавочный для умеренных температур марки ПЦТ I - 100, так как облегчающих добавок не требуется, а температура на забое скважины составляет 94⁰С. Удельный вес цемента равен 3,12×10⁴Н/м³. В качестве жидкости затворения используем техническую воду, удельный вес которой 1,0×10⁴Н/м³. Весовое отношение воды к цементу в растворе описывает водоцементное отношение m=0,5 [13, стр.14].

Исходная формула для расчета удельного веса цементного раствора:

q_ЦР= ( (1+m) ×q_Ц×q_В) / (q_В+m×q_Ц) Н/м³, (2.100)

где q_Ц - удельный вес цемента, Н/м³;

q_Ц - удельный вес технической воды, Н/м³.

По формуле (2.13.11) находим:

q_ЦР= ( (1+0,5) ×3,12 ×10⁴×1,0 ×10⁴) / (1,0 ×10⁴+0,5×3,12 ×10⁴) =1,82×10⁴ Н/м³.

Компонентами гельцементного раствора являются цемент, вода, наполнитель (глинопорошок) и наполнитель (при необходимости). В качестве цемента используем портландцемент тампонажный ПЦТ I - 100, с удельным весом 3,12×10⁴Н/м³, в качестве жидкости затворения используем техническую воду, удельный вес которой 1,0×10⁴Н/м³. В роли наполнителя используем бентонитовый порошок с удельным весом 2,8 ×10⁴Н/м³.

Ранее было определено, что значение удельного веса гельцементного раствора находится в приделах 1,32…1,92 ×10⁴Н/м³. По табл.3.2.1 [13, стр.17] выбирается удельный вес гельцементного раствора равной 1,53×10⁴Н/м³ и принимается значение глиноцементного отношения равным 0,33.

Водоцементное отношение находим по формуле:

М = 0,5+2,2 Б, (2.101)

где М - водоцементное отношение;

Б - глиноцементное отношение.

М = 0,5+2,2 ×0,33=1,23.

Окончательное значение удельного веса гельцементного раствора рассчитываем по формуле:

q_ГЦ= (М+1+Б) / (М/q_В+1/q_Ц +Б/q_Н) Н/м³, (2.102)

где q_{Н -} удельный вес наполнителя.

Таким образом получаем:

q_ГЦ= (1,23+1+0,33) / (1,23/1×10⁴+1/3,12 ×10⁴+0,33/2,8 ×10⁴) =1,53×10⁴ Н/м^3.

Определяется потребное количество составных компонентов для тампонажной смеси.

Для чистого цементного раствора необходимо найти количество цемента и воды. При принятом водоцементном отношении m количество цемента определяется следующим образом. В одном кубометре цементного раствора содержится цемента - r_Ц; воды - m × r_Ц, удельный вес 1 м³ раствора составляет - q_Р. Тогда расход цемента на 1 м³ раствора составит:

r_Ц = q _ЦР / (1+m), т/м³. (2.103)

r_Ц = 3,12×10⁴/ (1+0,5) =2,08 т/м³.

Расход воды на 1 м³ раствора составит:

r_В =m × r_Ц т/м³. (2.104), r_В =0,5 × 2,08=1,04 т/м³.

Потребное количество цемента для приготовления всего объема цементного раствора определяется по формуле:

G_Ц^I =V_ЦР×r_Ц ×K т. (2.105)

Где К - коэффициент неизбежных потерь цемента при затворении, принимается 1,05.

G_Ц^I=7,4×2,08×1,05= 16 т.

Потребное количество воды для приготовления всего объема цементного раствора определяется по формуле:

G_В^I = m × G_Ц^I т. (2.106)

G_В^I= 0,5 × 16=8 т.

Для гельцементного раствора необходимо найти количество воды, цемента и наполнителя (глинопорошка). При принятых значениях водоцементного и глиноцементного отношений находим количество цемента. В одном кубометре раствора содержится: цемента - r_Ц; воды - М × r_Ц; глинопорошка - Б× r_Ц.

Расход цемента на 1 м³ раствора составит:

r_Ц = q_ГЦ/ (1+М+Б) т/м³. (2.107)

r_Ц = 1,53×10⁴/ (1+1,23 +0,33) =0,598 т/м³.

Расход воды на 1 м³ раствора составит:

r_В = М × r_Ц т/м³. (2.108)

r_В =1,23 × 0,598 = 0,736т/м³.

Расход глинопорошка на 1 м³ раствора составит:

r_Н =Б · r_Ц т/м³. (2.109)

r_Н =0,33 × 0,598 = 0, 197 т/м³.

Общее количество цемента определяется как:

G_Ц^II=V_ГЦ×r_Ц ×K т. (2.110)

G_Ц^II =77,2×0,598×1,05=48,5 т.

Общее количество воды определяется как:

G_В^II =М×G_Ц т. (2.111)

G_В^II=1,23×48,5= 60 т.

Общее количество наполнителя определяется как:

G_Н = Б × G_Ц^II т. (2.112)

G_Н = 0,33 × 48,5=16 т.

На весь объем цементирования скважины суммарное количество цемента составит:

∑ G_Ц =G_Ц^I +G_Ц^II т. (2.113)

∑ G_Ц = 16 + 48,5 = 64,5 т.

Суммарное количество сухого порошка (цемента и наполнителя) составит:

∑ G= ∑ G_Ц + G_Н т. (2.114)

∑ G= 64,5+16=80,5 т.

Рассчитывается объем продавочной жидкости.

Продавочная жидкость служит для вытеснения тампонажной смеси из обсадной колонны в затрубное пространство с помощью продавочной пробки.

В качестве продавочной жидкости используется буровой раствор, объем которого определяется по формуле:

V_ПЖ = (∑ (p×d _I²/4×l _I)) ×K^I м³, (2.115)

где d_I - внутренний диаметр соответствующей секции обсадной колонны;

l _I - длина соответствующей секции (без учета цементного стакана);

К^I - коэффициент, учитывающий сжатие пузырьков воздуха в продавочной жидкости и деформацию обсадной колонны (К^I= 1,03).

V_ПЖ = ( (3,14×0,1306²/4×110) + (3,14×0,132²/4×2990)) ×1,03=43,2 м³.

Определяем тип и объем буферной жидкости.

Буферная жидкость закачивается в обсадную колонну перед тампонажной смесью и выполняет следующие функции:

Отделяет в затрубном пространстве тампонажную смесь от вышерасположенного бурового раствора, что препятствует их смешению. В противном случае при смешивании тампонажного и бурового растворов часто образуется трудно прокачиваемая смесь.

Очищает стенки скважины от глинистой корки, что в дальнейшем улучшает контакт цементного камня с породой.

Облегчает процесс вытеснения бурового раствора, обеспечивая большую степень замещения бурового раствора цементным.

Применение буферных жидкостей значительно повышает качество цементирования.

В качестве буферной жидкости используется двухпроцентный водный раствор триполифосфата натрия, удельный вес буферной жидкости составит 1,0×10⁴Н/м³.

Объем буферной жидкости должен обеспечить выполнение вышеперечисленных функций. Практикой установлено, что минимально необходимая высота столба буферной жидкости в затрубном пространстве должна ориентировочно составлять 100 м на каждые 1000 м цементируемого интервала. Тогда минимальный объем буферной жидкости составит:

V_БЖ^МИН=p/4× (D_Д² - D²) ×K ×h_БЖ^МИН м³. (2.116)

где h_БЖ^МИН -минимально необходимая высота столба буферной жидкости, м.

V_БЖ^МИН=3,14/4× (0,2159² - 0,146²) ×1,7 ×3100/100=1,05 м³

Так как q_БР >q_БЖ, то с увеличением столба буферной жидкости снижается гидростатическое давление и может произойти выброс. Поэтому находится максимальное количество закачиваемой в скважину буферной жидкости из условия отсутствия выброса:

V_БЖ^МАКС=p/4× (D_Д² - D²) ×K ×h_БЖ^МИАКС м³, (2.117)

где h_БЖ^МАКС - максимальная высота столба буферной жидкости в затрубном пространстве, м. Максимальная высота столба буферной жидкости в затрубном пространстве находится по формуле:

h _БЖ^МАКС = (10^-6×Н× q_БР - P_ПЛ) / (10^-6× (q_БР -q_БЖ) м. (2.118)

h_БЖ^МАКС= (10^-6×2825×1,08×10⁴ - 28,5) / (10^-6× (1,08×10⁴ - 1,0×10⁴) =2512 м.

По формуле (2.117) находится максимальный объем закачиваемой в затрубное пространство буферной жидкости:

V_БЖ^МАКС=3,14/4× (0,2159² - 0,146²) ×1,7 ×2512=87м³.

Номинальный объем буферной жидкости должен находится в пределах между минимальным и максимальным значениями:

V_БЖ^МИН<V_БЖ<V_БЖ^МАКС м^{3. (}2.119)

Ориентировочно номинальный объем буферной жидкости может быть найден из выражения:

V_БЖ =p/4× (D_Д² - D²) ×K×h_БЖм^{3. (}2.120)

где h_БЖ - высота столба буферной жидкости и находится по выражению:

h_БЖ= V× t м, (2.121)

где V-скорость восходящего потока равная 2 м/с;

t - время контакта буферной жидкости со стенками скважин равное 600 секунд.

Тогда по формулам (2.121) и (2.120):

h_БЖ= 2× 600=1800м

V_БЖ =3,14/4× (0,2159² - 0,146²) ×1,7 ×1800=61 м³

По условию (2.119)

1,05 < 61< 87, м^3.

Так как условие (2.119) выполняется, то принимается объем буферной жидкости равным 61 м³.

Выбирается тип и количество цементировочного оборудования.

При цементировании обсадных колонн в качестве основных технических средств используются цементировочные агрегаты, предназначенные для доставки тампонажной смеси в затрубное пространство, и смесительные машины для ее приготовления. В качестве дополнительных средств используются станции контроля цементирования СКУПЦ - К, блок манифольдов, в зимнее время так же используются парогенераторная установка. Их характеристики представлены ниже [14].

Установка блока манифольдов УМК - 70К:

Максимальное давление, МПа:

в напорном коллекторе 70;

в раздающем коллекторе 2,5.

Количество отводов:

на напорном коллекторе 6;

на раздающем коллекторе 8;

на отходящих к устьевой головке 2.

Номинальный диаметр отводов, мм 50.

Гидроманипулятор, подъемный момент, кН·м 75.

Масса, кг 16600.

Парогенирирующая установка МПУ - 05/07:

На базе автомобиля КамАЗ - 43101 и Урал - 4320.

Производительность по пару, кг/час 500.

Температура пара, ⁰ С 170.

Давление пара, МПа 0,7.

Габаритные размеры, мм 8270х2500х3500.

Масса не более, кг 15100.

Определяем тип цементировочного агрегата.

Цементировочный агрегат должен обеспечить следующее давление:

Р_ЦА ≥Р_ЦГ/0,8 МПа, (2.122)

где Р_ЦА - давление, развиваемое цементировочным агрегатом, МПа;

Р_ЦГ - максимальное давление на цементировочной головке, равное гидравлическим сопротивлениям при цементировании обсадной колонны, МПа.

Максимальное давление на цементировочной головке можно записать в виде выражения:

Р_ЦГ =DР_ГС +Р_ГД+Р_СТ МПа, (2.123)

где DР_ГС - гидростатическое давление, возникающее из-за разности плотностей жидкости внутри колонны и затрубном пространстве, МПа;

Р_ГД - давление, необходимое для преодоления гидродинамических сопротивлений при движении жидкости внутри колонны и затрубном пространстве, МПа;

Р_СТ - дополнительное давление, возникающее при посадке продавочной пробки на кольцо "стоп" (Р_СТ=2,0 МПа).

Разность давлений от составного столба жидкости за колонной Р_ГС^ЗП и внутри колонны Р_ГС^ТР равна гидростатическому давлению DР_ГС:

DР_ГС=10^-6× (3105-450-30) × (1,53×10⁴ - 1,08×10⁴) =11,6 МПа

DР_ГС = Р_ГС^ЗП - Р_ГС^ТР =10^-6× (L-h_БР-h_СТ) × (q_ТС-q_БР) МПа. (2.124)

Гидродинамические сопротивления Р_ГД определяется суммой сопротивлений при движении жидкости внутри обсадной колонны и в затрубном пространстве:

Р_ГД =Р_ГД^ТР+Р_ГД^ЗП МПа, (2.125)

где Р_ГД^ТР - гидродинамические сопротивления при движении жидкости внутри обсадной колонны, МПа;

Р_ГД^ЗП - гидродинамические сопротивления при движении жидкости в затрубном пространстве, МПа.

По формуле Дарси - Вейсбаха:

Р_ГД^ТР= 10^-6 ×l_ТР×q_ТР ×V_ТР²/ (2×g) × L/d МПа. (2.126)

Р_ГД^ЗП= 10^-6 ×l_ЗП×q_ЗП ×V_ЗП²/ (2×g) ×L/ (D_Д-D) ×K МПа, (2.127)

где l_ТР и l_ЗП - соответственно коэффициенты гидравлических сопротивлений в трубах и затрубном пространстве (l_ТР =0,02; l_ЗП=0,035);

q_ТР и q_ЗП - соответственно плотности прокачиваемой жидкости внутри колонны и в затрубном пространстве (q_ТР = q_БР; q_ЗП = q_СР), Н/м³;

V_ТР и V_ЗП - соответственно: скорости движения потока жидкости внутри труб и в затрубном пространстве (V_ЗП =1,5 м/с), м/с;

S_ЗП и S_ТР - соответственно площади затрубного пространства и внутренней полости трубы, м²;

D_С, D, d - соответственно: диаметр скважины, наружный и внутренний обсадных труб.

Определяем скорость движения потока жидкости в затрубном пространстве по формуле:

V_ТР = V_ЗП × S_ЗП/S_ТР м/с. (2.128)

V_ТР = 1,5×0,038/0,014=4,07 м/с.

Таким образом, по формулам (2.126) и (2.127):

Р_ГД^ТР= 10^-6 ×0,02×1,08 × 10⁴ ×4,08²/ (2×9,8) ×3105/0,132=4,3 МПа.

Р_ГД^ЗП= 10^-6 ×0,035×1,36 × 10⁴ ×1,5²/ (2×9,8) ×3105/ (0,2159-0,146) ×1,7=1,3 МПа.

По формуле (2.125):

Р_ГД=4,3+1,3=5,6 МПа.

Таким образом, по формуле (2.123) определяется максимальное давление на цементировочной головке:

Р_ЦГ =11,6 +5,6+2,0=19,2 МПа.

Необходимое давление цементировочного агрегата определяется по условию (2.122):

Р_ЦА ≥19,2/0,8=24 МПа.

Такое давление обеспечит цементировочный агрегат АЦ - 32, который имеет следующие характеристики:

Полезная мощность, квт 108.

Насос поршневой цементировочный НПЦ - 32.

максимальное давление, МПа 32;

максимальная подача, л/с 23.

Насос водяной ЦНС - 38 - 154;

максимальное давление, МПа 15;

максимальная подача, л/с 10.

Двигатель привода водяного насоса ГАЗ - 52А.

Емкость мерного бака, м³ 6,4.

Емкость бака для затворения цемента, м³ 0,25.

Масса, кг 16610.

Рассчитывается количество цементировочных агрегатов.

Количество цементировочных агрегатов должно обеспечить необходимую производительность закачки и продавки тампонажной смеси. В свою очередь необходимая производительность цементирования задается из двух условий:

Из условия создания требуемой скорости восходящего потока в затрубном пространстве;

Из условия заданного времени цементирования.

Руководящие документы рекомендуют при цементировании эксплуатационных колонн скорость восходящего потока равную 1,8…2,0 м/с.

Чтобы обеспечить рекомендуемую скорость, суммарная производительность цементировочных агрегатов должна составлять:

∑Q=S_ЗП×V_ВП м³/с, (2.129)

где S_ЗП - площадь затрубного пространства, м²;

V_{ВП -} скорость восходящего потока в затрубном пространстве, м/с.

∑Q=0,038×1,8=0,0684м³/с

Требуемое число цементировочных агрегатов составит:

n_ЦА =∑Q/q^IV+1 (2.130)

где q - производительность одного агрегата на скорости, при диаметре втулок, обеспечивающих необходимое давление, м³/с;

1 - резервный агрегат

n_ЦА =0,0684/0,0145+1=5,7

Принимается число цементировочных агрегатов n_ЦА =6.

Исходя из условия заданного времени цементирования, находится потребная суммарная производительность цементировочных агрегатов:

∑Q= (V_ТС +V_ПЖ) / (0,75 ×T_{Н. СХВ} - T_ДОП) м³/с, (2.131)

где V_ТС и V_ПЖ - объемы тампонажной смеси и продавочной жидкости соответственно, м³;

T_{Н. СХВ} - время от затворения тампонажной смеси до начала ее схватывания (для цемента ПЦТ I - 100 T_{Н. СХВ} =6300 с), с;

T_ДОП - дополнительное время, необходимое для вывода смесительной машины на рабочий режим и освобождение верхней продавочной пробки (T_ДОП=600с), с.

∑Q= (84,6+43,2) / (0,75×6300 - 600) =0,031 м³/с

По формуле (2.130) находится требуемое число цементировочных агрегатов:

n_ЦА =0,031/0,0145 +1=3,07

Принимается число цементировочных агрегатов n_ЦА =4

Окончательное число цементировочных агрегатов принимается по наибольшему из полученных значений, то есть n_ЦА =6.

Выбираются смесительные машины.

Смесительные машины (агрегаты) предназначены для приготовления тампонажных смесей путем смешивания жидкости затворения и твердой фазы, транспортировки сухого порошка, а также могут быть использованы для приготовления глинистого раствора. Главными составными элементами смесительной машины являются бункер с загрузочным и подающим шнеками и гидросмесительная воронка.

Принимается цементосмесительная машина типа УС - 6 - 30, которая имеет следующие характеристики:

Транспортная грузоподъемность, т 18…20.

Вместимость бункера по сухому цементу, т 30.

Объем бункера, м³ 20.

По количеству необходимого сухого порошка, затариваемого в смесительные машины, их количество определяется из выражения:

n_см =∑G/G₁, (2.132)

где ∑G - суммарное количество сухого порошка, необходимого для проведения цементирования, т;

G₁ - грузоподъемность одной смесительной машины, т.

n_см =80,5/20=4,025

Принимаем n_см =5.

Расчетные данные, полученные в этом разделе, заносятся в паспорт крепления скважины.

Рассчитывается технологический режим цементирования скважины.

В процессе цементирования в различные периоды времени давление, необходимое для прокачивания жидкостей, не остается постоянным. Отсюда возникает задача расчета давлений на цементировочной головке для разных этапов цементирования и подбора развиваемых агрегатом давлений, то есть подбора скоростей работы агрегата на соответствующих этапах.

Работу цементировочных агрегатов на различных скоростях можно определить, построив график давлений на цементировочной головке в реальных значениях.

Так как объем тампонажной смеси больше внутреннего объема, то на графике выделяются три характерные точки А, Б, С, значения которых определяются в координатах "давление - объем" рис.2.7

Точка А соответствует началу закачки тампонажной смеси (закачка буферной жидкости в данном случае не учитывается). Координата "давление" будет соответствовать гидродинамическим сопротивлениям, то есть Р^А_ЦГ=Р_ГД=5,6 МПа.

Точка Б означает, что обсадная колонна заполнена тампонажной смесью на весь объем. От сюда следует, что объем для точки Б равен внутреннему объему обсадной колонны V_Б =V_ВН =42,4 м³. Давление в этой точке будет минимальным и равным:

Р^Б_ЦГ=Р_{ГД -} DР_ГС МПа (2.133)

Р^Б_ЦГ =5,6 - 11,6 = - 6 МПа.

Точка В соответствует концу продавки тампонажной смеси. Объем в этой точке равен суммарному объему закаченной тампонажной смеси и продавочной жидкости:

V_В =V_ТС+ V_ПЖ м^{3 (}2.134)

V_В =84,6+43,6=127,8 м³.

Давление в точке В соответствует максимальному давлению в конце продавки (без учета давления для получения сигнала "стоп"):

Р^В_ЦГ=Р_ГД+ DР_ГС МПа (2.135)

Р^В_ЦГ =5,6+11,6=17,2 МПа.

Помимо характерных точек выделяются также и вспомогательные точки, характеризующие процесс цементирования с применением конкретного цементировочного оборудования и обусловленный исходными значениями.

Таких точек выделено пять: точка 1 соответствует началу работы одного агрегата на IV скорости по закачке в скважину чистого цементного раствора, точка 2 соответствует началу работы агрегатов на IV скорости по закачке продавочной жидкости, точка 3 соответствует началу работы агрегатов на III скорости по закачке продавочной жидкости, точка 4 соответствует началу работы агрегатов на II скорости по закачке продавочной жидкости, точка 5 соответствует началу работы одного агрегата на II скорости по продавке 2% от объема продавочной жидкости.

По графику определяем объемы тампонажной смеси и продавочной жидкости закачиваемые при разных режимах работы цементировочных агрегатов.

При цементировании скважины используем цементировочные агрегаты АЦ-32 с диаметром втулок поршневого цементировочного насоса НПЦ-32 равным 125 мм. Характеристика работы агрегата, имеющего втулки такого диаметра приведены в табл.2.15.

При расчете времени цементирования и времени начала схватывания тампонажной смеси необходимо соблюдение условия:

∑T+ T_ДОП <0,75 ×T_{Н. СХВ} сек, (2.136)

где ∑T - время закачки тампонажной смеси и продавочной жидкости.

Время закачки порции тампонажной смеси на определенной скорости работы цементировочного агрегата определяется по формуле:

T_ТС=V_TC^IV/ (q^IV×n^IV) сек, (2.137)

где V_TC^IV - объем тампонажной смеси закачиваемой на IV скорости ЦА;

n^{IV -} число одновременно работающих агрегатов.

Таблица 2.15 Характеристика работы агрегата АЦ - 32 с диаметром втулок поршневого насос НПЦ-32 равным 125 мм

Скорость наоса	Производительность насоса Q, л/с	Рабочее давление, МПа
I	2,3	24
II	4,3	19
III	8,1	10
IV	14,5	6

Рассчитывается число применяемых агрегатов на каждом этапе цементирования и заносится в табл.2.16.

Таблица 2.16 Режимы работы цементировочных агрегатов

Вид жидкости	Объем, м3	Число агрегатов	Скорость агрегата	Время закачки, сек
Буферная	61	5	IV	842
Тампонажная (гельцемент)	77,2	5	IV	1065
Тампонажная (цементный раствор)	7,4	1	IV	510
Продавочная	2,2 14,2 26,8 0,9	4 4 4 1	IV III II II	38 438 1558 210

По условию (2.136):

1065+510+38+438+1558+210+600 <0,75 × 6300