|
Интервалы бурения
|
Горная порода
|
Тип долота
|
|
0-50
|
Четвертичные отложения
|
393,7 М-ЦВ
|
|
50-730
|
Супеси, суглинки, глины,
пески. Опоки и опоковидные глины
|
295,3 МС-ЦВ
|
|
730-3000
|
Аргиллиты, песчаники, глины
и алевролиты суглинки
|
215,9 С-ГВ
|
|
|
|
|
Геологические и физико-механические сведения по проектной скважине
приведены в таблице 5.
Таблица 5.
Геологические и физико-механические сведения по проектной скважине
|
Стратиграфический разрез
|
Литологическое описание
пород
|
Динамическая прочность
|
Коэффициент абразивности
|
Объединённый показатель по
буримости
|
Категория по буримости
|
Трещинноватость
|
Устойчивость
|
Тип ПРИ
|
Осложнения
|
|
0
|
Четвертичные отложения
|
Супеси, суглинки, глины,
пески.
|
2.5
|
0.4
|
2.8
|
II
|
Трещиноватые
|
Неустойчивые
|
M
|
Обвалы стенок скважины
,осыпи ,поглащения бурового раствора
|
|
50
|
Алымская свита
|
|
|
|
|
|
|
|
МС
|
|
|
100
|
Новомихайловская свита
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
220
|
Журавская свита
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
300
|
Чеганская свита
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
470
|
Люлинворская свита
|
Опоки и опоковидные глины
Глины , алевролиты, суглинки
|
6
|
0,3
|
5,5
|
III
|
|
|
|
|
|
720
|
Таллицкая свита
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Слабые обвалы стенок
скважины ,водопроявления
|
|
840
|
Ганькинская свита
|
|
|
|
|
|
|
|
С
|
|
|
930
|
Березовская свита
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
1110
|
Кузнецовская свита
|
Глины, песчаники,
алевролиты, аргиллиты.
|
8
|
0,4
|
6,1
|
IV
|
|
|
|
|
|
1160
|
Покурская свита
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
2010
|
Алымская свита
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
2210
|
Черкашинская свита
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
2680
|
Ахская свита
|
|
|
|
|
|
|
Малоустойчивые
|
|
Нефтегазоводопроявления
,сужение ствола скважины
|
|
2880
|
Баженовская свита
|
Аргиллиты битуминозные
|
8
|
0,6
|
11
|
VI
|
|
|
С
|
|
|
2930
|
Георгиевская свита
|
Аргиллиты и алевролиты
|
9
|
0.6
|
9.2
|
VI
|
|
|
C
|
|
|
3000
|
Тюменская свита
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Выбор способа бурения
Основные требования к выбору способа бурения - необходимость обеспечения
успешной проводки скважины при возможных осложнениях с высокими
технико-экономическими показателями. Поэтому способ бурения выбирается на
основе анализа статистического материала по уже пробуренным скважинам и
соответствующих экономических расчетов. При отсутствии таких показателей этот
выбор рекомендуется делать с учетом геолого-технических условий бурения проектируемых
скважин, глубины, профиля и конструкции скважин, а так же рекомендаций
приведенных в таблице 6.
|
Исходная иформация
|
|
Способ бурения
|
|
|
роторный
|
электробуром
|
|
глубина скважины
|
3000
|
+
|
+
|
|
Температура на забое
|
<140
|
+
|
-
|
|
Профиль ствола скважины
|
вертикальный
|
+
|
+
|
|
Тип долот
|
М,СМ,С
|
+
|
+
|
|
Плотность бурового раствора
|
<1700
|
+
|
+
|
|
Диаметр скважины
|
168,3
|
+
|
-
|
Таблица 6.
Во вторую графу таблицы была введена информация по данной скважине.
Для
бурения скважины на Западно - Камынском месторождении будет применяться
роторный способ, т.к. он наиболее удобен для бурения вертикальных скважин и
допускает использование таких видов буровых растворов и такую технологию
проводки ствола, которые обеспечивают качественное вскрытие продуктивного
пласта, высокие механические скорости и проходок на долото, возможность
применения шарошечных долот типа М,МС,С и бурение скважины при температуре
<140
.
Используется
буровая установка Уралмаш 3000БЭ, т.к. проектная глубина скважины 3000 м;
рекомендуемая глубина бурения данной установки 3000 м. Основные характеристики
буровой установки Уралмаш 3000БЭ приведены в таблице 7:
|
Наименование данных
|
Значение
|
|
Тип буровой установки
Максимальная грузоподъёмность, МН Тип бурового насоса Давление, МПа Макс.
подача насосов, л/с Ротор Наибольшая частота вращения ротора, об/мин
Мощность, передаваемая на ротор, кВт Вертлюг
|
Уралмаш 3000БЭ 1,7 БРН-1
14,6 17,8 Р-460 300 368 УВ-250
|
Таблица7.
Проектирование режимно-технологических параметров бурения
Под режимом бурения понимают комплекс субъективных факторов, которые
определяют эффективность работы породоразрушающего инструмента на забое
скважины. Каждый из этих факторов называется режимным параметром.
В
качестве основных режимных параметров можно выделить следующие: нагрузка на
долото 
, кН; частота вращения инструмента 
, мин-1; расход промывочной жидкости 
, л/с; качество циркуляционного агента.
Расчет
осевой нагрузки
(11)
где
- рекомендуемая нагрузка на 1см диаметра долота. В
частности, для первого интервала, 
- диаметр
долота. Тогда:
Определение
текущего значения частоты вращения стола ротора:
(12)
где
- максимальная рекомендуемая нагрузка на 1мм диаметра
долота; 
- текущее значение нагрузки на 1см диаметра долота,
наименьшая частота вращения ротора .
Расход
промывочной жидкости:
(13)
где
- скорость восходящего потока; 
- диаметр скважины; 
- наружный
диаметр бурильной трубы, 
- коэффициент, учитывающий увеличение диаметра
скважины.
1. Расчет режимных параметров для первого интервала бурения.
Расчет осевой нагрузки:
В
частности, для первого интервала =0,4
кН/мм,- диаметр долота=393,7 мм. Тогда:
Определение
текущего значения частоты вращения стола ротора:
Определение
расхода промывочной жидкости:
2. Расчет режимных параметров для второго интервала бурения:
Расчет осевой нагрузки:
В
частности, для второго интервала =0,7
кН/мм,- диаметр долота=295,3 мм. Тогда:
Определение
текущего значение частоты вращения стола ротора:
Определение
расхода промывочной жидкости:
3. Расчет режимных параметров для третьего интервала бурения:
Расчет осевой нагрузки:
В
частности, для третьего интервала =1,0
кН/мм,- диаметр долота=215,9 мм. Тогда:
Определение
текущего значение частоты вращения стола ротора:
Определение
расхода промывочной жидкости:
Расчет цементирования обсадной колонны
Упрощение расчета состоит в следующем допущении, что цементируемый
интервал пород выдержит столб тампонажного раствора и не произойдет
гидроразрыва пласта.
В реальных условиях для решения этой задачи применяют облегченные
тампонажные материалы.
Исходные данные:
Диаметр обсадной колонны D=168 мм, глубина скважины H=3000 м, высота
подъема цементного раствора Нц=3000 м, диаметр скважины Dскв=215,9 мм,
плотность бурового раствора ρр-ра = 1.05 г/см3, плотность
цементного раствора рц=1.86 г/см3, высота цементной пробки h=20 м, пластовое
давление Рпл=30,2 МПа (zпл =3000 м).
Схема цементации обсадной колонны представлена на рисунке 4.
Рис. 4. Схема цементации обсадной колонны.
Н - глубина скважины;
h -
высота цементного пробки (высота остановки стоп-кольца);
. Расчет необходимого объема цементного раствора:
(14)
где
k1 - коэффициент заполнения каверн = 1,15, D -
диаметр скважины, d1 - наружный диаметр обсадной трубы, d2 -
внутренний диаметр обсадной трубы.ц = 0.785×(1.15×(0.2162 - 0.1682) ×3000 + 0.1542×20) =50.3 м3
.
Определение потребного количества сухого цемента:
, (15)
где
m - водоцементное отношение (m = 0.5)
k2 - коэффициент
учитывающий потери (k2 = 1.05)= 50.3×1860×1.05/1.5 =65.5 т;
.
Определение количества воды для приготовления расчетного объема цементного
раствора:
(16)
в
= 0.5 × 65.5 =32.75 м3;
.
Определение потребного объема продавочнго раствора:
(17)
где
Δ
- коэффициент сжимаемости бурового
раствора = 1.04,
Vм - вместимость
манифольда (из справочника)пр =1.04 × 0.785 × 0.1542×(3000 - 20) +
0.8 =58.5 м3;
.
Определение максимального давления перед посадкой верхней пробки на упорное
кольцо:
=
P1 + P2 (18)
1
- давление создаваемое за счет разности плотностей жидкости в затрубном
пространстве и в трубах,
P2 - давление
необходимое для преодоления гидравлического сопротивления,
(19)
Р1
= 0.01 [3000× 1.86 - 20 × 1.86 - (3000
- 20) × 1.05] =24 МПа
По
формуле Шищенко - Бакланова:
Т.к.
Н > 1500, то Р2 = 0.001 × Н + 0.8;
Р2
= 0.001 × 3000 + 0.8 = 3.8 МПа,= 24+ 3.8 = 27.8 МПа;
.
Определение числа необходимого цементировочных агрегатов из условий обеспечения
определенной скорости течения цементного раствора в кольцевом пространстве:
uц = 1.9 м/с,
Определение
потребной подачи цементировочных агрегатов для обеспечения выбранной скорости:
(20)
где
Fз - площадь затрубного пространства
(21)
ст
- объем цементного раствора образующего стоп-кольцо,
= 0.017 × 1.9 = 0.032 м3/с = 32.3 дм3/с,
Марка
агрегата: 4АН-700 Dвтул.=100мм= 11.6 дм3/с, PIII = 36 МПА
Потребное
число цементировочных агрегатов:
(22)
Принимается
необходимое количество цементировочных агрегатов n = 4.
.
Определение необходимого количества цементосмесительных машин:
(23)
где
Vбцн - объем бункера цементосмесительной машины,
gн - насыщенная
объемная масса цемента = 1.21 [т/м3]
Марка
цементосмесительной машины: 2СМН-20.
Принимается
m = 4
.
Определение количества цементировочных агрегатов при закачке буферной жидкости
объемом Vб:
(24)
б
= 0.785 × (0.2162 - 0.1682) × 200 = 2.9
м3,мб = 8 м3,
Vб < Vмб,
тогда n1 = 1;
.
Определение числа цементировочных агрегатов при закачке цементного раствора:
2
= 2 × m = 8;
.
Определение продолжительности закачки цементного раствора:
Предусматривается
закачивание 0.98×Vпр с
помощью (n-1) цементировочных агрегатов на III
передаче.
Оставшиеся
0.02×Vпр
будут закачиваться одним агрегатом при той же подаче, что необходимо для ловли
момента посадки верхней пробки на упорное кольцо.
Т.к.
Vц < Vпр, то гидравлические давления будут меньше расчетных,
тогда можно взять QIV = 22 дм3/.
(25)
мин,
.
Выбор цементного раствора для цементирования обсадной колонны характеризующийся
временем загустевания:
(26)з
= tц / 0.75 = 66 мин.
Принимается
цементный раствор на основе портландцемента + 20% глиноземистого цемента со
следующими характеристиками: растекаемость Р = 14 см, начало схватывания Нсхв =
1.5 ч, конец схватывания Ксхв = 3 ч, ожидание затвердевания цемента ОЗЦ = 8 ч.
Цементирование скважин осуществляется с целью разобщения пластов при
заполнении заколонного пространства скважины или участка обсадной колонны
суспензией вяжущих материалов. От качества разобщения пластов в значительной
степени зависит долговечность эксплуатации скважин на нефть и газ. В данном
проекте применен одноступенчатый способ цементирования, то есть в заданный
интервал подается тампонажный раствор за один прием.
Выбор компоновки утяжеленных бурильных труб
Исходные данные:
Диаметр долота D =
216 мм, вес одного метра длины основной секции УБТ qубт (1)=1,42 кН/м,
плотность промывочной жидкости рр=1,05 г/см3, плотность материала труб рм=7,85
г/см3, нагрузка на долото Рд=216 кН.
1) По диаметру долота выбираем Dубт(1) = 178 мм и диаметр бурильных труб
Dбт =
127 мм.
Для обеспечения плавного перехода по жесткости от УБТ к бурильным трубам,
компоновка УБТ выбирается ступенчатой. При этом количество ступеней должно быть
таким, чтобы при переходе к БТ и переходах между ступенями УБТ должно выполнять
следующие условия:
(27)
где
Dубт(n) - диаметр УБТ последней ступени, Dбт(1)
- диаметр БТ первой секции, Dубт(i-1), Dубт(i), Dубт(i+1) - диаметры УБТ предыдущей, текущей, последующей
секции.
Диаметр
основной и дополнительных секций УБТ выбираем так, чтобы удовлетворяло условию
(27): Dубт(1) = 178 мм.
Dубт(2)р = 0.75×Dубт(1)
= 133,5 мм, следовательно выбираем ближайшее большее значение диаметра УБТ:
диаметр дополнительной секции: Dубт(2) = 146 мм.
Длина
дополнительной секции принимается равной lбут(2) = 8 м.
2) Длина основной секции УБТ рассчитывается по формуле (28):
(28)
где q убт (1) - вес одного метра УБТ основной секции, kд - коэффициент нагрузки на долото,
Рд - осевая нагрузка на долото, G -
масса забойного двигателя, Q∑
- вес всех элементов КНБК за исключением долота, q убт (i) - вес одного метра УБТ i-ой секции, l убт (i) - длина i-ой секции УБТ (l убт (i)=8 м).
)
Вес всей компоновки УБТ производится по формуле (30):
Рис.
5 Компоновка УБТ.
(29)
Компоновка
УБТ представлена на рис.5.
Расчет колонны бурильных труб при роторном бурении
При роторном бурении после выбора диаметра бурильных труб выполняется
расчет на выносливость, а потом на статическую прочность.
Исходные данные:
Глубина скважины 3000 м, бурильные трубы стальные марки Д, наружный
диаметр dн=127 мм, толщина стенки 7 мм, длина одной секции 8 м, общая длина всех
труб 2846 м.
) Расчет на выносливость:
а) Переменные напряжения изгиба
(30)
где
Е - модуль упругости материала бурильных труб, J - осевой
момент изгиба, f - стрела прогиба, L0 - длина
половины волны в результате потери устойчивости КБТ при вращении в нулевом
сечении над УБТ, Wизг - момент сопротивления высаженного конца в
основной плоскости резьбы (в справочнике по диаметру бурильной трубы).
(31)
где
D и d- наружный и внутренний диаметр трубы соответственно.
где
Dскв - диаметр скважины, Dскв = 1,1Dд,
где Dд - диаметр долота, dз - диаметр
замка.
Длина
полуволны определяется для сечения непосредственно над УБТ:
(32)
где ω - угловая скорость вращения бурильных труб, m1 -
масса 1 м бурильных труб [кг].
(33)
где
n - частота вращения долота.
(34)
где
Dнк и dвк - наружный и внутренний диаметры высаженного конца,
м.
б)
Вычисление коэффициента запаса прочности на выносливость:
(35)
где
(s-1)Д - предел прочности трубы в [Па], β - коэффициент понижения предела прочности за счет
нарезки резьбы (β = 0,6).
, что
допустимо.
)
Расчет на статическую прочность.
а)
Нормальное растягивающее напряжение в поперечном сечении m-ной секции бурильной
колонны:
(36)
где
k - коэффициент дополнительных сопротивлений (k =
1,15), m - порядковый номер секции колонны БТ, Qdi - вес i-ой секции бурильных труб в Н, Qубт - вес УБТ в Н, ΔР - перепад давления на долоте в Па (0,1 ¸ 0,35), Fк - площадь поперечного сечения канала трубы в м2 (Fк =
0,785d2), F - площадь поперечного сечения тела трубы в м2 (F=0.785(D2-d2)).
Вес
колонны бурильных труб:
(37)
где
qбт7 - вес 1 м гладкой трубы в кг (qбт7
= 20,7), lбт - длина БТ в м.
МПа
б)
Касательные напряжения для труб m-ой секции:
(38)
где
Мкр - крутящий момент в Н×м, Wкр - полярный момент в м3.
(39)
где
Nвi - мощность, затрачиваемая на вращение i-го
участка колонны в кВт, Nд - мощность, затрачиваемая на вращение долота в кВт, n -
частота вращения снаряда.
(40)
где
Li - длина i-ой секции в м, Di -
наружный диаметр i-ой секции в м, Dд - диаметр
долота в м, ρр - плотность промывочной жидкости [г/см3]
кВт
(41)
где
С - коэффициент учитывающий крепость горных пород (для пород средней твердости
=0,69) , Рд - осевая нагрузка в кН
Н×м
(42)
МПа
в)
Коэффициент запаса прочности при совместном действии нормального и касательного
напряжений:
(43)
где
sт - предел текучести материала труб
, что
удовлетворяет условию.
Общий
вес бурильной колонны с УБТ составил:
Qкбт =2846 м × 0,207 кН/м + 215 кН = 819 кН = 0,804 МН.
На
основании полученных результатов выбрана буровая установка Уралмаш 3000БЭ (с
максимальной грузоподъемностью 1,7 МН, оснасткой талевой системы 5´6, лебедкой У2-2-11, электрическим приводом
переменного тока и двумя буровыми насосами БРН-1) и ротор Р-460.
Гидравлическая программа промывки скважины
Исходные данные:
Глубина скважины Н = 3000 м, диаметр долота D = 215,9 мм, диаметр УБТ dубт = 178 мм, внутренний диаметр УБТ d0убт = 90 мм, длина УБТ 154 м, диаметр БТ dбт = 127 мм, внутренний диаметр БТ d0бт = 113 мм, бурение ведется
роторным способом, установлено два насоса БРН-1 с коэффициентом наполнения hн = 0,85.
Напорная линия включает следующие элементы: стояк диаметром 0,141 мм,
буровой шланг с внутренним диаметром 0,1 м, вертлюг с условным диаметром
проходного сечения 0,103 м, ведущую трубу с диаметром проходного сечения 0,1 м.
Максимально допустимое рабочее давление напорной линии 19,6 МПа.
Плотность бурового раствора ρ=1050 кг/м3, реологические свойства
раствора: τ0=2.5Па, h=0,014 Па×с. Давление гидроразрыва на глубине 3000 м ргр=30,2МПа.
Расчетные формулы:
) Определение расхода промывочной жидкости:
(44)
)
Режим течение промывочной жидкости:
Определяется
скоростью потока, плотностью и реологическими характеристиками жидкостей, а
также размерами канала. Область существования ламинарного режима течения воды и
других вязких жидкостей определяется условием:
(45)
где
Re - критерий Рейнольдса.
При
промывке скважины водой критерий Рейнольдса рассчитывается по формулам:
для
бурильных (утяжеленных) труб:
(46)
где
Q - объемный расход бурового раствора в м3/с, ρ - плотность промывочной жидкости, d0 -
внутренний диаметр бурильных (утяжеленных) труб в м, m - динамический коэффициент вязкости в Па×с.
для
кольцевого пространства:
(47)
где
D - диаметр скважины в м, d - внешний
диаметр бурильных (утяжеленных) труб в м.
Если
критерий Рейнольдса больше его критического значения Re > Reкр,
то режим течения будет турбулентным, если меньше критического - ламинарный.
В
случае если при промывке скважины используют вязкопластичную промывочную
жидкость, в формулах (53) и (54) величину m следует заменить на
пластическую вязкость h и определить режим течения промывочной жидкости.
При
промывке скважин вязкопластичными буровыми растворами режим течения зависит от
критерия Хедстрема:
для
бурильных труб:
(48)
где
τ0 - динамическое напряжение сдвига в Па, h - пластическая вязкость в Па×с.
для
кольцевого пространства:
(49)
При
Re > Reкр критическое значение критерия Рейнольдса можно
определить по формуле:
(50)
где
Не - критерий подобия Хедстрема.
)
Баланс давления:
(51)
где
р0=(0,65-0,85)рmax - рабочее давление буровых насосов, рmax -
максимальное (паспортное) давление бурового насоса, рм - потери давления в
нагнетательном трубопроводе и элементах наземного оборудования, pб.к
- потери давления в бурильной колонне, рк.п - потери давления в кольцевом
пространстве, рд - потери давления в насадках долота, рдв - потери давления в
забойном двигателе (из технической характеристики двигателя).
а)
Потери в элементах наземного оборудования:
(52)
где
- плотность промывочной жидкости в кг/м3, Q -
расход промывочной жидкости в м3/c, ам - суммарный коэффициент гидравлических потерь в
элементах обвязки.
месторождение скважина промывка нефть
(53)
где
амi -коэффициент потерь в отдельных элементах
циркуляционной системы (стояк, буровой шланг, вертлюг, ведущая труба).
б)
Потери давления в бурильной колонне:
(54)
где
рт - потери давления в гладкой части БТ, рубт - потери давления в УБТ, рзам -
потери давления в замковых (муфтовых) соединениях.
потери
давления в бурильных трубах:
(55)
где
λт(убт) - коэффициент гидравлического сопротивления, Li -
длина i-го участка бурильной колонны (УБТ) в м, d0i -
внутренний диаметр i-го участка бурильной колонны (УБТ) в м.
потери
давления в замках:
(56)
где
n - число замковых соединения по длине колонны, x - коэффициент гидравлического сопротивления замкового (муфтового)
соединения.
(57)
где
l - длина колонны бурильных труб, ln -
длина одной секции.
(58)
где
dmin - минимальный диаметр проходного сечения в высаженной
части бурильной трубы, замковом соединении в м.
в)
Потери давления в кольцевом пространстве:
(59)
где
- потери давления в кольцевом пространстве
(рассчитывается для обсаженной и необсаженной части ствола скважины раздельно),
- дополнительные потери давления для преодоления
местных сопротивлений в кольцевом пространстве.
потери
давления в кольцевом пространстве:
(60)
где
λк.п. - коэффициент гидравлического сопротивления в
кольцевом пространстве (определяется по графику зависимости λ от Re для буровых растворов в обсаженном и необсаженном
кольцевом пространстве скважины), ρк.п. - плотность промывочной жидкости с учетом обогащения шламом (ρк.п. = ρ + [3¸4%]ρ).
дополнительные
потери давления для преодоления местных сопротивлений в кольцевом пространстве:
(61)
где
xк.п. - сумма коэффициентов местных сопротивлений xi в кольцевом
пространстве скважины.
(62)
)
Оценка возможности гидроразрыва пластов:
Давление
в циркуляционной системе скважины может вызвать гидроразрыв пластов, если это
давление превышает давление гидроразрыва:
(63)
где
ргд - гидравлическое давление на пласт, ргр - давление гидроразрыва,
(64)
где
Н -глубина забоя скважины по вертикали в м.
)
Определение перепада давления и диаметров насадок гидромониторных долот:
Перепад
давления на долоте:
(65)
Расчетный
диаметр насадоки:
(66)
где
Qд - действительный расход промывочной жидкости, z -
число гидромониторных насадок в долоте, рд - перепад давления на долоте.
Расчет:
)
Определение расхода промывочной жидкости:
м3/с.
Для
обеспечения расхода промывочной жидкости используются два насоса БРН-1 с
диаметром втулок 140 мм:
Q0 = 2×0,018 = 0,036 м3/с,
Рабочее
давление принимается равным 0,85:
р0
= 0,85×14,6 = 12,4 МПа.
)
Режим течение промывочной жидкости:
Промывка
скважин осуществляется вязкопластичными буровыми растворами следовательно
критерий Рейнольдса зависит от критерия Хедстрема:
для
бурильных труб и убт:
-
турбулентный режим течения.
-
турбулентный режим течения.
для
кольцевого пространства для обсаженной и необсаженной части ствола скважины:
для
обсаженной части:
-
турбулентный режим течения.
для
необсаженной части:
-
турбулентный режим течения.
-
турбулентный режим течения.
)
Баланс давления:
а)
Потери в элементах наземного оборудования:
МПа.
б)
Потери давления в бурильной колонне:
потери
давления в бурильных трубах и убт:
МПа
МПа
потери
давления в замках:
МПа
МПа
в)
Потери давления в кольцевом пространстве:
МПа
МПа
дополнительные
потери давления для преодоления местных сопротивлений в кольцевом пространстве:
МПа
МПа
)
Оценка возможности гидроразрыва пластов:
МПа
ргд
< ргр (32,2 < 39,26), это означает, что гидроразрыва пластов в процессе
циркуляции бурового раствора в скважине не произойдет.
)
Определение перепада давления и диаметров насадок гидромониторных долот:
Перепад
давления на долоте:
Расчетный
диаметр насадок:
м
Округляя
это значение до ближайшего большего размера насадки, выпускаемые
промышленностью, получается фактический размер насадки для этого интервала
бурения 
.
Определение
фактического перепада давления на долоте:
Тогда
действительное значение давления на буровых насосах 
в конце интервала бурения (3000 м) составит:
,
что
допустимо, так как максимальное рабочее давление в напорной линии может достигать
19,6 МПа.
Производство
спускоподъемных операций
Задачей этого раздела является расчет числа свечей бурильных труб,
поднимаемых на различных рациональных скоростях подъема.
После выбора буровой установки по технической характеристике лебедки,
входящей в ее комплект, устанавливаются скорости подъема крюка при определенной
схеме талевой оснастки.
Исходные данные:
Для бурения применяется буровая установка Уралмаш 3000БЭ, в состав
которой входит лебедка У2-2-11, имеющая шесть скоростей подъема при оснастке талей
5´6: υп1 = 0,316 м/с, υп2 = 0,592 м/с, υп3 = 0,776 м/с, υп4 = 0,822 м/с, υп5 = 1,45 м/с, υп6 = 2,01 м/с. Длина свечи 24 м,.
Мощность на барабане лебедки 654,6 кВт.
Расчет:
) Определение веса бурильных труб при различных скоростях подъема:
(67)
где
N - мощность на подъемном валу лебедки в кВт, hт - КПД талевой системы, υпi - скорость подъема крюка при i-ой скорости в
м/с, λ
- коэффициент перегрузки для
электродвигателя, λ
= 1,3.
)
Определиение длины бурильных труб, или глубины скважины с которой необходимо
переходить на соответствующую более высокую скорость подъема при весе 1 м
бурильных труб 310 Н.
(68)
где
qпр - вес 1м КБТ в Н/м.
)
Число свечей, поднимаемое на различных скоростях подъема:
(69)
где
li-1 - длина бурильных труб, начиная с которой подъем
ведется на скорости υi-1, li -
длина бурильных труб, начиная с которой переходят на скорость υi
подъема в м, lсв - длина свечи в м.
Результаты
расчета приводятся в виде графика рационального режима подъема бурового
инструмента (рис 7):
Рис.
7 График рационального режима подъема бурового инструмента.
Специальная часть
Вторичное вскрытие продуктивного пласта
Основная задача вторичного вскрытия - создание совершенной гидравлической
связи между скважиной и продуктивным пластом без отрицательного воздействия на
коллекторские свойства призабойной зоны пласта (ПЗП), без значительных
деформаций обсадных колонн и цементной оболочки. Решение этой задачи
обеспечивается выбором условий перфорации, перфорационной среды, оптимального
для данных условий типоразмера стреляющей аппаратуры и оптимальной плотности
перфорации.
При разработке процесса перфорации должны учитываться геолого-промысловая
характеристика залежи, тип коллектора и технико-технологические данные по
скважине:
• толщина, фильтрационно-емкостные свойства призабойной и удаленной зон
пласта, расчлененность, литофациальная характеристика пласта и вязкость нефти;
• расстояние до контактов водонефтяного (ВНК), газонефтяного (ГНК) и
газоводяного (ГВК);
• пластовое давление и температура в интервале перфорации;
• число обсадных колонн в интервале перфорации, минимальный внутренний
диаметр в колонне труб;
• максимальный угол отклонения скважины от вертикали;
• состояние обсадной колонны и ее цементной оболочки;
• свойства и состав жидкости, применявшейся при первичном вскрытии
пласта.
В нефтегазодобывающих скважинах интервал перфорации определяется
насыщенностью пород пластовыми флюидами и устанавливается геологической службой
предприятий, ведущих буровые работы.
В случае вскрытия скважиной нефтенасыщенного пласта он перфорируется по
всей толщине продуктивного объекта
Пласты с подошвенной водой и газовой шапкой перфорируются в нефтяной
части. Расстояние от нижних отверстий до ВНК и от верхних отверстий до ГНК
устанавливается для каждой конкретной залежи опытным путем с учетом наличия или
отсутствия непроницаемых пропластков, проницаемостной неоднородности,
вертикальной трещиноватости и допустимого градиента давления на цементную
оболочку эксплуатационной колонны.
Технико-технологическая характеристика условий проведения перфорации
При репрессии (забойное давление в скважине выше пластового) следует
вскрывать пласты с нормально и аномально высоким пластовым давлением независимо
от положения интервала перфорации, в том числе и в приконтактных зонах (ВНК,
ГНК) и при наличии в нефти агрессивных компонентов (углекислый газ,
сероводород).
Для вскрытия пластов при репрессии исходят из условий безопасного
проведения перфорации и предотвращения проникновения больших объемов жидкости
из скважины в пласт.
Гидростатическое давление столба жидкости, заполняющей скважину, должно
превышать пластовое на величину 10-15 % для скважин глубиной до 1200 м, но не
более 15 МПа.
Перед проведением перфорации в скважину спускают НКТ с промывкой до
искусственного забоя. Через НКТ закачивают перфорационную и буферную (при
необходимости) жидкости из расчета заполнения интервала перфорации и на 100-150
м выше. Устье скважины оборудуется противовыбросным устройством (задвижкой с
привентором).
Перфорацию следует производить не более чем двумя спусками перфораторов в
один и тот же интервал. В зонах ВНК и ГНК перфорацию выполнять за один спуск
перфоратора.
Вторичное вскрытие пласта осуществляется перфорацией, для чего применяют
стреляющие либо гидропескоструйные перфораторы. По принципу действия стреляющие
перфораторы подразделяются на пулевые, торпедные и кумулятивные. Торпедные
перфораторы, в которых вместо пуль применяются снаряды замедленного действия, в
настоящее время для вскрытия пластов не используются из-за низкой пробивной
способности и низкой производительности при работе с ними.
Гидропескоструйная перфорация, как показал промысловый опыт, не дает
существенных преимуществ перед широко распространенной кумулятивной
перфорацией. По этой причине, а также в связи с большей трудоемкостью широкого
распространения гидропескоструйная перфорация не получила.
В данном курсовом проекте рассматривается кумулятивная перфорация.
Кумулятивная перфорация
Перфораторы однократного использования с извлекаемым корпусом (ПКО и
ПКОТ)
Назначение перфораторов
Кумулятивные разовые перфораторы с извлекаемым корпусом типа ПКО
предназначены для вскрытия продуктивных пластов в обсаженных нефтяных, газовых
и нагнетательных скважинах в тех случаях, когда не могут быть использованы
кумулятивные корпусные перфораторы ПК. Перфораторы ПКО применяются в
загрязненных скважинах, в скважинах с большими интервалами перфорации, в
осложненных скважинах малого диаметра с большим гидростатическим давлением и
высокой температурой, когда требуется более глубокий прострел, который не может
обеспечить перфоратор многократного использования.
Имеются три типоразмера перфораторов ПКО: ПКО89 с наружным диаметром 89
мм, ПКО73 с наружным диаметром 73 мм, ПКО60 с наружным диаметром 60 мм.
Перфораторы ПКОТ применяются двух типоразмеров: ПКОТ89 и ПКОТ73.
Перфораторы ПКО89 иПКОТ89 предназначены для вскрытия продуктивных пластов
в скважинах, обсаженных одной, двумя и тремя зацементированными колоннами с
минимальным диаметром внутренней колонны 100 мм. Перфоратор ПКО89 разработан в
двух вариантах: 1) перфоратор ПКО89-1, снабженный зарядами ЗПК103 в бумажных
литых оболочках, предназначен для прострела интервалов, обсаженных двумя
колоннами труб; 2) перфоратор ПКО89-2, снабженный более мощными зарядами из
шашек ЗПКС105 в бумажных оболочках, предназначен для прострела интервалов,
обсаженных тремя колоннами труб. Перфоратор ПКОТ89 снаряжают такими же
зарядами, как и ПКО89.
Перфоратор ПКО73, снаряженный зарядами весом 28 г, предназначен для
вскрытия продуктивных пластов в скважинах, обсаженных одной, двумя и тремя
зацементированными колоннами с минимальным диаметром внутренней колонны 86 и
100 мм, заполненных тяжелыми растворами в условиях трудной проходимости
перфоратора в скважине. Перфоратор ПКОТ73, снаряженный такими же зарядами, предназначен
для вскрытия пластов в глубоких высокотемпературных скважинах с внутренним
диаметром колонн 100-126 мм.
Перфоратор ПКО60, снаряженный зарядами от перфоратора ПК65, предназначен
для вскрытия продуктивных пластов в скважинах, обсаженных трубами с минимальным
внутренним диаметром 76 мм. Он может быть использован для прострела бурильной
колонны с диаметром проходного отверстия не менее 75 мм для восстановления
циркуляции.
Во избежание появления трещин или большого раздутия корпуса перфораторы
ПКО можно применять в скважинах, заполненных водой, промывочным раствором или
нефтью при гидростатическом давлении не менее 5 атм.
Устройство перфораторов
Кумулятивные перфораторы ПКО состоят из головки с электровводом или
заглушки с запальным отверстием, корпуса, переходников и муфт, зарядного
комплекта и наконечника.
Головка является деталью многократного использования. Ее изготовляют из
стали и термически обрабатывают. Для соединения с корпусом перфоратора на
нижнем конце головки имеется резьба. В зависимости от способа присоединения
перфоратора к кабелю применяется головка с электровводом или заглушка с
резиновой пробкой и шайбой.
Корпус перфоратора ПКО представляет собой отрезок трубы с резьбами на
концах. Обычно корпус перфоратора ПКО89 изготовляют из бурильной трубы
диаметром 89 мм. Корпус перфоратора ПКО73 делают из насосно-компрессорных труб
с наружным диаметром 73 мм. Для корпуса ПКО60 используют насосно-компрессорные
трубы диаметром 60 мм. Корпуса перфораторов ПКО89, ПКО73 и ПКО60 изготовляют с
различной толщиной стенки в зависимости от гидростатического давления в
скважине.
Марку стали труб для изготовления корпусов выбирают в зависимости от
гидростатического давления в скважине. Длина корпуса может быть различной,
рассчитанной на 10-40 зарядов. Корпус можно делать с кольцевыми проточками либо
с лысками на наружной поверхности трубы против мест расположения кумулятивных
зарядов. Кольцевые проточки и лыски сокращают потерю энергии кумулятивной струи
на пробитие корпуса, обеспечивая тем самым лучшую пробивную способность
перфоратора. Другое назначение проточек и лысок состоит в том, чтобы заусенцы,
образующиеся вокруг пробитого отверстия в корпусе, не выходили за габариты
корпуса.
Переходники и муфты служат для соединения нескольких корпусов
перфораторов между собой. Применяют переходники двух вариантов: жесткие и
шарнирные. В жестком переходнике имеется сквозное цилиндрическое отверстие для
прохода двух отрезков детонирующего шнура и электропровода. Концы детонирующего
шнура соединяют в отверстии переходника внахлестку и закрепляют мягкой
проволокой. Для проверки правильности соединения концов ДШ в переходнике
имеются контрольные отверстия, которые герметизируются опорными дюралюминиевыми
дисками и резиновыми пробками.
Шарнирное соединение применяют для сборки нескольких корпусов
перфораторов при работе в искривленных или наклонных скважинах. Это соединение
состоит из двух взаимозаменяемых муфт, имеющих на одном конце резьбу, а на
другом по две проушины, через отверстия в которых вставляют палец. Палец является
осью шарнирного соединения двух смежных корпусов перфораторов.
Герметизация резьбовых соединений переходников или муфт с корпусом
перфоратора осуществляется резиновыми кольцами. Герметизация ввода запального
провода, подвижного соединения, т.е. муфты, производится резиновыми пробками и
опорными шайбами.
Зарядный комплект состоит из ленты, на которой крепят кумулятивные
заряды, детонирующего шнура и электродетонатора. Лента может быть изготовлена
из картона, фанеры, листовой стали и т.п. Заряды на ленте укрепляют обоймами и
детонирующим шнуром. Заряды, ДШ и электродетонатор выбираются в зависимости от
температуры в скважине. Наконечник изготовляют из стали и термически
обрабатывают. Для соединения с корпусом наконечник имеет наружную резьбу. Для
выхода газов, образующихся в случае сгорания ДШ и зарядов (без детонации), в
наконечнике предусмотрено отверстие, герметизируемое металлическим диском и
резиновой пробкой. Герметизация места соединения с корпусом осуществляется
резиновыми кольцами.
Устройство ПКОТ отличается от устройства ПКО наличием опорной трубы,
которая принимает на себя деформацию основного корпуса, подпирая его, и
одновременно служит для крепления зарядов. Наличие опорной трубы упрочняет
корпус и позволяет применять перфораторы при больших гидростатических давлениях
в скважинах.
Действие перфораторов
Действие перфораторов ПКО и ПКОТ такое же, как и перфораторов ПК. О
фактическом действии зарядов можно судить по количеству форме и размерам
отверстий в корпусе.
При взрыве зарядов стенки корпуса перфоратора воспринимают удары
продуктов взрыва и осколков оболочек зарядов, в результате чего корпус слегка
деформируется (вздувается) в местах расположения зарядов. Величина этой
деформации зависит от гидростатического давления в скважине, величины и формы
зарядов, толщины стенки и марки стали корпуса.
Минимальная глубина скважины, при которой возможно применение
перфораторов ПКО, в случае заполнения скважины водой - 500 м, а в случае
заполнения скважины тяжелыми растворами - 300 м.
При нарушении герметизации перфоратора и проникании в него скважинной
жидкости взрыв зарядов, окруженных жидкой средой, может вызвать разрушение
перфоратора, и даже заклинивание его в обсадной колонне. Для предотвращения
этого применяют взрывной патрон ПВПД, у которого электродетонатор расположен на
определенном расстоянии от промежуточного детонатора (ДП) и детонирующего
шнура. В случае проникания жидкости в перфоратор срабатывание электродетонатора
не вызывает взрыва ДП и детонирующего шнура. [4].
Техническая и экологическая безопасность проведения работ
Меры безопасности при бурении скважины
Рабочие вышкомонтажной и буровой бригад и бригады по испытанию
обеспечиваются жильем, питанием в столовой, помещением для отдыха, сушилкой,
баней-прачечной.
Предусмотрено строительство надворной уборной и выгребов.
Проба воды из источника водоснабжения будет направлена в СЭС,
использование воды для хоз. питьевых целей будет разрешена только после
получения положительного заключения СЭС.
Все работающие обеспечиваются спецодеждой, спецобувью, средствами
индивидуальной защиты.
Электроосвещение буровой установки предусмотрено в соответствии с
требованиями ПУЭ и «Правил безопасности в нефтегазодобывающей промышленности».
Персонал бригады, эксплуатирующий грузоподъемные механизмы, должен быть обучен
и иметь допуск на эти работы.
Буровая лебёдка комплектуется прочными металлическими ограждениями,
надёжно закрывающими доступ к движущимся частям со всех сторон. Ограждения,
устанавливаемые на расстоянии более 35 см от движущихся частей механизмов, выполняются
в виде перил. Кроме того, лебёдка снабжается ограничителем допустимой
грузоподъёмности, а также надёжным тормозным устройством.
Зубчатые и цепные передачи ограждаются сплошными металлическими кожухами,
имеющими приспособления для удобной сборки и разборки.
Выступающие детали движущихся частей насосов и лебёдки (в том числе
шпонки валов) и вращающиеся соединения закрываются кожухами по всей окружности
вращения.
На грузоподъёмных машинах и механизмах (кронблок, крюкоблок и лебёдка)
обозначаются их предельная грузоподъёмность и сроки следующего технического
освидетельствования.
Запорная арматура, устанавливаемая на выкидной линии, снабжается
указателями положения затворов. Нагнетательные трубопроводы, их детали и
арматура опрессовываются пробным давлением.
В целях защиты от поражения рабочих электрическим током осветительная
проводка на вышке делается из изолированного провода с влагостойкой изоляцией.
Рабочие, постоянно работающие с электрооборудованием, обеспечиваются
диэлектрическими перчатками.
При производстве буровых работ инженерно-технические работники и буровые
рабочие обеспечиваются специальной одеждой и специальной обувью. В связи с тем,
что при бурении применяются глинистые растворы, а также промывочные растворы,
приготавливаемые на основе поверхностно-активных веществ, буровые бригады
обеспечиваются мылом. В целях защиты от падения тяжёлых предметов всему
персоналу буровой выдаются каски. Для защиты от шума дизелистам выдаются
шумозащитные наушники.
Перед началом бурения буровой мастер обеспечивается следующими
документами:
1. Технический проект на строительство скважины.
2. Геолого - технический наряд.
. Режимно - технологическая карта.
. Карта по интервальной обработки бурового раствора.
. Утвержденная схема бурового и силового оборудования.
. Карта крепления скважины.
. График ППР.
. Паспорта на буровую вышку, буровое и силовое оборудование ,
талевый канат, бурильные трубы, КИП, на сосуды работающие под давлением.
. Акт опрессовки манифольда.
. Акт проверки состояния и соответствия нормам сопротивления
заземления оборудования и пусковых устройств.
. Акт крепление вышки.
. Акт на испытание вышки.
. Акт на испытание ограничителя подъема талевого блока.
Члены буровых бригад по испытанию, должны пройти обучение по
предупреждению аварий.
Природные особенности территории в районе размещения объекта
характеризуется высоким уровнем стояния грунтовых вод, что вызывает
необходимость в создании развитой дренажной сети для понижения последнего.
Кроме того, учитывая наличие развитого животноводства и использования земель в
качестве пастбищ, особое внимание следует уделять приведению земель, отводимых
под буровую, в состояние, для дальнейшего их использования в этом качестве.
Выше указанное обстоятельство накладывает особую ответственность на
проектные решения в части обеспечения надежности гидроизоляции земляных
амбаров, предназначенных для сбора буровых отходов, для исключения возможности
попадания техногенных отходов в грунтовые воды.
Весь комплекс отрицательных воздействий поисково-разведочного бурения на
окружающую природную среду включает в себя:
· разрушение почвенного и растительного покрова;
· шумовое и тепловое воздействие;
· загрязнение поверхностных водоемов и водотоков;
· загрязнение грунтовых и подземных вод;
· загрязнение атмосферы.
Мероприятия по охране окружающей среды и недр
С целью предотвращения загрязнения водоемов, пресных
подпочвенных вод буровым раствором, нефтью, химическими реактивами, перетоков и
открытых выбросов необходимо соблюдение требований действующих законодательств
о земле, воде, лесах, недрах.
Охрану окружающей среды намечается обеспечить при
соблюдении следующих мероприятий:
1. С целью охраны животного мира ставится ограждение шламового и водяного
амбаров. При бурении скважины используется высококачественный глинистый раствор,
обработанный химическими реагентами, позволяющими исключить применение нефти
для обработки раствора. Очистка бурового раствора от шлама производится с
использованием трёх ступенчатой системы очистки.
. Сыпучие материалы и химические реагенты должны храниться в закрытых
помещениях, возвышающихся над уровнем земли, с гидроизолированным настилом и
снабжённых навесом.
. Дозировку химреагентов производится только в специально оборудованных
местах, исключающих попадание их в почву и водные объекты.
. Нефтегазоводопроявления предупреждаются путём установки
противовыбросового оборудования и применения буровых растворов с параметрами,
удовлетворяющими требованиям проводки скважин в конкретных геологических
условиях.
. Крепление ствола скважины производится в соответствии с действующими
руководящими документами, при этом обеспечивается надёжная изоляция
нефтеносных, газоносных и водоносных горизонтов друг от друга и герметичность
обсадных колонн.
. В процессе бурения производится постоянный контроль за герметичностью
циркуляционной системы буровой установки, обвязки ёмкостей для хранения ГСМ.
. Сбор бытовых отходов производится в мусоросборники (металлические
контейнеры - 3 шт.), которые устанавливаются рядом с кухней-столовой и
вывозятся по мере их наполнения. Жидкие отходы от кухни-столовой, вагон-душевой
и туалета накапливаются в выгребных ямах, которые после окончания строительства
скважин куста засыпаются грунтом
. Перетаскивание бурового оборудования при монтаже и демонтаже
производить на специальных тележках по трассам шириной не более 15 м. В случае
нарушения почвенного слоя трассы перетаскивания произвести их планировку;
. С целью нанесения минимума ущерба прилегающим сельскохозяйственным
угодьям использовать подъездные пути, только согласно утвержденной схемы;
. Перед началом монтажа буровой установки необходимо снять почвенный слой
глубиной до 20 см на всей площади строительства, перевезти его на расстояние 75
м, уложить в виде вала для хранения до окончания работ;
. Произвести планировку территории строительства буровой с уклоном,
направленным в сторожу, противоположную береговой линии водоема, оврага;
. С целью недопущения порчи и загрязнения прилегающей территории
сельскохозяйственных угодий производить обваловку земельного отвода;
. Все буровое оборудование, шламовые амбары, ГСМ и дополнительное
оборудование располагать только на территории земельного отвода;
. Котлованы для сброса шлама и воды цементировать слоем 10-15 см;
. Запасной глинистый раствор и химические реагенты хранить только в
закрытых емкостях на специальной площадке;
. Категорически запрещается слив использованного бурового раствора,
химических реагентов, промышленных сточных вод в открытые водные бассейны;
. Для сохранения запасов поверхностных вод внедрить оборотное
водоснабжение при бурении скважин по замкнутому циклу скважина-отстойник;
. Буровые сточные воды по водоотводным канавам собираются в
котлованах-ловушках, вырытых на площадке буровой. Дно и стенки котлована
покрываются уплотненным не дренирующим грунтом. Котлован разделяется земляным
валом на две половины. В первой отстаиваются взвешенные частицы и примеси
нефти. Отстоявшуюся нефть собирают специальными скребками и сжигают в местах,
согласованных с Госпожнадзором. Отстоявшийся раствор по трубе поступает во
вторую половину котлована, где происходит дальнейшее осаждение взвешенных
частиц и испарение части жидкости;
. Процесс бурения скважины будет проводиться в строгом соответствии с
"Инструкциями Госгортехнадзора РФ по ведению буровых работ и
предупреждению нефтегазопроявлений".
Заключение
В итоге, в курсовом проекте была выбрана конструкция скважины по графику
совмещенных давлений, выбраны режимные параметры для каждого интервала бурения,
расчет цементирования эксплуатационной колонны, обоснован выбор рациональной
конструкции бурильной колонны для заданных условий бурения, представлена
гидравлическая программа бурения, указана техническая и экологическая
безопасность проведения работ. Все данные представлены в геолого-техническом
наряде на бурение данной скважины. Выполнен также технический чертеж к
специальной главе.
Список
литературы
1. Е.А.
Козловский Горная энциклопедия., том 2 М: Советская энциклопедия, 1987г.593 с.
2. Калинин
А.Г., Левицкий А.З. Практическое руководство по технологии бурения скважин на
жидкие и газообразные полезные ископаемые. М.:ООО ”Недра”, 2001 г. - 450 с.
. Вадецкий
Ю.В. Бурение нефтяных и газовых скважин. М.: Недра, 1985 г. - 421 с.
. Басарыгин
Ю.М. Заканчивание скважин. М: ООО “Недра-Бизнесцентр”, 2001 г. -600 с.
. Мищевич
В.И. Справочник инженера по бурению. В 2-х томах. М., «Недра», 1973. 376с.