Бурение эксплуатационной наклонно-направленной скважины на Озерной площади

Размещено на http://www.allbest.ru/

Размещено на http://www.allbest.ru/

Федеральное государственное образовательное учреждение

среднего профессионального образования

«Пермский нефтяной колледж»

КУРСОВОЙ ПРОЕКТ

Бурение эксплуатационной наклонно-направленной скважины на Озерной площади

Руководитель А.П. Доброхотов

Разработал А.В. Шелковников

Пермь 2010

ЗАДАНИЕ

Для курсового проектирования по «Технологии бурения нефтяных и газовых скважин»

Студенту IV курса Б - 07 - 1 группы 130504 специальности БУРЕНИЕ НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ СКВАЖИН

Пермского нефтяного колледжа

Шелковникову Александру Владимировичу (Фамилия, имя, отчество)

Тема задания и исходные данные: Бурение эксплуатационной наклонно-направленной скважины на Озерном месторождении.

Курсовой проект на указанную тему выполняется студентами колледжа в следующем объеме:

1. Объяснительная записка

1. Введение.

2. Геологический разрез.

2.1. Краткие сведения о районе буровых работ.

2.2. Стратиграфический разрез.

2.3. Нефтеносность.

2.4. Водоносность.

2.5. Газоносность.

2.6. Давление и температура в продуктивных пластах.

2.7. Геофизические исследования.

2.8. Возможные осложнения по разрезу скважины.

2.9. Испытание, освоение продуктивного пласта.

3. Технологический раздел.

3.1. Выбор и расчет конструкции скважины.

3.2. Выбор и расчет профиля наклонно-направленной скважины.

3.3. Выбор типов буровых растворов по интервалам скважины.

3.4. Расчет обсадных колонн.

3.5. Расчет цементирования обсадных колонн.

3.6. Организационно-технические мероприятия по повышению крепления скважин.

3.7. Выбор и расчет бурильной колонны, КНБК по интервалам.

3.8. Выбор буровой установки.

3.9. Показатели работы долот и режимы бурения.

3.10. Расчет гидравлических сопротивлений движущегося раствора в циркуляционной системе.

Расчетная часть проекта

4. Охрана труда, природы и недр.

4.1. Техника безопасности при бурении скважины.

4.2. Производственная санитария.

4.3. Меры по обеспечению пожарной безопасности.

4.4. Охрана окружающей среды.

3. Графическая часть проекта

Лист 1 Геолого-технологический наряд

Лист 2

Лист 3

Лист 4

Дата выдачи « » 20 г.

Срок окончания « » 20 г.

Преподаватель-руководитель

курсового проектирования /А.П. Доброхотов/

(Подпись) (И.О.Ф.)



ВВЕДЕНИЕ

Среди важнейших видов промышленной продукции, объемы производства которой определяют современное состояние и уровень развития материально-технической базы страны, одно из главных мест отводится производству и потреблению нефтепродуктов и добыче нефти и газа.

Бурное развитие нефтяной промышленности началось в XX веке, когда стали широко применяться двигатели внутреннего сгорания, требующие тяжелого и легкого горючего и разнообразных смазочных масел. Особенно быстро начала развиваться мировая нефтегазовая промышленность с тех пор, как нефть и газ стали использовать в качестве сырья для химической промышленности. Нефть, газ и продукты их переработки оказывают огромное влияние на развитие экономики страны, на повышение материального благосостояния народа. Поэтому темпам роста нефтяной и газовой промышленности постоянно уделяется большое внимание. Важным фактором в увеличении добычи нефти является бурение скважин. Данный проект предусматривает проектирование строительства скважины на Озёрном месторождении. Озёрное месторождение расположено на территории заказника «Нижневишерский» вокруг памятника природы - озера Нюхти. ООО БКЕ «Евразия » разрабатывает это месторождение в сложных геологических условиях, требующих больших затрат на охрану окружающей среды.



2. ГЕОЛОГИЧЕСКИЙ РАЗДЕЛ

2.1 КРАТКИЕ СВЕДЕНИЯ О РАЙОНЕ РАБОТ

Таблица 1

Наименование	Значение (текст, название, величина)
Площадь (месторождение)	Озёрное
Административное расположение: Республика Область (край) Район	Россия Пермский Красновишерский
Год ввода площади в бурение	1977
Температура воздуха °С, среднегодовая наибольшая летняя наименьшая зимняя	- 0,2 + 36 - 45
Среднегодовое количество осадков, мм	633
Максимальная глубина промерзания грунта, м	1,7
Продолжительность отопительного периода в году, сутки	235
Продолжительность зимнего периода в году, сутки.	167
Азимут преобладающего направления ветра, град.	225-270
Рельеф местности	Полого-всхолмленная равнина
Состояние местности -	Заболоченная
Толщина, см - снежного покрова - почвенного слоя	80 20
Растительный покров	Смешанный лес
Категория грунта	Вторая



VІІ	Чередование известняков и аргиллитов	Известняки биоморфные	Известняки детритовые	Известняки биоморфные, Водорослевые, сгустковые	Известняки окремленные с кальцитом	Известняки глинистые	Песчаники мелкозернистые, аргиллиты	Известняки рифогенные
VІ	Подольский горизонт	Каширский горизонт	Верейский горизонт	Башкирский ярус	Серпуховской ярус	Тульский горизонт (карб. отл.)	Тульский горизонт (терр. отл.)	Фаменский ярус
V	С2рd	С2ks	С2vr	С2b	С1s + С1v3	С1tl(К)	С1tl(Т)	D3fm
ІV	1270	1320	1387	1445	1676	1715	1738	1852
ІІІ	1220	1270	1320	1387	1445	1676	1715	1738
ІІ	1258	1308	1375	1433	1663	1702	1725	1838
І	1208	1258	1308	1375	1433	1663	1702	1725

2.3 НЕФТЕНОСНОСТЬ Таблица 3	Параметры растворенного газа	давление насыще-ния в пластовых условиях	13,58	10,28
		относи-тельная по воздуху плотность	1,008	0,915
		содержание углекислого газа	0,05	1,3
		содержание сероводорода	0,42	отс.
		газовый фактор, м3/т	53,8	136,7
	Содержание парафина, по весу %	2,71	3,94
	Содержание серы, по весу %	0,89	0,62
	Подвижность, мкм2/м Па•с	0,06	0,01
	Плотность, г/см3	после дегазации	0,839	0,836
		в пластовых условиях	0,804	0,727
	Тип коллектора	поровый	поровый
	Интервал по стволу	низ	1439	1849
		верх	1393	1841
	Индекс	С2b	D3fm

2.5 ГАЗОНОСНОСТЬ

Свободный газ отсутствует.

2.4 ВОДОНОСНОСТЬ Таблица 4	Относится к источнику питьевого водоснабжения	нет	нет	нет	нет
	Тип воды хлоркальцие- вый	ХЛК	ХЛК	ХЛК	ХЛК
	Общая минерали- зация, мг/л	6537,04	5450,84	5515,36	8661,55
	Химический состав воды в мг-экв/л	Катионы	Nа+К+	2501,32	2160,55	1826,3	3136
			Мg++	264,8	172,8	278,7	332
			Са++	502,4	392,07	652,59	863
		Анионы	НСО3 -	3,2	4,39	7,0	3,4
			SО4-2	16,4	13,47	37,43	4,15
			Сl-	3248,92	2707,56	2713,25	4323
	Плотность г/см3	1,128	1,108	1,145	1,177
	Тип коллектора	поровый	поровый	поровый	гранул.
	Интервал, м	до (низ)	1070	1387	1445	1738
		от (верх)	892	1320	1387	1715
	Индекс	Р1s + аs	С2vr	С2b	С1tl

2.6 ДАВЛЕНИЕ И ТЕМПЕРАТУРА В ПРОДУКТИВНЫХ ПЛАСТАХ Таблица 5	Температура в конце интервала	Источник получения	РФЗ	РФЗ
		оС	+23	+29,8
	Пластовое давление, МПа	13,58	13,5-16,0
	Интервал, м	До (низ)	1445	1838
		От (верх)	1387	1823
	Индекс стратиграфического подразделения	С2b	D2fm

Совмещенный график давлений

Глубина, м	Индекс стратиграфического подразделения	Давление, МПа	Характеристика давлений: пластового (порового) давления гидроразрыва пород	Глубина спуска колонны, м	Плотность БР, г/см3
		Пластовое	Гидроразрыва
16	Q	14,6 13,5-16	1,5 11,1 14,8 18,2 21,1 21,9 23,4			1,08
136	Р2u					1,21
326	Р1ir
546	Р1fl					1,0
613	Р1аr
736	Р1s+а(Т)
892	Р1s+аs(К)
1070	Р1s+аs					1,12 - 1,14
1160	С3
1220	С2mс
1270	С2рd
1320	С2ks
1387	С2vr					1,14
1445	С2b
1676	С1s+С1v3
1715	С1tl(К)
1738	С1tl(Т)
1852	D3fm

2.7 ГЕОФИЗИЧЕСКИЕ ИССЛЕДОВАНИЯ

Таблица 6

		Замеры и отборы
Наименование исследований	Масштаб	на глубине, м	в интервале, м
			от	до
ПВП.ЦМЮ-12	1:500	160	0	160
БКЗ, АК, РК, БК, ИК, МЗ, ПВП	1:500	579	160	579
АКЦ, ЦМ8-10	1:500	579	0	579
БКЗ, БК, РК, ИК, КВ, АК	1:200	1676	1376	1676
БКЗ, БК, РК, ИК, КВ, АК	1:200	1852	1738	1852
КВ, М2А0,5В	1:500	1676	579	1676
КВ, М2А0,5В	1:500	1852	1445	1852
РК	1:500	1852	0	1852
АКЦ, СГДТ	1:500		0	1852
АКЦ, СГДТ	1:200		1376	1676
АКЦ, СГДТ	1:200		1738	1852
ГК, ЛМ	1:200		1738	1852
Инклинометрия: с т.з. через 5м			60	579
с т.з. через 10м			0 579	60 1852



2.8 ВОЗМОЖНЫЕ ОСЛОЖНЕНИЯ ПО РАЗРЕЗУ СКВАЖИНЫ 2.8.1 ПОГЛОЩЕНИЕ БУРОВОГО РАСТВОРА Таблица 7	Условия возникновения	1. Наличие высокопроницаемых пород; 2. Превышение давления в скважине над пластовым: Н ? 1200 м Р ? 1,5 МПа; 1200 м < Н ? 2500 м Р ? 2,5 МПа	2.8.2 ПРИХВАТООПАСНЫЕ ЗОНЫ В интервалах обвалообразований, поглощающих пластов и в нефтяных пластах с пониженным давлением.
	Максимальная интенсивность поглощения, м3/ч	Частичные	От частичных до полных	Частичные	Частичные
	Интервал, м	До (низ)	16	136	1676	1738
		От (верх)	0	16	1445	1715
	Индекс стратиграфического подразделения	Q + Р2u	Р2u + Р1ir	С1s + С1v3	С1t(К) + С1t(Т)

2.8.3 ОСЫПИ И ОБВАЛЫ СТЕНОК СКВАЖИНЫ

Таблица 8

Индекс стратиграфи- ческого подразделения	Интервал, м	Мероприятия по ликвидации последствий
	От (верх)	До (низ)
Q + Р2u	0	16	Спуск направления, кондуктора. Бурение с промывкой буровым раствором в соответствии с установленными показателями. Проработка ствола в интервалах обвалообразования. Промывка. Установка цементных мостов в процессе бурения не позднее, чем через 36 часов после вскрытия артинских терригенных и верейских отложений.
Р2u	16	136
С2ks + С2vr	1320	1387
D3fm	1738	1852



2.8.4 НЕФТЕГАЗОВОДОПРОЯВЛЕНИЯ

Таблица 9

Индекс стратигра- фического подразде- ления	Интервал по стволу, м	Вид проявляе-мого флюида	Условия возникновения	Характер проявлений
	от (верх)	до (низ)
С2b	1387	1445	нефть	При бурении с промывкой буровым раствором с отклонением параметров заданного бурового раствора	Пленка нефти Пленка нефти Пленка нефти
С2tl+D3fm	1760	1779	нефть
D3fm	1779	1837	нефть

2.8.5 ПРОЧИЕ ВОЗМОЖНЫЕ ОСЛОЖНЕНИЯ

Таблица 10

Индекс страти-графического подразделения	Интервал по стволу, м	Вид осложнения	Условия возникновения
	от (верх)	до (низ)
Р1s + а	613	736	Проявление Н2S-вод	Понижение плотности раствора ниже проектной на 5%
С2b + С1s	1445	1676
С1tl	1676	1715



Опорожнение колонны при испытании	Плотность жидкости (г/см3)	1,0
	Максимальное снижение уровня	1274
Диаметр штуцера (мм)	3,57
Количество режимов (штуцеров) для испытания (шт.)	3
Пласт фонтани- рующий (да, нет)	да
Тип установки для испытания (освоения)	передвижная
Тип констру- кции продукти- вного забоя	цемент, колонна
Интервал залегания объекта, м	До (низ)	1838
	От (верх)	1725
Номер объекта (снизу)	1
Индекс стратигра- фического подразделе- ния	D3fm



3. ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЙ РАЗДЕЛ

3.1 ВЫБОР КОНСТРУКЦИИ СКВАЖИНЫ

Конструкция скважины определяется числом спущенных обсадных колонн, отличающихся друг от друга глубиной спуска, диаметром, толщиной стенки, группой прочности, применяемых долот по интервалам, а также высотой подъема цементного раствора в затрубном пространстве.

Выбор числа обсадных колонн и глубины спуска производится по совмещенному графику давления. Выбор конструкции скважины производится на основании геологических условии залегания пород, ожидаемых осложнений, глубины скважины и т.д.

На данной площади для успешной проводки скважины спускаются следующие обсадные колонны:

Направление - для перекрытия неустойчивых обваливающихся, осыпающихся пород, ликвидации зоны поглощения, цементируется до устья.

Кондуктор - для перекрытия неустойчивых обваливающихся, осыпающихся пород, предупреждения прихвата бурильной колонны, перекрытия интервала поглощения и изоляции пресных подземных вод от загрязнения, цементируется до устья.

Техническая колонна - для крепления верхних неустойчивых интервалов разреза, изоляции водоносных горизонтов от загрязнения.

Эксплуатационная колонна - для разобщения продуктивных горизонтов, извлечения нефти на поверхность при испытании, цементируется до устья. Расчет диаметров обсадных колонн и долот производится снизу вверх. Диаметр эксплуатационной колонны принимается из условия ожидаемого дебита и наличия эксплуатационного и ремонтного инструмента, оборудования, и принимается равным 0,168 м по ГОСТ 632-80.

Определяется диаметр долота под эксплуатационную колонну:



D_д.эк. = d_м + 2д = 0,188 + 2 Ч 0,012 = 0,212м,

где d_м - диаметр муфты эксплуатационной колонны, д - зазор между муфтой эксплуатационной колонны и стенками скважины, зависящий от диаметра и типа соединения обсадной колонны профиля скважины, сложности геологических условии, выхода из под башмака предыдущей колонны и т.д. Принимается 0,02 м. из опыта бурения. Принимается согласно ГОСТу 20692-75 диаметр долота 0,2159 м.

Определяется диаметр технической колонны из условия прохождения долота по эксплуатационной колонне:

D_внк = D_д.эк. + (0,006ч0,008)=0,2159 + 0,006 = 0,2219 м,

где 0,006ч0,008 м зазор между долотом и внутренним диаметром технической колонны. Принимается диаметр технической колонны по ГОСТу 632-80 равный 0,245 м.

Определяется диаметр долота под техническую колонну:

D_д.т. = D_м + 2д = 0,271 + 2 Ч 0,012 = 0,295м.

Принимается диаметр долота по ГОСТу 20692-75 равный 0,2953 м.

Определяется диаметр кондуктора:

D_вн.к = D_д.т + (0,006 ч 0,008) = 0,2953 + 0,006 = 0,3013 м,

где 0,006ч0,008 м зазор между долотом и внутренним диаметром технической колонны. Принимается диаметр кондуктора по ГОСТу 632-80 равный 0,324 м.

Определяется диаметр долота под кондуктор:



D_д.к = d_м + 2д = 0,351 + 2 Ч 0,015 = 0,381 м.

Принимается диаметр долота по ГОСТу 20692-75 равный 0,3937 м.

Определяется диаметр ІІ направления:

D_вн.н = D_д.к + 0,006 = 0,3937 + 0,006 = 0,3997м.

Принимается по ГОСТу 632-80 диаметр направления 0,426 м.

Определяется диаметр долота под II направление:

D_д.н = d_мн +2д = 0,451+2 Ч 0,02 = 0,491 м.

Принимается по ГОСТу 20692-72 диаметр долота равный 0,490 м.

Диаметр I направления равен 0,530 м.

Диаметр долота под I направление равен 0,6 м.

КОНСТРУКЦИЯ СКВАЖИНЫ

Схема 1



3.2 ВЫБОР И РАСЧЕТ ПРОФИЛЯ НАКЛОННО-НАПРАВЛЕННОЙ СКВАЖИНЫ

Принимается для бурения наклонно-направленной скважины. На данной площади 3-х участковый профиль, состоящий из вертикального участка, искривленного участка и прямолинейно-наклонного участка. Учитывается для расчета, что третий участок представляет приблизительно прямую линию. Глубина зарезки наклонного ствола на глубине 200 метров. Бурение искривленного участка осуществляется отклонителем ШО1-195. При бурении под эксплуатационную колонну для изменения направления ствола скважины используют отклонитель ШО-195. Первый спуск отклонителя осуществляется по меткам. Последующие ориентирования отклонителя на забое производится с помощью телесистемы. Интенсивность искривления участка набора кривизны, угла (искривленного участка) принимается i₁₀ = 1°.

РАСЧЕТ НАКЛОННОГО СТВОЛА СКВАЖИНЫ

Исходные данные:

Глубина скважины L _в - 1838 м.

Глубина зарезки наклонного ствола Н _в = 200 м.

Диаметр долота D _д = 0,2953 м.

Диаметр забойного двигателя D _з.д = 0,24 м.

Длина отклонителя L_.що= 10м.

Длина забойного двигателя L _2тсш = 17 м.

Определяется радиус искривления ствола скважины:

R = Ч 10 Ч К = Ч 10Ч 1,05 = 600 м, где К - коэффициент, учитывающий ошибки в расчетах принимается (1,05ч1,10).

Определяются минимальные радиусы искривленного ствола скважины при использовании различных забойных двигателей:



= = = 282 м;

f_от = = = 9,9 мм;

I = 0,049 = 0,049 Ч 24⁴ = 16,257см²;

= = = 429,4 м,

где К₁ - принимаемый зазор между забойным двигателем и стенкой скважины, в зависимости от твердости горных пород 2 - 6см;

f _зд - прогиб отклонителя забойного двигателя в искривленном стволе

скважины;

I - момент инерции поперечного сечения забойного двигателя;

Е - модуль Юнга, Е = 2,1 Ч 10⁷

= = = 599 м,

f_зд = = = 6,31 мм;

I = 0,049 = 0,049 Ч 19,5⁴ = 7085 см²,

где: q _зд - масса забойного двигателя длиной в 1 см (кг).

Так как минимальные радиусы меньше расчетного радиуса искривления ствола скважины, то принимается R = 600 м.

Определяется максимальный угол наклона ствола скважины:

соs б = = = 0,9910; б = 7^о,

где: А - проложение - 200 м; Н = L_в - Н_в = 1838 - 200=1638 м.

Определяется горизонтальная проекция искривленного участка:



а = R Ч (1 - соs б) = 600 Ч (1 - 0,9910) = 5,4 м.

Определяется вертикальная проекция искривленного участка:

h = R Ч sin б = 600 Ч 0,1219 = 73,14 м.

Определяется вертикальная проекция прямолинейного наклонного участка:

Н = L_в - (Н_в + h) = 1838 - (200 + 73,14) = 1565 м.

Определяется горизонтальная проекция прямолинейного наклонного участка:

А = Н Ч tg б = 1565 Ч 0,1228 = 192 м.

Определяется длина искривленного участка:

?₂ = 0,01745 Ч R Ч б = 0,01745 Ч 600 Ч 7 = 73,3 м.

Определяется длина прямолинейного наклонного участка:

?₃ = Н₁ / соs б = 1565 / 0,9910 = 1579 м.

Определяется длина наклонного участка:

L_н = ?₁ + ?₂ + ?₃ =200 + 73,3 + 1579 = 1852 м.

Определяются коэффициенты приращения по интервалам наклонной скважины:

к₂ = ?₂ / h = 73,3 / 73,1 = 1,002;

к₃ = ?₃ / Н = 1579 / 1565 = 1,009.

ПРОФИЛЬ НАКЛОННОЙ СКВАЖИНЫ

Схема 2

3.3 ВЫБОР ТИПОВ БУРОВЫХ РАСТВОРОВ ПО ИНТЕРВАЛАМ СКВАЖИНЫ

Типы буровых растворов выбираются по интервалам бурения с учетом геолого-технических условий, опыта проводки скважины на данной площади с целью предупреждения осложнений, снижения проницаемости продуктивных пластов и получения максимальных технико-экономических показателей бурения скважины.

Бурение под I направление в интервале от 0 до 12 м «всухую» шнеком D_д = 600 мм.

Бурение под II направление в интервале от 12 до 40 м. ведется на естественном глинистом растворе с = 1080 кг/м³, УВ = 20-25 с, рН = 6,5.

Бурение под кондуктор от глубины II направления до башмака кондуктора от 40 до 160 м ведется на глинистом растворе с = 1230-1240 кг/м³.

Бурение под техническую колонну от 160 до 579 м, на соленасыщенном растворе с = 1,21-1,23 г/см³, УВ = 22 с.

Бурение под эксплуатационную колонну в интервале от 579 до 972 м. ведется на технической воде с = 1000 кг/м³, остальные параметры не регулируются;

в интервале от 972 до 1497 м - ХНР (хлорнатриевый раствор), с = 1120-1140 кг/м³, остальные параметры не регулируются;

в интервале от 1497 до 1852 м - на безглинистом растворе на основе полисахаридов с с = 1120-1140 кг/м³, УВ=20-25 с, фильтроотдача 6-8 Ч 10-⁶ м³ Ч 30 мин, рН = 7,5-8,5, корка - пленка.

Определяется плотность бурового раствора из условия предупреждения проявления.

С_б.р = Р_пл Ч К / 0,01L = 14,08Ч1,05 / 0,01Ч1838 = 804 кг/м³.

С целью предупреждения проявления продуктивного пласта и осложнений вышележащих пластов принимается с_б.р = 1140 кг/м³, со следующими параметрами: УВ=25-30 с, фильтроотдача 6-8 Ч 10-⁶ м³ Ч 30 мин, рН=7,5-8,5, корка - пленка, СНС = 0.

Определяется количество материалов для приготовления и обработки бурового раствора по интервалам:

V_м - объем мерников, м³;

К₁ - коэффициент кавернозности 1,1;

К₂ - коэффициент, учитывающий потери бурового раствора от фильтрации 1,1;

К₃ - коэффициент, учитывающий потери бурового раствора при его очистке 1,1;

Интервал бурения 0 - 12 м:

V_бр = V_м + 0,785 Ч Ч L_н Ч К₁ Ч К₂ Ч К₃ = 50 + 0,785 Ч 0,490² Ч 40 Ч 1,1 Ч 1,1 Ч 1,1 = 55,6м³.

Интервал бурения 0 - 40 м:

V_бр = V_м + 0,785 Ч D_д² Ч L_н Ч К₁ Ч К₂ Ч К₃ = 50 + 0,785 0,490² Ч 40 Ч 1,1 Ч 1,1 Ч 1,1 = 60,5м³.

Интервал бурения 0 - 160 м:

V_бр = V_м + 0,785 Ч D_д² Ч L_н Ч К₁ Ч К₂ Ч К₃ =50 + 0,785 Ч 0,3937² Ч 160 Ч 1,1 Ч 1,1 Ч 1,1 = 76 м³;

Интервал бурения 0 - 579м.:

V_бр = V_м + 0,785 Ч D_д² Ч L_н Ч К₁ Ч К₂ Ч К₃ = 50 + 0,785 Ч 0,2953² Ч 579 Ч 1,1 Ч 1,1 Ч 1,1 = 101 м³;

Интервал бурения 0 - 972 м:



V_бр = V_м + 0,785 Ч D_д² Ч L_н Ч К₁ Ч К₂ Ч К₃ = 50 + 0,785 Ч 0,2159² Ч 972 Ч 1,1 Ч 1,1 Ч 1,1 = 102 м³;

Интервал бурения 0 - 1497 м:

V_бр = V_м + 0,785 Ч D_д² Ч L_н Ч К₁ Ч К₂ Ч К₃ = 50 + 0,785 Ч 0,2159² Ч 1497 Ч 1,1 Ч 1,1 Ч 1,1 = 118 м³;

Интервал бурения 0 - 1852 м:

V_бр = V_м + 0,785 Ч D_д² Ч L_н Ч К₁ Ч К₂ Ч К₃ = 50 + 0,785 Ч 0,2159² Ч 1852 Ч 1,1 Ч 1,1 Ч 1,1 = 141 м³.

Для приготовления бурового раствора применяется гидросмеситель УС - 6 - 30. Для обработки бурового раствора химическими реагентами применяют глиномешалку МГ-2-4.

Для очистки бурового раствора применяется циркуляционная система: 2 вибросита (DЕRRІСК), гидроциклоны, илоотделитель, центрифуга, емкость-отстойник.

6	322 кг	368 кг	460 кг	16744 кг	46 кг	46кг	80,78 м3
5	493,5	564	705	25662	70,5	70,5	123,7
4	3,5	4	5	182	0,5	0,5	0,878
3	Реоцел марки «В»	Р-Сил марки «А»	Синтал	Хлорид натрия	Хлорид кальция	ПАВ	Техническая вода
2
1

3.4 РАСЧЕТ ОБСАДНЫХ КОЛОНН

3.4.1 РАСЧЕТ ЭКСПЛУАТАЦИОННОЙ КОЛОННЫ

Исходные данные:

Глубина скважины по стволу L_н = 1852 м;

Глубина скважины по вертикали L_в =1838 м;

Интервал цементирования чистым цементом L₂ = 286 м, (от башмака

эксплуатационной колонны до глубины на 200 м выше кровли

верхнего продуктивного пласта);

L₁ = 1566 м, интервал, цементируемый облегченным цементным раствором.

Пластовое давление 14,08 МПа;

Давление опрессовки 15 МПа;

Плотность цементного раствора с = 1830 кг/м³;

Плотность облегченного цементного раствора с = 1640 кг/м³;

Плотность бурового раствора с = 1130 кг/м³;

Плотность жидкости затворения с = 1000 кг/м³;

Снижение уровня жидкости в скважине Н = 1160 м;

Жидкость при снижении уровня в колонне с_гс = 1100 кг/м³;

Плотность нефти с_н = 743 кг/м³;

Зона эксплуатационного объекта 1₁ = 200 м;

Запас прочности на смятие n₁ = 1,15;

Запас прочности на внутреннее давление n₂ = 1,15;

Запас прочности на растяжение n₃ = 1,3;

Расчет на избыточные давления, наружные, ведется:

а) Для окончания цементирования колонны:

при Z = 0 р_ниz = 0

при Z = L_в

р_НИL = 10-⁶ Ч 10 Ч (с_оцр Ч L₁ + с_цр Ч L₂ - с_бр Ч L_в) = 10-⁶ Ч 10 Ч (1640 Ч 1566 + 1830 Ч 286 - 1130 Ч 1383) = 10,07 МПа.

б) При окончании эксплуатации:

при Z = 0 р_вио = 0

при Z = L_в

р^'_НИL = 10-⁶ Ч 10 Ч [с_гс Ч L_в - с_н Ч (L_в - Н)] = 10-⁶ Ч 10 Ч [1100 Ч 1838 - 743 Ч (1838 - 1160)] = 15,2 МПа.

Определяются наружные, избыточные давления в зоне продуктивного пласта с учетом коэффициента запаса смятия:

n₁ Ч р_НИL = 1,15 Ч 10,07 = 12,3 МПа;

n₁ Ч р^'_НИL = 1,15 Ч 15,2 = 17,5 МПа.

Этому значению соответствует обсадные трубы по ГОСТу 632-80, группы прочности «Д», толщина стенки д = 8 мм, р_кр = 20,1 МПа, р_ст = 0,97 МН, р_т = 32,2 МПа. q₁ = масса 1-го погонного метра - 0,000327 МН.

Определяется р'_НИL, в зоне эксплуатационного объекта на глубине

L₁ = L_в - 1₁ = 1838 - 200 = 1638м; р _НИL'1 =16,2 МПа.



Этому значению соответствуют обсадные трубы группы прочности «Д» с толщиной стенки 7,3 мм, р_кр = 16,7 МПа, р_ст = 0,86 МН, р_т = 29,4 МПа, q₁ = масса 1-го погонного метра - 0,000301 МН.

Определяется длина второй секции с д = 7,3 мм. Из условия растяжения:

L_доп = = = 2031 м; Q₁ = q₁ Ч l₁ = 0,000327 Ч 200 = 0,0654 МН.

Принимается длина второй секции:

L₂ = L_н - l₁ = 1852 - 200 = 1652м;

Определяется масса второй секции:

Q₂ = q₂Ч 1₂ = 0,000301Ч 1652 = 0,497 МН;

Определяются внутренние, избыточные давления при Z = 0

р_у = р_пл - 10-⁶ Ч g Ч р_н Ч L_в = 14,08 - 10-⁶ Ч 10 Ч 743 Ч 1838 = 0,48 МПа, т.к. р_оп > 1,1 р_у, то р_вио = р_оп = 15 МПа;

при Z = L_в;

р_ВИL = р_оп + 10-⁶ Ч 10 Ч (с_в - с_гс) Ч L_в= 15 + 10 Ч 10-⁶ Ч 1838 Ч (1000 - 1100) = 13,16 МПа.

Строятся эпюры наружных и внутренних избыточных давлений:



Схема 4

Определяется коэффициент запаса прочности на внутреннее давление:

n₂ = р_т / р_оп = 29,4 / 15 = 1,96 > 1,15.

Конструкция эксплуатационной колонны диаметром 0,168 мм группы прочности «Д»:

Таблица 13

№ секции	д, мм	L, м	Q, МН
1	8,0	200	0,0654
2	7,3	1652	0,497

3.4.2 РАСЧЕТ ТЕХНИЧЕСКОЙ КОЛОННЫ

Исходные данные:

Длина колонны L_тк = 579 м;

Диаметр D_тк = 0,245 м по ГОСТу 632-80.

Группа прочности «Д», толщина стенки 7,9 мм;

р_ст = 1,32 МН; р_кр = 8,5 МПа; р_т = 21,9 МПа;

q = 0,00048 МН - масса одного погонного метра;

Определяется внутреннее избыточное давление, возникающее при проявлении:

р_и = р_пл - 10-⁶ Чq Ч с_н Ч L = 14,08 - 10-⁶ Ч 10 Ч 743 Ч 1838=0,48 МПа,

где L - расстояние от устья до кровли продуктивного пласта по вертикали,

т.к. р_оп= 15 МПа, то принимается р_во = р_и = р_оп = 15МПа.

Определяется коэффициент запаса прочности на внутреннее давление:

n₂ = р_т / р_оп = 21,9 / 15 = 1,46 > 1,3.

Определяется коэффициент запаса прочности на страгивание или на растяжение:

n₂ = р_ст / L_к Ч q = 1,32 / (579 Ч 0,00048) = 4,75 > 1,3.

Определяется масса технической колонны:

Q_тк = q Ч L_тк = 0,00048 Ч 579 = 0,278 МН.

3.4.3 РАСЧЕТ КОНДУКТОРА

Исходные данные:

Длина колонны L_к = 160 м;

Диаметр D_к = 0,324 м по ГОСТу 632-80, группа прочности «Д», толщина стенки 8,5 мм, q = 0,000684 МН - масса одного погонного метра.

Определяется масса кондуктора:

Q = q Ч L_к = 0,000684 Ч 160 = 0,109 МН.

3.4.4 РАСЧЕТ НАПРАВЛЕНИЯ

Исходные данные:

а) Глубина шахты L_н1 = 12 м;

Диаметр шахты D_н1 = 0,53 м,

q = 0,002 МН - масса одного погонного метра;

Определяется масса шахты:

Q_н1 = q Ч L_н1 =0,002 Ч 12 = 0,024 МН;

б) Глубина направления D_н2 = 40 м.;

Диаметр направления D_н2 = 0,426 м, по ГОСТу 632-80, Группа прочности «Д», толщина стенки д = 10 мм, q = 0,001065 МН - масса одного погонного метра.

Определяется масса направления.

Q_н2 = q Ч L_н2 = 0,001065 Ч 40 = 0,0426 МН.

3.5 РАСЧЕТ ЦЕМЕНТИРОВАНИЯ ОБСАДНЫХ КОЛОНН

3.5.1 РАСЧЕТ ЦЕМЕНТИРОВАНИЯ ЭКСПЛУАТАЦИОННОЙ КОЛОННЫ

Исходные данные:

Длина колонны по стволу L_н = 1852 м;

Интервал цементирования облегченным цементным раствором L_о = 1566м;

Интервал цементирования чистым цементным раствором L_цр =286 м;

Длина цементного стакана h_ст = 10 м;

Интервал буферной жидкости по затрубному пространству Н_буф =300 м;

Диаметр долота D_д.= 0,2159 м;

Диаметр эксплуатационной колонны d_эк = 0,168 м;

Плотность цементного раствора с_ц.р = 1830 кг/м³;

Плотность облегченного цементного раствора с_о = 1640 кг/м³;

Плотность бурового раствора с_б.р = 1130 кг/м³;

Водоцементное отношение облегченного цементного раствора m_о = 0,75;

Водоцементное отношение цементного раствора m = 0,5;

Определяется объем буферной жидкости:

V_буф = 0,785 Ч (к Ч D_д² - d_эк²) Ч Н_буф = 0,785 Ч (1,1 Ч 0,2159² - 0,168²) - 300 = 5,4 м³;

Определяется объем чистого цементного раствора:

V_цр = 0,785 Ч [(к Ч D_д² Ч d_эк²) Ч L₂ + d_вэк² Ч h_ст]= 0,785 Ч [(1,1 Ч 0,2159² - 0,168²) Ч 286 + 0,152² Ч 10] = 5,36 м³, где к - коэффициент кавернозности.

Определяется объем облегченного цементного раствора:

V_о=0,785 Ч(кЧ D_д²-d_эк²)Ч L₁=0,785Ч(1,1Ч0,2159² - 0,168²) Ч1566=28,3 м³.

Определяется плотность цементного раствора:

с_цр = = = 1830 кг / м³.

Определяется плотность облегченного цементного раствора:

с_о = = = 1640 кг / м³.

Определяется количество сухого цемента в цементном растворе:

G_ц = (с_цр Ч V_цр Ч к) / (1 + m) = (1830 Ч 5,36 Ч 1,03) / (1 + 0,5) = 6,7 т.



Определяется количество сухого цемента в облегченном цементном растворе:

G_о = (с_о Ч V_о Ч к) / (1 + m_о) = (1640 Ч 28,3 Ч 1,03) / (1 + 0,75) = 31,8 т,

где к - коэффициент, учитывающий потери цемента при затворении.

Определяется количество воды для цементирования:

V_в = m Ч G_ц + m_о Ч G_о = 0,5 Ч 6,7 + 0,75 Ч 31,8 = 27,2 м³.

Определяется количество СаСl₂ в цементном растворе:

G_СаСl =(m Ч V_цр) / 100 = (0,5 Ч 5,36) / 100 = 0,08 т.

Определяется количество СаС1₂ в облегченном цементном растворе:

G_{о СаСl} =(m_о Ч V_о) / 100 = (0,75 Ч 28,3) / 100 = 0,42 т.

Определяется количество ОЭЦ для обработки цементного раствора:

G_оэц = (m Ч V_цр) / 100 = (0,5 Ч 5,36) / 100 = 0,0268 т.

Определяется количество продавочной жидкости:

V_прж = 0,785 Ч d_внок² Ч (L_н - h_ст) Ч к = 0,785 Ч 0,1534² Ч (1852 - 10) Ч 1,03 = 35 м³.

Определяется давление на цементировочной головке в конце цементирования обсадной колонны:



р_к = р_г + р_ц = 5,3 + 9,7 = 15 МПа;

р_г= L_в +1,6 = 0,002 Ч 1838 + 1,6 = 5,28 МПа;

р_ц = 0,00110 Ч 10 Ч (с_црср - с_р) Ч (L_в - h_ст) Ч 10-³ = 0,001 Ч 10 Ч (1669 - 1130) Ч (1838 - 10) Ч 10-³ = 9,7 МПа;

с_црср = (с_о Ч L_о + с_цр Ч L_цр) / (L_о + L_цр) = (1640 Ч 1566 + 1830 Ч 286) / (1566 + 286) = 1669 кг / м³.

Определяется температура забоя:

Т = t_ср + Г Ч L_в = 1 + 0,025 Ч 1838 = 46,95 °С,

где Г = 0,025 - геотермический градиент.

По температуре забоя рекомендуется цемент для холодных скважин ІG-СС-1.

По величине р и р_г принимаются втулки на насосе ЦА-320М 115 мм.

Определяется количество продавочного раствора, закачиваемого на различных скоростях ЦА-320М:

h_о = (V_цр + V_оцр) / (F_вн + F_зп) = (5,36 + 28,3) / (0,0184 + 0,018) = 924 м;

F_вн = 0,785 Ч = 0,785 Ч 0,1534² = 0,0184 м²;

F_кп = 0,785(кD²_д - d²_нок) = 0,785 Ч (1,1 Ч 0,2159² - 0,168²) = 0,018 м²;

l_о = L_н - h_о = 1852 - 924 = 928 м;

а = (h_о - h_ст) / р_ц = (928 - 10) / 9,7 = 94,2 м / МПа;

h_V = 1_о + а Ч (р_V + р_г) = 903 + 94,2 Ч (5,8 - 5,3) = 950,1 м;

h_ІV = а Ч (р_ІV + р_V) = 94,2 Ч (8,7 - 5,8) = 273,2 м;

h_ІІІ = а Ч (р_ІІІ + р_ІV) = 94,2 Ч (13,4 - 8,7) = 442,7 м;

h_ІІ = а Ч (р_ІІ + р_ІІІ) = 94,2 Ч (23 - 13,4) = 904,3 м;

V_V = F_внэкср Ч h_V = 0,0184 Ч 950,1 = 17,5 м³;

V_ІV = F_внэкср Ч h_ІV = 0,0184 Ч 273,2 = 5 м³;

V_ІІІ = F_внэкср Ч h_ІІІ = 0,0184 Ч 442,7 = 8,1 м³;

V_ІІ = V_прж - (V_V + V_IV + V_III) = 35 - (17,5 + 5 + 8,1) = 4,4 м³.

Определяется время цементирования эксплуатационной колонны из условия работы одного ЦА-320М:

Т_ц = Т_зак + Т_прод + t = 2090,6 + 3291,9 + 700 = 6082,5 с;

Т_зак = (V_цр + V_о) Ч 10³ / q_цаv = (5,36+28,3) Ч 10³ / 16,1 = 2090,6 с;

Т_прод = t_v + t_ІV + t_ІІІ + t_ІІ = V_v Ч 10³ / q_{ца v} + V_ІV Ч 10³ / q_{ца ІV} + V_ІІІ Ч 10³ / q_{ца ІІІ} + V_ІІ Ч 10³ / q_{ца ІІ} = 17,5 Ч 10³ / 16,1 + 5 Ч 10³ / 13,3 + 8,1 Ч 10³ / 8,7 + 4,4 Ч 10³ / 4,9 = 3291,9 с,

где t - время , затраченное для промывки нагнетательной линии ЦА-320М и отвинчивания стопоров на цементировочной головке.

Определяется количество ЦА-320М по времени схватывания цементного раствора n_ца = [Т_ц / (0,75 Ч Т_схв)] + 1 = [6082,5 / (60 Ч 0,75 Ч 120)] + 1 = 2 агрегата.

Определяется количество цементировочных агрегатов по скорости восходящего потока:

n_ца = 0,785 Ч (к Ч D_д² - d_нок²) Ч с / q_цаср = 0,785 Ч (1,1 Ч 0,2159² - 0,168²) Ч 1,5 / 0,0106 = 2,56 = 3 агрегата,

где q_цаср = V_прж / Т_прод = 35 / 3291,9 = 0,0106 м³ / с,

С - скорость восходящего потока 1,5 - 2 м/с. Принимается количество ЦА-320М - 3 агрегата.

Определяется количество цементосмесительных машин по грузоподъемности:

n_ас = (G_ц + G_оц) / 20+1 = (6,7+31,8) / 20 + 1 = 3 смесителя.



Определяется время цементирования эксплуатационной колонны:

Т_ф = (Т_ц - t) / n_ца + t = (6082,5 - 700) / 3 + 700 = 2494,17 с = 41,6 мин.

3.5.2 РАСЧЕТ ЦЕМЕНТИРОВАНИЯ ТЕХНИЧЕСКОЙ КОЛОННЫ

Исходные данные:

Глубина L_тк = 579 м.

Диаметр технической колонны D_тк = 0,245 м, по ГОСТу 632-80;

Диаметр долота D_д = 0,2953 м.

Высота цементного стакана h_ст = 10 м.

Плотность цементного раствора с_ц.р = 1830 кг / м³.

Определяется объем цементного раствора:

V_ц = 0,785[(к Ч D_д² - d_эк²) L₁ + d²_внэк Ч h_ст] = 0,785 Ч [(1,1 Ч 0,2953² - 0,245²) Ч 579+0_,2292² Ч 10] = 8,5 м³.

Определяется количество сухого цемента:

G_ц = (с_цр Ч V_цр Ч 10³) / (1 + m) = (1830 Ч 8,5 Ч 10³) / (1 + 0,5) =10,3 т.

Определяется количество воды:

V_в = m Ч G_ц = 0,5 Ч 10,3 = 5,16 м³.

Определяется количество ускорителя СаСl₂:

G_СаСl = (m Ч V_цр) / 100 = (2,5 Ч 8,5) / 100 = 0,21 т.



Определяется количество продавочной жидкости:

V_прж = 0,785 Ч d_внткср² Ч (L₁ - h_ст) Ч к = 0,785 Ч 0,2292² Ч (579 - 10) Ч 1,05 = 24,6 м³.

Для цементирования применяется ЦА-320М - 1 комплект и УС-6-30 - 1 комплект.

3.5.3 РАСЧЕТ ЦЕМЕНТИРОВАНИЯ КОНДУКТОРА

Исходные данные:

Глубина L_к= 160 м.

Диаметр кондуктора D_к = 0,324 м по ГОСТу 632-80.

Диаметр долота D_д = 0,3937 м.

Высота цементного стакана h_ст = 5 м.

Плотность цементного раствора с_ц.р = 1830 кг / м³.

Определяется объем цементного раствора:

V_цр = 0,785[(к Ч D_д² - d_эк²) Ч L_к + d_внэк² Ч h_ст] = 0,785 Ч [(1,1 Ч 0,3937² - 0,324²) Ч 160 + 0,307² Ч 5] = 8,59 м³.

d_внок = d_нок - 2д = 324 - 2 Ч 8,5 = 307 мм.

Определяется количество сухого цемента:

G_ц = (с_цр Ч V_цр Ч 10-³) / (1 + m) = (1830 Ч 8,59 Ч 10-³) / (1 + 0,5) = 10,5 т.

Определяется количество воды:

V_в = m Ч G_ц = 0,5 Ч 10,5 = 5,25 м³.

Определяется количество ускорителя NаСl:

G_NаСl = n Ч G_ц / 100 = 2,5 Ч 10,5 / 100= 0,275 т.

Определяется количество продавочной жидкости:

V_прж = 0,785 Ч d_внкср² Ч (L_к - h_ст) Ч к = 0,785 Ч 0,307² Ч (160 - 5) Ч 1,05 = 12,04м³.

Для цементирования применяется ЦА-320М - 1 комплект и УС-6-30 - 1 комплект.

3.5.4 РАСЧЕТ ЦЕМЕНТИРОВАНИЯ НАПРАВЛЕНИЯ

Исходные данные:

А) Глубина L_н = 40 м.

Диаметр направления D_н = 0,426 м по ГОСТу 632-80.

Диаметр долота D_д = 0,49 м.

Высота цементного стакана h_ст = 5 м.

Плотность цементного раствора с_ц.р = 1830 кг /м.

Определяется объем цементного раствора:

V_цр = 0,785[(к Ч D_д² - d_нок²) Ч L_н + d_внок² Ч h_ст] = 0,785 Ч [(1,1 Ч 0,49² - 0,426²) Ч 40 + 0,406² Ч 5] = 4,28 м³.

d_внок = d_нок - 2д = 426 - 2 Ч 10 = 406 мм.

Определяется количество сухого цемента:

G_ц = (с_цр Ч V_цр Ч 10-³) / (1 + m) = (1830 Ч 4,28 Ч 10-³) / (1 + 0,5) = 5,2 т.

Определяется количество воды:

V_в = m Ч G_ц = 0,5 Ч 5,2 = 2,6 м³.

Определяется количество ускорителя NаСl:

G_NаСl = n Ч G_ц / 100 = 2,5 Ч 5,2 / 100= 0,133 т.

Определяется количество продавочной жидкости:

V_прж = 0,785 Ч d_вннср² Ч (L_н - h_ст) Ч к = 0,785 Ч 0,406² Ч (40 - 5) Ч 1,05 = 4,075 м³.

Для цементирования применяется ЦА-320М - 1 комплект и УС-6-30 - 1 комплект.

Б) Глубина L_нш = 12 м.

Диаметр направления D_нш = 0,53 м по ГОСТу 632-80.

Диаметр долота D_д = 0,6 м.

Высота цементного стакана h_ст = 5 м.

Плотность цементного раствора с_ц.р = 1830 кг / м³.

Определяется объем цементного раствора:

V_цр = 0,785[(к Ч D_д² - d_нш²) Ч L_н + d_вннш² Ч h_ст] = 0,785 Ч [(1,1 Ч 0,6² - 0,53²) Ч 12 + 0,508² Ч 5] = 2,1 м³.

d_внок = d_нок - 2д = 530 - 2 Ч 11 = 508 мм.

Определяется количество сухого цемента:

G_ц = (с_цр Ч V_цр Ч 10-³) / (1 + m) = (1830 Ч 2,1 Ч 10-³) / (1 + 0,5) = 2,53 т.

Определяется количество воды:

V_в = m Ч G_ц = 0,5 Ч 2,53 = 1,3 м³.



Определяется количество ускорителя NаСl:

G_NаСl = n Ч G_ц / 100 = 2,5 Ч 2,53 / 100= 0,063 т.

Определяется количество продавочной жидкости:

V_прж = 0,785 Ч d_вннср² Ч (L_нш - h_ст) Ч к = 0,785 Ч 0,506² Ч (12 - 5) Ч 1,05 = 1,5 м³.

Для цементирования применяется ЦА-320М - 1 комплект и УС-6-30 - 1 комплект.

3.6 ОРГАНИЗАЦИОННО-ТЕХНИЧЕСКИЕ МЕРОПРИЯТИЯ ПО ПОВЫШЕНИЮ КРЕПЛЕНИЯ СКВАЖИНЫ

3.6.1 ПОДГОТОВКА БУРОВОЙ УСТАНОВКИ К КРЕПЛЕНИЮ СКВАЖИНЫ

Подготовительные работы по подготовке ствола скважины к спуску обсадной колонны состоят в следующем.

Проверяется состояние фундаментов блоков, основание вышки, агрегатов буровой установки. Проверяется состояние вышки, центровка ее относительно устья скважины, тормозной системы лебедки, силового привода, буровых насосов, запорной арматуры, нагнетательной линии и талевой системы. В превентор устанавливаются плашки под соответствующий диаметр обсадных труб. Проверяется исправность и точность показаний контрольно-измерительных приборов. Выявляются недостатки и устраняются до начала ведения работ и оформляются актом о готовности буровой установки к креплению скважины.



3.6.2 ПОДГОТОВКА ОБСАДНЫХ ТРУБ

С целью выявления скрытых дефектов обсадных труб они опрессовываются давлением на р = 18 МПа с выдержкой времени не менее 30 секунд. Результаты опрессовки оформляются актом. Доставленные на скважину обсадные трубы подвергаются наружному осмотру, измерению, шаблонированию и укладыванию на стеллажи в порядке очередности спуска. Трубы должны иметь заводской сертификат и маркировку, соответствовать к требованиям стандарта. На каждые тысячу метров обсадных труб завозятся дополнительно 30 метров резервных обсадных труб.

3.6.3 ВЫБОР ТАМПОНАЖНОГО МАТЕРИАЛА

Выбор тампонажного материала производится в зависимости от характера разреза, назначения скважины, высоты подъема цементного раствора в затрубном пространстве и температуры забоя. Потребность материалов определяется расчетом.

Выбранные тампонажные материалы подвергаются анализу для соответствия их требования ГОСТ 1581-96.

Лабораторный анализ следует проводить с использованием химических реагентов, добавленных к тампонажным материалам и воды, на которой будет затворяться цементный раствор. Цементирование производится лишь при получении положительного заключения о пригодности тампонажных материалов.

Таблица 14

Название компонента	ГОСТ, ТУ на изготовление, маркировка	Потребное количество, т	Всего
		Название колонн
		Направление	Кондуктор	Техническая колонна	Эксплуа-тационная колонна
Цемент	ГОСТ 1581-96	5,4	11	6,86	6,7	29,96
Цемент в облегченном растворе	ГОСТ 1581-96				31,8	31,8
Хлористый кальций (Хлористый натрий)	ГОСТ 1581-96	0,135	0,275	0,17	0,08	0,66
ОЭЦ					0,42	0,42

3.6.4 ПОДГОТОВКА СКВАЖИНЫ К СПУСКУ ОБСАДНЫХ ТРУБ

Для обеспечения высоты подъема цементного раствора за колонной необходимо произвести опрессовку ствола скважины с гидромеханическим пакером на максимально ожидаемое давление при цементировании колонны. В случае поглощения бурового раствора произвести изоляционные работы.

При спуске буровой колонны на бурение перед проведением комплекса на бурение, заключаемых геофизических исследований производятся контрольный замер длины буровой колонны для уточнения фактической глубины скважины. По результатам геофизических исследований уточняется глубина спуска обсадной колонны, места установки элементов технической оснастки, интервалы проработки ствола, объем скважины.

После проработки и калибровки ствола на глубину спуска обсадной колонны скважина промывается до выравнивания параметров бурового раствора, соответствующих ГТН. Под кондуктор ствол скважины шаблонируется спуском 3-4 обсадных труб на бурильном инструменте. Спуск кондуктора, эксплуатационной колонн производятся с применением смазки УС-1, Р-402.

Турболизаторы устанавливаются на границах увеличения ствола скважины согласно инструктивно-технологической карте. Центраторы устанавливаются через каждые 25 м вместе со скребками.

Во избежание смятия обсадных труб, гидроразрыва пласта и поглощения бурового раствора под воздействием возникших в затрубном пространстве гидросопротивлений скорость спуска обсадной колонны с обратным клапаном должна быть равномерной и не превышать:

- для кондуктора - 1 м / с.

- для эксплуатационной колонны - 1,5 м / с.

В процессе спуска колонна плавно снимается с ротора и опускается в скважину. Динамические рывки, резкое торможение, разгрузка колонны или посадка ее свыше 30% от веса спускаемых труб не допускается. После спуска колонны производится промывка скважины для выравнивания параметров бурового раствора, соответствующих ГТН. Во избежание прихвата колонну периодически расхаживают, не допуская разгрузки на забой и превышение допустимых напряжений.

3.6.5 ЦЕМЕНТИРОВАНИЕ ОБСАДНОЙ КОЛОННЫ

Одним из основных условий качества повышения крепления скважины является наиболее полное замещение бурового раствора цементным раствором, надежное сцепление цементного камня с горными породами и обсадной колонной, герметичность обсадной колонны, надежное разобщение пластов. Цементный камень в затрубном пространстве должен удовлетворять следующим требованиям:

- равномерно и полностью заполнять затрубное пространство;

- обеспечить надежное сцепление цементного камня с обсадными колоннами и горными породами;

- прочность образца на изгиб через двое суток после цементирования должна быть не менее 2,7 МПа для чистого цемента.

Приготовление цементных растворов производится УС-6-30. Цементирование эксплуатационной колонны производится ЦА-320М. Централизованный контроль и управление процессом осуществляется СКЦ-2М. Перед началом цементирования обсадных колонн монтируется обвязка линий высокого давления агрегатов и 16М-700. Нагнетательная линия и цементировочная головка должны быть опрессованы на 1,5 кратное ожидаемое рабочее давление при цементировании.

Закачку цементного раствора в скважину начинать после стабилизации режима работы смесителей и получения необходимой плотности цементного раствора. Закачку продавочной жидкости производить на скоростях, обеспечивающих получение расчетной критической скорости восходящего потока. Момент окончания продавливания цементного раствора определяется по повышению давления в обсадной колонне при посадке продавочной пробки на кольцо «стоп». После снятия давления определяется работа обратного клапана. При положительном результате скважина оставляется на ОЗЦ на 48 часов.

ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ОСНАСТКА ОБСАДНОЙ КОЛОННЫ

Таблица 16

суммарное на колонну	масса, кг	85	60	57,2	84	13,2	28	25	390	100	250	5
	кол-во, шт.	1	1	1	5	1	1	1	37	10	1	1
элементы технологической оснастки колонны	количество в интервале, шт.	1	1	1	5	1	1	1	37	10	1	1
	интервал установки, м	до (низ)	-	-	-	579	-	-	-	1852	1852	-	-
		от (верх)	30	579	240	0	-	1815	1846	0	0	-	-
	масса элемента, кг	85	60	57,2	16,8	13,2	24	20	10	10	250	5
	наименование, шифр, типоразмер	БКМ - 324	БКМ - 245 - 2	ЦКОДМ - 245 - 2	ЦЦ245/295 - 320 - 1	ПП - 219/245	БКМ - 146	ЦКОДМ - 146 - 1	ЦЦ - 146/190 - 216	ЦТ - 146/190 - 3	ПДМ - 146	ПП - 140/146
номер части колонны в порядке спуска	2	3	4
название колонны	кондуктор	техническая колонна	эксплуатационная колонна

3.7 ВЫБОР И РАСЧЕТ БУРИЛЬНОЙ КОЛОННЫ

Состав бурильной колонны в конце бурения скважины:

Долото 0,2159 м; Д2-195; УБТ - 178, ТУ - 19-3-385 -79;

бурильные трубы ТБПВ диаметром 127 Ч 9,19 мм группы прочности Д, длиной L = 800 м; ЛБТ-178 Ч 11;

масса одного погонного метра БТ q_бт = 0,000298 МН;

допустимая растягивающая нагрузка ТБПВ р_ст = 1,24 МН;

перепад давления на забойном двигателе р_зд+д = 10 МПа;

G = 0,16 МН;

Q_зд+д = 0,014 МН;

l_зд+д = 8 м;

n = 1,3.



Определяется длина УБТ:

L_убт = (к Ч G - Q_зд - р_зд Ч F_к) / q_убт = (1,25 Ч 0,16 - 0,014 - 10 Ч 0,0093) / 0,00156 = 34м.

где G - осевая нагрузка на долото; Q_зд - масса забойного двигателя и долота 1400 кг; F_к - площадь трубного пространства бурильных труб.

Исходя из опыта бурения на данной площади принимается L_убт =25 м.

Определяется допустимая длина ЛБТ из условия растяжения:

L_лбт = (р_ст / n - (Q_убт + Q_тбпв + Q_зд) - р_зд Ч F_к) / q_лбт = (1,24 / 1,3 - (0,00156 Ч 25 + 0,000298 Ч 800 + 0,014) - 10 Ч 0,0093 / 0,00165 = 2652м,

n - запас прочности на растяжение для бурильных труб;

Определяется длина ЛБТ:

1_лбт = L_н - 1_зд - 1_убт - 1_тбпв = 1852 - 25 - 8 - 800 = 1019 м.

Определяется масса бурильной колонны:

Q_бк = Q_лбт + Q_убт + Q_тбпв + Q_зд = 0,014 + 25 Ч 0,00156 + 800 Ч 0,000298 + 0,000165 Ч 1019 = 0,45 МН.

Рекомендуется для бурения скважины следующие компоновки по интервалам.



Элементы КНБК

Таблица 16

Примечание	9	Бурение под І направление	Бурение под ІІ направление	Бурение под кондуктор	Бурение с отбором керна в солях	Бурение под техническую колонну вертикального участка
Суммарная масса КНБК, т	8	0,15	2,716	11,41	5,919	11,227
Суммарная длина КНБК, м	7	0,7	13,3	53,23	33,48	53,12
Техническая характеристика	Масса, кг	6	150	316	2400	145	347	4112	235	1536	235	4800	39	1080	4800	90	289	4112	200	1536	200	4800
	Длина, м	5	0,7	0,63	12,5	0,53	1	16,7	1	8	1	25	0,38	8,1	25	0,42	1	16,7	1	8	1	25
	Наружный диаметр, мм	4	600	490	203	393,7	393,7	240	390	203	390	203	212,7/80	164	178	295,3	295,3	240	292	203	292	203
Типоразмер, шифр	3	Шнековое долото	Долото	УБ	Долото	Калибратор	2ТСШ-240	Центратор	УБТ	Центратор	УБТ	Бурголовка	«Недра»	УБТ	Долото	Калибратор	2ТСШ-240	Центратор	УБТ	Центратор	УБТ
Номер по порядку	2	1	1	2	1	2	3	4	5	6	7	1	2	3	1	2	3	4	5	6	7
Условный номер КНБК	1	І	ІІ	ІІІ	ІV	V

3.8 ВЫБОР БУРОВОЙ УСТАНОВКИ

Буровая установка выбирается из условия максимальной массы обсадных и бурильных труб с учетом коэффициента перегрузки.

G_ок = Q_ок Ч к = 0,56 Ч 1,25 = 0,7 МН;

G_бк = Q_бк Ч к₁ = 0,45 Ч 1,67 = 0,73 МН,

где к и к₁ - коэффициенты перегрузки. Принимается БУ-1600/100 ЭУ.

Таблица 16

Техническая характеристика БУ - 1600/100 ЭУ
Допустимая нагрузка на крюке, кН	1000
Условная глубина бурения, м	1600 1
Скорость подъема крюка при расхаживании колонны, м/с	0,1
Высота основания, м	5
Скорость подъема не загруженного элеватора, м/с	1,7-1,8
Буровая лебедка ЛБ - 450
Расчетная мощность на валу лебедки, кВт	300
Максимальное натяжение подвижного конца талевого каната. кН	145
Диаметр талевого каната, мм	25
Буровая вышка А - образная секционная с 3-х гранным сечением ног

Подобные документы

• Бурение эксплуатационной наклонно-направленной скважины на Ножовской площади

  Стратиграфический разрез скважины, ее нефте-, водо- и газоносность. Выбор и расчет конструкции и профиля наклонно-направленной скважины. Подготовка буровой установки к креплению нефтяных скважин. Показатели работы долот и режимы бурения скважины.
  
  курсовая работа [538,3 K], добавлен 12.03.2013
  

• Проект строительства наклонно-направленной нефтяной добывающей скважины глубиной 2560 м на Тагринском месторождении

  Литолого-стратиграфическая характеристика, физико-механические свойства горных пород по разрезу скважины. Осложнения при бурении. Работы по испытанию в эксплуатационной колонне и освоению скважины, сведения по эксплуатации. Выбор способа бурения.
  
  дипломная работа [185,5 K], добавлен 13.07.2010
  

• Техника разведки

  Технологии проведения геологоразведочных работ и проектирование геологоразведочных работ. Выбор и обоснование способа бурения и основных параметров скважины. Выбор и обоснование проектной конструкции скважины. Расчет параметров многоствольной скважины.
  
  курсовая работа [224,7 K], добавлен 12.02.2009
  

• Техника разведки

  Выбор и обоснование способа бурения и основных параметров скважины. Техника безопасности при проходке разведочных вертикальных горных выработок. Расчет параметров многоствольной скважины. Выбор и обоснование бурового оборудования. Тампонаж скважины.
  
  курсовая работа [634,5 K], добавлен 12.02.2009
  

• Техника разведки

  Выбор и обоснование способа бурения и основных параметров скважины. Техника безопасности при проходке разведочных вертикальных горных выработок. Расчет параметров многоствольной скважины. Выбор и обоснование бурового оборудования.Тампонаж скважины.
  
  курсовая работа [419,4 K], добавлен 12.02.2009
  

• Проект строительства горизонтальной добывающей нефтяной скважины глубиной 2910 м на Вынгапуровском месторождении

  Литолого-стратиграфическая характеристика и физико-механические свойства горных пород по разрезу скважины. Возможные осложнения при бурении. Обоснование, выбор и расчет типа профиля скважины и дополнительных стволов. Расчет диаметра насадок долота.
  
  дипломная работа [3,1 M], добавлен 22.01.2015
  

• Бурение поисковой скважины

  Физико-механические свойства горных пород. Давление и температура по разрезу скважины, возможные осложнения при бурении. Бурение с аэрацией промывочной жидкости. Выбор тампонажных материалов и буферных жидкостей; расчет промежуточной и обсадной колонны.
  
  дипломная работа [2,4 M], добавлен 04.07.2013
  

• Расчет бурового промывочного раствора

  Геологический разрез скважины. Литологическая характеристика разреза. Возможные осложнения. Конструкция скважины: направление, кондуктор и эксплуатационная колонна. Выбор и обоснование вида промывочной жидкости по интервалам бурения, расчет ее параметров.
  
  курсовая работа [35,4 K], добавлен 03.02.2011
  

• Расчёт конструкции скважины

  Общие сведения о горных породах. Выбор технологических регламентов бурения скважин. Требования к конструкции скважины. Выбор конструкции скважины. Выбор профиля скважины. Выбор типа шарошечного долота. Породоразрушающий инструмент. Долота.
  
  контрольная работа [16,4 K], добавлен 11.10.2005
  

• Проектирование нефтяной скважины

  Геологические сведения о месторождении. Технология и этапы проектирования наклонно-направленной бурильной скважины. Тектоническая характеристика и строение нефте- и газоносных пластов. Конструкция и профиль скважины, выбор инструмента, режима бурения.
  
  дипломная работа [430,1 K], добавлен 31.12.2015
  

• главная
• рубрики
• по алфавиту
• вернуться в начало страницы
• вернуться к началу текста
• вернуться к подобным работам