Проектирование строительства эксплуатационной скважины №11 на Северо-Прибрежной площадке Краснодарского края

Промежуточная колонна труб работает в несколько иных условиях, нежели эксплуатационная. Промежуточная колонна в основном работает на растяжение от собственного веса, а также от сил, создаваемых внутренним давлением. Наибольшего значения внутреннее давление достигает в момент окончания продавки цемента за колонну, а также при увеличении удельного веса глинистого раствора внутри обсадных труб по отношению к удельному весу раствора, оставшегося в затрубном пространстве.

В эксплуатационной колонне величины осевых усилий и внешнего давления неодинаковы по длине колонны. Осевые усилия достигают наибольшего значения у самой верхней трубы в момент спуска. Наибольшие внешние силы, приводящие к смятию, проявляются у самых нижних труб колонны при снижении уровня жидкости в колонне в процессе эксплуатации скважины. Кроме того, на нижние трубы в фильтровой зоне скважины могут действовать и пластовые давления, которые достигают значительных величин в процессе эксплуатации скважины.

Кроме основных усилий смятия и растяжения, действующих на колонну, в обсадных трубах возникают также дополнительные напряжения. Они возникают тогда, когда приходится расхаживать колонну при ее прихватах, резком торможении во время спуска, изгибе колонны и т.д. Эти напряжения, возникающие в результате указанных явлений, в некоторой степени компенсируются запасом прочности обсадных труб.

При подборе отдельных секций обсадных колонн нужно принимать следующие запасы прочности:

1.в расчетах технических колонн на страгивающую нагрузку - 1,3;

2.при расчете эксплуатационных колонн на страгивающую нагрузку - 1,15-1,20;

3.при расчете эксплуатационных колонн на смятие:

а).запас прочности для интервала высоты подъема цементного раствора - 1,3;

б).запас прочности выше интервала подъема цементного раствора - 1,15.

Запас прочности на страгивающую нагрузку устья скважины составляет[4]:

где, pстр - страгивающая нагрузка, кН;

Qmax - вес колонны обсадных труб, кН.

Затрубное сминающее давление, создаваемое столбом глинистого раствора на нижнюю трубу[4]:

где, Н - глубина, на которую опускается обсадная труба, м;

? - удельный вес бурового раствора, кг/м?

Кондуктор O 324мм рфакт1 = 1020·1150/10 = 11,73МПа

Пром. колонна O 245мм рфакт2 = 2450·1460/10 = 35,77МПа

Экс. колонна O 140мм рфакт3 = 3025·2130/10 = 64,43МПа

При запасе прочности на сжатие равным m, нужно устанавливать трубы, которые могут выдержать внешнее сминающее давление, равное[4]:

pсм = pфакт m (2.3.9)

Кондуктор O 324мм рсм1 = 11,73·1,3 = 15,2МПа

Пром. колонна O 245мм рсм2 = 35,77·1,3 = 46,5МПа

Экс. колонна O 140мм рсм3 = 64,43·1,15 = 74,1МПа

Результаты вычислений занесем в таблицу 2.6.

Таблица 2.6 Данные диаметров колонн и типы резьб различных марок стали

диаметр колонны мм	тип резь- бового соедин.	марка стали	толщина стенки, мм	Вес, кН	длина колонны	Давление, МПа
				1 пог. м трубы	общий		pфакт	pсм
324 245 140	ОТТМ ОТТГ VAМ	Д М N-80	9,5 12,0 10,54	0,747 0,708 0,307	762 1735 929	1020 2450 3025	11,73 35,77 64,43	15,2 46,5 74,1

Фирмой "Валурек" (Франция) разработана высокогерметичное соединение VАМ. Соединение обеспечивает газогерметичность при больших растягивающих и изгибающих усилиях.

2.3.2 Буровое оборудование

2.3.2.1 Выбор бурового станка

Буровые установки - это комплексные системы, включающие все основные и вспомогательные агрегаты и механизмы, которые необходимы для строительства скважин.

Буровую установку выбирают по ее допустимой максимальной грузоподъемности, обуславливающей с некоторым запасом веса в воздухе наиболее тяжелых бурильной и обсадной колонн.

Для принятой по грузоподъемности и условной глубине бурения буровой установки в зависимости от региональных условий, связанных со степенью обустройства (дороги, линии электропередач, водоснабжение и др.) и климатической зоной, выбирают тип привода, схему монтажа и транспортирования, а также учитывают необходимость комплектования отопительными установками, дополнительными агрегатами и оборудованием.

Буровые установки делятся на две категории:

· для бурения глубоких эксплуатационных и разведочных скважин;

· для бурения неглубоких структурных и поисковых скважин.

Каждая категория буровой установки имеет несколько классов, которые обеспечивают наибольшую эффективность бурения скважин определенной глубины и конструкции. Каждой буровой установкой, при определенной мощности ее двигателей, максимально допустимой нагрузке на крюке можно пробурить скважины различной глубины и конструкции. Для сравнительной оценки мощности и класса буровой установки, для глубокого бурения принимают допустимую нагрузку на крюке и номинальную глубину скважины конечного диаметра 190,5мм, которые могут быть достигнуты при использовании бурильной колонны с бурильными трубами диаметром 127мм и массой 1м труб 31,9кг. При работе с бурильными трубами других диаметров и массы глубина бурения этой же буровой установкой может значительно отличаться от ее условной глубины.

Буровые установки для эксплуатационного и глубокого разведочного бурения стандартизованы. ГОСТ 16293--82 (СТ СЭВ 2446--80) предусматривает 11 классов буровых установок для бурения скважин глубиной 1250--12500 м и более.

Вид буровой установки для одного и того же класса определяется рядом факторов:

· условиями бурения (равнина, горы, леса, болота, море, температура окружающего воздуха и ее колебания, сила ветра и др.);

· целью бурения (разведочное или эксплуатационное);

· типом скважины (вертикальная или наклонная);

· способом бурения (роторным или забойным двигателями);

· технологией бурения (гидравлическая мощность на забое, типы и свойства бурового раствора, метод спуска и подъема колонн);

· геологическими условиями бурения (характер буримых пород, возможные осложнения, аномальное пластовое давление, температура на глубине, степень агрессивности подземных вод).

Таблица 2.7 Вес обсадных колонн различного назначения

Наименование колонны	Вес колонны в воздухе, в кН
	кондуктор	промеж. колонна	экспл. колонна
	O 324 мм	O 245 мм	O 140 мм
Обсадная колонна Бурильная колонна (при бурении под данную обсадную)	762,0 534	1735,0 974	929,0 1163

В соответствии с п.2.5.6.ПБ НГП (РД-08-624-03) максимальный вес буровой колонны не должен превышать 0,6 и обсадной колонны - 0,9 от грузоподъемности буровой установки.

Максимальный вес обсадной колонны, кН: Gок макс = 1735.0

Максимальный вес бурильной колонны, кН: Gбк макс = 1163.0

С учетом расчетных значений веса колонн, максимальная нагрузка на крюке должна быть:

- для обсадной колонны, кН Qмин = Gок макс/0,9 = 1927,8

- для буровой колонны, кН Qмин = Gбк макс/0,6 = 1938.3

Таким образом, грузоподъемность буровой установки должна быть не менее 1938.3 кН.

В соответствии с ожидаемой максимальной нагрузкой на крюке, экономически выгодным для данного района видом привода и наличием парка буровых установок в филиале "Кубаньбургаз", для строительства скважины принимается буровая установка "БУ3200/200ЭУК-2М" с допускаемой нагрузкой на крюке 2000 кН при оснастке 5x6, с техническими характеристиками:

Таблица 2.8 Характеристика буровой установки "БУ3200/200ЭУК-2М"

Допустимая нагрузка на крюке, кН	2000
Условная глубина бурения, м	3200
Скорость подъема крюка при расхаживании колонны, м/с	0,2±0,05
Скорость подъема элеватора (без нагрузки), м/с, не менее	1,5
Расч. мощность на входном валу подъемного агрегата, кВт	670
Диаметр отверстия в столе ротора, мм	700
Расчетная мощность привода ротора, кВт	370
Мощность бурового насоса, кВт	950
Вид привода	Э
Высота основания (отметка пола буровой), м	7,2
Просвет для установки стволовой части превенторов, м	5,7

2.3.2.2 Выбор насосной установки

В установках глубокого бурения применяются поршневые насосы марок У8-4, У8-5М, Б14-200, БРН-1, УНБ-600А (У8-6МА2) и другие, имеющие подачу 15-50 л/с при давлении нагнетания 10-60 МПа. Подача насоса определяется по формуле[4]:



где ?0 = 0,85 - 0,95 - объемный к.п.д. насоса, учитывающий утечки жидкости, наличие в ней газа и инерцию срабатывания клапанов,

F - площадь, определяемая по внутреннему диаметру цилиндровой втулки,

S = 2R - ход поршня или плунжера,

R - радиус вращения кривошипа,

n - частота вращения кривошипа,

z - число цилиндров,

f - площадь поперечного сечения штока.

Для регулирования расхода жидкости, нагнетаемой в бурильную колонну, широко применяется метод изменения частоты вращения кривошипа (коренной вал насоса) при помощи коробки передач или путем замены цилиндровых втулок, имеющих разные внутреннии диаметры. Исход жидкости часто регулируется путем сброса части ее на слив в приемный умпф.

Для буровой установки БУ 3200/200 ЭУК-2М в комплект входят два поршневых насоса УНБ-600А (У8-6МА2) (установка насосная блочная), с основными параметрами см. таблцу 2.9 :

Таблица 2.9

Тип насоса	Даметр втулки мм	Предельное давление кгс/см2	Идеальная подача (л/с) при частоте двойных ходов, мин-1	Допустимое рабочее давление, кг/см2
			65	60	50	40	30	20	10
УНБ-600А	200	100	51,9	47,9	39,9	31,9	23,9	16,0	8,0		80
(У8-6МА2)	190	115	45,7	42,2	35,2	27,7	21,1	14,1	7,0		92
	180	125	42,0	38,8	32,3	25,8	19,4	12,9	6,5		100
	170	145	36,0	33,2	27,7	22,2	16,6	11,0	5,5		116
	160	165	31,5	29,1	24,2	19,4	14,5	9,7	4,8		132
	150	190	27,5	25,4	21,2	16,9	12,7	8,6	4,3		152
	140	225	23,3	21,5	17,9	14,3	10,7	7,2	3,6		180
	130	250	19,7	18,9	15,2	12,1	9,1	6,1	3,0		200

Буровой насос для промывки скважины в конкретных геологических

условиях выбирается по технологически необходимому количеству промывочной жидкости и развиваемому при этом давлению для преодоления потерь напора в элементах циркуляционной системы буровой.

Количество необходимой промывочной жидкости при бурении под эксплуатационную колонну составляет 12 л/с. Определим теперь потери давления в циркуляционной системе, зная которые можно выбрать наиболее рациональную компоновку бурильного инструмента, обоснованно подобрать буровые насосы и полнее использовать их потенциальные возможности.

Потери напора, кГс/см², в циркуляционной системе буровой при роторном бурении определяются по формуле:

Р_? = Р_м+Р_б.т+Р_кп+Рд ( 2.3.11.)

где Р_м - потери напора при движении бурового раствора в наземных трубопроводах от насосной части до колонны бурильных труб, включая стояк в буровой, буровой шланг, а также вертлюг и ведущую трубу (потери шпора в наружной обвязке буровой - манифольде);

Рб.т -- потери напора при движении бурового раствора в бурильных трубах и замковых соединениях (потери давления зависят от глубины скважины);

Р_кп. - потери напора при движении бурового раствора в затрубном кольцевом пространстве скважины (потери давления зависят от глубины скважины);

Р_д - потери напора при движении бурового раствора через промывочные отверстия бурового долота;

Р_м, Р_д - не зависят от глубины скважины, а Р_бт.. и Р_кп. увеличиваются с глубиной скважины.

При циркуляции очистного агента потери напора, кГс/см², различны при прокачке воды и глинистого раствора и зависят от их свойств и расхода.

Р_м = 82,6*?*Lэ*?*Q²/d⁵, (2.3.12.)

где ? - безразмерный коэффициент гидравлических сопротивлений при движении в трубах;

Q - расход бурового раствора, л/с;

? - удельный вес раствора, г/см³;

d - внутренний диаметр бурильных труб, см;

Lэ - эквивалентная длина наземных трубопроводов, которая определяется по формуле:

Lэ = Lн *(d/dн)⁵ +Lс*(d/dс)⁵ +Lш *(d/dш)⁵ +Lв*(d/dв)⁵+

+Lв.тр*(d/dв.тр) ⁵+ Lэ.ф*(d/dэ.ф) ⁵ (2.3.13.)

где dн, Lн - внутренний диаметр и длина нагнетательной линии, идущей от буровых насосов к стояку;

dс, Lс - внутренний диаметр и длина стояка в буровой;

dш, Lш - внутренний диаметр и длина бурового шланга;

dв, Lв - внутренний диаметр ствола вертлюга и его длина;

dэ.ф, Lэ.ф - диаметр и эквивалентная длина фильтра, устанавливаемого под ведущей трубой;

dв.тр , Lв.тр - внутренний диаметр и длина ведущей трубы.

Lэ=30*(0,107/0,114)⁵+15*(0,107/0,114)⁵+15*(0,107/0,09)⁵+2,5*(0,107/0,09)⁵+ +16*(0,107/0,1)⁵+2*(0,107/0,114)⁵ = 96,85 м.

Р_м = 82,6*0,026*96,85*2,13*(12)²/(10,7)⁵ = 0.5 кГс/см².

Р_бт. = 82,6*?*?*Q²*(1+lэ/l)*L_б/d⁵,

где Lб - длина бурильной колонны, м;

l_Э - эквивалентная длина замковых соединений, м;

l - расстояние между замковыми соединениями, м.

Р_бт. = 82,6*0,026* 2,13*(12)²*(1+3,5/11)*3025/(10,7)⁵ = 18.5 кГс/см².

Р_кп = 82,6* ?1*?*Q²*L/[(Д_С - d_н)³*(Д_с + d_н)²],

где ?1, - коэффициент гидравлических сопротивлений при движении бурового раствора в кольцевом (затрубном) пространстве;

Д_с - диаметр скважины (долота), см;

d_н - наружный диаметр бурильных труб, см.

Потери давления от замковых соединений в кольцевом пространстве составляют небольшую величину, поэтому ею обычно пренебрегают.

Р_кп= 82,6*0,027* 2,13*12²*3025/[(19.05-12,7)³*(19.05+12,7)²]= 8 кГс/см².

Потери напора, кГс/см², в долоте зависят от конфигурации промывочных отверстий, от количества и площади их сечения, расхода очистного агента (бурового раствора).

Рд = С*?*Q², ( 2.3.14.)

где С -- коэффициент, характеризующий потери напора в промывочных отверстиях долота, который можно вычислить по формуле:

С = 0,51/(?² *f0²) (2.3.15.)

где ? - коэффициент расхода,

f0 - суммарная площадь сечений промывочных отверстий, см².

С = 0,51/(0,65²*13,05²) = 7*10^-3

Р_д = 7*10^-3*2,13*12² = 2,15 кГс/см².

Вычислим суммарные потери напора при бурении

Р_? = Р_м+Р_б.т+Р_кп+Рд

под эксплуатационную колонну:

Р_? = 0.5+18.5+8+2,15 = 29.15 кГс/см².

под техническую колонну:

Р_? = 127.7 кГс/см².

под кондуктор:

Р_? = 120.4 кГс/см².

Таким образом, технологически необходимое количество (расход) промывочной жидкости для обеспечения своевременного и бесперебойного выноса шлама из забоя по затрубному пространству и очистки ствола скважины с учетом потерь давления, обеспечит нам насос УНБ-600А.

2.3.2.3 Выбор силовой установки

Под силовым приводом понимается комплексное устройство, осуществляющее преобразование электрической энергии или энергии топлива в механическую и обеспечивающее управление преобразованной механической энергии:

Основными элементами силового привода являются двигатель, передаточные устройства (механизмы) от него к исполнительному механизму и устройства системы управления.

Привод основных исполнительных механизмов буровой установки (лебедки, буровых насосов, ротора) называется главным приводом. В зависимости от вида двигателя и типа передачи он может быть электрическим, дизельным, дизель-гидравлическим, дизель-электрическим и газотурбинным. Наиболее широко применяют в современных буровых установках электрический, дизельный, дизель-гидравлический, дизель-электрический приводы.

Основными преимуществами электрического привода переменного тока являются его относительная простота в монтаже и эксплуатации, высокая надежность, экономичность. В то же время буровые установки с этим типом привода можно использовать лишь в электрифицированных районах.

Дизельный привод применяют в районах, не обеспеченных электроэнергией необходимой мощности. Важными преимуществами двигателей внутреннего сгорания (ДВС) при использовании их в качестве привода являются: высокий к. п. д., небольшой расход топлива и воды и небольшая масса на 1 кВт мощности. Основной недостаток ДВС - отсутствие реверса, поэтому необходимо специальное устройство для получения обратного хода. ДВС типа дизель допускают перегрузку не выше 20%. Для их обслуживания требуется квалифицированный обслуживающий персонал.

Дизель-гидравлический привод состоит из ДВС и турбопередачи. Турбопередача - это промежуточный механизм, встроенный обычно между дизелем и трансмиссией. Применение турбопередачи обеспечивает: плавный подъем груза на крюке; работу двигателя, если нагрузка на крюке больше той, которую сможет преодолеть ДВС, в этом случае двигатель будет работать при пониженных, но вполне устойчивых оборотах; большую долговечность передачи.

Наибольшим преимуществом обладает привод от электродвигателей постоянного тока, в конструкции которого отсутствуют громоздкие коробки перемены передач, сложные соединительные части и т. п. Электрический привод постоянного тока имеет удобное управление, может плавно изменять режим работы лебедки или ротора в широком диапазоне.

Дизель-электрический привод состоит из приводного электродвигателя, связанного с исполнительным механизмом; генератора, питающего этот электродвигатель; дизеля, приводящего во вращение генератор.

Силовые приводы подразделяют на индивидуальный и групповой. Индивидуальным называется такой привод, который приводит в действие один исполнительный механизм или отдельные его части. Групповым называется такой привод, который приводит в действие два и более исполнительных механизма.

Технология бурения нефтяных и газовых скважин имеет свои особенности и предъявляет определенные требования к силовому приводу.

В процессе бурения основная часть мощности потребляется буровыми насосами и ротором, а в процессе спуско-подъемных операций - лебедкой и компрессором. Работа насосов в процессе бурения характеризуется постоянством нагрузки на силовой привод. Во время спуско-подъемных операций привод имеет резко переменную нагрузку - от нулевой (холостого хода двигателей) до максимальной. При подъеме инструмента из скважины необходимо обеспечить в начале подъема каждой свечи плавное включение лебедки и постепенное увеличение скорости подъема, так как резкое включение и мгновенное увеличение скорости могут привести к разрыву талевого каната или поломке оборудования. При ликвидации аварий в скважине привод часто работает с резко переменными нагрузками, превышающими расчетные.

К силовому приводу буровых установок предъявляются следующие требования: соответствие мощности условиям работы и сполнительных механизмов, гибкость характеристики, достаточная надежность и экономичность.

Гибкость характеристики определяется способностью привода автоматически или при участии оператора быстро приспосабливаться в процессе работы к изменениям нагрузок и скоростей работы исполнительных механизмов при условии рационального использования мощности.

Нагрузки и скорости буровой лебедки и ротора в процессе работы могут изменяться в больших пределах (1:4 - 1:10). Двигатели не обладают такой гибкой характеристикой, поэтому в приводах современных буровых установок применяют устройства искусственной приспосабливаемости, т. е. между двигателем и исполнительным механизмом устанавливают промежуточные передачи.

2.3.2.4 Выбор буровой вышки и талевой системы

Буровая вышка предназначена для подъема и спуска бурильной колонны и обсадных труб в скважину, удержания бурильной колонны на весу во время бурения, а также для размещения в ней талевой системы, бурильных труб и части оборудования, необходимого для осуществления процесса бурения.

В настоящее время при бурении на нефть и газ используют металлические вышки башенного и мачтового типов. Из вышек мачтового типа применяются А-образные.

Ее выбор осуществляется по высоте Н, м, и по грузоподъемности Q.

Определим высоту вышки (Н, м) по формуле:

Н = k*L_св, (2.3.16.)

где k- коэффициент, предупреждающий затягивание бурового снаряда в кронблок при его переподъеме (обычно k = 1,2-1,5);

L_св - длина свечи, зависящая от глубины скважины, м.

Принимаем k = 1,5; L_св = 24 м.

Н= 1,5*24 = 40 м.

Таким образом, вышка ВМУ-45*200У, входящая в комплект выбранной буровой установки, вполне подходит для выполнения проектируемых работ.

Талевая (полиспастовая) система буровых установок предназначена для преобразования вращательного движения барабана лебедки в поступательное (вертикальное) перемещение крюка и уменьшения нагрузки на ветви каната.

Через канатные шкивы кронблока и талевого блока в определенном порядке пропускается стальной талевый канат, один конец которого крепится неподвижно, другой конец, называемый ходовым (ведущим), крепится к барабану лебедки.

По грузоподъемности и числу ветвей каната в оснастке талевые системы разделяют на различные типоразмеры. В буровых установках грузоподъемностью 50 - 75т используют талевую систему с числом шкивов 2Х3 и 3Х4; в установках грузоподъемностью 100 - 300т применяют число шкивов 3Х4, 4Х5, 5Х6 и 6Х7. В обозначении системы оснастки первая цифра показывает число канатных шкивов талевого блока, а вторая цифра число канатных шкивов кронблока.

Произведем расчет оснастки и выбор талевого каната.

Вычислим количество рабочих ветвей по формуле:

m = Qкр/Рл*?m, (2.3.17.)

где Qкр - вес бурового снаряда, Н;

Р_л - грузоподъемность лебедки станка, Н;

?m - КПД талевой системы, равный 0,8 - 0,9.

Так как наибольший вес (173,5 т) будет иметь тех. колонна диаметром 245мм , то производить расчет будем только для этой колонны:

m = 1735000/(200000*0,9) =10 ветвей.

Общее количество ветвей каната при симметричной системе равно:

m₀ = m+2

m₀ = 10+2=12.

Следовательно, будет применяться оснастка 5x6.

Длина талевого каната в оснастке L_оc. зависит от числа струн m в ней и полезной высоты вышки h_n.

L_оc ⁼ (m +2)* h_n+l₃, (2.3.18.)

где 1₃ = 30 м - длина каната, наматываемого на барабан.

L_оc = (12+2)*40+30 = 590 м.

Тогда вес каната

G_к = L_оc*q_к, (2.3.19.)

где q_к - вес 1 м каната.

G_к = 590*33,8 = 19942 Н = 19,94 кН.

Определим наибольшую статическую нагрузку на подвижные струны каната талевой системы:

Р_{т с} = L*q + l_убт*q_убт + G_тс (2.3.20.)

где L - длина бурильных труб, м;

q - вес 1 м бурильных труб, Н;

l_убт - длина УБТ, м;

q_убт - вес 1 м УБТ, Н;

G_тс - вес талевого блока, каната и крюка, Н. Рассчитаем G_тс :

G_тс = G_тб +G_каната +G_крюка (2.3.21.)

G_тс = 67000+19942+35000 = 121942 Н = 121,94 кН.

Для снаряда при бурении под колонну диаметром 324 мм:

L = 922 м, q = 319Н. l_убт= 98м, q_убт = 1.56 кН.

Р_тс = 922*319+ 98*1560+121942 = 568940= 568.94 кН.

Статическая нагрузка на 1 струну:

Р = Р_тс / m,

где m - число ветвей талевой системы.

Р =568.94/12 = 47.41 кН.

Для снаряда при бурении под колонну диаметром 245 мм:

L = 2364.5, q = 319Н, l_убт= 85.5м, q_убт = 1.56 кН;

Р_тс = 2364.5*319+85.5*1560 + 121942 = 1009608Н = 1009.608 кН.

Статическая нагрузка на 1 струну:

Р = 1009.608 /12 = 84.13 кН.

Для снаряда при бурении под колонну диаметром 140 мм:

L = 2936 м, q = 319 Н, l_убт= 89 м, q_убт= 1,56 кН.

Р_тс = 2936*319+89*1560+ 121942 = 1197366 Н= 1197.366 кН.

Статическая нагрузка на 1 струну:

Р = 1197.366/12 = 99.78 кН.

Для тех. колонны диаметром 245мм:

L_к = 2450 м, q = 708 Н,

Р_тс = 2450*708+ 121942 = 1856542Н= 1856.542кН.

Статическая нагрузка на 1 струну:

Р = 1856.542/12 = 154.7 кН.

Учитывая вычисленные статические нагрузки, выбираем стальной талевый канат правой крестовой свивки типа ЛК-РО конструкции 6x31+1 м. с. диаметром 32 мм (по ГОСТ 16853-88).

Таблица 5

2.4 ТЕХНОЛОГИЯ БУРЕНИЯ

Основу технико-технологических решений при бурении нефтяных и газовых скважин составляет технический проект, содержание которого определяет все основные технические решения, номенклатуру и количество технических средств для реализации выбранной технологии на всех этапах строительства скважин. Эффективность технологических решений определяется степенью научной обоснованности принимаемых решений и достоверностью исходной информации. При этом большую роль играет накопленный в регионах опыт, так как проектирование многих технологических процессов требует постоянного уточнения математических моделей и логических принципов выбора технологических решений в зависимости от конкретизации геолого-геофизических условий бурения.

2.4.1 Выбор породоразрушающего инструмента

Выбор типа породоразрушающего инструмента базируется на информации о физико-механических свойствах пород и литологическом строении разреза пород и, во многом, зависит от конкретных региональных условий.

Долото является рабочим инструментом, разрушающим породу и осуществляющим углубление забоя в процессе бурения скважины.

Эффективность разрушения разнообразных по своим физико-механическим свойствам горных пород может быть достигнута при различном действии на них зубьев долота. Одни породы разрушаются от ударов или в результате дробления, другие - под действием сдвига или резания, третьи - вследствие комбинации этих действий.

Для однородных твердых пород необходимы долота с большим дробящим действием; для мягких однородных пород - долота с большим сдвигающе-скалывающим действием и высокими острыми зубьями, а для твердых пород, перемежающихся мягкими пропластками, следует применять долота не только с дробящим действием, но и сдвигающим.

По назначению буровые долота подразделяются на три вида:

· долота сплошного бурения - для углубления забоя по всей площади;

· колонковые долота - для углубления забоя по кольцу с оставлением в центре нервыбуренного столбика (керна) породы, который в последующем извлекается на поверхность;

· долота специального назначения, используемые для различных вспомогательных работ: разбуривания цементного камня в колонне, забуривания (зарезки) второго наклонного ствола, исправления кривизны скважины, ловильных работ, расширения отдельных интервалов ствола скважины и т.д.

По характеру разрушения породы все буровые долота классифицируются следующим образом.

· долота режуще-скалывающего действия, разрушающие по роду лопастями, наклоненными в сторону вращения долота. Предназначены они для разбуривания мягких пород.

· долота дробяще-скалывающего действия, разрушающие по роду зубьями или штырями, расположенными на шарошках, которые вращаются вокруг своей оси и вокруг оси долота. При вращении долота наряду с дробящим действием зубья (штыри) шарошек, проскальзывая по забою скважины, скалывают (срезают) породу, за счет чего повышается эффективность разрушения пород. Следует отметить, что выпускаются буровые долота и бурильные головки только дробящего действия. При работе этими долотами породы разрушаются в результате динамического воздействия (ударов) зубьев шарошек по забою скважины. Перечисленные долота и бурильные головки предназначены для разбуривания неабразивных и абразивных средней твердости, твердых, крепких и очень крепких пород.

· долота истирающе-режущего действия, разрушающие породу алмазными зернами или твердосплавными штырями, располагающиеся в торцовой части долота или в кромках лопастей долота. Долота с алмазными зернами и твердосплавными штырями в торцевой части применяются для бурения неабразивных пород средней твердости и твердых; долота лопастные армированные алмазными зернами или твердосплавными штырями -- для разбуривания перемежающихся по твердости абразивных и неабразивных пород.

Долота для сплошного бурения и бурильные головки для колонкового бурения предназначены для углубления скважины. Выпускаются они различных типов, что позволяет подбирать нужное долото.

Наибольшее распространение в практике бурения нефтяных и газовых скважин получили шарошечные долота дробяще-скалывающего действия с твердосплавным или стальным вооружением.

Три лапы сваривают между собой. На верхнем конце конструкции нарезана замковая присоединительная резьба. Каждая лапа в нижней части завершается цапфой, на которой проточены беговые дорожки под шарики и ролики. На цапфе через систему подшипников устанавливается шарошка с беговыми дорожками. Тело шарошки оснащено фрезерованными стальными зубьями, размещенными по венцам. На торце со стороны присоединительной резьбы выбиваются шифр долота, его порядковый номер, год изготовления.

Шарошечные долота изготавливают как с центральной, так и с боковой системой промывки. На лапах долота с боковой гидромониторной системой промывки выполнены специальные утолщения - приливы с промывочными каналами и гнездами для установки гидромониторных насадок

При центральной промывке забоя лучше очищаются от шлама центр забоя и вершины шарошек, шлам беспрепятственно выносится в наддолотную зону. Однако при высокой скорости углубки забоя трудно подвести к долоту необходимую гидравлическую мощность, требуемую для качественной очистки забоя (перепад давления на долотах с центральной промывкой не превышает 0,5-1,5 МПа). Боковая гидромониторная промывка обеспечивает лучшую очистку наиболее зашламованной периферийной части забоя, позволяет подвести к долоту большую гидравлическую мощность (перепад давления на долотах с гидромониторной промывкой достигает 5-15 МПа). Однако мощные струи бурового раствора, выходящие из гидромониторных насадок экранируют транспортирование шлама через проемы между секциями долота, поэтому часть шлама циркулирует некоторое время в зоне действия шарошек и переизмельчается, а часть - транспортируется в зазорах между стенкой скважины и спинками лап. Поэтому зачастую переходят на ассиметричную систему промывки, заглушая одну или две гидромониторные насадки для повышения пропускной способности основных транспортных каналов долота.

По ГОСТ 20692 "Долота шарошечные" предусматривается выпуск долот диаметром 76-508мм трех разновидностей: одно- двух- и трех-шарошечных. Наибольший объем бурения нефтяных и газовых скважин приходится на трехшарошечные долота диаметрами 190,5; 215,9; 269,9; 295,3 мм.

По материалу вооружения шарошечные долота делятся на два класса:

1 класс - долота с фрезерованным стальным вооружением для бурения малоабразивных пород (М, МС, С, СТ, Т, ТК);

2 класс - долота со вставным твердосплавным вооружением для бурения абразивных пород (МЗ, МСЗ, СЗ, ТЗ, ТКЗ, К, ОК)

Условное обозначение (шифр) долота:

III - 215,9 С-ГНУ 2354, где III - трехшарошечное ;

215,9 - номинальный диаметр долота, мм;

С - тип долота (для бурения пород средней твердости);

Г - боковая гидромониторная промывка;

Н - опора для низкооборотного бурения на одном подшипнике скольжения;

У - опора маслонаполненная с уплотнительной манжетой;

2354 - заводской номер долота.

Типы и область применения шарошечных долот приведены в табл. 2.10.

Таблица 2.10 Типы и область применения шарошечных долот

Тип долота	Рекомендуемые области применения долот
М	Самые мягкие, несцементированные, пластичные (наносы, мягкие и вязкие глины, сланцы, мягкие известняки)
МЗ	Мягкие, слабосцементированные, абразивные (песчаники, мергели)
МС	Мягкие, неабразивные, с пропластками пород средней твердости (мел с пропластками слабосцементированных песчаников, каменная соль с пропластками ангидритов, глинистые сланцы)
МСЗ	Мягкие, слабосцементированные, абразивные, с пропластками пород средней твердости (песчаноглинистые сланцы, плотные глины с пропластками песчаников)
С	Пластичные и хрупкопластичные неабразивные, средней твердости (плотные глины, глинистые сланцы, известняки средней твердости)
СЗ	Абразивные, средней твердости (песчаники, песчанистые сланцы)
СТ	Хрупкопластичные, средней твердости, с пропластками твердых пород (песчаники с пропластками гипса, известняки с пропластками гипса, ангидриты)
Т	Твердые, неабразивные (твердые известняки, доломиты, доломитизированные известняки)
ТЗ	Твердые, абразивные (окварцованные известняки и доломиты)
ТК	Твердые, с пропластками крепких (твердые известняки с пропластками мелкокристаллических известняков и доломитов)
ТКЗ	Абразивные, твердые, с пропластками крепких (окремнелые аргиллиты, твердые известняки и доломиты, мелкозернистые сильносцементированные песчаники)
К	Крепкие, абразивные (окремнелые мелкокристаллические известняки, доломиты, кварциты)
ОК	Очень крепкие, абразивные (граниты, квациты, диабазы)

Геологический разрез Северо-Прибрежной площади в основном представлен следующими породами: песчаник, глины, доломиты, алевролиты.

После изучения залегания пород Северо-Прибрежной площади выбираем под бурение каждой колонны свой тип долота:

· под кондуктор O 324мм ІІІ 393,7 М-ГВ

· под промежуточную колонну O 245мм ІІІ 295,3 RХ+С

· под эксплуатационную колонну O 140мм ІІІ 190,5 МС-ГАУ

2.4.2Расчет технологического режима бурения

Способ бурения скважины выбирается с учетом ряда факторов, основными из которых являются геологические условия бурения; глубины и диаметры скважины; назначение скважины; рельеф местности, условия транспортировки грузов, удаленность точки бурения от производственной базы, а также масштабы буровых работ и степень их концентрации. Наиболее сложным и ответственным разделом технологии проводки скважины является режим бурения, который определяется в зависимости от гидрогеологических условий, физико-механических свойств проходимых пород и типа применяемого оборудования и инструмента.

При проектировании технологического процесса проводки скважины для отдельных интервалов бурения устанавливается соответствующий режим.

Под режимом бурения понимается совокупность основных факторов, определяющих скоростные и качественные показатели, оказывающие непосредственное влияние на эффективность разрушения породы. К таким факторам относятся тип долота, осевая нагрузка на долото, скорость вращения ротора, количество и качество подаваемой в скважину промывочной жидкости. Правильное сочетание элементов режима бурения определяется в зависимости от крепости проходимых пород, профиля зубьев и характера их расположения у шарошечных долот, диаметра долота и бурильного инструмента, глубины скважины, а также типа, количества и состояния бурового оборудования.

Под оптимальным или рациональном режимом бурения понимается совокупность параметров, обеспечивающих наилучшие технико-экономические показатели как качественные, так и количественные. К качественным показателям следует относить величину отклонения ствола пробуренной скважины от вертикали, степень глинизации коллектора; к количественным - скорость проходки, величину долбления долота и др.

Существующие в настоящее время режимы бурения для скважины установлены практически; поинтервально для каждого горизонта пород режимы бурения указаны в геологическом наряде.

2.4.3Расчет осевой нагрузки

Осевую нагрузку на долото следует устанавливать, изменяя скорость движения, т.е. подачи на забой бурильного инструмента. Нагрузка на долото должна создаваться весом бурильных и утяжеленных труб. Увеличение осевой нагрузки способствует росту скорости проходки, которая может изменяться в зависимости от крепости и других характеристик проходимых пород.

На буровом станке установлен гидравлический индикатор веса (ГИВ-6-2М1), который показывает вес свободно подвешенного инструмента; нагрузка определяется как разность первоначального веса инструмента и веса инструмента, частично поставленного на забой. По диаграмме индикатора веса можно проанализировать время, затраченное на бурение и другие вспомогательные операции.

Осевая нагрузка на долото создается за счет применения утяжеленных бурильных труб. Длина утяжеленных бурильных труб (УБТ) подсчитывается таким образом, чтобы 75% их общего веса создавали нагрузку на долото, а 25% их веса создавали силу, растягивающую колонну бурильных труб. Эта закономерность приемлема при соотношении диаметров бурильных труб и долота 1:2. . Осевую нагрузку на долото с учетом показателей механических свойств горных пород и конструктивных данных о площади контакта рабочих элементов долота с забоем определим по формуле[4]:

Р_Д = рF_k (2.4.1)

где, - эмпирический коэффициент, учитывающий влияние забойных условий на изменение твердости ( = 0,3-1,59);

р - твердость породы, определяемая по методике Л.А.Шрейнера, Па;

F_k - площадь контакта зубьев долота с забоем в мм², определяемая по формуле В.С.Федо рова

F_k= * (2.4.2)

где, Д - диаметр долота, мм,

=0,95 - коэффициент перекрытия,

=1мм - притупление зубьев долота.

Отсюда находим максимальную осевую нагрузку на долото под каждую колонну:

Кондуктор O 324мм РД1 = 104,05 кН

Пром. колонна O 245мм РД2 = 83.27 кН

Экс. колонна O 140мм РД3 = 81.21 кН

По существующим нормам максимальная допустимая нагрузка на трехшарошечное долото находится в рекомендуемых пределах.

2.4.4 Расчет частоты вращения

Скважины можно бурить при двух режимах:

1. большой скорости вращения ротора и малой осевой нагрузки на долото;

2. небольшой скорости вращения ротора и повышенной осевой нагрузкой.

Скорость вращения ротора и осевая нагрузка на долото прямо пропорциональны механической скорости проходки, однако это положение справедливо только для пород средней твердости. При бурении в твердых породах осевую нагрузку на долото нужно увеличивать, а скорость вращения ротора снижать.

Скорость вращения ротора снижается при увеличении диаметра долота, уменьшении диаметра бурильных труб, увеличении абразивности проходимых пород, при переходе из пласта меньшей твердости в пласт большей твердости, а также при бурении чередующихся пластов небольшой мощности. В связи с тем, что большая скорость вращения ротора вызывает значительные инерционные напряжения, для каждого диаметра бурильного инструмента на основании расчета устанавливается допустимая скорость вращения ротора, которая определяется по формуле[4]:

где D - диаметр бурильных труб, мм;

n - допустимая скорость вращения ротора;

L - длина вращающихся бурильных труб, м;

? = 2,1·10 кг/см? - модуль упругости;

g = 9,8 м/сек? - ускорение силы тяжести;

q - вес 1 м бурильных труб, кг.

Находим скорость вращения ротора при бурении под каждую колонну (диаметр бурильных труб - 127мм, вес 1м бурильных труб - 31.9кг, длина L1 = 1020м L2 = 2450м L3 = 3025м):

Кондуктор O 324мм n1 = 80об/мин II - скорость вращения

Пром. колонна O 245мм n2 = 100об/мин III - скорость вращения

Экс. колонна O 140мм n3 = 90об/мин III - скорость вращения

2.4.5 Расчет производительности насосов для бурения под каждую обсадную колонну

Производительность насосов определяем по формуле[4]:

Q = 0,785(D?сквк - d?бт)V

где D - диаметр скважины;

к = 1,1-1,12 - коэффициент кавернозности;

d - диаметр бурильной трубы;

V = 0,5-0,8м/с - скорость восходящего потока.

Отсюда для бурения под каждую колонну получаем:

Кондуктор O 324 Q = 0,785(0,155•1,1 - 0,02)0,5 = 0,059м?/с = 59 л/с

Пром. колонна O 245 Q = 0,785(0,087•1,1 - 0,02)0,6 = 0,036м?/с = 36 л/с

Экс. колонна O 140 Q = 0,785(0,036•1,12 - 0,02)0,8 = 0,012м?/с =12 л/с

Исходя из вычисленных значений производительности выбираем необходимое количество насосов, диаметр втулок и количество двойных ходов:

Кондуктор O 324 Q = 59 л/с (2 насоса, Двт = 160мм, 65 х/мин)

Пром. колонна O 245 Q = 36 л/с (2 насоса, Двт = 130мм, 65 х/мин)

Экс. колонна O 140 Q = 12 л/с (1насос, Двт = 130мм, 50 х/мин)

2.4.6 Расчет количества и качества промывочной жидкости для бурения под каждую обсадную колонну

При бурении вращательным способом в скважине постоянно циркулирует поток жидкости, которая ранее рассматривалась только как средство для удаления продуктов разрушения (шлама). В настоящее время она воспринимается, как один из главных факторов обеспечивающих эффективность всего процесса бурения.

При проведении буровых работ циркулирующую в скважине жидкость принято называть - буровым раствором или промывочной жидкостью.

Буровой раствор кроме удаления шлама должен выполнять другие, в равной степени важные функции, направленные на эффективное, экономичное, и безопасное выполнение и завершение процесса бурения. По этой причине, состав буровых растворов и оценка его свойств становился темой большого объема научно-практических исследований и анализа.

В настоящее время в мировой практике наблюдается тенденция роста глубин бурения скважин, а как следствие, и увеличение опасности возникновения при этом различных осложнений. Кроме того, постоянно ужесточаются требования более полной и эффективной эксплуатации продуктивных пород. В этой связи буровой раствор должен иметь состав и свойства, которые обеспечивали бы возможность борьбы с большинством из возможных осложнений и не оказывали негативного воздействия на коллекторские свойства продуктивных горизонтов.

Выбор типа бурового раствора до настоящего времени не имеет формализованных правил и поэтому производится на основании анализа практики бурения и опыта инженеров по буровым растворам.

Основа выбора допустимых типов буровых растворов - соответствие их составов разбуриваемым породам на всем интервале бурения до спуска обсадной колонны.

Процедура выбора типа бурового раствора состоит из следующих операций: получение от геологической службы информации о разрезе скважины; идентификацию пород разреза; установление типов буровых растворов, которые могут быть использованы при разбуривании пород данного класса; определение оптимальной последовательности применения буровых растворов.

Разрез скважины разбивают на интервалы, для каждого из которых выбирают допустимые типы буровых растворов, причем на каждом интервале ими могут быть только растворы, применимые на всех вышележащих интервалах в пределах не обсаженной части скважины. Затем рассчитывают стоимость 1 м³ каждого раствора, допустимого на данном интервале.

На следующем этапе определяют объемы растворов, необходимые для бурения каждого интервала. На последнем этапе рассчитывают количество материалов и химических реагентов, необходимых для реализации выбранной последовательности буровых растворов с учетом затрат материалов на поддержание свойств раствора.

В результате по всем интервалам бурения должна быть получена следующая информация: наименование и компонентный состав бурового раствора, его необходимый объем и стоимость, расход материалов на поддержание свойств бурового раствора, степень его очистки.

Определяем количество бентонитовой глины и воды для приготовления 1м³ раствора по формуле[4]:

G_г =_г(_гр-_в) / _г-_в (2.4.4)

где, _г - плотность глины, т/м³ (_г = 22,7 т/м³)

_в - плотность воды, т/м³

G_г= = 0,455 т/м³

Объем глины в 1м³ раствора составит[4]:

V_г =G_г/_г (2.4.5)

Vг= 0,455/2,6 = 0,175 м³/м³

Объем воды будет равен[4]:

V_в = 1 - V_г (2.4.6)

Vв = 1 - 0175 = 0,825 м³/м³

Количество глины, потребной для приготовления 1м³ раствора с учетом влажности глины, определяем по формуле[4]:

G_г= _г(_гр - _в) / _г - _в(1-n + n_г) (2.4.7)

где, n - влажность глины, доли единицы. Для практи ческих расчетов принимают n=0.05-0.1

G_г= = 0,505 т/м³

Объем глины в 1м³ раствора составит

V_г=0,505/2,6 = 0,194 м³/м³.

Объем количества бурового раствора для бурения под каждую колонну определяем по формуле[4]:

Vбр = LS

где L - длина ствола;

S - поперечное сечение ствола.

Кондуктор O 324мм Vбр1 = 1020 · 0,12 = 124м?

Пром. колнна O 245мм Vбр2 =(1020 · 0.08)+ 1430 · 0,07 = 180м?

Экс. колонна O 140мм Vбр3 = (2450 · 0,045) +575 · 0,03= 128м?

Химическая обработка растворов.

Химическую обработку глинистого раствора производят для снижения водоотдачи и уменьшения толщины глинистой корки, получения минимального значения статистического напряжения сдвига, понижения вязкости, лучшего закрепления неустойчивых пород.

Химическая обработка глинистого раствора обеспечивает получение растворов определенных качеств согласно геолого техническому наряду. Для обработки растворов применяются следующие химические реагенты: каустическая сода, кальцинированная сода, углещелочной реагент (УЩР), торфощелочной реагент (ТЩР), жидкое стекло, нефть, костный и кератиновый клей и др. Для утяжеления глинистых растворов применяют тонкомолотые минералы: гематит, магнетит, барит.

2.5 ЦЕМЕНТИРОВАНИЕ СКВАЖИНЫ

Разобщение пластов при существующей технологии крепления скважин - завершающий и наиболее ответственный этап, от качества выполнения которого в значительной степени зависит успешное строительство скважины. Под разобщением пластов понимается комплекс процессов и операций, проводимых для закачки тампонажного раствора в затрубное пространство (т.е. в пространство за обсадной колонной) с целью создания там надежной изоляции в виде плотного материала, образующегося со временем в результате отвердения тампонажного раствора. Поскольку в качестве тампонажного наиболее широко применяется цементный раствор, то и для обозначения работ по разобщению используется термин "цементирование".

Цементный камень за обсадной колонной должен быть достаточно прочным и непроницаемым, иметь хорошее сцепление (адгезию) с поверхностью обсадных труб и со стенками ствола скважины. Высокие требования к цементному камню обусловливаются многообразием его функций: плотное заполнение пространства между обсадной колонной и стенками ствола скважины; изоляция и разобщение продуктивных нефтегазоносных горизонтов и проницаемых пластов; предупреждение распространения нефти или газа в затрубном пространстве под влиянием высокого пластового давления; заякоривание обсадной колонны в массиве горных пород; защита обсадной колонны от коррозионного воздействия пластовых вод и некоторая разгрузка от внешнего давления.

Следует отметить, что роль и значение цементного камня остаются неизменными на протяжении всего срока использования скважины, поэтому к нему предъявляются требования высокой устойчивости против воздействия отрицательных факторов.

Существует несколько способов цементирования. Они различаются схемой подачи тампонажного раствора в затрубное пространство и особенностями используемых приспособлений. Возможны два варианта подачи тампонажного раствора в затрубное пространство:

· раствор, закачанный внутрь цементируемой обсадной колонны, проходит по ней до башмака и затем поступает в затрубное пространство, распространяясь снизу вверх (по аналогии с промывкой называется цементированием по прямой схеме);

· тампонажный раствор с поверхности подают в затрубное пространство, по которому он перемещается вниз (цементирование по обратной схеме).

В промышленных масштабах применяют способы цементирования по прямой схеме. Если через башмак обсадной колонны в затрубное пространство продавливают весь тампонажный раствор, способ называется одноступенчатым (одноцикловым) цементированием. Если обсадная колонна на разных уровнях оснащена дополнительными приспособлениями (заливочными муфтами), позволяющими подавать тампонажный раствор в затрубное пространство поинтервально на разной глубине, способ цементирования называется многоступенчатым (многоцикловым). Простейший и наиболее распространенный способ - цементирование в две ступени (двухступенчатое). Иногда возникает необходимость не допустить проникновения тампонажного раствора в нижнюю часть обсадной колонны, расположенную в интервале продуктивного пласта, тогда этот интервал в затрубном пространстве изолируется манжетой, установленной на обсадной колонне, и сам способ цементирования называется манжетным. Выделяются также способы цементирования потайных колонн и секций, поскольку тампонажный раствор в этом случае закачивают по бурильной колонне, на которой спускают секцию или потайную колонну.

Расчеты при цементировании скважины - важная часть проектирования заключительного этапа строительства скважины. Применительно к конкретным местным условиям проводится метод сплошного одноступенчатого цементирования обсадной колонны. Расчет этого цементирования включает: