Строительство поисковой скважины на Камовской площади

Размещено на http://www.allbest.ru/

Реферат

БУРОВАЯ УСТАНОВКА, ПОРОДОРАЗРУШАЮЩИЙ ИНСТРУМЕНТ, РЕЖИМ БУРЕНИЯ, БУРОВОЙ РАСТВОР, ЦЕМЕНТИРОВАНИЕ, НЕФТЬ. КОНСТРУКЦИЯ СКВАЖИН, ИСПЫТАНИЕ, ОСВОЕНИЕ.

Объектом работы являются Камовское месторождение.

Цель работы - строительство вертикальной скважины глубиной 2500 метров на Камовском месторождении.

Работа выполнена по геологическим материалам Камовского месторождения.

В результате работы спроектирована конструкция и технология проводки скважины глубиной 2500 метров.

Достигнутые результаты: технология бурения с отбором изолированного керна, исключающая негативное влияние растворов на водной основе (РВО), минимизирующая его фильтрацию в керн и обеспечивающая соответствие водонасыщенности керна; высокая информативность керна.

Дипломный проект выполняется с учетом современных достижений в области техники и технологии строительства нефтяных скважин, а также использовался текстовый редактор Microsoft Word, таблицы и графики выполнялись в Microsoft Exсel; рисунки - графические программы CorelDRAW и Microsoft Paint.



Содержание

Введение

Глава 1. Геологическая часть

1.1 Общие сведения о районе работ

1.2 Стратиграфия

1.3 Тектоника

1.4 Нефтегазоводоносность

1.5 Обоснование заложения скважины

1.6 Условия проводки скважины

1.7 Возможные осложнения при бурении скважины

Глава 2. Проектирование конструкции профиля скважины

2.1 Обоснование конструкции эксплуатационного забоя

2.2 Обоснование конструкции скважины

2.3 Обоснование глубины спуска кондуктора

2.4 Выбор диаметра обсадных колонн и долот

2.5 Обоснование профиля скважины

2.6 Типоразмеры долот

Глава 3. Проектирование технологического процесса углубления скважины

3.1 Обоснование способа бурения под колонны

3.2 Проектирование режима бурения по интервалам скважины

3.3 Мероприятия по рациональной отработке долот

3.4 Выбор бурильной колонны и ее технологической оснастки

3.5 Выбор и обоснование типа промывочной жидкости

3.6 Характеристика химических реагентов для регулирования свойств промывочных жидкостей

3.7 Приготовление бурового раствора

3.8 Очистка бурового раствора

Глава 4. Проектирование технологического процесса крепления скважины

4.1 Требования к крепи скважин

4.2 Расчет обсадных колонн на прочность

4.2.1 Построение эпюры наружных давлений

4.2.2 Строим эпюру избыточных наружных давлений

4.2.3 Определяем избыточное наружное давление при освоении скважины

4.2.4 Построение эпюр избыточных внутренних давлений при испытании на герметичность

4.3 Расчёт эксплуатационной колонны на прочность

4.4 Подготовительные работы к спуску обсадной колонны

4.5 Спуск обсадных колонн

4.6 Способ цементирования

4.6.1 Обоснование способа цементирования

4.6.2 Расчет возможности одноступенчатого цементирования для эксплуатационной колонны

4.7 Выбор типа и компонентного состава тампонажного раствора, буферной и продавочной жидкости

4.7.1 Расчет расхода материалов для проведения процесса цементирования эксплуатационной колонны

4.7.2 Объем буферной жидкости

4.8 Выбор цементировочного оборудования и его оснастки

4.8.1 Определение необходимого количества цементировочных агрегатов

4.8.2 Выбор смесительных машин

4.9 Оценка качества цементирования

4.10 Обвязка обсадных колонн

Глава 5. Мероприятия по предупреждению осложнений и аварий

5.1 Разработка комплекса противоприхватных мероприятий

5.2 Выбор комплекса противовыбросового оборудования

5.3 Разработка комплекса мероприятий по предупреждению аварий

Глава 6. Выбор буровой установки

6.1 Обоснование типа и класса буровой установки

6.2 Основные блоки буровой установки

Глава 7. Организационно-экономическая часть

7.1 Расчёт заработной платы

7.2 Планирование и организация работ

7.3 Календарный и поэтапный план

Глава 8. Охрана труда

8.1 Промышленная безопасность при бурении скважин

8.2 Противопожарные мероприятия

8.3 Мероприятия по охране окружающей среды

8.3.1 Источники загрязнения окружающей среды при бурении скважины

8.3.2 Мероприятия по уменьшению загрязнения окружающей среды

8.3.3 Расчет объема отходов бурения

8.3.4 Мероприятия по утилизации отходов бурения

Глава 9. Специальная часть

9.1 Отбор и качество керна

9.2 Технология отбора керна

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

СПИСОК ИСПОЛЬЗУЕМЫХ ИСТОЧНИКОВ

Приложение



Введение

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

Перед добывающими компаниями нашей страны открываются большие возможности: пользуясь сложившейся ситуацией на мировом рынке возможны крупные капиталовложения в развитие предприятий комплекса, применение новых более дорогостоящих технологий, научные исследования в сфере недропользования. Последние годы особо остро показывают на необходимость движения в этом направлении, на фоне снижения дебитов эксплуатируемых скважин и увеличения затрат на извлечение углеводородного сырья. Применение новых технологий в добыче нефти предъявляет более жесткие условия к бурящимся скважинам. Необходимость решения большого комплекса задач, связанных с процессом строительства скважин требует изменения технологии бурения скважин.

Тенденции развития технологии в последнее время направлены на минимизацию вредного воздействия на продуктивный пласт во время бурения, бурения с отбором изолированного керна, качественное крепление и цементирование, использование новых технологий для идеализации профиля ствола скважин, уменьшение вредного воздействия на окружающую среду во время бурения. В данной работе проводится: выбор буровой установки, выбор режимов бурения, бурового раствора, отбор качественного керна.

В результате работы спроектирована конструкция и технология проводки скважины глубиной 2500м. Данная работа выполнена с учетом современных достижений в области техники и технологии строительства разведочных скважин.



Глава 1. Геологическая часть

1.1 Общие сведения о районе работ

Площадь работ расположена в юго-западной части Средне-Сибирского плоскогорья, левобережной части бассейна р. Подкаменная-Тунгусска.

Камовская площадь административно входит в состав Байкитского района, Эвенкийского АО Красноярского края (рис. 1.1).

Растительность типична для сибирской тайги и представлена хвойными и лиственными породами деревьев: елью, лиственницей, пихтой, сосной, кедром, березой и осиной. В тайге широко распространен моховой покров, в поймах рек и ручьев - травянистая и кустарниковая растительность. Животный мир характерен для зоны тайги. Здесь распространены: лось, медведь, соболь, белка, рябчик, тетерев.

Населенных пунктов в районе работ нет. Расстояние до районного центра п. Байкит 300 км (по зимнику). Основное занятие населения рыбная ловля, промысловая охота и сельское хозяйство (овощеводство и животноводство). Имеются оленеводческие и звероводческие хозяйства. Среднегодовая температура -7°С, наибольшая летняя +35°С, наименьшая зимняя -62°С.



Рисунок 1.1. Обзорная карта Камовского местрождения.

1.2 Стратиграфия

К протерозою относятся породы кристаллического фундамента, рифея и отложения венда. Породы кристаллического фундамента вскрыты многими глубокими скважинами в пределах Юрубчено-Тохомской зоны нефтегазонакопления, непосредственно на площади Оморинского лицензионного участка отложения кристаллического фундамента не вскрыты.

Р и ф е й с к а я с и с т е м а - R

В литологии рифея преобладают карбонатные породы: доломиты и очень редко - известняки. Терригенные породы имеют второстепенное значение и представлены, в основном, аргиллитами темно-серыми, зеленовато- и коричневато-серыми, реже - кварц-полевошпатовыми песчаниками, алевролитами и седиментационными брекчиями.

Рифей представлен чистыми мелкозернистыми доломитами с тонкими прослойками аргиллитов и глинистых доломитов. Цвет пород светло - и розовато-серый. Доломиты плотные неравномерно трещиноватые с редкими кавернами, полностью или частично заполненными вторичным крупнокристаллическим доломитом, часто окрашенным гидроокислами железа. Встречаются строматолитовые слоистые доломиты.

В районе на размытую поверхность рифея выходят толщи, сложенные карбонатными породами, они, будучи в свое время подвергнуты интенсивному выветриванию и раскарстованию, имеют удовлетворительные пористость и проницаемость, способны содержать в себе УВ, и представляют интерес при проведении нефтегазопоисковых работ.

Вскрываемая толщина отложений 180 м.

1.3 Тектоника

В структурно-тектоническом отношении площадь работ расположена в пределах Байкитской антеклизы, надпорядковой структуры, осложняющей юго-западную часть Сибирской платформы. на южном, юго-западном склоне Камовского свода, который осложняет в свою очередь, центральную часть Байкитской антеклизы. В геологическом строении региона выделяется два структурно-тектонических этажа: кристаллический фундамент и платформенный чехол.

Формирование платформенного чехла рассматриваемой территории происходило в несколько этапов. Каждому этапу соответствует определенный структурно-формационный комплекс. В строении платформенного чехла выделяется четыре структурно-фациальных комплекса: рифейский, венд-среднепалеозойский, верхнепалеозойско-триасовый, юрско-меловой. В проектируемом регионе в строении чехла принимают участие два нижних структурно-формационных комплекса.

Рифейский структурно-формационный комплекс имеет сложное геологическое строение. Кроме того, что его породы довольно интенсивно смяты в складки, этот формационный комплекс претерпел и дизъюнктивную тектонику: многочисленными разломами он разбит на блоки с различными амплитудами смещения, а на ряде участков на размытую поверхность довендских отложений выходят в виде блоков гранитоидные породы фундамента.

Внутреннее морфологическое строение рифейского структурного этажа изучено слабо, т.к. долгое время сейсморазведка не могла получать отражение от внутририфейских пластов, но отражающие площадки все же были зафиксированы и хотя бы фрагментарно стали прослеживаться по площади.

Эрозионная поверхность этого этажа сейсморазведкой прослеживается четко и отражает морфологию Байкитской антеклизы, подтверждая этим каледонское время ее формирования. На территории проектируемых работ она равномерно погружается на северо-восток.

Образования рифейского структурного яруса представляют собой накопившиеся в областях прогибания карбонатные и терригенно-карбонатные отложения. В целом рифейский этап характеризовался высокой тектонической активностью, о чем свидетельствует достаточно широкое развитие не только на окраинах, но и во внутренних районах платформы зон интенсивной дислокации рифейских отложений, перекрытых субгоризонтально залегающими вендскими образованиями.

Образование рифейского и венд-среднепалеозойского структурно-формационного комплексов платформенного чехла разделено длительным перерывом в осадконакоплении, который сопровождался существенной перестройкой структурного плана рифейских отложений и их глубокой эрозией.



1.4 Нефтегазоводоносность

На Камовском своде выделена Юрубчено-Тохомская зона нефтегазонакопления (ЮТЗ), где открыто ряд месторождений, в том числе Юрубчено-Тохомское месторождение, основные перспективы, которых связаны с рифейскими отложениями.

Юрубчено-Тохомское месторождение располагается в пределах Камовского нефтегазоносного района (НГР) Байкитской нефтегазоносной области (НГО) Лено-Тунгусской нефтегазоносной провинции (НГП) Сибирской платформы.

Водонефтяной контакт для этой залежи по результатам испытания и данным ГИС установлен на абсолютной глубине -1845 м.

В пределы Оморинского лицензионного участка попадает, как отмечалось выше, крайняя юго-восточная часть данной залежи.

Общая площадь этой залежи составляет 7400 км2. Высота залежи в своде достигает 155 м, в том числе нефтенасыщенной части 49 м, газонасыщенной 103м.

1.5 Обоснование заложения скважины

Бурение проектируемой скважины осуществляться на стадии поиска и оценки месторождений с целью выявления залежей газа и нефти в отложениях венда и рифея, а также получения данных для предварительной оценки запасов углеводородного сырья по промышленным категориям и выбору первоочередных объектов для дальнейших поисково-разведочных работ.

Задачи, стоящие перед скважиной на данной стадии проведения геологоразведочных работ:

- выявление в разрезе нефтегазоносных и перспективных горизонтов коллекторов и покрышек и определение их геолого-геофизических параметров;

- выделение, опробование и испытание нефтегазоперспективных пластов и горизонтов, получение промышленных притоков нефти и газа и установление свойств флюидов и фильтрационно-емкостных характеристик пластов в отложениях венда и рифея;

- определение физико-химических свойств флюидов, отобранных в процессе проведения работ в пластовых и поверхностных условиях;

- изучение физических свойств коллекторов по данным лабораторного исследования керна и по материалам ГИС;

- открытие месторождения и постановка на государственный баланс;

- выбор объектов для проведения детализационных геофизических и оценочных буровых работ.

Поставленные перед поисковой скважиной задачи решаются последовательно в процессе бурения до глубины 2500 м, и после окончания бурения следующими методами:

- отбор керна из перспективных горизонтов кембрия, венда и рифея, суммарная проходка с отбором керна составит 240 м (9,6% от глубины скважины);

- проведение утвержденного для данного региона комплекса геофизических исследований скважин, с целью изучения геологического разреза, выделения перспективных горизонтов и контроля над техническим состоянием ствола скважин;

- опробование выделенных перспективных объектов на приток в процессе бурения; испытание скважины в эксплуатационной колонне на различных режимах; исследование продуктивных горизонтов;

- проведение работ по интенсификации притоков газа или нефти;

- отбор и лабораторные исследования образцов пород и проб пластовых флюидов с целью изучения их физико-химических свойств;

- изучение сейсмогеологических характеристик вскрываемого разреза.

В результате бурения поисковой скважины № 1 на Камовской площади изучен вскрытый разрез, дано заключение о наличие залежи нефти горизонта Р-I Юрубчено-Тохомского месторождения в пределах проектной площади и газа в пробуренной скважине, дана предварительная оценка их промышленной значимости, дано обоснование проведения дальнейших оценочных работ на данной площади.

1.6 Условия проводки скважины

Данные по проводке скважины приведены в табл. 1.1.

Таблица 1.1 - Геолого-технические условия проводки скважины

№ п/п	Интервалы разреза с различными геолого-техническими условиями	Стратиграфическая приуроченность	Категории пород
	от	до	Толщина		по твердости	по абразивности
1	0	315	315	Q+Эвенкийская св Є2-3	3,5-4	4
2	315 600	865 690	550 90	Ангарская + оленчиминская св. - Є1-2 an	7,0 3 9	4,0 2 8
3	865	955	90	Булайская св.- Є1bul	6,5	5,5
4	955	1530	575	Бельская св.- Є1 bls	5,5-7,0 3	5,0-5,5 2
5	1530 1990	2070 2030	540 40	Усольская св. -1us	3 6,0 9	2 5,-5,5 8
6	2070	2120	50	Тэтэрская V-1tt	5,5-7,5	6,0
7	2120	2175	55	Собинская Vsb	5,5-7,0	6,0
8	2175 2215	2255 2230	80 15	Катангская Vktq	3,5-7,5 9	4,5-8,0 8
9	2255	2300	45	Оскобинская V osk	6,0-7,5	6-8
10	2300	2320	20	Ванаварская V vn	3,5-7,0	4,5-7,0
11	2320	2500	180	Рифейские отл. -R	5-7,5	6,0



1.7 Возможные осложнения при бурении скважины

Данные по осложнениям приведены в табл. 1.2.

Таблица 1.2 - Возможные осложнения

Индекс стратиграфического подразделения	Интервал, м	Вид (название) осложнения	Характеристика (параметры) осложнения и условия возникновения
	от	до
1	2	3	4	5
Q Є2-3ev	0 60	60 315	Обвалы стенок скважин Прихват инструмента	Осыпание слабосцементированных пород При поглощениях
Є 1-2an+ol	315	865	Каверно-образования	При прохождении соленосных отложений за счет вымывания кам. соли
Є 1 bls2	955	1280	Каверно-образования	При прохождении соленосных отложений за счет вымывания кам. соли
Є 1us	1530	2070	Каверно-образования	При прохождении соленосных отложений за счет вымывания кам. соли
	1920	2030	Прихват инструмента	При поглощениях за счет осаждения шлама
Є 1us (осинский гор.)	1920	1990	Агрессивное воздействие пластовых флюидов на буровой раствор	Изменение структуры бурового раствора (сворачивание, выпадение в осадок)
V vn	2300	2320	Обвалы стекнок скважины, прихват инструмента	При бурении аргиллитов склонных к выкрашиванию, набуханию



Глава 2. Проектирование конструкции профиля скважины

2.1 Обоснование конструкции эксплуатационного забоя

Под конструкцией эксплуатационного забоя понимается конструкция скважины в пределах продуктивного пласта.

Рис. 2.1. Конструкция эксплуатационного забоя.

1 - кондуктор; 2 - эксплуатационная колонна; 3 - флюид; 4 - продуктивный пласт; 5 - кровля продуктивного пласта; 6 - подошва продуктивного пласта; 7 - зона перфорации. В зависимости от устойчивости коллектора существует 2 конструкции эксплуатационного забоя - открытая и закрытая. Исходя из характеристики разреза скважины [табл. 1.1] коллектор представлен песчано-алевролитовыми породами, относится к группе терригенных неустойчивых пород, поэтому принимаем закрытую конструкцию эксплуатационного забоя. При этом эксплуатационная колонна опускается до подошвы продуктивного пласта, т.е. до глубины 2500 метров.

2.2 Обоснование конструкции скважины

Для построения этого графика исходными данными является усредненный геологический разрез по скважине с разделением его по нормативным пачкам. Величины градиентов давлений пластового (гидроразрыва) по этим нормативным пачкам в МПа/м и градиенты давлений промывочной жидкости, согласно правилам безопасности в нефтяной и газовой промышленности [1], давление промывочной жидкости до глубины 1200 м. не должно превышать пластовое на 10% и на 5% от 1200 до любой проектной глубины.

Для определения числа колонн строим график совмещенных давлений.

Рис. 2.1 График совмещенных давлений.



Исходя из рис. 2.1., зоны несовместимые с условиями бурения отсутствуют, в связи с этим принимаем многоколонную конструкцию скважины, которая включает в себя: направление; кондуктор; промежуточную колонну; эксплуатационную колонну.

Конструкция поисковой скважины № 1 приводится на основании анализа данных бурения на соседней, в пределах лицензионного участка Оморинской площади, с учетом опыта бурения скважин в пределах Юрубчено-Тохомской зоны. Исходя из проектной глубины скважины и способа ее проводки, учитывая характер и перспективность разреза, пластовые давления, наличие предполагаемых осложнений при бурении на площади, а также уровень применяемой техники и технологии бурения предлагается следующая конструкция скважины:

Направление диаметром 426 мм спускается на глубину 20 метров с целью перекрытия слабоустойчивых, рыхлых пород четвертичного возраста, и верхней части отложений эвенкийской свиты. Цементируется до устья.

Кондуктор 324 мм спускается на глубину 310 метров в подошву эвенкийской свиты. Целью спуска кондуктора является перекрытие зон возможных осложнений при бурении отложений эвенкийской свиты, а также для установки противовыбросового оборудования. Высота цемента до устья скважины.

Промежуточная колонна диаметром 245 мм спускается на глубину 2080 метров в плотную кровельную часть отложений тэтэрской свиты с целью перекрытия всех соленосных отложений и зон поглощения промывочной жидкости в отложениях нижнего кембрия. Предусматривается установка противовыбросового оборудования. Цемент за колонной поднимается до устья.

Эксплуатационная колонна диаметром 168 мм спускается на глубину 2500 м с целью изоляции и качественного испытания возможно продуктивных отложений венда и рифея. Колонна цементируется до глубины 1580 м.

Сводные данные по конструкции скважины приводятся в таблице 2.1.

Таблица 2.1 - Сводные данные по конструкции скважины

№ п/п	Наименование колонны	Диаметр колонны, мм	Марка стали	Глубина спуска, м	Высота подъема цемента за колонной
1	Направление	426	Д	20	до устья
2	Кондуктор	324	Д	310	до устья
3	Промежуточная колонна	245	Е	2080	до устья
4	Эксплуатационная колонна	168	Е	2500	До 1580

2.3 Обоснование глубины спуска кондуктора

Глубина спуска кондуктора определяется исходя из условия предупреждения гидроразрыва пород в случае неуправляемого фонтанирования. Определяется по формуле [2, ф. 7.1].

(2.1)

Где: - пластовое давление, МПа;

L - проектная глубина скважины, м;

- плотность флюида, кг/м?;

- градиент гидроразрыва пород, МПа/м.

Исходные данные: L=2500 м; Рпл=21,6 МПа; ?фл=703 кг/м3; ?Pгр=0,02 МПа/м.

Исходя из опыта работ на этом месторождении, принимаем глубину спуска кондуктора 310 м.



2.4 Выбор диаметра обсадных колонн и долот

Диаметры обсадных колонн рассчитываются снизу вверх, начиная с эксплуатационной колонны, на основании учебного пособия по строительству скважин [2], диаметр эксплуатационной колонны определяется проектным дебетом скважины. Проектный дебет составляет 180 м?/сут., тогда согласно учебного пособия [2] принимаем диаметр эксплуатационной колонны 168 мм. Диаметр муфты таких труб составляет 187,7 мм, тогда согласно правилам безопасности в нефтяной и газовой промышленности [1] необходимая разность диаметров скважины и муфт обсадных колонн должна обеспечивать беспрепятственный спуск колонны до проектной глубины, а также качественное их цементирование. Тогда минимальная допустимая разность муфты обсадной трубы диаметром 168 мм составит 25 мм. Исходя из этого, условия диаметра долота определится из выражения:

(2.2)

Где: - диаметр долота под обсадную колонну, мм; - диаметр муфты обсадной колонны, мм; - допустимая разность муфты и скважины, мм. Согласно учебного пособия [2, табл.7.2]:

- для диаметра 168 мм = 25мм.

мм.

Согласно учебного пособия [2] ближайший стандартный диаметр долота под эксплуатационную колонну составит 215,9 мм.

Для определения долота под промежуточную колонну определяем внутренний диаметр труб согласно учебного пособия [2, ф. 7.4]



(2.3)

Где: - внутренний диаметр промежуточной колонны, мм;

- диаметр долота под эксплуатационную колонну, мм;

- допустимый зазор между долотом и стенками скважины (составляет 5-10 мм)

Тогда:

мм.

Ближайший стандартный наружный диаметр промежуточной колонны, учитывая что толщина стенки 2-8 мм составляет 245 мм.

Диаметр долота под промежуточную колонну составит 245+2•25=295 мм. Согласно учебного пособия [2, табл. 2.2] ближайший стандартный диаметр равен 295,3 мм.

Диаметр долота под кондуктор составит 324+39=363 мм. Согласно учебного пособия [2] ближайший стандартный диаметр равен 393,7 мм.

Полученные результаты сносим в табл. 2.2.

Таблица 2.2 - Конструкция скважины

Наименование колонны	Глубина спуска, м	Диаметр колонны, мм	Диаметр долота, мм
Направление	20	426	490
Кондуктор	310	324	393,7
Промежуточная колонна	2080	245	295,3
Эксплуатационная колонна	2500	168	215,9

2.5 Обоснование профиля скважины

Под профилем скважины понимают ее проекцию на вертикальную плоскость. План скважины - это проекция на горизонтальную плоскость. Профиль скважины зависит от назначения скважины и площади кустовой площадки. Как правило для разведочных скважин он вертикальный, эксплуатационных - наклонно-направленный и горизонтальный. Из наклонно-направленных в Западной Сибири широко используется 2 вида профиля: J-образный и S-образный. Согласно назначения скважины, её можно отнести к группе поисковых. В связи с этим принимается профиль скважины - вертикальный.

Рис. 2.3. Схема профиля проектной скважины.

2.6 Типоразмеры долот

Для выбора типа и размера долот необходимо проанализировать физико-механические свойства пород по разрезу скважины с целью разделения его на нормативные пачки, имеющие в своем составе породы, различающиеся между собой по твердости и абразивности не более чем на одну, две единицы.

Это необходимо для определения средней абразивности А и средней твердости Т по пачкам с целью выбора породо-разрушающего инструмента (ПРИ) по классификационной таблице в НИИБТ.

Данные по нормативным пачкам приведены в табл. 2.3.

Таблица 2.3 - Нормативные пачки

№ пачки	Интервал, м
I	0 - 315
II	315 - 865
III	865 - 1280
IV	1280 - 1530
V	1530 - 2070
VI	2070 - 2175
VII	2175 - 2500

Средняя твердость определяется по следующей формуле:

T=(h1t1+h2t2+h3t3+h4t4)/H (2.4);

Средняя абразивность определяется по следующей формуле:

А=(h1A1+h2A2+h3A3+h4A4)/H (2.5)

Где:

t1t2…. - твердость отдельного слоя породы в каждой нормативной пачке.

h1h2…. - мощность каждого отдельного слоя каждой нормативной пачки.

А1А2…. - абразивность отдельного слоя породы каждой нормативной пачки.

Н - мощность каждой нормативной пачки.

I. пачка:

T=(305•4,0)/315=3,8

A=(305•4,0)/315=3,8

II. пачка:

T= (285•7,5+100•3,5+165•9,0)/550=6,9

A= (285•4+100•2+165•8)/550=4,8

III. пачка:

T=(90•6,5)/90=6,5

A= (90•5,5)/90=5,5

IV. пачка:

T= (325•3,5+250•6)/575=4,5

A= (325•2+250•5,5)/575=3,5

V. пачка:

T= (540•6,0)/540=6,0

A= (540•5,0)/540 =5,0

VI. пачка:

T= (50•7,5+55•7,5)105=7,5

A= (50•6,0+55•6,0)/105=6,0

VII. пачка:

T= (80•3,5+45•9,0+20•6,0+180•7,5)/325=6,6

A= (80•4,5+45•4,5+20•6,0+180•6,5)/325=5,7

Приводим усреднённый геологический разрез в табл. 2.4.

Таблица 2.4 - Усредненный геологический разрез для выбора бурильных долот

Пачки	Интервал			Наименование преобладающих пород
	от	до
I	0	315	3,8	3,8	Алевролиты, доломиты
II	315	865	4,8	6,9	Доломиты, каменная соль, долериты
III	865	955	5,5	6,5	Доломиты
IV	955	1530	3,5	4,5	Доломиты, каменная соль
V	1530	2070	5,0	6,0	Доломиты, долериты, ангидритизация
VI	2070	2175	6,0	7,5	Доломиты, глинизация, кавернозность
VII	2175	2500	5,7	6,6	Доломиты, песчаники, кавернозность, долериты



С целью выбора ПРИ строим классификационную таблицу НИИБТ.

Таблица 2.5 - Классификационная таблица НИИБТ

Данные о типоразмерах приведены в табл. 2.6.

Таблица 2.6 - Сводные данные о типах размерах долот

№ нормативной пачки	Интервал бурения, м	Типоразмер долот
I	0 - 20	Ш 490 С-ЦВ
	20 - 310	393,7 С-ЦВ; СЗ-ГВУ
II	310 - 865	Ш 295,3 Т-ЦВ; 11 5/8F47HYPS
III	865 - 955	Ш 295,3 Т-ЦВ; 11 5/8F47HYPS
IV	955 - 1530	Ш 295,3 Т-ЦВ; 11 5/8F47HYPS
V	1530 - 2080	Ш 295,3 Т-ЦВ; 11 5/8F47HYPS
VI	2080 - 2175	Ш 215,9 Т-ЦВ; ТЗ-ГАУ
VII	2175 - 2500	Ш 215,9 Т-ЦВ; К212,7/100 ТКЗ



Глава 3. Проектирование технологического процесса углубления скважины

3.1 Обоснование способа бурения под колонны

Исходя из практики буровых работ на Камовском месторождении, проектом предусматривается бурение всех интервалов скважины роторным способом.

3.2 Проектирование режима бурения по интервалам скважины

Под режимом бурения понимают совокупность технологических параметров, обеспеченных углубление скважины, включающих осевую нагрузку (Gд, кН), частоту вращения долота (n, об/мин, min-1), расход промывочной жидкости (Q, л/с) и параметров промывочной жидкости: плотность (?, км/м3), условная вязкость УВ, показатель фильтрации (Ф, см3/30 мин), СНС (Па, дПа), содержание песка и шлама (%).

Задача проектирования заключается в выборе такого оптимального их сочетания, которое обеспечивало бы эффективное углубление скважины и рациональную отработку долот. Осевая нагрузка на долото с целью их рациональной отработки определяется заводом изготовителем.

Данные по режимам бурения приведены в табл. 3.1.

Таблица 3.1 - Режим бурения по интервалам

Интервал, м	Тип долота	Режим бурения
		G, кН	n, об/ мин.	Q, м3/с
0-20	Ш 490 С-ЦВ	250	80	0,069
20-310	III 393,7 - С-ЦВ	250	80	0,058
310-2080	III 295,3 - Т-ЦВ	250	80	0,032
2080-2500	III 215,9 - Т-ЦВ; К212,7/100 ТКЗ	200	80	0,015



Согласно учебного пособия [2, табл. 7.6, 7.7,] выбираем осевую нагрузку на долото и частоту вращения, расход промывочной жидкости определяется с учетом заданной скорости восходящего потока обеспечивающего эффективный вынос шлама, сохранение устойчивости стенок скважины, и предупреждение прихватов по формуле:

(3.3)

Где:

-коэффициент, учитывающий твердость пород; для мягких - 1,3; средних - 1,25; твёрдых - 1,05;

-диаметр долота, м.

-наружный диметр бурильных труб, м.

-скорость восходящего потока; для мягких - 1,5; средних - 1,2; твёрдых - 1,0.

Для средних пород:

Q=0,785•1,25•(0,4902 -0,4262)•1,2=0,069 м3/с

Q=0,785•1,25•(0,39372 -0,3242)•1,2=0,058 м3/с

Q=0,785•1,25•(0,29532 -0,2452)•1,2=0,032 м3/с

Для твёрдых пород:

Q=0,785•1,05(0,21592 -0,1682)•1,0=0,015 м3/с

3.3 Мероприятия по рациональной отработке долот

Долота, поступающие из завода изготовителя, подлежат внешнему осмотру включающий: соответствие маркировки долота его паспорту; наличие заглушек на гидромониторных насадках; отсутствие сколов зубьев и твердосплавных вставок; свободное вращение шарошек долота и отсутствие люфта; отсутствие задиров, качество присоединительной резьбы. Отработка долот должна производиться в соответствии с инструкцией по отработке долот, подробно изложенной в учебнике для нач. проф. образования по бурению нефтяных и газовых скважин [3].

Согласно этой работе рациональная отработка долот включает следующие мероприятия:

систематический учет показателей работы долот дифференцированно по нефтяным и газовым месторождениям, площадям, стратиграфическим подразделениям, интервалам глубин, способам и режимам бурения;

оценка и учет результатов промысловых испытаний опытных и опытно-промышленных партий долот новых конструкций;

изучение и учет характера износа элементов долота;

систематическое изучение и анализ геологического разреза по данным геофизических исследований, исследований кернового и шламового материала;

проведение хронометража работы долот.

буровой скважина эпюра проектирование

3.4 Выбор бурильной колонны и ее технологической оснастки

Диаметр бурильной колонны определяется соотношением ПРИ, согласно учебного пособия [2, табл. 7.4]. При бурении под направление диаметр УБТ составит 254 мм. При бурении под кондуктор принимаем диаметр УБТ равным 229 мм. При бурении под промежуточную колонну принимаем диаметр УБТ равным 203 мм. При бурении под эксплуатационную колонну принимаем диаметр УБТ равным 159 мм.

Диаметр бурильных труб при бурении составит 127 мм.

Рассчитаем длину УБТ для создания расчетной осевой нагрузки на долото [2, ф. 7.9]



, м [3.4]

Где:

- плотность промывочной жидкости, г/см?;

- плотность стали из которой изготовлена УБТ, г/см?;

g - ускорение свободного падения, м/с?;

- расчетная осевая нагрузка, кН.

Считаем длину УБТ под кондуктор:

Считаем длину УБТ под промежуточную колонну:

Считаем длину УБТ под эксплуатационную колонну:

Для обеспечения без аварийной проходки скважины, бурильная колонна оснащается технологической оснасткой, в состав которой входят:

- калибратор;

- центратор.

3.5 Выбор и обоснование типа промывочной жидкости

Основная функция промывочной жидкости является охлаждение ПРИ и эффективный вынос шлама. Другими функциями являются:

Передача гидравлической энергии забойным двигателям в случае их применения.

Сохранение и укрепления стенок скважины (за счет введения различных кальматантов).

Уменьшение трения между бурильной колонной и стенками скважины.

Удерживать шлам во взвешенном состоянии после остановки насоса, т.е. имеет структуру.

Сохранять естественную проницаемость продуктивного пласта.

Промывочная жидкость, применяемая при бурении поисковой скважины № 1 должна обеспечить безаварийные условия бурения скважины с высокими технико-экономическими показателями, а также качественное вскрытие продуктивных горизонтов.

Основными критериями выбора типа промывочных жидкостей являлись:

-поддержание высокой механической скорости бурения;

-сохранение номинального диаметра ствола скважины;

-предупреждение осложнений, связанных с поглощениями промывочной жидкости, кавернообразованием и обвалообразованием ствола скважины;

-сохранение коллекторских свойств продуктивных горизонтов.

Бурение скважины № 1 проектируется проводить под направление, кондуктор и эксплуатационную колонну на пресном глинистом растворе, при бурении под промежуточную колонну промывку скважины планируется проводить на минерализованном растворе хлористого натрия.

Проектные данные по промывочной жидкости приводятся в табл. 3.2.

Таблица 3.2 - Параметры бурового раствора

Интервал, м	Тип промывочной жидкости	Параметры промывочной жидкости	Наименование химических реагентов
		Плотность, гс/м3	Вязкость, с	Водоотдача, см3 за 30мин	рН
0-310	Полимер глинистый раствор	1,05-1,07	30-35	до 8	7-8	Глинопорошок, сода кальциниров., КМЦ, вода технич.
310- 2080	Высокоминерализованный полимерный раствор	1,22-1,24	24-26	8-10	7-8	Повареная соль, КМЦ, сода кальцинированная, СМАД-1, вода технич.
2080- 2500	Полимер-глинистый раствор	1,05-1,07	30-35	4-6	7-8	Глино-порошок, сода кальции-нирован., КМЦ, СМАД-1, вода технич.

3.6 Характеристика химических реагентов, для регулирования свойств промывочных жидкостей

Согласно учебного пособия [2] для регулирования функциональных свойств промывочной жидкости используют свыше 1700 химических реагентов. Стоимость химреагентов в доли стоимости скважины довольно высока, и составляет 2-3,5% при глубине скважин до 3 км, и 10% при глубине более 5 км. Наиболее широко используются около 300 реагентов. В связи с этим рассмотрим только характерные представители функциональных групп.

Понизители фильтрации.

Понизители фильтрации стабилизируют дисперсную систему, снижают проницаемость фильтрационной корки. Углещелочной реагент (УЩР) - порошок темно-бурого цвета, УЩР обладает многофункциональными свойствами: является интенсивным пептизатором твердой фазы, особенно глинистой, эффективным понизителем фильтрации и вязкости, эмульгатором и регулятором рН.

Торфощелочной реагент (ТЩР) - представляет собой порошок темно-коричневого цвета, соотношение торфа и щелочи обычно равно 10:2 или 15:2. Особенностью ТЩР является наличие большого количества волокнистых остатков, сильно повышающих вязкость раствора.

Конденсированная сульфит - спиртовая барда (КССБ) - жидкость темно-коричневого цвета, плотностью 1,11-1,15 г/см3. Получают КССБ путем конденсации лигносульфонатов формальдегидом и фенолом.

Крахмал - естественный полисахарид. Представляет собой порошок белого или желтоватого цвета, растворим в слабых растворах щелочей, в бурении применяется около 40 лет.

Модифицированный крахмал (МК) - порошок белого цвета, хорошо растворим в воде. Обладает ферментативной устойчивостью и высокой термостойкостью (до 140-1500С) и пониженными значениями рН-8-9.

Декстрин - порошок белого цвета, хорошо растворим в воде, получают при гидролизе крахмала.

Карбоксилметилцеллюлоза (КМЦ) - продукт взаимодействия щелочной целлюлозы с натриевой солью монохлоруксусной кислоты.

Полианионная цнллюлоза (ПАЦ) - высокозамещенная по карбоксиметильным группам КМЦ.

Карбоксиметилированный крахмал (КМК) - «крахмальный» аналог КМЦ. Синтез КМК осуществляется путем карбоксиметилирования крахмала.

Понизители вязкости.

Сульфит - спиртовая барда (ССБ) - густая темно-бурая жидкость с характерным кисловатым запахом.

Феррохромлигносульфонат (фХЛС) - не слеживающийся сыпучий порошок коричневого цвета, полностью растворимый в воде и щелочных средах.

Окзил - жидкий продукт 25-27% концентрации плотностью 1,12-1,15 г/см3, который получают путем обработки ССБ хромпиком.

Реагенты - пеногасители.

Суспензия полиэтилена (ПЭС) - представляет собой не гранулированную тонко-дисперсную полиэтиленовую крошку в дизельном топливе при соотношении 1:10.

Соапсток - пастообразное масляное вещество - отход рафинирования растительных масел.

Реагенты, связывающие ионы кальция и магния.

Кальцинированная сода - порошок белого цвета плотностью 2,5 г/см. Получают соду из СаСО3. Триполифосфат натрия (ТПФН) - реагент представляет собой смесь солей полифосфатов в виде стекловидных кусков, пластинок или порошка.

Кольматирующие добавки.

Предназначены для обработки буровых растворов с целью предупреждения их поглощения при вскрытии высокопроницаемых и трещиноватых пород.

Сломель - порошок из бумажно-слоистого пластика с размерами частиц: 20-40 мкм - 50%, менее 5 мкм - 0,5%, более 300 мкм - 0,2%.

Стеклопластиковая пыль (СПП) - представляет собой порошок из микроволокнистого стеклопластика размером 3-700 мкм - 70% и 30% пыли эпоксидной смолы размером 3-100 мкм.

Утяжеляющие агенты.

Используются для увеличения плотности промывочной жидкости при вскрытии пластов с АВПД, бурении неустойчивых пород, для регулирования плотности полимерных растворов.

Наиболее широко используется барит (BaSO4) получаемый путем гравитационного обогащения баритовых руд.

Сидерит (карбонат железа) FeCO благодаря практически полному (до 90%) растворению в соляной кислоте целесообразно использовать при вскрытии продуктивных пластов.

ПАВ-добавки.

Поверхностно-активные вещества (ПАВ) - химические реагенты, способные накапливаться на поверхности раздела фаз, понижая ее свободную энергию (поверхностное натяжение).

ПАВ - водорастворимые органические соединения, молекулы которых состоят из двух частей: полярной (гидрофильной) и не полярной (гидрофобной).

Смазочные добавки.

Используются для снижения трения между бурильными трубами и стенками скважины при роторном бурении. При турбинном бурении используется для уменьшения вероятности прихватов бурильной колонны. Известно более 120 марок смазочных добавок.

СПРИНТ-33 - порошкообразная гранулированная смазочная добавка на основе натурального сырья, в состав которого входят анионогенные ПАВ и полезные добавки.

Трибос - пастообразная смазочная добавка на основе рыбьего жира и отходов его переработки, в состав которых входят ионогенные ПАВ и полезные добавки. Добавляются к буровым растворам в количестве 3-10% по объему.

СНПК-ПКД-515 - прозрачная светло-коричневая воспламеняющаяся жидкость плотностью 0,9 г/см3.

ФК-2000 Плюс - непрозрачная светло-коричневая вязкая жидкость плотностью 1,03 г/см3, представляющая собой раствор смеси анионных и неионогенных ПАВ на основе растительных масел.

ИКФРИ - прозрачная светло-коричневая легкоподвижная жидкость плотностью 0,87 г/см3. Представляет собой нерастворимую в воде смесь химреагентов, включающих ПАВ, растворителей разной полярности и других полезных добавок.

ИКД - прозрачная бесцветная легкоподвижная жидкость плотностью 1,03

г/см3, представляющая собой водорастворимую смесь неионогенных ПАВ.

ДСБ-4ТТП - прозрачная темно-коричневая легкоподвижная жидкость плотностью 1,0 г/см3 на основе модифицированных кислот и талового масла.

Флокулянты.

Флокулянты - вещества, способствующие объединению твердых коллоидных частиц буровых растворов в крупные агрегаты до размеров (30 мкм), доступных для удаления существующими очистными устройствами.

Наилучшими флоккулирующими свойствами обладает полиакриламид (ПАА).



3.7 Приготовление бурового раствора

Проектом предусмотрено приготовление бурового раствора на месте производства буровых работ. Согласно учебного пособия [2] для приготовления буровых растворов используют механизированный комплекс БПР-5 включающий:

Блок приготовления бурового раствора (БПР) (рис 3.1.) включает загрузочный бункер (6), разгрузочное устройство пневмоэжекторного типа (15), смеситель гидроэжекторного типа (17).

Рис. 3.1. Блок приготовления бурового раствора (БПР).

Блок приготовления бурового раствора (БПР):

1 - приемная воронка; 2 - растворопровод; 3 - блок очистки; 4 - гидравлические перемешивающие устройства; 5 - промежуточная емкость; 6 - бункер блока приготовления; 7 - емкость с поперечным желобом; 8 - буровые насосы; 9 - приемная емкость; 10,13 - задвижки низкого и высокого давления соответственно; 11 - гидравлический диспергатор; 12 - фильтр; 14 - аэрирующее шиберное устройство; 15 - разгрузочное пневматическое устройство; 16 - площадка; 17 - гидросмеситель; 18 - воронка; 19 - механические перемешивающие устройства.

3.8 Очистка бурового раствора

В процессе бурения промывочная жидкость обогащается шламом горных пород, пластовыми водами, газом, что значительно изменяет ее свойства. Согласно учебного пособия [2] для восстановления ее свойств используется механическая очистка и дополнительная химическая подготовка.

Тонкая очистка осуществляется в 2 ступени, сначала промывочная жидкость поступает на группу гидроциклонов пескоотделителей, далее на группу гидроциклонов илоотделителей.

При содержании газа в промывочной жидкости более 2%, промывочная жидкость подается на газовый сепаратор.

Для отчистки БР от шлама используем 3-х ступенчатую систему отчистки (рис. 3.2.)

Рис. 3.2. Схема регенерации промывочной жидкости.



Схема регенерации промывочной жидкости:

1 - скважина; 2 - вибрационное сито; 3,5 - центробежные насосы; 4 - пескоотделитель ГЦК-360; 6 - илоотделитель ИГ-45М; 7,8,9 - резервуары циркуляционной системы; 10 - буровой насос.

Входящая из скважины промывочная жидкость по наклонным желобам самотеком поступает в очистную систему, где проходит грубую и тонкую очистку от механических примесей (шлама), дегазацию и возвращается в приемные емкости насосов, при необходимости в раствор вводят химические реагенты для регулирования ее свойств.

Полная очистка промывочных жидкостей возможна за счет коагуляции шламов при обработке их гидрофобными кремнийорганическими жидкостями (ГКЖ-10, ГКЖ-11). Грубая очистка промывочных жидкостей осуществляется на вбросите.

Вибросито состоит из массивного основания, на котором с помощью амортизаторов наклонно закреплена подвижная рама с решетом, поверх которого устанавливается кассета с металлической сеткой из нержавеющей

проволоки с отверстиями размером 0,16 - 0,5 мм.

Промывочная жидкость поступает к виброситу по наклонному желобу через распределитель потока. Рама совершает возвратно-поступательные движения с частотой от 25 до 35 колебаний в минуту.

Пескоотделитель состоит из группы гидроциклонов, шламового насоса, емкости, соединительной трубы, установленных на сварной раме (рис. 3.3.).



Рис. 3.3. Гидроциклонный пескоотделитель.

Гидроциклонный пескоотделитель: 1 - гидроциклон, 2 - рама, 3 -соединительная труба, 4 - емкость, 5 - шламовый насос.

Гидроциклон пескоотделителя представляет собой корпус, состоящий из верхней короткой цилиндрической части и нижней удлиненной конусной части. Из внутренней очищенный полости сосуда через верхнюю крышку выводится выходной патрубок, конус заканчивается внизу выпускным каналом с песковой насадкой. Промывочная жидкость шламовым насосом под давлением 0,2--0,3 МПа подается через тангенциальный патрубок в цилиндр. Под действием центробежной силы жидкость, совершая вращательное движение, освобождается от шлама, который сползает по поверхности конуса и удаляется затем через насадку. Очищенная жидкость через выходной патрубок направляется в отстойник. Регулирующее устройство позволяет изменить диаметр насадки с учетом наибольшего диаметра частиц, подлежащих удалению.



Глава 4. Проектирование технологического процесса крепления скважины

4.1 Требование к крепи скважины

Под крепью скважины понимают обсадную колонну с сформировавшемся вокруг нее цементным камнем.

Крепь служит: 1) для сохранения форм и размеров поперечного профиля скважины; 2) исключения межпластовых перетоков; 3) исключения неуправляемого фонтанирования.

Согласно учебного пособия [2] под крепью скважин понимают обсадную колонну с сформировавшимися вокруг нее тампонажным камнем.

Крепление скважин предназначено для:

- сохранения формы и размеров проектного поперечного сечения на весь период их эксплуатации;

- разобщения пластов с целью исключения межпластовых перетоков и флюидопроявлений как в процессе строительства, так и в период их эксплуатации;

- надежной охраны недр.

Крепление скважин - комплекс взаимосвязанных последовательно выполняемых процессов, включающих спуск в скважину обсадной колонны и заполнение затрубного пространства тампонажным раствором, после затвердевания, которого создается твердая, практически непроницаемая перемычка (тампонажный камень).

Кроме этого, тампонажный камень выполняет следующие функции:

- удерживает колонну от осевых перемещений, возникающих за счет ее собственного веса, термобарических деформаций и ударных нагрузок;

- защищает обсадную колонну от коррозионного воздействия пластовых вод и газов;

- увеличивает сопротивляемость колонны избыточным внутренним и наружным давлениям.

Качество крепления определяют:

- толщина и группа прочности стали труб обсадной колонны;

- состав, количество и расположение технологической оснастки на обсадных колоннах;

- качество проработки ствола скважины и условия спуска обсадных колонн;

- тип и качество буферной жидкости и тампонажного раствора;

- способ и технико-технологические условия цементирования.

Наружное давление на стенки обсадной колонны осуществляет основной столб жидкости, состоящий из: чистого цементного раствора, облегченного, буферной жидкости, бурового раствора.

4.2 Расчет обсадных колонн на прочность

К прочностным характеристикам обсадных труб относятся:

1) толщина стенок;

2) группа прочности стали.

На промежуточную колонну в скважине действует 4 группы сил:

1)осевая растягивающая нагрузка при спуске;

2)осевая нагрузка сжатия;

3)наружное избыточное давление, возникающее при цементировании, при освоении и при окончании процесса эксплуатации скважины;

4)внутреннее избыточное давление возникает при опрессовке труб на герметичность.

На эксплуатационную колонну в скважине действует 3 группы сил: 1)осевая растягивающая нагрузка при спуске;

2)наружное избыточное давление, возникающее при цементировании, при освоении и при окончании процесса эксплуатации скважины;

3)внутреннее избыточное давление возникает при опрессовке труб на герметичность.

Разрез скважины приведён на рис. 4.1.

Рис. 4.1. Разрез скважины.

Исходные данные приводим в табл. 4.1.

Таблица 4.1 - Исходные данные для расчета эксплуатационной колонны на прочность

Наименование	Условное обозначение	Размерность	Величина
Расстояние от устья скважины:
-до башмака промежуточной колонны.		м	2080
-до башмака эксплуатационной колонны.		м	2500
-до башмака кондуктора.		м	310
-до уровня тампонажного раствора в затрубном пространстве.	h	м	1450
-до уровня ПЖ в колонне (при испытании на герметичность)		м	1000
-до уровня ПЖ в колонне (при освоении скважины)		м	1500
-до середины продуктивного пласта	S	м	2410
Удельный вес: -тампонажного раствора		Н/м?	1,85*104
-нефти (в период ввода скважины в эксплуатацию)		Н/м?	0,85*104
-воды		Н/м?	1,0*104
-скважинной жидкости (на момент окончания процесса эксплуатации скважины).		Н/м?	0,95*104
-состав столба жидкости (тампонажного и бурового раствора) по всей длине скважины.		Н/м?	1,4*104
Давление: Пластовое давление на уровне кровли продуктивного пласта.		МПа	21,6
Пластовое давление на глубине S.		МПа	22,4
Пластовое давление на уровне подошвы продуктивного пласта.		МПа	23,2

4.2.1 Построение эпюры наружных давлений

1. Определим наружные давления для незацементированной зоны.

PZн= 10-6?р* Z, при 0Zh (4.1.)

при Z= 0 м.

P0н= 10-61,41040 = 0 МПа.

при Z= h = 1450 м.

P1450н= 10-6 1,41041450 = 20,3МПа.

2. Определим наружные давления в зацементированной зоне в интервале закрепленной предыдущей колонны (1450-2080 м).



РZн = 10-6 ?р h+10-6 ?ц (Z-h), при hZLК (4.2.)

при Z= h = 1450 м.

Р1450н= 10-6*1,4*104*1450+10-6*1,85*104*(1450-1450) = 20,3 МПа.

при Z= LК = 2080 м.

Р2080н= 10-6*1,4*104*1450+10-6*1,85*104*(2500-1450) = 31,955 МПа.

3. Определим наружные давления по всей длине скважины на момент окончания цементирования.

PZн= 10-6[?рh+ ?ц(Z-h)] ,при hZL (4.3.)

при Z=L=2500

Р2500н= 10-6*[1,4*104*1450+1,85*104*(2500-1450)] = 39,725 МПа.

Строим эпюру наружных давлений (рис. 4.2.).

Рис. 4.2. Эпюра наружных давлений.



4.2.2 Строим эпюру избыточных наружных давлений

1. Определяем избыточное наружное давление на момент окончания цементирования.

PZн.и= 10-6 ( -)Z, при 0Z h (4.4.)

при Z= 0 м.

P0н.и= 10-6 (1,4104 -1,4104)0= 0 МПа.

при Z= h = 1450 м.

P1450н.и= 10-6 (1,4104 -1,4104)1450= 0 МПа.

=т.к. между кондуктором и эксплуатационной колонной буровой раствор.

PZн.и= 10-6 [(-)Z - (-)h], при hZL (4.5.)

при Z =L = 2500 м.

P2500н.и= 10-6[(1,85104-1,4104)2500 - (1,4104-1,4104)1450]= 11,25 МПа.

=т.к. между кондуктором и эксплуатационной колонной буровой раствор.

Строим эпюру избыточных наружных давлений на момент окончания цементирования (рис. 4.3.).



Рис. 4.3. Эпюра избыточных наружных давлений на момент окончания цементирования.

2. Определяем избыточное наружное давление при испытании на герметичность снижением уровня.

а) В незацементированной зоне.

PZн.и= 10-6 Z, при 0ZH1 (4.6.)

при Z= 0 м.

P0н.и=10-6 1,41040= 0 МПа.

при Z= H1 = 1000 м.

P1000н.и= 10-6 1,41041000= 14 МПа.

б) В незацементированной зоне

при h ZH1

при Z= H1 = 1000 м.

P1000н.и= 10-6 1,41041000= 14 МПа.

PZн.и= 10-6[h -(Z- H1)], (4.7.)



при Z= h = 1450 м.

P1450н.и= 10-6[1,41041450 -1,0104 (1450-1000)]= 15,8 МПа.

в) В зацементированной зоне

PZн.и= PZн -10-6 (Z-H1), при H1ZLк (4.8.)

при Z= LК = 2080 м.

P2080н = 31,9 МПа

P2080н.и= 31,9 -10-6 1,0104 (2080-1000)= 21,1 МПа.

при Z= L = 2500 м.

P2500н= 39,7 МПа.

P2500н.и= 39,7 -10-6 1,0104 (2500-1000)= 24,7 МПа.

Строим эпюру избыточного наружного давления при испытании на герметичность (рис. 4.4.).

Рис. 4.4. Эпюра избыточного наружного давления при испытании на герметичность.



4.2.3 Определяем избыточное наружное давление при освоении скважины

а) в незацементированной зоне

При освоении давление гидроразрыва меньше 2МПа, чем давление в пласте.

(4.9.)

при Z= 0 м.

.

при Z= H2 = 1500 м.

.

(4.10.)

при Z= h = 1450 м.

.

б) в зацементированной зоне



(4.11.)

при Z= Lк = 2080 м.

при Z= L = 2500 м.

Строим эпюру избыточного наружного давления при освоении скважины (рис. 4.5.).

Рис. 4.5. Эпюра избыточного наружного давления при освоении скважины.

4.2.4 Построение эпюр избыточных внутренних давлений при испытании на герметичность

а) В незацементированной зоне

PZв.и= 1,1Pву -10-6 (-)Z, при 0Zh (4.12.)



Pву=1.1*Русть=1.1*19,6=21,6 МПа

при Z= 0 м.

P0в.и= 1,121,6 -10-6 (1,4104-0,95104)0= 23,76 МПа.

При Z=h = 1450 м.

P1450в.и = 1,121,6 -10-6 (1,4104-0,95104)1450= 17,26 МПа.

б) В зацементированной зоне

PZв.и= 1,1Pву+10-6 Z-PZн, при LкZS и при SZL (4.13.)

при Z= Lк = 2080 м.

P2080в.и= 1,121,6 +10-60,951042080- 31,9 = 11,62 МПа.

при Z= L = 2500 м.

P2500в.и= 1,121,6+10-60,951042500-39,7 = 7,81 МПа.

Строим эпюру избыточных внутренних давлений при испытании на герметичность(рис. 4.6.).

Рис. 4.6. Эпюра избыточных внутренних давлений при испытании на герметичность.



4.3 Расчёт эксплуатационной колонны на прочность

Длина I секции (L1) принимается равной мощности нефтяного пласта + 50 метров. По условию мощность нефтяного пласта составляет 180 метра, тогда длину первой секции принимаем равной L1= 200 метров.

Для выбора толщины стенок и группы прочности стали для каждой секции эксплуатационной колонны, используются расчетные данные избыточных наружных давлений. Согласно эпюре А - E избыточных наружных давлений в интервале скважины 2320- 2500 Рн.и= 30,2 МПа.

Коэффициент запаса прочности (n1), в зоне продуктивного пласта принимаем равным n1= 1,2, тогда определим максимальное избыточное наружное давление с учётом коэффициента запаса прочности n1 по формуле 4.14:

Pmaxн.и= Pн.иn1 (4.14.)

Pmaxн.и= 30,2*1,2= 36,24МПа.

Согласно методичке по практическим расчётам при бурении нефтяных и газовых скважин [4] находим, что этому давлению соответствуют трубы с группой прочности стали Е, с толщиной стенки ?=8,9 мм для которых: Pкр1= 36,2 МПа.

Рассчитаем вес I секции труб Q1 по формуле 4.15:

Q1= L1q1 (4.15.)

Согласно методичке по практическим расчётам при бурении нефтяных и газовых скважин [4] для труб диаметром 168,3 мм с толщиной стенки ?=8,9 мм вес одного погонного метра трубы q1=0,290 кН.

Тогда общий вес I секции составит: