Бурение эксплуатационной наклонно-направленной скважины на Озерной площади

--PAGE_BREAK--2.7 ГЕОФИЗИЧЕСКИЕ ИССЛЕДОВАНИЯ
Таблица 6






2.8.3 ОСЫПИ И ОБВАЛЫ СТЕНОК СКВАЖИНЫ

Таблица 8






2.8.4 НЕФТЕГАЗОВОДОПРОЯВЛЕНИЯ

Таблица 9



2.8.5 ПРОЧИЕ ВОЗМОЖНЫЕ ОСЛОЖНЕНИЯ
Таблица 10






3. ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЙ РАЗДЕЛ

3.1 ВЫБОР КОНСТРУКЦИИ СКВАЖИНЫ

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

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

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

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

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

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

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

Определяется диаметр долота под эксплуатационную колонну:




Dд.эк. = dм + 2δ = 0,188 + 2 Ч 0,012 = 0,212м,
где dм – диаметр муфты эксплуатационной колонны,δ – зазор между муфтой эксплуатационной колонны и стенками скважины, зависящий от диаметра и типа соединения обсадной колонны профиля скважины, сложности геологических условии, выхода из под башмака предыдущей колонны и т.д. Принимается 0,02 м. из опыта бурения. Принимается согласно ГОСТу 20692-75 диаметр долота 0,2159 м.

Определяется диаметр технической колонны из условия прохождения долота по эксплуатационной колонне:
Dвнк = Dд.эк. + (0,006ч0,008)=0,2159 + 0,006 = 0,2219 м,
где 0,006ч0,008 м зазор между долотом и внутренним диаметром технической колонны. Принимается диаметр технической колонны по ГОСТу 632-80 равный 0,245 м.

Определяется диаметр долота под техническую колонну:
Dд.т. = Dм + 2δ = 0,271 + 2 Ч 0,012 = 0,295м.
Принимается диаметр долота по ГОСТу 20692-75 равный 0,2953 м.

Определяется диаметр кондуктора:
Dвн.к = Dд.т + (0,006 ч 0,008) = 0,2953 + 0,006 = 0,3013 м,
где 0,006ч0,008 м зазор между долотом и внутренним диаметром техническойколонны. Принимается диаметр кондуктора по ГОСТу 632-80 равный 0,324 м.

Определяется диаметр долота под кондуктор:




Dд.к = dм + 2δ = 0,351 + 2 Ч 0,015 = 0,381 м.
Принимается диаметр долота по ГОСТу 20692-75 равный 0,3937 м.

Определяется диаметр ІІ направления:
Dвн.н = Dд.к + 0,006 = 0,3937 + 0,006 = 0,3997м.
Принимается по ГОСТу 632-80 диаметр направления 0,426 м.

Определяется диаметр долота под IIнаправление:
Dд.н = dмн +2δ = 0,451+2 Ч 0,02 = 0,491 м.
Принимается по ГОСТу 20692-72 диаметр долота равный 0,490 м.

Диаметр Iнаправления равен 0,530 м.

Диаметр долота под Iнаправление равен 0,6 м.

КОНСТРУКЦИЯ СКВАЖИНЫ
Схема 1






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

РАСЧЕТ НАКЛОННОГО СТВОЛА СКВАЖИНЫ

Исходные данные:

Глубина скважины Lв – 1838 м.

Глубина зарезки наклонного ствола Нв = 200 м.

Диаметр долота Dд = 0,2953 м.

Диаметр забойного двигателя Dз.д = 0,24 м.

Длина отклонителя L.що= 10м.

Длина забойного двигателя L2тсш = 17 м.

Определяется радиус искривления ствола скважины:

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

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




 =  =  = 282 м;

fот =  =  = 9,9 мм;

I = 0,049= 0,049 Ч 244 = 16,257см2;

 =  =  = 429,4 м,
где К1 – принимаемый зазор между забойным двигателем и стенкой скважины, в зависимости от твердости горных пород 2 – 6см;

fзд – прогиб отклонителя забойного двигателя в искривленном стволе

скважины;

I– момент инерции поперечного сечения забойного двигателя;

Е – модуль Юнга, Е = 2,1 Ч 107
 =  =  = 599 м,

fзд =  =  = 6,31 мм;

I= 0,049= 0,049 Ч 19,54 = 7085 см2,
где: qзд – масса забойного двигателя длиной в 1 см (кг).

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

Определяется максимальный угол наклона ствола скважины:
соs α =  =  = 0,9910; α = 7о,
где: А – проложение – 200 м; Н = Lв – Нв = 1838 – 200=1638 м.

Определяется горизонтальная проекция искривленного участка:




а = R Ч (1 – соs α) = 600 Ч (1 – 0,9910) = 5,4 м.
Определяется вертикальная проекция искривленного участка:
h = R Ч sin α = 600 Ч 0,1219 = 73,14 м.
Определяется вертикальная проекция прямолинейного наклонного участка:
Н = Lв – (Нв + h) = 1838 – (200 + 73,14) = 1565 м.
Определяется горизонтальная проекция прямолинейного наклонного участка:
А = Н Ч tg α = 1565 Ч 0,1228 = 192 м.
Определяется длина искривленного участка:
ℓ2 = 0,01745 Ч R Ч α = 0,01745 Ч 600 Ч 7 = 73,3 м.
Определяется длина прямолинейного наклонного участка:
ℓ3 = Н1 / соs α = 1565 / 0,9910 = 1579 м.
Определяется длина наклонного участка:
Lн = ℓ1+ ℓ2+ ℓ3=200 + 73,3 + 1579 = 1852 м.
Определяются коэффициенты приращения по интервалам наклонной скважины:


к2 = ℓ2/ h = 73,3 / 73,1 = 1,002;

к3 = ℓ3/ Н = 1579 / 1565 = 1,009.
ПРОФИЛЬ НАКЛОННОЙ СКВАЖИНЫ
Схема 2


    продолжение
--PAGE_BREAK--3.3 ВЫБОР ТИПОВ БУРОВЫХ РАСТВОРОВ ПО ИНТЕРВАЛАМ СКВАЖИНЫ
Типы буровых растворов выбираются по интервалам бурения с учетом геолого-технических условий, опыта проводки скважины на данной площади с целью предупреждения осложнений, снижения проницаемости продуктивных пластов и получения максимальных технико-экономических показателей бурения скважины.

Бурение под Iнаправление в интервале от 0 до 12 м «всухую» шнеком Dд = 600 мм.

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

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

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

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

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

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

Определяется плотность бурового раствора из условия предупреждения проявления.
Ρб.р = Рпл Ч К / 0,01L = 14,08Ч1,05 / 0,01Ч1838 = 804 кг/м3.
С целью предупреждения проявления продуктивного пласта и осложнений вышележащих пластов принимается ρб.р = 1140 кг/м3, со следующими параметрами: УВ=25-30 с, фильтроотдача 6-8 Ч 10–6 м3 Ч 30 мин, рН=7,5-8,5, корка – пленка, СНС = 0.

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

Vм – объем мерников, м3;

К1 – коэффициент кавернозности 1,1;

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

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

Интервал бурения 0 – 12 м:
Vбр = Vм + 0,785 Ч  Ч Lн Ч К1 Ч К2 Ч К3 = 50 + 0,785 Ч 0,4902 Ч 40 Ч 1,1 Ч 1,1 Ч 1,1 = 55,6м3.
Интервал бурения 0 – 40 м:
Vбр = Vм + 0,785 Ч Dд2 Ч Lн Ч К1 Ч К2 Ч К3 = 50 + 0,785 0,4902 Ч 40 Ч 1,1 Ч 1,1 Ч 1,1 = 60,5м3.
Интервал бурения 0 – 160 м:
Vбр = Vм + 0,785 Ч Dд2 Ч Lн Ч К1 Ч К2 Ч К3 =50 + 0,785 Ч 0,39372 Ч 160 Ч 1,1 Ч 1,1 Ч 1,1 = 76 м3;
Интервал бурения 0 – 579м.:
Vбр = Vм + 0,785 Ч Dд2 Ч Lн Ч К1 Ч К2 Ч К3 = 50 + 0,785 Ч 0,29532 Ч 579 Ч 1,1 Ч 1,1 Ч 1,1 = 101 м3;
Интервал бурения 0 – 972 м:




Vбр = Vм + 0,785 Ч Dд2 Ч Lн Ч К1 Ч К2 Ч К3 = 50 + 0,785 Ч 0,21592 Ч 972 Ч 1,1 Ч 1,1 Ч 1,1 = 102 м3;
Интервал бурения 0 – 1497 м:
Vбр = Vм + 0,785 Ч Dд2 Ч Lн Ч К1 Ч К2 Ч К3 = 50 + 0,785 Ч 0,21592 Ч 1497 Ч 1,1 Ч 1,1 Ч 1,1 = 118 м3;
Интервал бурения 0 – 1852 м:
Vбр = Vм + 0,785 Ч Dд2 Ч Lн Ч К1 Ч К2 Ч К3 = 50 + 0,785 Ч 0,21592 Ч 1852 Ч 1,1 Ч 1,1 Ч 1,1 = 141 м3.
Для приготовления бурового раствора применяется гидросмеситель УС – 6 – 30. Для обработки бурового раствора химическими реагентами применяют глиномешалку МГ-2-4.

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





3.4 РАСЧЕТ ОБСАДНЫХ КОЛОНН
3.4.1 РАСЧЕТ ЭКСПЛУАТАЦИОННОЙ КОЛОННЫ

Исходные данные:

Глубина скважины по стволу Lн = 1852 м;

Глубина скважины по вертикали Lв =1838 м;

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

эксплуатационной колонны до глубины на 200 м выше кровли

верхнего продуктивного пласта);

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

Пластовое давление 14,08 МПа;

Давление опрессовки 15 МПа;

Плотность цементного раствора ρ = 1830 кг/м3;

Плотность облегченного цементного раствора ρ = 1640 кг/м3;

Плотность бурового раствора ρ = 1130 кг/м3;

Плотность жидкости затворения ρ = 1000 кг/м3;

Снижение уровня жидкости в скважине Н = 1160 м;

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

Плотность нефти ρн = 743 кг/м3;

Зона эксплуатационного объекта 11 = 200 м;

Запас прочности на смятие n1 = 1,15;

Запас прочности на внутреннее давление n2 = 1,15;

Запас прочности на растяжение n3 = 1,3;

Расчет на избыточные давления, наружные, ведется:

а) Для окончания цементирования колонны:

при Z = 0 рниz = 0

при Z = Lв
рНИL = 10–6 Ч 10 Ч (ρоцр Ч L1 + ρцр Ч L2 – ρбр Ч Lв) = 10–6 Ч 10 Ч (1640 Ч 1566 + 1830 Ч 286 – 1130 Ч 1383) = 10,07 МПа.
б) При окончании эксплуатации:

при Z = 0 рвио = 0

при Z = Lв
р'НИL = 10–6 Ч 10 Ч [ρгс Ч Lв – ρн Ч (Lв – Н)] = 10–6 Ч 10 Ч [1100 Ч 1838 – 743 Ч (1838 – 1160)] = 15,2 МПа.
Определяются наружные, избыточные давления в зоне продуктивного пласта сучетом коэффициента запаса смятия:
n1 Ч рНИL= 1,15 Ч 10,07 = 12,3 МПа;

n1 Ч р'НИL= 1,15 Ч 15,2 = 17,5 МПа.
Этому значению соответствует обсадные трубы по ГОСТу 632-80, группы прочности «Д», толщина стенки δ = 8 мм, ркр = 20,1 МПа, рст = 0,97 МН, рт = 32,2 МПа. q1= масса 1-го погонного метра – 0,000327 МН.

Определяется р'НИL, в зоне эксплуатационного объекта на глубине
L1 = Lв – 11 = 1838 – 200 = 1638м;р НИL'1=16,2 МПа.




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

Определяется длина второй секции с δ = 7,3 мм. Из условия растяжения:
Lдоп =  =  = 2031 м; Q1 = q1 Ч l1 = 0,000327 Ч 200 = 0,0654 МН.
Принимается длина второй секции:
L2= Lн – l1 = 1852 – 200 = 1652м;
Определяется масса второй секции:
Q2 = q2Ч 12 = 0,000301Ч 1652 = 0,497 МН;
Определяются внутренние, избыточные давления при Z = 0
ру = рпл – 10–6 Ч g Ч рн Ч Lв= 14,08 – 10–6 Ч 10 Ч 743 Ч 1838 = 0,48 МПа, т.к. роп > 1,1 ру, то рвио = роп = 15 МПа;

при Z = Lв;

рВИL= роп + 10–6 Ч 10 Ч (ρв – ρгс) Ч Lв= 15 + 10 Ч 10–6 Ч 1838 Ч (1000 – 1100) = 13,16 МПа.
Строятся эпюры наружных и внутренних избыточных давлений:




Схема 4


Определяется коэффициент запаса прочности на внутреннее давление:
n2 = рт / роп = 29,4 / 15 = 1,96 > 1,15.
Конструкция эксплуатационной колонны диаметром 0,168 мм группы прочности «Д»:
Таблица 13



3.4.2 РАСЧЕТ ТЕХНИЧЕСКОЙ КОЛОННЫ

Исходные данные:

Длина колонны Lтк = 579 м;

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

Группа прочности «Д», толщина стенки 7,9 мм;
рст = 1,32 МН; ркр = 8,5 МПа; рт = 21,9 МПа;

q = 0,00048 МН – масса одного погонного метра;
Определяется внутреннее избыточное давление, возникающее при проявлении:


ри = рпл – 10–6 Чq Ч ρн Ч L = 14,08 – 10–6 Ч 10 Ч 743 Ч 1838=0,48 МПа,
где L – расстояние от устья до кровли продуктивного пласта по вертикали,

т.к. роп= 15 МПа, то принимается рво = ри = роп = 15МПа.

Определяется коэффициент запаса прочности на внутреннее давление:
n2 = рт / роп = 21,9 / 15 = 1,46 > 1,3.
Определяется коэффициент запаса прочности на страгивание или на растяжение:
n2 = рст / Lк Ч q = 1,32 / (579 Ч 0,00048) = 4,75 > 1,3.
Определяется масса технической колонны:
Qтк = q Ч Lтк = 0,00048 Ч 579 = 0,278 МН.
3.4.3 РАСЧЕТ КОНДУКТОРА

Исходные данные:

Длина колонны Lк = 160 м;

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

Определяется масса кондуктора:
Q = q Ч Lк = 0,000684 Ч 160 = 0,109 МН.
3.4.4 РАСЧЕТ НАПРАВЛЕНИЯ

Исходные данные:

а) Глубина шахты Lн1 = 12 м;

Диаметр шахты Dн1 = 0,53 м,

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

Определяется масса шахты:
Qн1 = q Ч Lн1 =0,002 Ч 12 = 0,024 МН;
б) Глубина направления Dн2 = 40 м.;

Диаметр направления Dн2 = 0,426 м, по ГОСТу 632-80, Группа прочности «Д», толщина стенки δ = 10 мм, q = 0,001065 МН – масса одного погонного метра.

Определяется масса направления.
Qн2 = q Ч Lн2 = 0,001065 Ч 40 = 0,0426 МН.
3.5 РАСЧЕТ ЦЕМЕНТИРОВАНИЯ ОБСАДНЫХ
КОЛОНН
3.5.1 РАСЧЕТ ЦЕМЕНТИРОВАНИЯ ЭКСПЛУАТАЦИОННОЙ
КОЛОННЫ

Исходные данные:

Длина колонны по стволу Lн = 1852 м;

Интервал цементирования облегченным цементным раствором Lо = 1566м;

Интервал цементирования чистым цементным раствором Lцр =286 м;

Длина цементного стакана hст = 10 м;

Интервал буферной жидкости по затрубному пространству Нбуф =300 м;

Диаметр долота Dд.= 0,2159 м;

Диаметр эксплуатационной колонны dэк = 0,168 м;

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

Плотность облегченного цементного раствора ρо = 1640 кг/м3;

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

Водоцементное отношение облегченного цементного раствора mо = 0,75;

Водоцементное отношение цементного раствора m = 0,5;

Определяется объем буферной жидкости:
Vбуф = 0,785 Ч (к Ч Dд2 – dэк2) Ч Нбуф = 0,785 Ч (1,1 Ч 0,21592 – 0,1682) – 300 = 5,4 м3;
Определяется объем чистого цементного раствора:
Vцр = 0,785 Ч [(к Ч Dд2Ч dэк2) Ч L2 + dвэк2 Ч hст]= 0,785 Ч [(1,1 Ч 0,21592 – 0,1682) Ч 286 + 0,1522 Ч 10] = 5,36 м3, где к – коэффициент кавернозности.
Определяется объем облегченного цементного раствора:
Vо=0,785 Ч(кЧ Dд2–dэк2)Ч L1=0,785Ч(1,1Ч0,21592 – 0,1682) Ч1566=28,3 м3.
Определяется плотность цементного раствора:
ρцр =  =  = 1830 кг / м3.
Определяется плотность облегченного цементного раствора:
ρо =  = = 1640 кг / м3.
Определяется количество сухого цемента в цементном растворе:
Gц = (ρцр Ч Vцр Ч к) / (1 + m) = (1830 Ч 5,36 Ч 1,03) / (1 + 0,5) = 6,7 т.




Определяется количество сухого цемента в облегченном цементном растворе:
Gо = (ρо Ч Vо Ч к) / (1 + mо) = (1640 Ч 28,3 Ч 1,03) / (1 + 0,75) = 31,8 т,
где к – коэффициент, учитывающий потери цемента при затворении.

Определяется количество воды для цементирования:
Vв = m Ч Gц + mо Ч Gо = 0,5 Ч 6,7 + 0,75 Ч 31,8 = 27,2 м3.
Определяется количество СаСl2 в цементном растворе:
GСаСl =(m Ч Vцр) / 100 = (0,5 Ч 5,36) / 100 = 0,08 т.
Определяется количество СаС12 в облегченном цементном растворе:
Gо СаСl =(mо Ч Vо) / 100 = (0,75 Ч 28,3) / 100 = 0,42 т.
Определяется количество ОЭЦ для обработки цементного раствора:
Gоэц = (m Ч Vцр) / 100 = (0,5 Ч 5,36) / 100 = 0,0268 т.
Определяется количество продавочной жидкости:
Vпрж = 0,785 Ч dвнок2 Ч (Lн – hст) Ч к = 0,785 Ч 0,15342 Ч (1852 – 10) Ч 1,03 = 35 м3.
Определяется давление на цементировочной головке в конце цементирования обсадной колонны:




рк = рг + рц = 5,3 + 9,7 = 15 МПа;

рг= Lв +1,6 = 0,002 Ч 1838 + 1,6 = 5,28 МПа;

рц = 0,00110 Ч 10 Ч (ρцрср – ρр) Ч (Lв – hст) Ч 10–3 = 0,001 Ч 10 Ч (1669 – 1130) Ч (1838 – 10) Ч 10–3 = 9,7 МПа;

ρцрср = (ρо Ч Lо + ρцр Ч Lцр) / (Lо + Lцр) = (1640 Ч 1566 + 1830 Ч 286) / (1566 + 286) = 1669 кг / м3.
Определяется температура забоя:
Т = tср + Г Ч Lв = 1 + 0,025 Ч 1838 = 46,95 °С,
где Г = 0,025 – геотермический градиент.

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

По величине р и рг принимаются втулки на насосе ЦА-320М Æ115 мм.

Определяется количество продавочного раствора, закачиваемого на различных скоростях ЦА-320М:
hо = (Vцр + Vоцр) / (Fвн + Fзп) = (5,36 + 28,3) / (0,0184 + 0,018) = 924 м;

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

Fкп = 0,785(кD2д – d2нок) = 0,785 Ч (1,1 Ч 0,21592 – 0,1682) = 0,018 м2;

lо = Lн – hо = 1852 – 924 = 928 м;

а = (hо – hст) / рц = (928 – 10) / 9,7 = 94,2 м / МПа;

hV = 1о + а Ч (рV + рг) = 903 + 94,2 Ч (5,8 – 5,3) = 950,1 м;

hІV= а Ч (рІV + рV) = 94,2 Ч (8,7 – 5,8) = 273,2 м;

hІІІ= а Ч (рІІІ + рІV) = 94,2 Ч (13,4 – 8,7) = 442,7 м;

hІІ= а Ч (рІІ + рІІІ) = 94,2 Ч (23 – 13,4) = 904,3 м;

VV = Fвнэкср Ч hV = 0,0184 Ч 950,1 = 17,5 м3;

VІV = Fвнэкср Ч hІV = 0,0184 Ч 273,2 = 5 м3;

VІІІ = Fвнэкср Ч hІІІ = 0,0184 Ч 442,7 = 8,1 м3;

VІІ = Vпрж – (VV + VIV + VIII) = 35 – (17,5 + 5 + 8,1) = 4,4 м3.
Определяется время цементирования эксплуатационной колонны из условия работы одного ЦА-320М:
Тц = Тзак + Тпрод + t = 2090,6 + 3291,9 + 700 = 6082,5 с;

Тзак = (Vцр + Vо) Ч 103 / qцаv = (5,36+28,3) Ч 103 / 16,1 = 2090,6 с;

Тпрод = tv + tІV+ tІІІ+ tІІ= Vv Ч 103 / qца v + VІVЧ 103 / qца ІV+ VІІІЧ 103 / qца ІІІ+ VІІЧ 103 /qца ІІ= 17,5 Ч 103 / 16,1 + 5 Ч 103 / 13,3 + 8,1 Ч 103 / 8,7 + 4,4 Ч 103 / 4,9 = 3291,9 с,
где t– время, затраченное для промывки нагнетательной линии ЦА-320М и отвинчивания стопоров на цементировочной головке.

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

Определяется количество цементировочных агрегатов по скорости восходящего потока:
nца = 0,785 Ч (к Ч Dд2 – dнок2) Ч с / qцаср = 0,785 Ч (1,1 Ч 0,21592 – 0,1682) Ч 1,5 / 0,0106 = 2,56 = 3 агрегата,
где qцаср = Vпрж / Тпрод = 35 / 3291,9 = 0,0106 м3 / с,

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

Определяется количество цементосмесительных машин по грузоподъемности:
nас = (Gц + Gоц) / 20+1 = (6,7+31,8) / 20 + 1 = 3 смесителя.




Определяется время цементирования эксплуатационной колонны:
Тф = (Тц – t) / nца + t = (6082,5 – 700) / 3 + 700 = 2494,17 с = 41,6 мин.
    продолжение
--PAGE_BREAK--3.5.2 РАСЧЕТ ЦЕМЕНТИРОВАНИЯ ТЕХНИЧЕСКОЙ КОЛОННЫ

Исходные данные:

Глубина Lтк = 579 м.

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

Диаметр долота Dд = 0,2953 м.

Высота цементного стакана hст = 10 м.

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

Определяется объем цементного раствора:
Vц = 0,785[(к Ч Dд2 – dэк2) L1 + d2внэк Ч hст] = 0,785 Ч [(1,1 Ч 0,29532 – 0,2452) Ч 579+0,22922 Ч 10] = 8,5 м3.
Определяется количество сухого цемента:
Gц = (ρцр Ч Vцр Ч 103) / (1 + m) = (1830 Ч 8,5 Ч 103) / (1 + 0,5) =10,3 т.
Определяется количество воды:
Vв = m Ч Gц = 0,5 Ч 10,3 = 5,16 м3.
Определяется количество ускорителя СаСl2:
GСаСl = (m Ч Vцр) / 100 = (2,5 Ч 8,5) / 100 = 0,21 т.




Определяется количество продавочной жидкости:
Vпрж = 0,785 Ч dвнткср2 Ч (L1 – hст) Ч к = 0,785 Ч 0,22922 Ч (579 – 10) Ч 1,05 = 24,6 м3.
Для цементирования применяется ЦА-320М – 1 комплект и УС-6-30 – 1 комплект.
3.5.3 РАСЧЕТ ЦЕМЕНТИРОВАНИЯ КОНДУКТОРА


Исходные данные:

Глубина Lк= 160 м.

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

Диаметр долота Dд = 0,3937 м.

Высота цементного стакана hст = 5 м.

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

Определяется объем цементного раствора:
Vцр = 0,785[(к Ч Dд2 – dэк2) Ч Lк + dвнэк2 Ч hст] = 0,785 Ч [(1,1 Ч 0,39372 – 0,3242) Ч 160 + 0,3072 Ч 5] = 8,59 м3.

dвнок = dнок – 2δ = 324 – 2 Ч 8,5 = 307 мм.
Определяется количество сухого цемента:
Gц = (ρцр Ч Vцр Ч 10–3) / (1 + m) = (1830 Ч 8,59 Ч 10–3) / (1 + 0,5) = 10,5 т.
Определяется количество воды:
Vв = m Ч Gц = 0,5 Ч 10,5 = 5,25 м3.
Определяется количество ускорителя NаСl:


GNаСl = n Ч Gц / 100 = 2,5 Ч 10,5 / 100= 0,275 т.
Определяется количество продавочной жидкости:
Vпрж = 0,785 Ч dвнкср2 Ч (Lк – hст) Ч к = 0,785 Ч 0,3072 Ч (160 – 5) Ч 1,05 = 12,04м3.
Для цементирования применяется ЦА-320М – 1 комплект и УС-6-30 – 1 комплект.
3.5.4 РАСЧЕТ ЦЕМЕНТИРОВАНИЯ НАПРАВЛЕНИЯ


Исходные данные:

А) Глубина Lн = 40 м.

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

Диаметр долота Dд = 0,49 м.

Высота цементного стакана hст = 5 м.

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

Определяется объем цементного раствора:
Vцр = 0,785[(к Ч Dд2 – dнок2) Ч Lн + dвнок2 Ч hст] = 0,785 Ч [(1,1 Ч 0,492 – 0,4262) Ч 40 + 0,4062 Ч 5] = 4,28 м3.

dвнок = dнок – 2δ = 426 – 2 Ч 10 = 406 мм.
Определяется количество сухого цемента:
Gц = (ρцр Ч Vцр Ч 10–3) / (1 + m) = (1830 Ч 4,28 Ч 10–3) / (1 + 0,5) = 5,2 т.
Определяется количество воды:
Vв = m Ч Gц = 0,5 Ч 5,2 = 2,6 м3.


Определяется количество ускорителя NаСl:
GNаСl = n Ч Gц / 100 = 2,5 Ч 5,2 / 100= 0,133 т.
Определяется количество продавочной жидкости:
Vпрж = 0,785 Ч dвннср2 Ч (Lн – hст) Ч к = 0,785 Ч 0,4062 Ч (40 – 5) Ч 1,05 = 4,075 м3.
Для цементирования применяется ЦА-320М – 1 комплект и УС-6-30 – 1 комплект.

Б) Глубина Lнш = 12 м.

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

Диаметр долота Dд = 0,6 м.

Высота цементного стакана hст = 5 м.

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

Определяется объем цементного раствора:
Vцр = 0,785[(к Ч Dд2 – dнш2) Ч Lн + dвннш2 Ч hст] = 0,785 Ч [(1,1 Ч 0,62 – 0,532) Ч 12 + 0,5082 Ч 5] = 2,1 м3.

dвнок = dнок – 2δ = 530 – 2 Ч 11 = 508 мм.
Определяется количество сухого цемента:
Gц = (ρцр Ч Vцр Ч 10–3) / (1 + m) = (1830 Ч 2,1 Ч 10–3) / (1 + 0,5) = 2,53 т.
Определяется количество воды:
Vв = m Ч Gц = 0,5 Ч 2,53 = 1,3 м3.




Определяется количество ускорителя NаСl:
GNаСl = n Ч Gц / 100 = 2,5 Ч 2,53 / 100= 0,063 т.
Определяется количество продавочной жидкости:
Vпрж = 0,785 Ч dвннср2 Ч (Lнш – hст) Ч к = 0,785 Ч 0,5062 Ч (12 – 5) Ч 1,05 = 1,5 м3.
Для цементирования применяется ЦА-320М – 1 комплект и УС-6-30 – 1 комплект.
3.6 ОРГАНИЗАЦИОННО-ТЕХНИЧЕСКИЕ МЕРОПРИЯТИЯ ПО ПОВЫШЕНИЮ КРЕПЛЕНИЯ
СКВАЖИНЫ
3.6.1 ПОДГОТОВКА БУРОВОЙ УСТАНОВКИ К КРЕПЛЕНИЮ СКВАЖИНЫ

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

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




3.6.2 ПОДГОТОВКА ОБСАДНЫХ ТРУБ

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

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

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

Лабораторный анализ следует проводить с использованием химических реагентов, добавленных к тампонажным материалам и воды, на которой будет затворяться цементный раствор. Цементирование производится лишь при получении положительного заключения о пригодности тампонажных материалов.
Таблица 14


3.6.4 ПОДГОТОВКА СКВАЖИНЫ К СПУСКУ ОБСАДНЫХ ТРУБ

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

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

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

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

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

– для кондуктора – 1 м / с.


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


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

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

– равномерно и полностью заполнять затрубное пространство;

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

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

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

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

Таблица 16



3.7 ВЫБОР И РАСЧЕТ БУРИЛЬНОЙ КОЛОННЫ
Состав бурильной колонны в конце бурения скважины:

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

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

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

допустимая растягивающая нагрузка ТБПВ рст = 1,24 МН;

перепад давления на забойном двигателе рзд+д= 10 МПа;
G = 0,16 МН;

Qзд+д = 0,014 МН;

lзд+д = 8 м;

n = 1,3.




Определяется длина УБТ:
Lубт = (к Ч G – Qзд – рзд Ч Fк) / qубт = (1,25 Ч 0,16 – 0,014 – 10 Ч 0,0093) / 0,00156 = 34м.
где G – осевая нагрузка на долото; Qзд – масса забойного двигателя и долота 1400 кг; Fк – площадь трубного пространства бурильных труб.

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

Определяется допустимая длина ЛБТ из условия растяжения:
Lлбт = (рст / n – (Qубт + Qтбпв + Qзд) – рзд Ч Fк) / qлбт = (1,24 / 1,3 – (0,00156 Ч 25 + 0,000298 Ч 800 + 0,014) – 10 Ч 0,0093 / 0,00165 = 2652м,
n – запас прочности на растяжение для бурильных труб;

Определяется длина ЛБТ:
1лбт = Lн – 1зд – 1убт – 1тбпв = 1852 – 25 – 8 – 800 = 1019 м.
Определяется масса бурильной колонны:
Qбк = Qлбт + Qубт + Qтбпв + Qзд = 0,014 + 25 Ч 0,00156 + 800 Ч 0,000298 + 0,000165 Ч 1019 = 0,45 МН.
Рекомендуется для бурения скважины следующие компоновки по интервалам.




Элементы КНБК

Таблица 16

 

    продолжение
--PAGE_BREAK--3.8 ВЫБОР БУРОВОЙ УСТАНОВКИ
Буровая установка выбирается из условия максимальной массы обсадных и бурильных труб с учетом коэффициента перегрузки.
Gок = Qок Ч к = 0,56 Ч 1,25 = 0,7 МН;

Gбк = Qбк Ч к1 = 0,45 Ч 1,67 = 0,73 МН,
где к и к1 – коэффициенты перегрузки. Принимается БУ-1600/100 ЭУ.
Таблица 16




Выбор оснастки талевой системы:
2Т = к Ч Gбк / рк = 3 Ч 7,3 Ч 104 / 40880 = 5,3,
где к – коэффициент запаса прочности талевого каната;

рк – предельное разрывное усилие талевого каната;

Gбк – масса бурильной колонны.

Принимается оснастка талевого каната 4x5.






3.9 ПОКАЗАТЕЛИ РАБОТЫ ДОЛОТ И РЕЖИМЫ БУРЕНИЯ
Составление РТК

Режимно – технологическая карта составляется на основании показателей работы долот и забойных двигателей по долотным карточкам пробуренных скважин.

Типы и размеры долот и забойных двигателей выбираются по максимальным показателям, и определяется количество долот по интервалам. Осевая нагрузка рекомендуется та, при которой получены наивысшие показатели работы долот и забойных двигателей по интервалам.

Качество бурового раствора принимается из условия очистки забоя и ствола скважины, создания максимальной мощности на забойном двигателе и наилучшем использовании гидравлической мощности насосов. Качество жидкости принимается из условия предупреждения осложнений при бурении и загрязнение продуктивного пласта.
РЕЖИМНО – ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ КАРТА

Таблица 21



    продолжение
--PAGE_BREAK--