Проект проводки скважин на Чишминской площади Ромашкинского нефтяного месторождения. Анализ ремонтно-изоляционных работ КРС КЛУШ 111500.000

Размещено на http://www.allbest.ru/

Министерство образования и науки Российской Федерации

Уфимский государственный нефтяной технический университет

Кафедра бурения нефтяных и газовых скважин

Дипломный проект

Проект проводки скважин на Чишминской площади Ромашкинского нефтяного месторождения. Анализ ремонтно-изоляционных работ КРС КЛУШ 111500.000

Дипломник (ГБ-99-03)

Д.С. Ефимов

Руководитель: Т.О. Акбулатов

Консультанты:

Р.М. Ишмаков, Н.Р. Поздеева

Нормоконтльор: В.Е. Щуровская

2004



Общие сведения о районе работ

Азнакаевское УБР входит в состав ОАО "Татнефть".

Сведения о районе буровых работ.

Площадь Алькееевская

Республика Татарстан

Температура воздуха, С⁰

среднегодовая -1,9 +3

наибольшая летняя +30, +35

наименьшая зимняя -40, -45

Среднегодовое количество осадков, мм 18

Максимальная глубина промерзания грунта, м до 1,5

Продолжительность отопительного периода в году, сут 161

Наибольшая скорость ветра, м/с 15-22

Рельеф местности равнинный и холмистый

Состояние местности незаболоченная

Толщина, см

снежного покрова 50-100

почвенного слоя 25-30



1. Геологическая часть

Таблица 1.1

Литолого-стратиграфическая характеристика разреза

Глубина залегания, м	Стратиграфическое подразделение	Элементы залегания пластов по подошве	Коэффициент кавернозности
от (верх)	до (низ)	название	индекс		в интервале
0 5 153 229 415 633 760 862 940 983 1084 1293 1305 1320 1370 1388 1412 1634 1671 1708 1732	5 153 229 415 633 760 862 940 983 1084 1293 1305 1320 1370 1388 1412 1503 1658 1695 1732 1768	четвертичная система казанский ярус уфимский ярус сакмаро-артинский + ассельский ярусы верхний карбон мячковский горизонт подольский горизонт каширский горизонт верейский горизонт башкирский ярус серпуховский + окский надгоризонты тульский горизонт бобриковский горизонт турнейский ярус верхний фаменский нижний фаменский верхний франский мендымский доманиковый шугуровский кыновский	Q P2kz P2uf P1s+ar P1as С3 C2mc C2pd C2kr C2vr C2b С1srp + C1ok C1tl C1bb C1t D32 D31 D3fr D3mn D3dm D3sh D3kn	горизонтальное горизонтальное горизонтальное горизонтальное горизонтальное горизонтальное горизонтальное горизонтальное горизонтальное горизонтальное горизонтальное горизонтальное горизонтальное горизонтальное горизонтальное горизонтальное горизонтальное горизонтальное горизонтальное горизонтальное горизонтальное	1,5 1,5 1,3 1,5 1,3 1,3 1,3 1,3 1,3 1,3 1,3 1,5 1,5 1,3 1,3 1,3 1,3 1,3 1,3 1,3 1,5

Таблица 1.2

Нефтеносность по разрезу скважины

Индекс	Интервал, м	Тип коллектора	Плотность, г/см3	Содержание серы, % по весу	Содержание парафина, % по весу	Дебит, м3/сут	Газовый фактор
	От (верх)	До (низ)		В пластовых условиях	После дегазации
D3sh D3kn	1708 1732	1732 1768	Поровый Порово-трещинный	0,870 0,875	0,900 0,890	2,81 2,81	4,9 4,9	8-9 7-8	20,2 16,2

Таблица 1.3

Водоносность

Индекс	Интервал, м	Тип коллектора	Плотность, г/см3	Дебит, м3/сут	Химический состав воды в мг-эквивалентной форме	Степень минерализации, (мг-экв)/л
	От (верх)	До (низ)				анионы	катионы
						Cl-	SO4-	HCO3-	Na+	Mg2+	Ca2+
Q+P2t+P2kz+P2uf	0	229	Поровый	1,002	-	0,5	5,3	50	0,2	39	39	21
P1	229	415	Кавернозный	1,018	-	29	-	-	38	17	-	420
C3	415	633	Кавернозный	1,02	-	-	14	0,4	45	20	12	185
C2mc+C2pd+C2kr	633	940	Поров-Трещинно-кавернозный	1,04	-	750	30	0,6	700	65	70	1700
С2vr	940	983	Порово-трещинный	1,06	5-10	1600	40	6,0	1400	128	200	3400
C2b	983	1084	Порово-трещинный	1,07	5-10	2000	50	7,0	1450	130	250	3450
C1spr+С1ok	1084	1293	Поровтрещинно-кавернозный	1,10	-	2200	35	1,6	2000	150	260	5500
C1tl+C1bb	1293	1320	поровый	1,15	2-30	3400	14	1,3	2700	240	398	6500
C1t	1320	1370	Порово-трещинный	1.16	10-20	4050	20	3.0	3250	290	525	8385

1.1 Возможные осложнения по разрезу скважины

Таблица 1.4

Поглощение бурового раствора

Интервал, м	Максимальная интенсивность поглощения, м3/ч	Имеется ли потеря циркуляции (да, нет)	Условия возникновения
От (верх)	До (низ)
20	25	40	Да	При Рпл>Рстолба бурового раствора, при вскрытии галечников
100	110	40	Да	При Рпл>Рстолба бурового раствора, при вскрытии галечников
220	230	15	Нет	При Рпл>Рстолба бурового раствора, при вскрытии порово-кавернозных пород
1756	1807	до 60	да	При Рпл>Рстолба бурового раствора, при вскрытии порово-кавернозных пород

Таблица 1.5

Осыпи и обвалы стенок скважины

Интервал, м	Буровые растворы применявшиеся ранее	Время до начала осложнения	Мероприятия по ликвидации последствий (проработка, промывка и т.д.)
От (верх)	До (низ)	Тип раствора	Плотность, г/см3	Дополнительные данные по раствору, влияющие на устойчивость пород
0	110	Глинистый	1,10	Для предотвращения разрушения стенок скважины необходимо повысить плотность глинистого раствора при одновременном уменьшении его фильтрации	Сразу после вскрытия	В связи с образованием осадка на забое скважины (высота 2-3 м) производится проработка ствола скважины
1527	1600	Глинистый	1,10		1,5



Таблица 1.6

Нефтегазопроявления

индекс	Интервал, м	Вид проявляемого флюида (вода, нефть, конденсат, газ)	Условия возникновения	Характер проявления
	От (верх)	До (низ)
C2ks	1517	1522	Нефть	Когда Рпл>Рстолба бурового раствора	В виде плёнок нефти и пузырьков газа
C2vr	1564	1574	Нефть
C21	1600	1610	Нефть



2. Технология строительства скважины

2.1 Выбор и расчёт профиля

Исходные данные:

1. Глубина скважины по вертикали (Н), м 1768 м.

2. Отход (А), м 500 м.

3. Длина вертикального участка (h1), м 30 м.

4. Глубина спуска кондуктора (L), м 320 м.

Способ бурения турбинный.

Выбираем 4-х интервальный профиль с участками - вертикальный, набора, стабилизации и спада зенитного угла.

Набор зенитного угла буду осуществлять при бурении после кондуктора.

Определим вспомогательный угол б' по формуле

Очевидно, что максимальный зенитный угол будет больше б'.

ор = '+50= 250.

Выберем угол вхождения в пласт бк=бор-150, бк=100.

Находим средний радиус искривления в интервале увеличения зенитного угла

;



где г - перекос резьб, г=1,50.

lоткл - длина отклонителя.

где

Dд - диаметр долота под кондуктор; Dд=295,3 мм;

Dоткл - диаметр отклонителя, берём отклонитель ТО 2-240 (две секции): Dоткл=240 мм,

l1=2,5 м; lоткл=18 м.

Имеем, что средний радиус кривизны на участке падения зенитного угла .

Максимальный зенитный угол рассчитываем по формуле

где A1 = A+R2 (1-cos к)=500+3055(1-cos 10 )=546 м

H1 = H+R2 sin к = 1768+3055. sin 10 = 2298 м.

Подставляя полученные значения находим б=24,40.

Находим длины участков ствола скважины li и их горизонтальные аi и вертикальные hi проекции.

1. Вертикальный участок: а1=0; h1=350 м; l1=h1=350 м.

2. Участок набора зенитного угла: а2=R1·(1-cosб)=593·(1-cos24,4)=53 м; h2=R1·sinб=593·sin24,4=245 м; l2=R1·б/ 57,3=593·24,4/57,3=252 м.

3. Участок стабилизации: a3=h3·tgб=441·tg24,4=221 м; h3=H1-(h1+h2+h4)=1768-(350+245+732)=441 м; l3=h3/cosб=441/cos24,4=484 м;

4. Участок спада зенитного угла: a4=R2·(cosбk-cosб)=3055·(cos10-cos24,4)=226 м; h4=R2·(sinб-sinбk)=3055·(sin24,4-sin10)=732 м; l4=R2·(б-бk)/57,3=3055·(24,4-10)/57,3=768 м.

Результаты расчётов сводим в таблицу 2.1.

Таблица 2.1

Результаты расчётов

Участок	аi, м	hi, м	?i, м
1. Вертикальный	0	350	350
2. Набор зенитного угла	53	245	252
3. Стабилизации	221	441	484
4. Спада зенитного угла	226	732	768
5. Сумма	500	1768	1854

Профиль скважины изображён на рисунке 1.

2.2 Применяемые промывочные жидкости и их параметры по интервалам бурения

Тип бурового раствора и его параметры выбираем из условия обеспечения устойчивости стенок скважины и обеспечения необходимого противодавления на флюидонасыщенные пласты, которые определяются физико-химическими свойствами горных пород слагающих разрез скважины и пластовыми давлениями.

При выборе растворов следует руководствоваться опытом, накопленным при бурении в проектном горизонте.

Выбор типов и параметров промывочной жидкости производим согласно регламента по буровым растворам, принятого на данном предприятии.

При бурении под кондуктор используется, наработанный на предыдущей скважине или приготовленный из глинопорошка, глинистый раствор. Бурение под эксплуатационную колонну ведется на полимерглинистом растворе, который получается из раствора оставшегося после бурения предыдущего интервала, путем его дообработки.



2.2.1 Обоснование параметров бурового раствора

Обоснование плотности производится с учетом возможных осложнений по разрезу скважины и условий предупреждения проявления пластов.

где h - глубина залегания кровли пласта, м

к - коэффициент превышения давления в скважине над пластовым.

к = 1,1ч1,15 при h < 1200 м

к = 1,05ч1,07 при1200 < h < 2500 м

Бурение под кондуктор:

кг/м³.

Для предотвращения осыпей обвалов, а так же полагаясь на опыт бурения в проектном районе, принимаем плотность бурового раствора: с=1120 кг/м³.

Вскрытие продуктивного пласта:

кг/м³.

Для обеспечения повышенных структурно-механических свойств примем плотность бурового раствора в данном интервале: с=1115 кг/м³.

Далее представлены основные принципы выбора других параметров буровых растворов.

Выбирая вязкость, нужно учитывать, что она в большинстве случаев оказывает отрицательное влияние на процесс бурения, поэтому нужно стремиться к её минимальному значению (в данном случае УВ=20…25 сек.), минимизация вязкости позволяет увеличить механическую скорость бурения, поддерживать на высоком уровне скорость восходящего потока в затрубном пространстве, то есть обеспечивать качественную очистку ствола скважины, струя маловязкого раствора теряет гораздо меньше энергии на пути от насадки долота до забоя, чем струя высоковязкого, что делает возможной более качественную очистку забоя скважины.

Показатель фильтрации, при бурении в продуктивных горизонтах принимается не более 5-6 см³ за 30 мин по прибору ВМ-6 (в нашем случае 5-6 см³ за 30 мин), во избежание загрязнения пласта фильтратом раствора, что в дальнейшем затрудняет их освоение и эксплуатацию, вследствие почти необратимого ухудшения коллекторских свойств. В непродуктивных пластах допускается несколько большие значения показателя фильтрации.

Способность бурового раствора выносить выбуренную породу на дневную поверхность и удерживать ее, после прекращения циркуляции, определяется статическим напряжением сдвига (СНС). Значение СНС для выполнения этой задачи должны быть не менее 15-20 дПа.

Содержание абразивной фазы ("песка") в буровом растворе, с целью уменьшения изнашивания инструмента и бурового оборудования, допускается не более 1%.

Результаты расчетов сведем в таблицу 2.2.

Таблица 2.2

Параметры бурового раствора

Интервал бурения, м	Плотность, кг/м3	Условная вязкость, с	Фильтрация по ВМ-6, см3/30 мин	Толщина корки, мм	СНС, Па	Содержание Тв. Ф., %	Содержание песка, %
от	до					1 мин	30 мин
0	320	1120	30…35	6	1	0	5	22	1…2
320	1768	1115	20…25	5…6	1	5	10	до 15	0,5

2.3 Компоновки и расчёт бурильной колонны

Применяемые крмпоновки представлены в таблице 2.3.

Исходные данные:

1. Скважина наклонно-направленная;

2. Профиль четырёхинтервальный;

3. Глубина скважины по вертикали (Нс), м 1768;

4. Глубина вертикального участка (Нв), м 350;

Таблица 2.3

Применяемые компоновки

Участок	аi, м	hi,м	?i, м	б в конце участка	Компоновки
1. Вертикальный	0	30	30	0	III490 СВ, УБТ
		290	290	0	III393,7 СВ, 2ТСШ-240, УБТ
		30	30	0	III295,3 С-ГНУ, ТСШ-240
2. Набор зенитного угла	53	245	252	24,4	III295,3 С-ГНУ-R192,
3. Стабилизации	221	441	484	24,4	III215,9 С-ГВ-R192,
4. Спада зенитного угла	226	732	768	10	III215,9 С-ГВУ-R190, 3ТСШ1-195, БТ

5. R1=593 м, R2=3055 м, L=1854 м;

6. Диаметр турбобура (Dт), мм 195;

7. Вес турбобура (Gт), Н 47200;

8. Длина турбобура (l1), мм 25700;

9. Диаметр долота (Dд), мм 215,9;

10. Перепад давления в турбобуре (ДРт), Мпа 3,9;

11. Плотность бурового раствора (с), кг/м³ 1115;

12. Условия бурения нормальные.

2.3.1 Расчёт утяжелённых бурильных труб (УБТ)

Диаметр УБТ выбирается из конструкции скважины и условия обеспечения необходимой жёсткости труб. Для нормальных условий при бурении долотом 215,9 мм принимается УБТ диаметром 178 мм. Диаметр бурильных труб принимаем 127 мм.



, т.к. 0,71<0,75ч0,85,

то необходимо в компоновку включить одну свечу УБТ диаметром 159 мм для недопущения большой концентрации напряжения в этом переходном сечении.

Длина УБТ определяется из условия, чтобы бурильная колонна не переходила в III форму устойчивости

где

Определяем длину УБТ l0,

.

Длина одной свечи УБТ составляет 24 м, следовательно, длина УБТ lубт=72 м (3 свечи).



2.3.2 Расчёт стальных бурильных труб (СБТ)

Выбираем СБТ диаметром 127 мм

Длину СБТ находим их условия, что алюминиевые трубы должны находиться в растянутом положении.

(Gт+Gубт+Gсбт)·в?Gд

Принимаем lсбт=312 м (13 свечей).

2.3.3 Расчёт легкосплавных бурильных труб (ЛБТ)

?ЛБТ = Нскв - ?УБТ - ?Т - ?СБТ = 1854 - 72 - 25,7 - 312 = 1444,3 м

Принимаем ?ЛБТ = 1464 м ( 61 свеча ).

2.3.4 Расчёт бурильной колонны на прочность

Расчёт ведётся по уравнению Сушона

Тв = Тн ехр( f )+ q?exp( 0.5f )( cos f sin),

где f - коэффициент сопротивления движению;

в - коэффициент учитывающий Архимедову силу;

б - средний зенитный угол;

Дб - изменение пространственного угла на участке;

Тв - усилие на верхнем конце участка;

Тн - усилие на нижнем конце участка;

f=0,4 - для песчаника.

Для удобства вычислений составим таблицу 2.4, в которой показаны характеристики опасных сечений бурильной колонны.

Для примера приведём расчёт Тв для участка 3-4. остальные участки рассчитываются аналогично.

Тв=254,9·103·ехр(0·0,4)+0,648·165·441·ехр(0,5·0,195·0,4)· (cos19,8+sin19,8)=366,7 кН

Таблица 2.4

Характеристика опасных сечений бурильной колонны

Точки	, град	, гр/град	, град	q, н/м	?, м		Т, кн
0	5	1,8 0,031	5,9	1548	72	0,857	0
1	6,8						128,2
		1,8 0,031	7,7	262	312	0,857
2	8,6						173,2
		11,2 0,195	14,2	165	427	0,648
3	19,8						254,9
		0 0	19,8	165	441	0,648
4	19,8						366,7
		19,8 0,345	9,9	165	252	0,648
5	0						440
		0 0	0	165	350	0,648
6	0						443,2

Далее проводится проверка условия усум?[у];



где усум=ур+уи;

Исходные данные для расчёта

Рн=1 Мпа;

D=129 мм;

d=111 мм;

Е=2,1·1011 Па;

R1=593 м;

n=1,45;

ут=300 МПа.

Результаты расчётов для наглядности представлены в таблице 2.5

Таблица 2.5

Результаты расчётов

Точки	Т, кН	р, МПа	и, МПа	сум, МПа
5 6	440,0 443,2	132,3 133,2	22,8 0	155,1 133,2



Следовательно, условие прочности выполняется!

2.4 Проектирование режимов бурения

2.4.1 Расчёт промывки скважины

Определение пластового давления и давления гидроразрыва пород по интервалам бурения

В таблице 1.1 приведены градиенты давлений (пластового и гидроразрыва пород) по интервалам бурения.

Рассчитываем пластовые давления по формуле

,

а давление гидроразрыва по формуле

и результаты вычислений представлены в таблице 3.1

2.4.2 Определение индексов давлений пластовых и гидроразрыва по интервалам бурения

Для удобства дальнейших расчётов градиенты давлений перерассчитываются на индексы давлений по формуле



где к - индекс давления;

г - градиент давления;

св - плотность воды;

g - ускорение силы тяжести.

Результаты расчёта представлены в таблице 2.6

Таблица 2.6

Результаты расчётов

Индекс стратиграфического подразделения	Интервал, м	grad Pпл	grad Pг.р.	ka	Kп
	от	до	от	до	от	до	от	до	от	до
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11
Q P2kz P2uf P1s+ar C3 C2mc C2pd C2kr C2vr C2b C1srp+ok C1tl	0 5 153 229 320 633 760 862 940 983 1084 1293	5 153 229 320 633 760 862 940 983 1084 1293 1305	0 0,1 0,1 0,1 0,1 0,102 0,102 0,102 0,102 0,102 0,100 0,1	0,1 0,1 0,1 0,1 0,1 0,102 0,102 0,102 0,102 0,102 0,100 0,1	0 0,192 0,192 0,192 0,194 0,194 0,194 0,194 0,194 0,194 0,186 0,186	0,192 0,192 0,192 0,192 0,194 0,194 0,194 0,194 0,194 0,194 0,186 0,186	,02 1,02 1,02 1,02 1,04 1,04 1,04 1,04 1,04 1,04 1,02 1,02	1,02 1,02 1,02 1,02 1,04 1,04 1,04 1,04 1,04 1,04 1,02 1,02	1,96 1,96 1,96 1,96 1,98 1,98 1,98 1,98 1,98 1,98 1,9 1,9	1,96 1,96 1,96 1,96 1,98 1,98 1,98 1,98 1,98 1,98 1,9 1,9
C1bb C1t D32 D31 D3fr D3mn D3dm D3sh D3kn	1305 1320 1370 1388 1412 1634 1671 1708 1732	1320 1370 1388 1412 1503 1658 1695 1732 1768	0,103 0,103 0,103 0,103 0,103 0,103 0,103 0,103 0,100	0,103 0,103 0,103 0,103 0,103 0,103 0,103 0,103 0,100	0,19 0,19 0,19 0,19 0,19 0,19 0,19 0,19 0,19	0,19 0,19 0,19 0,19 0,19 0,19 0,19 0,19 0,19	1,05 1,05 1,05 1,05 1,05 1,05 1,05 1,05 1,02	1,05 1,05 1,05 1,05 1,05 1,05 1,05 1,05 1,02	1,94 1,94 1,94 1,94 1,94 1,94 1,94 1,94 1,94	1,94 1,94 1,94 1,94 1,94 1,94 1,94 1,94 1,94



2.4.3 Определение возможных пределов изменения плотности бурового раствора для интервала бурения

Плотность бурового раствора должна быть такой, чтобы предупредить пластовое проявление, поглощение или гидроразрыв пласта при выполнении любых работ в скважине (бурении, проведении СПО, исследований пластов и др.).

Необходимая плотность из этих условий определяется согласно следующим соотношениям

Физический смысл приведенных соотношений очевиден. Левая часть обеспечивает регламентированное противодавление на пласт - предотвращает проявления из пласта, а правая - поглощение в проницаемых пластах и гидроразрыв - в непроницаемых, слабопроницаемых (глины и глинистые породы).

Так как у нас по интервалам бурения даны значения не давлений, а их градиентов, то соотношения следует заменить на следующие:

Вычислим возможные пределы изменения плотности бурового раствора по разрезу скважины согласно вышеприведенным соотношениям.

Для определения совместимых интервалов бурения строим совмещенный график индексов давлений пластовых и гидроразрыва пласта рисунок 2. Поэтому графику также выбираем оптимальное значение плотности бурового раствора. Из графика на рисунке 2 видно, что все интервалы бурения являются совместимыми. Плотность бурового раствора ж = 1115 кг/м³.

2.4.4 Выбор других параметров бурового раствора

Динамическое напряжение сдвига 0 и структурная вязкость выбираются в зависимости от плотности

0 = 8,510-3 .ж -7 = 8,510-31115-7 = 2,48 Па,

= 0,03310-3 .ж - 0,022 = 0,03310-31115-0,022 = 0,015 Пас.

2.4.5 Выбор расхода промывочной жидкости

Необходимый расход бурового раствора при бурении с ГЗД обычно выбирается исходя из трех условий:

а) очистка забоя;

б) выноса шлама;

в) нормальной работы ГЗД.



Рисунок 2 - График безразмерных давлений.

2.4.5.1 Минимально необходимый расход Q1 из условия нормальной очистки забоя

Он определяется по формуле

где F3 - площадь забоя,

Дд - диаметр долота;

q - удельный расход плотности или плотность потока. Для бурения с ГЗД принимаем q = 0,65 м³/с.

2.4.5.2 Расход, обеспечивающий вынос шлама

Его можно найти двумя способами:

1) задаваясь скоростью восходящего потока бурового раствора, что базируется на данных практики бурения. При бурении на структурированном р-ре интервал под эксплуатационную колонну обычно выбирается Vвосх = 0,8-1,0 м/с;

2) исходя из скорости выноса шлама, что предполагает определение скорости оседания частиц шлама в растворе.

Определим Q2 по первому способу:

где Дс - диаметр скважины,

;

Д - наружный диаметр труб;

Vвосх - скорость восходящего потока;

Дд - диаметр долота;

ку - коэффициент уширения ствола, для пород средней твердости.



2.4.5.3 Расход жидкости для обеспечения нормальной работы турбобура ЗТСШ1-195

Его определяем пользуясь стендовыми характеристиками по формуле

где величины с индексом "с" относятся к стендовым характеристикам;

- коэффициент трения в опорах двигателя, для турбобура с опорами скольжения можно принять = 0,3.

Из [2] выписываем значения для турбобура ЗТСШ1-195

Мс = 1500 Нм; Qс = 30 л/с; Рс = 3,9 МПа

Из трех расходов принимаем Q = 0,030 м3/с.

2.4.5.4 Проверка принятого расхода на условие допустимой концентрации шлама в растворе

Найдем расход жидкости при котором концентрация шлама в растворе достигается предельно допустимого значения пр, равного пр = 0,03.

где Vос - скорость оседания частицы по отношению к жидкости, для турбулентного режима течения бурового раствора



где dэ - эквивалентный диаметр частицы;

dэmax = 0,002+0,37Дд = 0,002+0,0370,2159 = 0,010 м;

п - плотность разбуриваемых пород, п = 2100 кг/м³;

ж - плотность промывочной жидкости, ж = 1115 кг/м³.

Sкп - площадь кольцевого пространства,

Принятый расход будет удовлетворять всем требованиям.

2.4.5 Расчёт потерь давления в циркуляционной системе

Потери давления в циркуляционной системе буровой установки определяются как сумма всех потерь давления в элементах циркуляционной системы состоящей из:

1) наземной обвязки, включающей стояк, буровой шланг, вертлюг, ведущую трубу;

2) легкосплавных бурильных труб;

3) соединительных элементах (замках) ЛБТ;

4) стальных бурильных труб;

5) замков СБТ;

6) утяжеленных бурильных труб;

7) турбобура;

8) бурового долота (насадки);

9) кольцевого пространства против вышеперечисленных элементов со 2) по 7).

Применительно к ЗД и долоту принято говорить не потери, а перепады давления, ибо последние создаются преднамеренно.

2.4.6 Расчет потерь давления в наземной обвязке

Р = аQ2ж;

Потери давления в стояке

a = 3,35105 Пас²/м³кг; Р = 3,351050,0321115 = 0,34 МПа

Потери давления в шланге

a = 1,2105 Пас²/м³кг; Р = 1,21050,0321115 = 0,12 МПа

Потери давления в вертлюге

a = 0,9105 Пас²/м³кг; Р = 0,91050,0321115 = 0,09 МПа

Потери давления в ведущей трубе

a = 1,8105 Пас²/м³кг; Р = 1,81050,0321115 = 0,18 МПа

Потери давления в манифольде

a = 13,2105 Пас²/м³кг; Р = 13,21050,0321115 = 1,32 МПа

2.4.6.1 Расчет потерь давления в ЛБТ

Внутрениий диаметр Дв = Дн -2 = 0,129-20,009 = 0,111 м

Площадь проходного сечения

S = П/4Дв2 = 3,14/4( 0,111 )2 = 0,0097 м²



Скорость течения жидкости

V = Q/S = 0,03/0,0097 = 3,1 м/с

Обобщенный критерий Рейнольса определяются по формуле

Т.к. Re* < 50000, то режим турбулентный, и коэффициент гидравлических сопротивлений определяется по формуле

Потери давления в ЛБТ

2.4.6.2 Потери давления в замках ЛБТ

Потери давления определяются по формуле



Lтр - длина труб;

?т - длина одной трубы

dн - внутренний диаметр замка

Тогда

Р = 0,451060,0321115=0,045 МПа.

2.4.6.3 Расчет потерь давления в СБТ

Потери давления определяются по формуле

Внутренний диаметр

Дв = Дн - 2 = 0,127-20,0092=0,1086 м

Площадь проходного сечения

S = П/4Дв2 = 3,14/40,10862 = 0,0093 м2

Скорость течения жидкости

V = Q/S =0,03/0,0093 = 3,3 м/с

Обобщенный критерий Рейнольдса определяется по формуле



Т.к. Re < 50000, то режим турбулентный, и коэффициент гидравлических сопротивлений определяется по формуле

Потери давления в СБТ

2.4.6.4 Расчёт потерь давления в замках СБТ

Расчёт проводится по формулам

Р = 2,91040,0321115=0,029 МПа.

2.4.6.5 Расчёт потерь давления в УБТ

Расчёт проводится по формулам

S = П/4Дв2 = 3,14/40,07142 = 0,004 м²;

V = Q/S =0,03/0,004 = 7,5 м/с;

Т.к. Re* < 50000, то режим турбулентный, и коэффициент гидравлических сопротивлений

Потери давления в УБТ

2.4.6.6 Расчёт перепада давления в турбобуре 3ТСШ1-195

Из [ ] для турбобура 3ТСШ1-195 имеем

с =1000 кг/м³, Qс = 30 л/с, Рс = 3,9 МПа.

По формуле подобия

Имеем

2.4.6.7 Расчет перепада давления в долоте

где f, н - площадь сечения и коэффициент расхода промывочных отверстий долота.

2.4.6.8 Расчёт потерь давления в кольцевом пространстве (КП) против ЛБТ

а) Потери давления в КП между ЛБТ и необсаженным стволом скважины (ЛБТI)

критическая скорость определяется по формуле

Т.к. V < Vкр, то режим турбулентный и потери давления в КП против ЛБТI рассчитываются по формуле

где Дг - гидравлический диаметр,

Дг = Д-d = 0,2644-0,129 = 0, 1354 м



;

;

Re<Reкр

в=0,5;

Тогда

б) Потери давления в КП между ЛБТ и кондуктором (ЛБТII).

Т.к. V < Vкр = 1,18 м/с, то режим ламинарный и потери давления в КП против ЛБТII рассчитываются по формуле

где = (senк),

при senк = 58,8; = 0,68.

Тогда

2.4.6.9 Расчёт потерь давления в КП против замков ЛБТ

Рассчитываются по формуле

Р = 1520,0321115=152,5 Па.

Т.к. потери давления в замках в трубах и в КП за трубами малы, то в дальнейших расчётах мы ими пренебрегаем.

2.4.6.10 Расчёт потерь давления в КП против СБТ

Т.к. V < Vкр = 1,18 м/с, то режим турбулентный и потери давления в КП против СБТ рассчитывается по формуле

Дг = 0,2644-0,127 = 0,1374 м

;

Re<Reкр

в=0,57;

Тогда

2.4.6.11 Расчёт потерь давления в КП против УБТ

Т.к. V > Vкр = 1,18 м/с, то режим турбулентный и потери давления в КП против УБТ рассчитывается по формуле

Дг = 0,2644-0,178 = 0,0874 м

Т.к. Re* < 50000, то

Тогда

2.4.6.12 Расчёт потерь давления в КП против турбобура

Т.к. V > Vкр = 1,18 м/с, то режим турбулентный и потери давления в КП против турбобура рассчитывается по формуле

Дг = 0,2644-0,195 = 0,0694 м;

Т.к. Re* < 50000, то

Тогда

Для удобства все расчётные значения сводим в таблицу 2.7

Таблица 2.7

Потери давления в элементах циркуляционной системы

участок	длина, м	диаметр, м	скорость,м/с	Re*/Senk	л/о	ДР, Мпа
ЛБТ	1444	0,111	3,1	12900	0,023	1,7
СБТ	312	0,1086	3,3	14000	0,023	0,25
УБТ	72	0,0714	7,5	31500	0,021	0,88
Турбобур	26					4,3
Долото						2,1
Кольцевое пространство
ЛБТ1	1094	0,117	0,88	22		0,2
ЛБТ2	350	0,178	0,5	58,8		0,028
СБТ	312	0,119	0,65	30,2		0,028
УБТ	72	0,068	1,3	2691,5	0,028	0,037
Турбобур	26	0,051	1,66	3407,9	0,027	0,021
Наземн.		2,05
УДР		11,6

Суммарные потери равны УДР=11,6 Мпа.

2.4.7 Выбор бурового насоса

Выбор бурового насоса производится из условия обеспечения расхода бурового раствора, не ниже расчетного, при расчетном давлении. По результатам гидравлических расчетов для успешного доведения скважины до проектной глубины требуется насосы, развивающие производительность Q 0,03 м³/с при давлении Р 12 МПа. Наиболее подходящим буровым насосом, согласно его технической характеристике, является насос типа У8-6М.

В таблице 2.8 показана характеристика бурового насоса У8-6М.

Рф = Рпасп к,

где к = 0,95 - коэффициент наполнения.

2.4.8 Построение НТС - номограммы и определение режима работы насоса

НТС - номограмма - это совмещенная характеристика насоса, турбобура и скважины.

Таблица 2.8

Характеристика бурового насоса У8-6М

Диаметр цилиндровой втулки d, мм	Максимальное паспортное давление [ Р ], МПа	Теоретическая подача Q, л/с	Фактическое давление Рф, МПа
160	16,3	27	15,5
170	14,3	31	13,6
180	12,5	35	12,0

Для того, чтобы обеспечить заданный расход Q = 0,03 м³/с при давлении Р 12 МПа необходимо использовать данные по насосу для трех втулок указанных в таблице 2.8.

Для значений расходов высчитываем характеристику скважины (это зависимость потерь давления в элементах бурильной колонны от подачи и глубины спуска).

Расчет ведется для 3-х расходов Q1 = 27 л/с; Q2 = 31 л/с; Q3 = 35 л/с и для трех глубин Н1 = 1768 м; Н2 = 1000 м; Н3 = 500 м.

Потери давления в элементах бурильной колонны рассчитываются по формулам подобия:

- для турбулентного режима,

- для ламинарного режима,

Характеристика скважины при глубине спуска бурильной колонны на 1768 м

Расчет потерь давления в ЛБТ

Расчёт потерь давления в кольцевом пространстве (КП) против ЛБТ

Потери давления в КП между ЛБТ и необсаженным стволом скважины (ЛБТI)

Тогда

Общие потери УДР=11,6-0,07-0,01=11,52 МПа.

Характеристика скважины при глубине спуска бурильной колонны на 1000 м.

Расчет потерь давления в ЛБТ

.

Потери давления в КП между ЛБТ и необсаженным стволом скважины (ЛБТI)

Тогда

Общие потери УДР=11,6-0,94-0,14=10,52 МПа.

Характеристика скважины при глубине спуска бурильной колонны на 500 м.

Расчет потерь давления в ЛБТ: .

Потери давления в ЛБТ в КП: .

Потери давления в КП между СБТ и необсаженным стволом скважины (СБТI):

Потери давления в КП между СБТ и обсаженным стволом скважины (СБТII).

Т.к. V < Vкр = 1,18 м/с, то режим турбулентный и потери давления в КП против СБТ рассчитывается по формуле

Дг = 0,307-0,127 = 0,18 м

;

Re<Reкр

в=0,67;

Тогда

Общие потери УДР=10,88 МПа.

Результаты расчётов сводим в таблицу 2.9, в которой представлена характеристика скважины на различных глубинах при разных расходах.

Таблица 2.9

Характеристика скважины

Q, л/с L, м	30	27	31	35
500	3,7	4,8	5,5	6,2
1000	6.02	5,4	6,2	7,0
1768	7,02	6,3	7,3	8,2

В таблице 2.10 показана характеристика турбобура на глубине 1854 м при различных расходах.

Таблица 2.10

Характеристика турбобура

Q, л/с L, м	27	30	31	35
1854	3,5	4,32	4,6	5,88

2.4.9 Построение НТС-номограммы

Рисунок 3 - НТС-номограмма



2.4.10 Выбор режима работы насоса

По НТС-номограмме - выбираем втулку диаметром 0,17 м и подачей 0,031 м³/с, которая обеспечивает промывку скважины и очистку забоя скважины от шлама, бурение до заданной глубины 1768 м (по вертикали) с минимальными потерями давления. В начале бурения будем иметь запас по давлению, что может быть использовано, например, для усиления гидромониторного эффекта.

2.5 Расчёт рабочих характеристик забойных двигателей

Рабочей выходной характеристикой турбобура называется зависимость частоты вращения момента и мощности на валу турбобура (на долоте) от осевой нагрузки на долото. Она служит для определения интервала осевых нагрузок, при которых наблюдается устойчивая работа турбобура, а также для оптимизации режимов турбинного бурения.

2.5.1 Определение необходимых данных для расчёта

Параметры турбины n, M, ДP определяются из выражений

где nc, Mc, ДРс - состветственно частота вращения, момент турбин и перепад давления в турбобуре при расходе жидкости Qс плотностью сс.

nc=380 об/мин; Мс=1,5 кН; ДР=3,9 МПа.

Определим параметры турбины

Рассчитываем средний радиус трения

Определяем гидравлическую нагрузку в турбобуре

Рг = 0,785.(Pт Дс2+PдДв2)+В,

где Дс - средний диаметр турбин турбобура

Дв - диаметр вала турбобура (шпинделя) в место установки ниппеля (сальника), Дв = 0,135 м

Д1, Д2 - размеры шаровой опоры или резинового кольца подпятника осевой резинометаллической опоры,

Д1 = 0,149 м, Д2 = 0,124 м.

Pт, Pд - перепад давления в турбобуре и долоте

В - веса вращающихся деталей и узлов турбобура (валов и роторов турбин), маховых масс, центраторов, долота,

В = 0,5Мтq+Ммq+Мцq+Mгq,

где Мм, Мт, Мг, Мц - маховая масса, масса турбобура, долота, центраторов соответственно;

q - ускорение силы тяжести

Рг = 0,785.(5,521060,182+2,21060,1352)+23495 = 195,4 кН

Определим разгонный момент на валу турбобура:

где µ коэффициент трения в опорах турбобура; µ=0,065

р - средней радиус трения;

Рг - гидравлическая нагрузка в турбобуре;

Определим разгонную частоту вращения вала турбобура:

где Мт = 2*М, Мт - тормозной момент;

Определим удельный момент в пяте:

Основные расчетные уравнения, описывающие рабочую характеристику турбобура;



Результаты расчета сводим в таблицу 2.11.

Таблица 2.11

Результаты расчётов

Gi, кН	0	50	125	150	175	200	260
ni, с-1	4,48	4,9	5,52	5,74	5,13	4,53	3,08
Мi, Нм	118,75	528,74	1143,74	1348,74	1553,74	1758,74	2250,74
Ni, кВт	3,34	16,275	39,69	48,63	50,11	50,047	43,514

На основе полученных данных построим рабочую характеристику турбобура 3ТСШ1-195.

Произведем анализ рабочей характеристики турбобура. Из рисунка 2.4 видно, что турбобур устойчиво работает в области нагрузок 0 140 кН и 160 250 кН.

Из практики известно, что при Рг - Gi < 104 Н наблюдается усиление вибраций турбобура и бурильного инструмента. В нашем случае эта область распространяется на интервал нагрузок 140 160 кН. Отсюда следует, допустимая нагрузка на турбобур лежит вне зоны вибрации, поэтому режим работы нормальный.



Рисунок 2.4 - Рабочая характеристика 3ТСШ1-195 в координатах M - G; N - G; n - G.

2.6 Обоснование конструкции скважины

Число обсадных колонн и глубина их спуска определяется количеством интервалов, несовместимых по условиям бурения, которые определяются по совмещённому графику давлений пластового и гидроразрыва, графику изменения коэффициентов аномальности пластовых давлений и индексов давлений поглощения с глубиной скважины.

где Рпл - пластовое давление;

Рпл=gradРпл*Нi;

св- плотность воды;

Hi- текущая глубина скважины.

Коэффициент гидроразрыва (поглощения) рассчитывается по формуле:

;

где Рг.р.- давление гидроразрыва.

Результаты расчётов приведены в таблице 2.6.

По полученным результатам строится график безразмерных давлений рисунок 2.

Как правило, заказчик (НГДУ "Джалильнефть") требует обсаживать скважину эксплуатационной колонной с наружным диаметром 146 мм. Скважина обсаживается кондуктором до глубины 320 м, эксплуатационная колонна спускается до 1768 м (по вертикали).

Исходя из этого условия, рассчитываем диаметры долот для бурения скважины, а также диаметр кондуктора.

Диаметр долота Dдэк для бурения под эксплуатационную колонну рассчитывается по формуле:

; (2)

где Dэкм - диаметр муфты эксплуатационной колонны, Dэкм=166 мм;

д - зазор между муфтой и стенкой скважины, д=5…40 мм;

Dдэк=166+2*20=206 мм =>215,9 мм.

Определим внутренний диаметр кондуктора Dкондвн, по формуле:



; (3)

где д - зазор между долотом и стенкой кондуктора, д=3…5 мм.

=215,9+2*5=225,9 мм.

То есть для крепления неустойчивых пород (отложений) допускается применение труб диаметром 244,5 мм и толщиной стенки 8,9…10 мм.

Диаметр долота для бурения под кондуктор рассчитывается по формуле

где - диаметр муфты кондуктора, =270 мм

=270+2*10=290 мм =>295,3 мм

В кондукторе используем обсадные трубы с треугольной резьбой 244,5Ч8,9-Д-ГОСТ-623-80. Практика показывает, что данные обсадные трубы выдерживают необходимые нагрузки.

Результаты расчётов сводим в таблицу 2.12

Таблица 2.12

Результаты расчётов

Название колонны	Диаметр колонны, мм	Глубина спуска колонны, м	Интервал цементирования башмака, м	Диаметр долота, мм
кондуктор	244,5	320	до устья	295,3
эксплуатационная	146	1854	до устья	215,9

2.6.1 Обоснование способа цементирования

Кондуктор и колонна цементируются до устья, для разобщения пластов, водоносных горизонтов.

Обсадная колонна цементируется в одну ступень до устья.

Самым слабым пластом является кыновский горизонт (kп=1,94), Рпогл=32,88МПа. Давление столба цементного раствора на поглощающий пласт с учётом гидродинамических потерь на цементирование должно удовлетворять условию

Рпогл?1,1*Рц.р.

Таким образом, давление столба цементного раствора не должно превышать величины

Рц.р.? .

Для дальнейших расчётов примем, что интервал от забоя и на 300 м выше продуктивного пласта (1468-1768 м по вертикали) цементируются ПЦТ-1-50 по ГОСТ 1581-96 с плотностью раствора с ц.р.=1,8г/см³ (В/Ц=0,45). Давление столба ПЦТ-1-50 будет составлять

Рц.р.=1800*9,81*300=5,29 Мпа.

Рассчитаем плотность облегчённого раствора

с о.ц.р. кг/м³.

2.6.2 Обоснование способа вхождения в продуктивный пласт

Так как продуктивный пласт сложен песчаниками мелко- и среднезернистыми, коллектор поровый, слабо сцементированный, то во избежание попадания песка в скважину принимаем забой закрытого типа, эксплуатационная колонна спущена до подошвы продуктивного пласта, затем проведена перфорация.

Данный способ является технологически простым и, что немаловажно, дешёвым, рисунок 2.5.



2.7 Обоснование типоразмера ПВО

Рассчитаем устьевое давление

;

где Ру - устьевое давление;

Рпл - пластовое давление, в данном случае Рпл=Рнас=10,1 Мпа;

s - эмпирический коэффициент.

Коэффициент s рассчитывается по формуле

;

1 - эксплуатационная колонна;

2 - цементный камень;

3 - продуктивная залежь;

4 - перфорационные отверстия.

Рисунок 2.5 - Схема вскрытия продуктивного пласта

где - относительная плотность попутного газа по воздуху, =0,37;

L - глубина скважины, в данном случае L=Lн=869,5 м, т.к. скважина до глубины 869,5 м заполнена нефтью, а выше свободным газом.

При заполнении скважины флюидом она будет до определенного уровня заполнена нефтью, найдём этот уровень

;

z - расчётная глубина, при пересчёте на устье, z=0 м.

;

По расчёту устьевое давление , рабочее давление ПВО определяется по формуле:

.

По конструкции скважины и рабочему давлению подходит обвязка колонной головки типа ОКК2-21-146Ч245Ч324 [1, с.241].

Выбираем схему ПВО №1, так как рабочее давление не превышает 35 МПа, и диаметр долота 215,9 мм - схема монтажа ПВО изображена на рисунке 2.6. По рабочему давлению подходит ПВО типа ОП2-23035, включающее в себя: превентор универсальный ПУ1-23035; плашечный превентор ППГ-23035; манифольд МПБ2-8035. Масса комплекта 16000 кг.



1, 2 - универсальный и плашечный превенторы;

3 - устьевая крестовина;

4, 6 - задвижки с гидравлическим и ручным управлением;

5 - манометр с запорным и разрядным устройствами;

7 - регулируемые дроссели с гидравлическим и ручным управлением;

8 - отбойная камера с разрядным устройством.

Рисунок 2.6 - Схема монтажа ПВО

Данный комплект ПВО имеет номинальный диаметр проходного сечения 230 мм, а, следовательно, в случае выброса может загерметизировать устье как при спущенной бурильной колонне, так и при колонне обсадных труб.

2.8 Расчёт эксплуатационной колонны

2.8.1 Расчёт наружных давлений

До затвердивания цементн...