Проект технологии бурения на Западно-Сургутской площади с детальной разработкой вопроса осложнения

Размещено на http://www.allbest.ru/

Содержание

1. Инженерно-геологические условия строительства скважины

1.1 Основные сведения о районе буровых работ

1.2 Литолого-стратеграфический разрез

1.3 Пластовые давления и давления гидроразрыва

1.4 Водоносность

1.5 Возможные осложнения в процессе бурения

2. Технико-технологический раздел

2.1 Обоснование выбора типа бурового промывочного раствора и его свойств для бурения под эксплуатационную колонну

2.1.1 Выбор типа бурового промывочного раствора для предотвращения осложнений связанных с осыпями и обвалами

2.1.2 Выбор свойств бурового промывочного раствора

2.2 Обоснование выбора реагентов для химической обработки бурового раствора и материалов для его приготовления

2.3 Разработка систем приготовления и очистки бурового раствора, технологии его обработки и утилизации выбуренной породы

2.3.1 Приготовление бурового раствора

2.3.2 Очистка и дегазация бурового раствора

2.3.3 Предупреждение нефтегазоводопроявлений

2.3.4 Приборы для измерения параметров бурового раствора

2.4 Выбор типа и серии трехшарошечных долот

2.5 Проектирование режима бурения и обоснование выбора способа бурения

2.5.1 Обоснование способа бурения

2.5.2 Проектирование режима бурения

2.6 Проектировочный расчет бурильной колонны

2.6.1 Исходные данные для расчета

2.6.2 Расчет УБТ

2.6.3 Расчет колонны бурильных труб

2.6.4 Расчет допускаемых глубин спуска секций БК в клиновом захвате

2.7 Разработка гидравлической программы промывки скважины

2.7.1 Определение технологически необходимого расхода бурового раствора

2.7.2 Нерегулируемый привод насосов

2.7.3 Расчет потерь давления в элементах циркуляционной системы

2.7.4 Программа оснащения гидромониторных долот насадками

2.8 Выбор комплектной буровой установки

2.9 Технология стандартных методов ликвидации ГНВП

2.9.1 Метод бурильщика

2.9.2 Вымыв флюида буровым раствором начальной плотности

2.9.3 Закачка в скважину бурового раствора с необходимой для глушения плотностью

3. Безопасность и экологичность проекта

3.1 Охрана труда. Определения, понятия

3.2 Обеспечение безопасности рабочих

3.2.1 Характеристика условий труда

3.2.2 Требования к персоналу, обучение и инструктажи по технике безопасности

3.2.3 Требования к оборудованию, инструменту, другим техническим средствам

3.2.4 Требования безопасности при проходке ствола

3.2.5 Требования безопасности при спуско-подъемных операциях

3.2.6 Предупреждение газонефтеводопроявлений и открытого фонтанирования скважин

3.2.7 Пожарная безопасность

3.3 Экологичность

3.3.1 Охрана окружающей среды. Природоохранные мероприятия

3.3.2 Рекультивация земель

3.3.3 Контроль за состоянием и охраной окружающей среды

4. Организационно-экономический раздел

4.1 Организационно-производственная структура бурового предприятия

4.2 Система основных технико-экономических показателей работы бурового предприятия

4.3 Сметный расчет бурения скважины на Западно-Сургутской площади

Список использованных источников



1. Инженерно-геологические условия строительства скважины

1.1 Общие сведения о районе буровых работ

Западно-Сургутское месторождение расположено на территории Ханты-Мансийского автономного округа Тюменской области в 20 км.от районного центра г. Сургута.

Район месторождения представляет собой слабопересеченную равнину. Абсолютные отметки рельефа изменяются от +25м до +75м. В северной части имеется большое количество болот и озер. Растительность представлена смешанным лесом. Климат района резко континентальный, с продолжительной, холодной зимой и коротким, прохладным летом. Средняя температура января -26єС,июля +16єС.

Максимальное количество осадков приходится на май- август месяцы. Зимой грунт промерзает на 1-1,5 м, толщина льда достигает 40-80 см. Район слабо населен. Населенные пункты расположены, в основном, по реке Обь. Проектная глубина скважины 2725 м.

1.2 Литолого-стратеграфический разрез

Литолого-стратеграфический разрез представлен в таблице 1.

Таблица 1 - Литолого-стратиграфический разрез

Отдел, ярус, горизонт	Литологическая характеристика пород	Глубина кровли, м	Мощность, м
Четвертичная.	Песок, песчаник, глины.	50	50
Олигоцен	Глины, аргилиты, алевролиты.	497	140
Эоцен.	Алевролит, апоковидные глины.	688	190
Палеоцен	Аргилиты.	836	100
М.дат	Глина известковая.	889	60
Компан коньяк сантон	Глина известковая., апоковидные глины.	1027	125
Турон.	Аргелит.	1048	30
Сеноман.	Песок, песчаник, аргилит, алевролит.	1312	305
Апт-альб	Песок, песчаник, аргелит, алевролит	1881	510
Готерив-баррем	Песок, песчаник, глины.	2413	400
Валажин.	Песчаник водоносный, аргиллит.	2812	395
В.Юра	Аргиллит битумные, песчаникн.насыщ.	2885	50
С.Юра.	Песчаник н.насыщ, аргиллит.	2955	68

1.3 Пластовые давления и давления гидроразрыва

Пластовые давления и давления гидроразрыва представлены в таблице 2.

Таблица 2 - Пластовые давления и давления гидроразрыва

Глубина, м	Пластовое давление, кгс/	Давление гидроразрыва, кгс/
2100	210	290
2290	230	345
2725	286	408

1.4 Водоносность

В нижнемеловом водоносном комплексе можно выделить два самостоятельных: апт-альб, включающий II-УII песчано-алевролитовые пачки нижнего мела и неокомский, охватывающий УIII-ХIII песчано-алевролитовые пачки. Апт-альб комплекс в основном представлен водами хлоркальциевого типа с минерализацией от 60 до 90 г/л и газосодержанием 0,665-2,6. Воды неокомского водоносного комплекса более метаморфизованы с минерализацией до 100 г/л, хлор-кальциевого типа. Газосодержание их колеблется в пределах 0,767-1,5 .

В составе вод нижнемелового комплекса отмечается повышенное содержание сероводорода (до 2,5мг/л) и агрессивной двуокиси углерода (до 32 мг/л).



1.5 Возможные осложнения в процессе бурения

В интервал 0 - 750 м из осложнений возможны обвалы и сужения ствола скважины.

В интервале 970-1780 м возможно водопроявление.

В интервале 2250-2725 м возможно нефтеводопроявление.



2. Технико-технологический раздел

2.1 Обоснование выбора бурового промывочного раствора и его свойств для бурения под эксплуатационную колонну

2.1.1 Выбор типа бурового промывочного раствора для предотвращения осложнений связанных с осыпями и обвалами

С учетом ожидаемых осложнений основные принципы выбора параметров промывочной жидкости для бурения проектируемой скважины заключаются в следующем.

Согласно "Правилам безопасности в нефтяной и газовой промышленности", а также литолого-стратиграфической характеристики скважины, предотвращение осложнений, связанных с неустойчивостью стенок скважины в глинистых отложениях, должно достигаться применением ингибированных систем. Исключение проявлений и поглощений промывочной жидкости обеспечивается поддержанием эквивалентной плотности промывочной жидкости на требуемом уровне.

С этой целью предполагается применение малоглинистых промывочных жидкостей, мер по предотвращению обогащения их глинистым материалом из выбуренной породы и набора химических реагентов, обеспечивающих стабильность реологических параметров на минимально необходимом для нормального выноса шлама уровне. Помимо исключения поглощений промывочной жидкости, бурение при минимальной репрессии на флюидосодержащие пласты обеспечивает высокую информативность исследований в процессе бурения (газовый каротаж, испытатели пластов на трубах и кабеле).

Оптимальным вариантом при бурении глинистых отложений является применение малоглинистого полимер-калиевого раствора. Лабораторные и промысловые исследования показали, что ионы калия более эффективны для подавления гидратации, набухания и диспергирования глин по сравнению с ионами натрия и кальция. Из-за малых размеров ионы калия способны проникать в решетку глинистых материалов, перестраивая ее и тем самым препятствуя ее разрушению за счет сил притяжения. Концентрация хлорида калия, необходимая для предотвращения набухания глин зависит от их природы и регулируется в зависимости от состояния стенок и поведения скважины. скважина бурение гидроразрыв реагент

Поддержание калия на требуемом уровне достигается периодическим вводом водного раствора хлористого калия, что одновременно позволяет снижать структурно-реологические параметры раствора.

Для устранения влияние кальциевой агрессии раствор следует периодически обрабатывать кальцинированной содой.

Для снижения липкости раствора рекомендуется использовать смазывающие профилактические добавки: графит.

Для предотвращения поглощения рекомендуется раствор обрабатывать ГЕРМОПОРом (ВНИИБТ). ГЕРМОПОР представлен частицами волокнистой структуры и служит для обработки глинистых растворов и кольматации проницаемых пород.

Ввод реагента осуществляется через глиномешалку. Для предотвращения резкого роста вязкости рекомендуемые разовые добавки на уровне 0,05 %.

При катастрофических поглощениях в буровой раствор следует добавлять инертные наполнители (6 - 8 %) и (или) осуществлять закачку и задавку в пласт быстросхватывающейся цементно-глинистой смеси, обогащенной резиновой крошкой, опилками, торфом, отходами льноволокна (до 10-12% от объема раствора).

Реологические параметры регулируются обработкой водными растворами хлористого калия и полимера. Ввод хлористого калия производится в виде водного раствора плотности 1,1-1,12 г/см ³.

Рекомендуется:

- бурение интервала 0-1000 м вести на малоглинистом полимерном растворе;

- с глубины 1000 м в раствор вводить хлористый калий и при дальнейшем бурении до проектной глубины использовать полимер-калиевый буровой раствор.

- для предотвращения поглощения после спуска кондуктора раствор обрабатывать кольматантомГермопор

2.1.2 Выбор свойств бурового промывочного раствора

Обоснование параметров буровых растворов по интервалам

Согласно "Правил безопасности в нефтяной и газовой промышленности" проектные решения по выбору плотности бурового раствора должны предусматривать создание столбом раствора гидростатического давления на забой скважины и вскрытие продуктивного горизонта, превышающего проектные пластовые давления на величину не менее:

- 10% для скважин глубиной до 1200 м (интервалов от 0 до 1200 м), но неболее 15 кгс/см ² (1,5 МПа);

- 5% для скважин глубиной от 1200 м до проектной глубины, но не более 25 - 30 кгс/см ² (2,5 - 3,0 МПа)

С учетом данных ограничений потребная плотность раствора определяется по формуле (1):

, (1)

где Р_пл- пластовое (поровое) давление, Па; L_к-- глубина залегания кровли пласта с максимальным градиентом пластового давления от устья скважины, м; К_р -коэффициент репрессии для указанных выше глубин, он равен соответственно: К_р = 1,1 и К_р = 1,05. ДР - превышение забойного давления над пластовым, для тех же глубин соответственно равно 1,5 и 2,5 - 3,0 МПа.

Плотность бурового раствора при бурении под эксплуатационную колонну рассчитываем по формуле (1):

=

Фактическое значение плотности бурового раствора 1050 кг/м ³ входит

в вычисленный предел, следовательно принимаю значение = 1050 кг/м ³.

Статическое напряжение сдвига. Использование буровых растворов при бурении скважин, а также утяжеление их грубодисперсным материалом высокой плотности (гематитом, магнетитом, баритом, галенитом и др.) обусловлены главным образом необходимостью удержания во взвешенном состоянии выбуренной породы в период прерванной циркуляции. Поэтому одно из основных требований, предъявляемых к буровым растворам - способность к тиксотропному упрочнению их в покое.

Показатель тиксотропных свойств бурового раствора - статическое напряжение сдвига, измеряемое через 1 и 10 мин покоя (СНС ₁ и СНС ₁₀ соответственно). Именно этим показателем характеризуется седиментационная устойчивость бурового раствора и его способность удерживать шлам во взвешенном состоянии.

Показатель фильтрации и толщина фильтрационной корки. Очевидно, для улучшения условий разрушения породы долотом целесообразно стремиться к увеличению показателя фильтрации бурового раствора и уменьшению толщины фильтрационной корки. Однако такое требование выполнимо при бурении в непроницаемых устойчивых породах. При проходке проницаемых песчаников, глин с низким поровым давлением, продуктивных горизонтов значение показателя фильтрации бурового раствора строго регламентируется. Практикой бурения неустойчивых и проницаемых отложений установлено, что в этих условиях значение показателя фильтрации, определяемое прибором ВМ-6, должно находиться в пределах 3 - 6 см ³ за 30 мин.

Вязкость. Требование к значению вязкости раствора однозначное: оно должно быть минимальным. С уменьшением вязкости отмечается всеобщий положительный эффект бурения: снижаются энергетические затраты на циркуляцию бурового раствора, улучшается очистка забоя за счет ранней турбулизации потока под долотом, появляется возможность реализовать большую гидравлическую мощность на долоте, уменьшаются потери давления в кольцевом пространствескважины. Поэтому при бурении скважин необходимо стремиться к удержанию минимально возможной условной и пластической вязкости бурового раствора.

Согласно [1] верхний предел условной вязкости, определяемый прибором ПВ-5, не должен превышать 30 с для растворов плотностью до 1,4 г/см ³ и 45 с для растворов плотностью выше 1,4 г/см ³.

Приближенно предельное значение пластической вязкости для буровых растворов на водной основе можно оценить с помощью формулы:

(2)

Динамическое напряжение сдвига. Очистка скважины от шлама определяется главным образом двумя факторами: скоростью восходящего потока и динамическим напряжением сдвига бурового раствора. Длительные промысловые наблюдения позволили установить, что для удовлетворительного гидотранспорта шлама из скважины на дневную поверхность ламинарным потоком, а также для предотвращения выпадения утяжелителя в поверхностной циркуляционной системе достаточно, чтобы значение динамического напряжения сдвига составляло 15-20 мПа. Дальнейшее увеличение динамического напряжения сдвига не приводит к сколько-нибудь заметному улучшению очистки скважины от шлама.

Приближенно предельное значение динамическое напряжение сдвига для буровых растворов на водной основе можно оценить с помощью формулы (3):

(3)

Параметры бурового раствора представлены в таблице 3.

Таблица 3 - Параметры бурового раствора.

Интервал бурения, м	750-2725
Плотность, кг/м 3	1050
Вязкость, Па•с	0,0157
Фильтрация см 3/30 мин	3 - 6
Толщина корки, мм	1
СНС, кг/м 2	0,75
Динамическое напряжение сдвига, Па	3,120
рН	8 - 9

2.2 Обоснование выбора реагентов для химической обработки бурового раствора и материалов для его приготовления

При бурении скважин применяют различные химические реагенты для обработки буровых растворов. Различают первоначальную обработку бурового раствора, когда его готовят к началу бурения, и дополнительную обработку для поддержания или изменения свойств раствора в процессе проводки ствола скважины.

Обработка химическими реагентами проводится для обеспечения тех или иных качественных показателей, но основное ее назначение - стабилизация бурового раствора как дисперсной системы либо изменение структурно-механических свойств этой системы.

Выбираем следующие реагенты для бурения скважины:

750-2725- КМЦ, сода каустическая, сода кальцинированная. ССБ.

NaOH (каустическая сода) - кристаллическая полупрозрачная масса, плотностью 1.4 кг/м ³, при хранении на воздухе активно взаимодействует с CO₂. Применяется для приготовления щелочных реагентов. Опасный химический реагент, вызывает разрушение тканей.

КМЦ (Карбоксиметилцеллюлоза)-- растворяющееся в воде волокнистое вещество желтоватого цвета - представляет собой натриевую соль целлюлозогликолевой кислоты.

КМЦ весьма активна в качестве реагента понизителяводоотдачи. В некоторых случаях она снижает и СНС.КМЦ-600, по сравнению с другими модификациями КМЦ обладает более высокой степенью полимеризации (600 ± 30) и вязкостью (16 - 17 мПа*с).

Глинистый раствор, обработанный КМЦ предназначен для бурения в хемогенных породах.

Nа ₂CO₃ (кальцинированная сода) - применяют в качестве заменителя щелочи NaOH. Обладает способностью связывать ионы Са, Мgcобразованием плохо-растворимых осадков.

Сульфит-спиртовая барда (ССБ) - отход производства целлюлозы при сульфитном способе варки. По внешнему виду это густая темно-бурая жидкость. Добавка ССБ, помимо снижения водоотдачи, уменьшает вязкость и статическое напряжение сдвига. Основной недостаток этого реагента - способность вспенивать буровые растворы.

2.3 Разработка систем приготовления и отчистка бурового раствора, технологии его обработки и утилизации выбуренной породы

2.3.1 Приготовление бурового раствора

В практике бурения скважин используются разнообразные технологические приемы для приготовления буровых растворов.

Для приготовления раствора на данной скважине применяется блок приготовления растворов, выпускаемый Хадыженским машзаводом. Он представляет собой (рисунок 1) два цельнометаллических бункера 1, которые оборудованы разгрузочными пневматическими устройствами 7, резинотканевыми гофрированными рукавами 3 и воздушными фильтрами 2. В комплект БПР входит выносной гидроэжекторный смеситель 4, который монтируется непосредственно на емкости ЦС и соединяется с бункером гофрированным рукавом.

Бункера предназначены для приема, хранения и подачи порошкообразных материалов в камеру гидроэжекторногосмесителя. Они представляют собой цилиндрические резервуары с коническими днищами и крышей, которые установлены на четырех приваренных к раме 5 стойках 6. Порошкообразный материал подается в них из автоцементовозов по трубе, закрепленной на внешней поверхности цилиндрической части бункера.

К коническому днищу прикреплено разгрузочное устройство, включающее аэратор, поворотную шиберную заслонку и воздушный эжектор. На крышке бункера установлен воздушный фильтр.

Выносной гидроэжекторный смеситель состоит из корпуса с тремя патрубками. К верхнему патрубку крепится прием для поступающего из бункера или через воронку порошкообразного материала. В левом патрубке установлены сменный твердосплавный штуцер и труба для подачи жидкости от насоса. К правому патрубку прикреплены диффузор и сливная труба.

При прохождении подаваемой насосом жидкости через штуцер в камере гидроэжекторного смесителя создается вакуум. В результате этого порошкообразный материал из бункера поступает по резинотканевому гофрированному рукаву в камеру.

Рисунок 1. - Схема блока приготовления раствора

Принцип действия блока БПР состоит в следующем (Рисунок 2). Порошкообразный материал (глина, барит и др.), привезенный на скважину автоцементовозом, загружается в силосы 1 пневмотранспортом при помощи компрессора, поступая в силос, материал отделяется от воздуха, а воздух выходит в атмосферу через фильтр 2. При необходимости подачи порошкообразного материала в гидроэжекторный смеситель вначале аэрируют материал в силосе, чтобы исключить его зависание при опорожнении силоса, затем открывают шиберную заслонку, в результате чего обеспечивается доступ материалов в гофрированный шланг.

Жидкость, прокачиваемая насосом через штуцер гидросмесителя, в камере последнего создает разрежение, а так как в силосе поддерживается атмосферное давление, то на концах гофрированного шланга возникает перепад давления, под действием которого порошкообразный материал перемещается в камеру гидросмесителя, где смешивается с прокачиваемой жидкостью. Воронка гидросмесителя служит для ввода материала в зону смешивания вручную. В обычном случае ее патрубок закрыт пробкой.

Рисунок 2. - Схема работы блока БПР: 1 -силос; 2 - фильтр; 3 -загрузочная труба; 4 - разгрузочное устройство; 5 -система аэрирования;6 -аэродорожка; 7 - подводящий шланг;8 -гидросмеситель.

Так же в приемных емкостях ЦС установлены механические перемешиватели типа ПМ.Он состоит (Рисунок 3)из лопастного 1 и промежуточного 2 валов, рамы 3, мотор-редуктора 4 и крыльчатки 5. Лопастный вал выполнен в виде трубы, к верхней части которой приварен фланец, а к нижней - присоединена втулка с шестью лопастями. Нижняя часть промежуточного вала соединена с лопастным валом при помощи фланца, а верхняя часть - с мотор-редуктором при помощи муфты.

Рисунок 3. - Механический перемешиватель

В связи с тем, что поступающие в буровой раствор частицы выбуренной породы оказывают вредное влияние на его основные технологические свойства, а следовательно, на технико-экономические показатели бурения, очистке буровых растворов от вредных примесей уделяют особое внимание.

2.3.2 Очистка и дегазация бурового раствора

Для отчистки и дегазации раствора при бурении данной скважины выбираем следующее оборудование:

Вибросито ВС-2

Вибрационное сдвоенное вибросито СВ-2предназначено для очистки бурового раствора от шлама при бурении глубоких скважин в любых типах пород.

Рисунок 4- Вибрационное сито СВ-2

Оно состоит (Рисунок 4) из рамы 1, распределительного желоба 2, двух электродвигателей 3, ограждения 4, вибрирующей рамы 5, амортизаторов 6 и барабанов для натяжения сетки 7. Боковые стенки, приваренные к полозьям опорной рамы, образуют ванну, в которую поступает очищенный буровой раствор. На опорной раме установлены распределительный желоб и две вибрирующие рамы. Распределительный желоб устроен таким образом, что обеспечивает прием бурового раствора с трех сторон и подачу его на сетку вибрирующей рамы через два сливных лотка. Выравниватели сливных лотков обеспечивают равномерное распределение раствора по ширине сетки. Выравниватели могут полностью перекрыть сливные лотки желоба.

В центре распределительного желоба выполнено окно, с помощью которого желоб соединяется с ванной вибросита. Поэтому при закрытых выравнивателями лотках и поднятом вверх угловом шибере раствор будет поступать непосредственно в ванну, минуя сетку. Окно перекрывается угловым шибером.

Колебательные движения сеткам сообщают вибраторы, приводимые в движение двумя электродвигателями. Каждая вибрирующая рама опирается на четыре резиновых амортизатора и имеет вибратор с эксцентриковым валом. На концах вибрирующей рамы установлены два барабана с храповыми механизмами. Между барабанами натягивается рабочая часть сетки, и ее запасная часть, которая в 2 раза больше рабочей, наматывается на верхний барабан вибрирующей рамы. По мере износа сетки перематывают на нижний барабан до полного износа по всей длине.

Вибросито СВ-2 в состоянии пропустить до 60 л/с бурового раствора при сетке с размером ячейки 1х 5 мм. Длина рабочей части сетки 1,2 м, ширина 0,9 м. Общая длина устанавливаемой на вибросито сетки 4,5 м. Сетка колеблется с частотой 1600 или 2000 колебаний в 1 мин. Наклон сетки к горизонту 12 - 18 °. Масса вибросита 1380 кг.

Пескоотделитель 1ПГК

Он представляет собой батарею из четырех параллельно работающих гидроциклонов диаметром 150 мм. Буровой раствор в гидроциклоны подается вертикальным шламовым насосом.

Батарея гидроциклонов (Рисунок 5) состоит из сварной рамы 1, четырех гидроциклонов 2, крестовины 3 и четырех отводов 4 с резиновыми рукавами. Внутренняя часть рамы выполнена в виде лотка с наклонным дном и люком. В передней торцовой стенке установлен шибер. При открытом шибере песковые насадки погружаются в раствор со шламом, вытекающим через верхнюю кромку передней торцовой стенки. При открытом шибере шлам свободно вытекает через люк.

Пескоотделитель 1ПГК способен обрабатывать до 60 л/с бурового раствора и удалять из него частицы шлама размером 60 мкм при наименьшем допустимом давлении около 0,2 МПа. Общая масса установки составляет 1310 кг.

Рисунок 5-Пескоотделитель 1ПГК

Вертикальный шламовый насос ВШН-150

Вертикальный шламовый насос (Рисунок 6) представляет собой центробежный насос погружного типа с открытым рабочим колесом 5, установленным в полости 8. Колесо защищено дисками 7. Вместо сальника в нем используется разъемная резиновая втулка 4, которая служит не только уплотнителем, но и одновременно является опорой нижнего конца вала 6 насоса.

Два шарикоподшипника играют роль основных опор вала колеса. Они расположены в верхней части корпуса 3 насоса выше уровня перекачиваемого раствора и надежно защищены от его воздействия.



Рисунок 6-Вертикальный шламовый насос ВШН-150

Привод насоса осуществляется от вертикального фланцевого электродвигателя 1 через упругую пальцевую муфту 2. Электродвигатель крепится к корпусу насоса, который имеет два опорных кронштейна с приваренными цапфами для установки в емкости ЦС. Такое устройство позволяет переводить насос из рабочего вертикального положения в горизонтальное для ремонта.

Дегазация раствора

Газирование бурового раствора препятствует ведению нормального процесса бурения. Во-первых, вследствие снижения эффективной гидравлической мощности уменьшается скорость бурения, особенно в мягких породах; во-вторых, возникают осыпи, обвалы и флюидопроявления в результате снижения эффективной плотности бурового раствора (а, следовательно, и гидравлического давления на пласты); в-третьих, возникает опасность взрыва или отравления ядовитыми пластовыми газами (например, сероводородом).

Попадающий в циркуляционный поток газ приводит к изменению всех технологических свойств бурового раствора, а также режима промывки скважины. Кроме очевидного уменьшения плотности раствора изменяются также его реологические свойства - по мере газирования раствор становится более вязким, как и всякая двухфазная система. Пузырьки газа препятствуют удалению шлама из раствора, поэтому оборудование для очистки от шлама работает неэффективно.

При бурении скважины для дегазации раствора применяется центробежно-вакуумный дегазатор тип ЦВА. Он представляет собой двухкамерную герметичную емкость, вакуум в которой создается насосом. Камеры включаются в работу поочередно при помощи золотникового устройства. Производительность дегазатора по раствору достигает 45 л/с; остаточное газосодержание в растворе после обработки не превышает 2 %. Привод вакуумного насоса осуществляется от электродвигателя мощностью 22 кВт.

Центробежно-вакуумный дегазатор ЦВА (Рисунок 7) состоит из цилиндрического вертикально установленного корпуса 1, 2, внутри которого с высокой частотой вращается вал 4 с ротором 10, подобным рабочему колесу центробежного насоса с загнутыми назад лопатками. Поступающий в ЦВА газированный буровой раствор интенсивно разбрызгивается ротором тонким слоем внутри корпуса и дегазируется. Дегазированный раствор перекачивается обратно в ЦС с помощью осевого насоса, а выделившийся из раствора газ отводится вентилятором 8 по отводным каналам наружу.

Центробежно-вакуумный аппарат типа ЦВА обеспечивает не только эффективную дегазацию буровых растворов, но иинтенсивное перемешивание входящих в него жидких и твердых компонентов.



Рисунок 7- Центробежно-вакуумный дегазатор ЦВА: 1,2 -части корпуса; 3 -труба; 4 - вал; 5 - осевая турбина; 6 - клапан; 7 - пластинчатый деструктор;8 -вентилятор;9 -патрубки для отвода газа; 10 -- ротор; 11, 12 -- подшипники

2.3.3 Предупреждение нефтегазоводопроявлений

Давление жидкости или газа, содержащихся в проницаемых пластах, зависит от глубины их залегания и ряда других факторов. Давление бывает нормальным для данной глубины, а может быть аномально высоким - значительно выше гидростатического или аномально низким, т.е. значительно ниже гидростатического. Поэтому в первом случае плотность бурового раствора должна быть такой, чтобы давление столба раствора было несколько выше пластового давления и препятствовало перетоку жидкости или газа из пласта в скважину как при бурении, так и во время СПО. Во втором случае плотность раствора должна быть такой, чтобы давление раствора было равно или несколько ниже (бурение на депрессии) для предотвращения поглощения раствора и гидроразрыва пласта. Требуемая величина плотности бурового раствора, в зависимости от пластового давления и глубины залегания пласта, четко регламентируется правилами безопасности нефтяной и газовой промышленности (ПБ) при бурении скважин на нефть и газ.

Максимально допустимая репрессия (с учетом гидродинамических потерь) должна исключать возможность гидроразрыва или поглощения бурового раствора на любой глубине интервала совместимых условий бурения.

В интервалах, сложенных глинами, аргиллитами, глинистыми сланцами, солями и другими породами, склонными к потере устойчивости и текучести, плотность, фильтрация, химсостав бурового раствора устанавливаются исходя из необходимости обеспечения устойчивости стенок ствола скважины. При этом репрессия не должна превышать пределов, установленных для всего интервала совместимых условий бурения. Допускается депрессия на стенки скважины в пределах 10-15% эффективных скелетных напряжений (разница между горным и поровым давлением пород).

При несбалансированном давлении на забое теоретически можно достичь более низкой плотности бурового раствора и бурить при управляемом выбросе пластового флюида на максимальных скоростях. Несмотря на необходимость существенного усложнения устьевого оборудования, взрывоопасность такого технологического процесса и трудность разделения газожидкостного потока в поверхностной циркуляционной системе, в Канаде и США значительный объем бурения осуществляется при несбалансированном давлении.

2.3.4 Приборы для измерения параметров бурового раствора

Вискозимет ВВ-1

Предназначен для определения условной вязкости буровых растворов (УВ, с), т.е. времени истечения из стандартной воронки определенного объема бурового раствора. В состав вискозиметра ВВ-1 входят:

- воронка;

- мерная кружка;

- сетка;

Основные технические характеристики:

Постоянная вискозиметра (время истечения 500 смі воды при температуре (20±5)°С, с 15;

Погрешность постоянной вискозиметра, с ±0,5

О бъем воронки вискозиметра, смі 700

Объем мерной кружки, смі 500

Порядок работы: - промыть водой воронку вискозиметра и мерную кружку; - закрыть отверстие трубки пальцем правой руки и налить ковшом в воронку через сетку испытуемый раствор до перелива; - подставить мерную кружку под трубку вискозиметра убрав палец, открыть отверстие трубки, одновременно включив левой рукой секундомер; - в момент заполнения кружки раствором до краев остановить секундомер, закрыть отверстие трубки пальцем и прочесть показания секундомера; - после каждого измерения кружку мыть.

На рисунке 8 изображен визкозиметр ВВ-1

Рисунок 8- Визкозиметр-BB1: 1-воронка;2-вертикальная трубка;3-мерная кружка;4-сетка.

Прибор ВМ-6.

Прибор ВМ-6 предназначен для определения водоотдачи глинистых растворов, применяемых при бурении нефтяных и газовых скважин. Показатель водоотдачи глинистых растворов определяют как количество фильтрата в кубических сантиметрах, выделяющегося при избыточном давлении 0,1 МПа (1 кгс/см 3 за 30 мин. с площади фильтрации диаметром 75 мм). Показатель водоотдачи характеризует способность глинистого раствора отдавать свободную воду под давлением через пористую перегородку в пласт и образовывать наэтих перегородках глинистую корку. При измерении водоотдачи раствора одновременно определяют толщину образующейся на фильтре глинистой корки.

Прибор ВМ-6 изображен на рисунке 9.

Рисунок 9-Прибор ВМ-6.

Прибор ВМ-6 состоит из плунжера-1; груза- шкалы -2; цилиндра-3с ввернутой в него втулкой-4; иглы-5; фильтрационного стакана-6; основания-7; пробки-8; резиновой прокладки-9; бумажного фильтра-10.

Ариометр АБР-1

Ариометр состоит из следующих частей:съемного груза, мерного стакана, поплавка со стержнем. К полавку крепится мерный стакан со стержнем. На стержен имеются две шкалы, основная по которой измеряется плотность бурового раствора и поправочная по которой определяют поправку по воде. Прибор включает в себя ведерко для воды. Крышка ведерка служит пробоотбоником для раствора.

2.4 Выбор типа и серии трехшарошечных долот

Рациональным типом долота данного размера для каждых конкретных геолого-технических условий бурения является такой тип, который при бурении в рассматриваемых условиях обеспечивает минимальную величину эксплуатационных затрат на 1 м проходки.

Для бурения под эксплуатационную колонну диаметром 146 мм необходимо долото, диаметр которого можно определить по формуле:

(4)

где d_м - диаметр муфты эксплуатационной колонны, d_м = 188 мм [2]; -минимально допустимая разность диаметров муфт обсадных труб и скважины, мм. Значения приведены в п. 2. 3. [2], в зависимости от диаметра обсадных труб: для труб диаметром 140 мм, =20 мм.

d_д= 188 + 25= 213 мм.

Правила [2] допускают отклонение от рекомендуемой величины . Поэтому, исходя из практики бурения, выбираем долото диаметром 215,9 мм, который обеспечит беспрепятственный спуск колонны до проектной глубины, качественное ее цементирование и предотвратит возможные осложнения.

Разнообразие механических свойств горных пород, глубина залегания, разные способы бурения обуславливают использование различных конструкций и типов долот.

Тип долота должен соответствовать определенным свойствам горных пород, которые разбуриваются. Под свойствами горных пород в первую очередь понимается их твердость и абразивность.

Для выбора типа породоразрушающего инструмента необходимоопределить средние категории твердостиТиабразивностиАпо разрезу скважины [4]:

(5)

(6)

где T_i - категория твердости пород i-й разновидности; - мощность i-roпрослоя горной породы, м; М - мощность выделенной пачки, м; А-- категорияабразивности пород i-й разновидности.

В соответствии с таблицей 8 определяем категории твердости отдельных пропластков пород.

Для перехода от величин твёрдости, измеренных в МПа, к величинам, к величинам, измеренных категориях, [5]предложена формула:

(7)

Где - твёрдость горной породы в категориях;- твердость горной породы в МПа.

Классификация горных пород по твердости (Л.А. Шрейнеру) представлена в таблице 4.

Таблица 4 - Классификация горных пород по твердости (Л.А. Шрейнеру)

Породы	Мягкие	Средней твердости	Твердые
Категория твердости	1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12
Твердость по штампу Рш. МПа	<100	100 250	250 500	500 l000	1000 1500	1500 2000	2000 3000	3000 4000	4000 6000	5000 6000	6000 7000	>7000

Данные получены согласно источнику [6] и рисунку 8 и таблице 5

Рисунок 8 - Изменение твердости горных пород в зависимости от глубины

Механические свойства горных пород Западно-Сургутского месторождения представлены в таблице 5.

Таблица 5 - Механические свойства горных пород Западно-Сургутского месторождения

Порода	Твердость, МПа	Коэффициент пластичности	Диаметр зоны разрушения, мм	Глубина зоны разрушения, мм
Глина	120-880	1,9-?	6,5-10,6	0,62-1,02
Аргиллит	260-680	1,3-3,7	4,3-8,4	0,58-1,04
Песчаник	290-1830	1,5-2,6	2,1-60	0,57-1,29
Алевролиты	370-1040	1,4-2,4	4,0-7,4	0,65-1,08
Известняк	260-1480	1,5-2,5	4,0-8,9	0,70-1,04
Доломит	850-1160	2,5-3,2	5,6-8,1	1,08-1,36
Мергель	300-1990	1,4-1,9	3,8-10,9	0,66-1,14

Выберем среднюю твердость на интервале 750 - 2725 м P_ш = 2300,

Т= 0,164 • 2300^0,479 = 6,2

Характеристики областей применения шарошечных долот представлены в таблице 6.

Таблица 6 - Характеристики областей применения шарошечных долот

Тип долота	Т	Тип долота	Т
М	2.4	МЗ	3.2
МС	3.0	МСЗ	3.5
С	3.7	СЗ	4.2
СТ	4.5	ТЗ,ТКЗ	6.2
Т	5.6	К	7.3

Рисунок 9 - Номограммы для выбора типов долот: а - для долот первого класса; б - для долот второго класса

Учитывая тип долота и применяемый роторный способ бурения, выбираем долота III 215,9 ТЗ-ГН.



2.5 Проектирование режима бурения и обоснование выбора способа бурения

2.5.1 Обоснование способа бурения

Выбор наиболее эффективного способа бурения обусловлен задачами, которые должны быть решены при разработке или совершенствовании технологии бурения в конкретных геолого-технических условиях.

При бурении нефтяных и газовых скважин получили распространение способы бурения: роторный, гидравлическими забойными двигателями и бурение электробурами. Т.к. скважина вертикальная то наиболее целесообразно бурение производить роторным способом.

2.5.2 Проектирование режима бурения

Эффективность разрушения породы долотом зависит от многих факторов: осевой нагрузки на долото, частоты его вращения, конструкции долота, свойств породы, соотношения давления промывочной жидкости на забой скважины и порового давления в слоях породы, прилегающих к забою, состава и свойств промывочной жидкости и ряда других.

Совокупность тех факторов, которые влияют на эффективность разрушения породы и интенсивность износа долот и которыми можно оперативно управлять в период работы долота на забое, принято называть режимом бурения, а сами факторы - параметрами режима. К параметрам режима бурения относятся осевая нагрузка на долото G, частота его вращения n, секундный расход Q промывочной жидкости. Сочетание этих параметров, при котором обеспечивается получение наилучших показателей работы долота, называется оптимальным режимом бурения.

Осевую нагрузку на долото можно определить по удельной нагрузке Р_уд(кн/м):



G = (8)

где D_д - диаметр долота, м. В таблице 11приведены рекомендуемые режимы эксплуатации трехшарошечных долот [4].

Режимы эксплуатации долот представлены в таблице 7.

Таблица 7 - Режимы эксплуатации долот

Серия долота	Частота вращения, мин	Удельная нагрузка на долото, кН/м	Способ бурения
ГАУ	35-70	600-800	Роторный
ГНУ	40-250	600-1000	Роторный, забойными двигателями (винтовыми турбобурами и электробурами с редукторными вставками)
ГН	60-450	700-1200	Роторный, всеми типами забойных двигателей
ГН, ГЦ	60-450	600-1000	То же

G = 7000,2159= 150 кН.

Для долот диаметром от 190,5 до 295,3 мм частота вращения не должна быть выше величины, которую можно оценить из соотношения[5]:

n=882,9D_д / G, (9)

где D_д- диаметр долота, см.

n = 882,921,59 / 150 =127 об/мин.

Для выбранного III 215,9 С 3-ГАУ R53 рекомендуемые частоты вращения в пределах 50-140.

Согласно техническому проекту окончательно выбираем значение частоты вращения 90 об/мин.



2.6 Проектировочный расчет бурильной колонны

2.6.1 Исходные данные для расчета

Вид операции - бурение

Интервал - 750 - 2725 м.

К началу операции спущен кондуктор диаметром 245 мм.

Бурение ведётся под эксплуатационную колонну диаметром 168 мм.

Способ бурения - роторный.

Диаметр долота - 215.9 мм.

Нагрузка на долото - 150 кН (15290.5 кгс).

Плотность раствора - 1,19 г/СМ³.

Условия бурения - нормальные.

Скважина - вертикальная.

2.6.2 Расчет УБТ

Компоновка УБТ должна обеспечить заданную нагрузку на долото и необходимую жесткость на изгиб.

Выбор диаметра основной ступени () УБТ : при _д = 215,9 м, диаметр основной ступени =178 мм. Внутренний диаметр этих труб = 80 мм, вес одного метра q_m= 155,9 кгс. Эти трубы должны удовлетворять требованию минимальной жесткости, т. е. жесткость на изгиб основной ступени УБТ должна быть не меньше жесткости обсадной колонны, под которую ведется бурение, т. е. (EI)₀₁>(EI) или

(10)

где, - наружный и внутренний диаметры 1-ой (основной) ступени УБТ; D_0K, - наружный диаметр и толщина стенки обсадной колонны.

1.22 > 0,82 - условие выполняется.

Диаметр нижней секции бурильной колонны необходимо принять равным 127 мм.

Для обеспечения плавного перехода по жесткости от УБТ к бурильным трубам компоновка УБТ выполняется ступенчатой. Количество ступеней (промежуточных секций), должно быть таким, чтобы при переходе к бурильным трубам и переходах между ступенями выполнялись условия:

где - наружный диаметр бурильных труб 1-ой секции; i - порядковый номер ступени компоновки УБТ (снизу-вверх); n - количество ступеней компоновки УБТ.

Диаметр второй ступени будет составлять

Этому условию соответствуют трубыс наружным диаметром 159 мм (внутренний диаметр 80 мм, вес одного метра 116,4 кгс), причем они обеспечивают плавный переход от УБТ к колонне бурильных труб. В связи с этим данная ступень является последней в компоновке УБТ.

Принимаю длину переходной ступени 24 м. Длину основной ступени УБТ вычисляю по формуле:



(11)

где - приведенный вес 1 м длины i-ой секции УБТ, Н (кгс); - угол наклона профиля скважины на участке расположения КНБК. Для вертикального участка =0; К_д - коэффициент нагрузки на долото. При роторном способе бурения К_д = 1,333; - необходимая нагрузка на долото, Н (кгс); - плотность (удельный вес) бурового раствора, г/см (гс/см); - плотность (удельный вес) УБТ, г/см

Общий вес компоновки УБТ:

(12)

кгс

Общая длина

l₀ = 135 + 24 = 159 м

2.6.3 Расчет колонны бурильных труб

Для компоновки всей колонны могут быть использованы бурильные трубы ПК 127.

Используемые бурильные трубы представлены в таблице 8.



Таблица 8- Используемые бурильные трубы.

Тип БТ	Наружный диаметр, мм	Толщина стенки	Группа прочности	Тип замкового соединения
ПК	127	9	Д	ЗП-162-95
ПК	127	9	Е	ЗП-162-95
ПК	127	9	Л	ЗП-162-89
ПК	127	9	М	3П- 162-83
ПК	127	9	Р	3П- 162-70
ПК	127	13	Д	3П-162-89
ПК	127	13	Е	3П-162-89
ПК	127	13	Л	ЗП-165-76
ПК	127	13	М	3П-168-70

Для компоновки первой секции используем бурильную трубу №6.

Проверим эти трубы на соответствие расчетных коэффициентов запаса прочности по усталости их нормативным значениям по следующим формулам.

(13)

(14)

(15)

где D_c - диаметр скважины: D_c = · К_к = 215,9 · 1,1 =237,5 мм;

К_к - коэффициент кавернозности; К_к = 1,1.

- наружный диаметр замка, мм;

I - осевой момент инерции поперечного сечения бурильной трубы,

I = 753,9 см

L - длина полуволны изогнутой колонны, м;

f- стрела прогиба бурильной колонны, мм.

Наибольший изгибающий момент определяю по формуле:

(18)

Наибольшее напряжение изгиба определяю по формуле:

(19)

где W_oc - осевой момент сопротивления рассматриваемого сечения бурильной трубы, W_oс= 118,7 см.

(20)

Постоянные напряжения от осевого усилия Q:

_m = Q/F (21)

_m = 0, т.к. Q = 0.

Переменные напряжения (амплитуда) от изгиба:

Расчетный коэффициент запаса прочности по нормальным напряжениям вычисляется по предположению, что касательные напряжения отсутствуют

(22)

где - предел выносливости трубы при симметричном цикле изгиба,=13,5 кгс/мм

,

что больше нормативного n= 1,5.

В связи с тем, что длина секции бурильных труб равна 250 м, проверяю эту секцию на статическую прочность в верхнем сечении по следующим выражениям:

где К - коэффициент, учитывающий влияния сил трения, сил сопротивления движению бурового раствора и сил инерции, К=1,15; - перепад давления в долоте, кгс/мм ²; при роторном способе бурения=7,85МПа=0,8 кгс/мм ²; m - порядковый номер (снизу от УБТ) рассчитываемой секции колонны бурильных труб; Q_6i - вес i-ой секции колонны бурильных труб, кгс; Q_KH - вес компоновки низа бурильной колонны, кгс; Q_p - растягивающая нагрузка, кгс; F_к - площадь поперечного сечения канала трубы, мм ². F_к = 8107 мм; q_i - приведенный вес 1 м трубы i-ой секции; i - длина i-ой секции бурильных труб, м; Q_o - осевое усилие (вес компоновки УБТ), кгс; F - площадь поперечного сечения трубы,F= 4560 мм ².

Таким образом бурильные трубы № 6 удовлетворяют всем требованиям.

Для компоновки второй секции рассмотрим бурильную трубу №1. Проверим эти трубы на сопротивление усталости.

(30)



Наибольший изгибающий момент

(32)

Наибольшее напряжение изгиба

где W_oc - осевой момент сопротивления рассматриваемого сечения бурильной трубы, W_oс= 93,57 см.

Постоянные напряжения осевого усилия:

_m = Q/F = 16139.4/3405=4.7 кгс/мм

Сопротивление усталости бурильной колонны, находящейся под действием переменных во времени нормальных напряжений от изгиба, постоянных напряжений от кручения, характеризуется расчетным значением коэффициента запаса прочности

(34)



где - предел выносливости трубы, = 13,5 кгс/мм ² ;- амплитуда переменных напряжений изгиба, =; - предел прочности, = 65кгс/мм ²; - постоянное напряжение от растяжения, кгс/мм ².

что больше нормативного значения n = 1,5.

Допускаемая из условий статической прочности по телу трубы длина m-ой секции бурильной колонны l_m определяется из выражения:

(35)

(36)

где - максимальная допускаемая растягивающая нагрузка на тело трубы m-ой секции, кгс; - коэффициент влияния касательных напряжений на напряженное состояние трубы. = 1,04; F_к, F - площади поперечного сечения канала и тела трубы m-ой секции, мм; n - нормативный коэффициент запаса прочности, n=1,5.



Общая длина скомпонованной части БК равна

l₀+ l₁+ l₂= 159+250+1461=1870м

Для компоновки третьей секции рассмотрю бурильные трубы № 3. Сопротивление усталости определяю аналогично предыдущему

Наибольший изгибающий момент

Наибольшее напряжение изгиба

где W_oc - осевой момент сопротивления рассматриваемого сечения бурильной трубы, W_oс= 93,57 см.

Постоянные напряжения осевого усилия:

_m = Q/F = 81370/3405= 23,89

Крутящий момент, который необходимо приложить к БК определяется из выражения

Запас прочности по касательным напряжениям определяется по пределу текучести

что больше нормативного значения n = 1,5.

Определяю допускаемую длину 3-й секции бурильной колонны, при этом

Таким образом, бурильная труба № 3 удовлетворяет всем требованиям и является последней в компоновке бурильной колонны. Принимаем длину l₃ равной 855.

l₀+ l₁+ l₂ +l₃= 159+250+1461+855= 2725м

Расчет допускаемых глубин спуска секций БК в клиновом захвате

Секция 1 (БТ№6)

Что значит больше принятой длины этой секции L1=250м.

Секция 2 (БТ№1)

Что больше принятой длины этой секции L2=1461м.

Секция 3 (БТ№3)

Что значительно больше принятой длины L3=1685,9м

Таким образом вся спроектированная бурильная колоннаможет быть спущена до глубины 3400м с использованием клинового захвата ПКР 700

2.7 Разработка гидравлической программы промывки скважины

2.7.1 Определение технологически необходимого расхода бурового раствора

Под этим расходом подразумевается тот, который необходим для конкретных технологических функций. При составлении гидравлической программы рассматриваются три функции:

а) очистка забоя от выбуренной породы (шлама);

б) очистка кольцевого пространства, т.е. обеспечение выноса шлама

из скважины на дневную поверхность;

в) обеспечение работы гидравлических забойных двигателей (в данном случае не рассматривается)

Технологически необходимый расход для удовлетворенной очистки

забоя составит:

(37)



где q - удельный расход бурового раствора, м ³/(с•м ²) (q = 0,57...0,65 м ³/(с•м ²));

F₃ - площадь забоя по номинальному диаметру долота, м ².

В качестве критерия удовлетворительной очистки кольцевого пространства РД 39-2-1156-84 устанавливаетвеличину средней скорости потока -v_кпкоторая обеспечивает вынос шлама из скважины при заданной объемной концентрации его в промывочной жидкости.

Для определения средней скорости восходящего потока бурового раствора, необходимого для удовлетворительной очистки ствола скважины v_кп можно воспользоваться следующей зависимостью.

(38)

Примем значение средней скорости восходящего потока бурового раствораv_кп= 0,874.

При вычисленном значении v_кп технологически желательный расход составит:

(39)

где - среднее значение площади кольцевого пространства за бурильными трубами, м ²



(40)

где V_i-объем кольцевого пространства, в пределах которого F_кпi= const, м ³; - общая длина собственно бурильных труб, м.

Тогда:

Расход 0,026 м ³/с удовлетворяет всем технологическим требованиям.

2.7.2 Нерегулируемый привод насосов

Действительная Q и теоретическая Q_т подачи насосов связаны соотношением.

(41)

где m - количество одновременно работающих насосов; - коэффициент подачи насоса (отношение фактической подачи к теоретической).

(42)

гдес- плотность бурового раствора, кг/м ³.

Определяют расчетную теоретическую подачу насоса.

(43)



Согласно таблице 4 из методического указания[10] такой расход будет обеспечен при работе одного насоса УНБТ-950А, диаметр поршня которого 150 мм.

Q_m = 0,0319 м ³/с

Р_н = 27,5 МПа

Рабочее давление Р_о = 0,75 • Р_н = 0,75 • 27,5 = 20,6 Мпа

Окончательно для дальнейших расчетов ...