Технология бурения скважины

Размещено на http://www.allbest.ru/

1. Общий раздел

1.1 Общие сведения о районе работ

Таблица 1 - Общие сведения о районе работ

1.2 Литолого-стратиграфическая характеристика разреза

Таблица 2 - Литолого-стратиграфическая характеристика разреза

1.3 Физико-механические свойства горных пород по разрезу скважины

Таблица 3 - Физико-механические свойства горных пород

1.4 Нефтегазоводоносность

Таблица 4 - Нефтеносность

Газоносность не ожидается.

Таблица 5 - Водоносность

1.5 Давление и температура по разрезу скважины

Таблица 6 - Давление и температура по разрезу скважины

1.6 Возможные осложнения по разрезу скважины

Таблица 7 - Поглощение бурового раствора

Таблица 8 - Осыпи и обвалы стенок скважины, кавернообразования

Таблица 9 - Нефтегазоводопроявления

Таблица 10 - Прихватоопасные зоны

1.7 Типовая конструкция скважины

Под конструкцией скважин понимают совокупность данных о количестве и глубине спуска обсадных колонн, диаметре обсадных колонн, диаметре скважин для каждой из колонн и интервалах цементирования этих колонн. Выбор конструкции скважины является основным этапом ее проектирования и он должен обеспечить высокое качество строительства скважины, предотвращение аварий и осложнения в процессе бурения и создание условий для снижения затрат времени и материально-технических средств на бурение.

Таблица 11 - Обоснование выбранной конструкции

2. Технико-технологический раздел

2.1 Выбор типа и серии трехшарошечного долота

Для бурения под эксплуатационную колонну диаметром 146 мм необходимо долото, диаметр которого можно определить по формуле [1]:

d_д = d_м + , (1)

где d_м - диаметр муфты эксплуатационной колонны, d_м = 166 мм [2]; r - минимально допустимая разность диаметров муфт обсадных труб и скважины, мм [3]: для труб диаметром 146 мм, r=20 мм

d_д = 166 + 20 = 186 мм.

Правила [3] допускают отклонение от рекомендуемой величины ?. Поэтому, учитывая характер осложнений, длину открытого ствола и опыт бурения, принимаем долото диаметром 215,9 мм.

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 и серии породоразрушающего инструмента необходимо определить средние категории твердости и абразивности по разрезу скважины [4].

(2)

 (3)

где - категория твердости пород i-й разновидности; m_i - мощность i-го прослоя горной породы, м; M - мощность выделенной пачки, м; - категория абразивности пород i-й разновидности.

В соответствии с механическими свойствами горных пород, слагающих разрез скважины (табл. 3) определим средние категории твердости и абразивности.

Определяем среднюю категорию твердости

.

Определяем среднюю категорию абразивности

.

Рисунок 1 - Классификационная таблица парных соответствий категорий твердости и абразивности пород типам шарошечных долот

По классификационной таблице парных соответствий категорий твердости и абразивности пород типам шарошечных долот (рис. 1 [1]) выбираем тип долота С (для бурения средних неабразивных пород).

Из справочника [5] выбираем серию долота, учитывая тип долота и применяемый роторный способ бурения, - 215,9 С-ГАУ-R53, выпускаемый ОАО «Волгабурмаш».

2.2 Выбор типа и параметров буровых растворов

При выборе типа бурового промывочного раствора ставится цель достичь такого соответствия свойств раствора геолого-техническим условиям, при котором исключаются или сводятся к минимуму нарушения устойчивости или другие осложнения процесса бурения [6]. Буровой раствор выбирают с учетом классификации горных пород по их устойчивости при бурении, по механизму нарушения невозмущенного состояния, по восприимчивости к воздействию буровых растворов. Основное внимание должно быть уделено глинистым отложениям, так как на их долю приходится до 70% общего объема осадочных пород и они составляют значительную часть разреза бурящихся скважин во многих нефтегазоносных районах.

В зависимости от плотности глинистые породы можно разделить на пять групп (табл. 7.1 [6]). Каждая группа характеризуется соответствующими значениями пористости, минерализацией поровой воды, емкостью обменного комплекса. Желательно также учитывать степень уплотнения глины - отношение фактической плотности к плотности нормально уплотненной глины на данной глубине. В данной таблице рекомендуются буровые растворы для бурения нормально уплотненных глинистых пород и глинистых пород с убывающей степенью уплотнения.

Исходя из горно-геологических условий бурения, для обеспечения лучшей работы породоразрушающего инструмента и с учетом предупреждения осложнений и аварий в процессе бурения для интервала 500-1950, состоящего из глинистых пород плотностью 2,2-2,6 г/см³, выбираем гуматный раствор.

К гуматному относится буровой глинистый раствор, стабилизированный углещелочным реагентом (УЩР). Применяют такой раствор при бурении в сравнительно устойчивом разрезе, в котором отсутствуют набухающие и диспергирующиеся глинистые породы. Допустимая минерализация для гуматных растворов не более 3%, термостойкость их в этих условиях не превышает 120-140°С. В отсутствие минерализации фильтрация гуматных растворов остается небольшой даже при температуре 200°С, однако при высокой температуре усиливается загустевание раствора.

В зависимости от коллоидальности глины и жесткости воды на приготовление 1 м³ гуматного раствора требуется (в кг): глины 50-200, сухого УЩР 30-50, Na₂CO₃ 3-5 (при необходимости), воды 955 - 905, утяжелитель добавляют до необходимой плотности раствора. При этом обеспечивается возможность получения растворов со следующими свойствами: плотность 1,03 - 2,2 г/см³, условная вязкость 20 - 60 с, СНС₁ = 18…60 дПа, СНС₁₀ = 36…120 дПа, показатель фильтрации 4-10 см³/30 мин, рН = 9…10.

На повторные обработки в процессе бурения требуется 3 - 5 кг УЩР на 1 м³ раствора. УЩР совместим с большинством реагентов (полиакрилатами, лигносульфонатами, КМЦ), для предотвращения загустевания при забойных температурах выше 100°С раствор обрабатывают УЩР в сочетании с хроматами (0,5-1 кг на 1 м³ раствора).

Согласно правилам [3] плотность бурового раствора в интервалах совместимых условий бурения должна определяться из расчета создания столбом бурового раствора гидростатического давления в скважине, превышающего пластовое (поровое) давление на величину:

- 10% для скважин глубиной до 1200 м (интервалов от 0 до 1200 м), но не более 15 кгс/см² (1,5 МПа);

- 5% для скважин глубиной от 1200 м до проектной глубины, но не более 25 - 30 кгс/см² (2,5 - 3,0 МПа).

С учетом данных ограничений потребная плотность раствора определяется по формуле:

(4)

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. Р - превышение забойного давления над пластовым, для тех же глубин соответственно равно 1,5 и 2,5 - 3,0 МПа.

Принимаем для дальнейших расчетов = 1200 кг/м³.

Требование к величине вязкости однозначно - она должна быть минимальной. С уменьшением вязкости отмечается положительный всеобщий эффект бурения - снижаются энергетические затраты на циркуляцию раствора, улучшается очистка забоя за счёт ранней турбулизации потока под долотом, появляется возможность реализовать большую гидравлическую мощность на долоте, уменьшаются потери давления в кольцевом пространстве скважины.

Отечественный и зарубежный опыт показывает, что верхний предел условной вязкости, определяемый на приборе ПВ-5, не должен превышать 30 с для растворов плотностью до 1400 кг/м³.

В целях улучшения условий разрушения породы долотом целесообразно стремиться к увеличению показателя фильтрации бурового промывочного раствора, к уменьшению толщины фильтрационной корки. Практикой бурения неустойчивых и проницаемых отложений установлено, что в этих условиях величина показателя фильтрации, определяемая прибором ВМ-6, должна находиться в пределах 3-6 см³ за 30 мин.

На стадии проектирования допускается ориентировочное определение величин структурной (пластической) вязкости и динамического напряжения сдвига _о по различным регрессионным уравнениям, например:

= 0,033 10-³ - 0,022, Пас (5)

_о = 8,5 10-³ - 7,0 Па (6)

бурение скважина долото раствор

где - плотность бурового раствора, кг/м³.

= 0,03310-³1200 - 0,023 = 0,017 Пас.

_о = 8,510-³ 1200 - 7 = 3,2 Па.

Таблица 12 - Параметры бурового раствора

2.3 Выбор параметров 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 бурения.

Для шарошечных долот с Д_д > 190 мм нагрузку на долото можно определять практически по формуле [7]:

G = Р_уд·D_д, (7)

где D_д - диаметр долота, м; Р_уд - удельная нагрузка на долото, кН/м.

Рекомендуемые значения Р_уд приведены в таблице 13.

Таблица 13 - Рекомендуемые значения Р_уд

При бурении в интервале 500 - 1950 м долотом 215,9 С-ГАУ значение осевой нагрузки будет

G = 0,5·215,9 = 108 кН

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

n = 882,9•D_д/G, (8)

где D_д - диаметр долота, см.

n = 882,9•21,59/108 = 176 об/мин.

Частота вращения долота определяет время контакта долота с породой. Для данных геологических условий, при учете нагрузки на долото, частоту вращения принимаем 80 об/мин.

Список источников

1. Калинин А.Г., Ганджумян Р.А., Мессер А.Г. Справочник инженера-технолога по бурению глубоких скважин/ Под ред. проф. А.Г. Калинина. - М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2005. - 808 с.

2. Трубы нефтяного сортамента. Справочное руководство. Под. ред. А.Е. Сарояна. М.: Недра, 1987.

3. Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности. ПБ 08-624-03.

4. Ганджумян Р.А., Калинин А.Г., Никитин Б.А. Инженерные расчеты при бурении глубоких скважин. - М.: ОАО «Издательство «Недра», 2000. - 489 с.

5. Международный транслятор-справочник «Шарошечные долота». Под научной редакцией проф. В.Я. Кершенбаума и проф. А.В. Торгашова. - М.: Издательство «Нефть и газ», 2000.

6. Булатов А.И., Макаренко П.П., Проселков Ю.М. Буровые промывочные и тампонажные растворы. - М.: Недра, 1999.

7. Калинин А.Г., Левицкий А.З., Мессер А.Г., Соловьев Н.В. Практическое руководство по технологии бурения скважин на жидкие и газообразные полезные ископаемые: Справочное пособие. / Под ред. А.Г. Калинина. - М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2001.

8. Инструкция по расчету бурильных колонн. АООТ «ВНИИТнефть». М., 1997. Согласована с Госгортехнадзором России, №10-13/298 от 11.06.97.

9. Воропаев Ю.А., Мурадханов И.В. Методические указания к выполнению расчетно-графических работ по дисциплине «Гидроаэромеханика в бурении». - Ставрополь.: СевКавГТУ, 2005.

10. Буровое оборудование: Справочник в 2-х т./ Абубакиров В.Ф., Архангельский В.Л., Буримов Ю.Г. и др. М.: Недра, 2000. - Т. 1.

Размещено на Allbest.ru