Строительство наклонно направленной скважины на Западно-Варьёганском месторождении

Размещено на http://www.allbest.ru/

СОДЕРЖАНИЕ

ВВЕДЕНИЕ

1. ОБЩАЯ И ГЕОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

1.1 Географо-экономическая характеристика района работ

1.2 Литологическая характеристика скважины

1.3 Характеристика газонефтеводоносности месторождения

2. ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

2.1 Выбор и обоснование способа бурения

2.2 Конструкция и профиль проектной скважины

2.2.1 Обоснование и расчёт профиля проектной скважины

2.2.2 Выбор конструкции эксплуатационного забоя

2.2.3 Обоснование конструкции скважины

2.2.4 Расчет глубины спуска и диаметра обсадных колонн

2.2.5 Обоснование высот подъема тампонажных смесей

2.3 Проектирование процесса углубления

2.3.1 Обоснование класса и типоразмеров долот по интервалам бурения

2.3.2 Расчет осевой нагрузки на долото

2.3.3 Расчет частоты вращения

2.3.4 Выбор типа забойного двигателя

2.3.5 Выбор компоновки и расчет бурильной колонны

2.3.6 Обоснование типов и компонентного состава буровых растворов

2.3.7 Расчет необходимого расхода бурового раствора

2.3.8 Выбор гидравлической программы промывки скважины

2.3.9 Обоснование критериев рациональной отработки долот

2.3.10 Технология бурения при вскрытии продуктивного пласта

2.4 Технологические средства и режимы бурения при отборе керна

2.5 Проектирование процессов закачивания скважины

2.5.1 Расчет обсадных колонн

2.5.2 Выбор режима спуска обсадных колонн

2.5.3 Выбор способа цементирования обсадной колонны

2.5.4 Выбор состава тампонажной смеси

2.5.5 Расчет параметров и технология цементирования

2.6 Проектирование процессов испытания и освоения скважины процессе бурения

2.7 Разработка мероприятий по предупреждению осложнений и аварий при сооружении скважины

2.8 Выбор буровой установки

2.9 Проектирование бурового технологического комплекса

3. Вспомогательные цеха и службы

3.1 Ремонтная база

3.2 Энергетическая база и энергоснабжение

3.3 Водные ресурсы и водоснабжение

4. БЕЗОПАСНОСТЬ ЖИЗНЕДЕЯТЕЛЬНОСТИ

4.1 Безопасность в рабочей зоне

4.1.1 Основные требования и мероприятия по противопожарной технике безопасности, первичные средства пожаротушения

4.1.2 Основные требования и мероприятия по промышленной санитарии и гигиене труда

4.1.3 Средства коллективной защиты от шума и вибрации

4.1.4 Нормы освещения

4.2 Чрезвычайные ситуации

4.3 Требования безопасности при работе с хим. реагентами

5. ОХРАНА ОКРУЖАЮЩЕЙ СРЕДЫ

6. ОРГАНИЗАЦИОННО-ЭКОНОМИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

6.1 Структура и организационные формы работы бурового предприятия «трежевской филиал ЗАО « Сибирская сервисная компания »(СФ ЗАО «ССК»)

6.2 Анализ основных технико-экономических показателей (ТЭП) и баланса рабочего времени буровых бригад

6.3 План организационно-технических мероприятий (ОТМ) по повышению ТЭП

6.4 Определение нормативной продолжительности строительства скважин

6.5 Расчет экономической эффективности разработанных ОТМ

7. СПЕЦИАЛЬНАЯ ЧАСТЬ ВКР

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

СПИСОК ИСПОЛЬЗУЕМЫХ ИСТОЧНИКОВ

ПРИЛОЖЕНИЕ

ВВЕДЕНИЕ

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

Перед добывающими компаниями нашей страны открываются большие возможности: пользуясь сложившейся ситуацией на мировом рынке возможны крупные капиталовложения в развитие предприятий комплекса, применение новых более дорогостоящих технологий, научные исследования в сфере недропользования. Последние годы особо остро показывают на необходимость движения в этом направлении, на фоне снижения дебитов эксплуатируемых скважин и увеличения затрат на извлечение углеводородного сырья.

Применение новых технологий в добыче нефти предъявляет более жесткие условия к бурящимся скважинам. Необходимость решения большего комплекса задач, связанных с процессом строительства скважин требует изменения технологии бурения скважин.

Тенденции развития технологии в последнее время направлены на минимизацию вредного воздействия на продуктивный пласт во время бурения, качественное крепление и цементирование, использование новых технологий для идеализации профиля ствола скважин, уменьшение вредного воздействия на окружающую среду во время бурения.

Основная цель данного проекта - предложения по совершенствованию технологии реализации спецпрофилей. Использование предложенных решений при бурении скважин на месторождениях западносибирского региона несет реальную прибыль предприятиям нефтяной отрасли.

1. ОБЩАЯ И ГЕОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

1.1 Географо-экономическая характеристика района работ

Географо-экономическая характеристика района работ представлена в таблице 1.1.

Таблица 1.1 Географо-экономическая характеристика района работ

Наименование данных, единица измерения	Значение (текст, название, величина)
Месторождение (площадь)	Западно-Варьеганское
Год ввода площади в бурение	1988
Административное положение:
- страна	Россия
- область (край, округ)	Тюменская (Ханты-Мансийский)
- район	Нижневартовский
Температура воздуха
- среднегодовая, 0С	-3
- наибольшая летняя, 0С	+36
- наименьшая зимняя, 0С	-55
Максимальная глубина промерзания грунта, м	2,25
Продолжительность отопительного периода, сутки	244
Преобладающее направление ветров	зимой северо-восток, летом запад
Многолетнемерзлые породы, м	100-400

Район проектных работ в административном отношении расположен на территории Нижневартовского района Ханты-Мансийского автономного округа Тюменской области, в 230 км северо-восточнее г. Нижневартовска

Географический район работ расположен в центральной части Западно-Сибирской низменности и представляет собой расчлененную, заболоченную, озерно-аллювиальную равнину. Рельеф имеет слабый общий уклон к северу. Широкому развитию болот способствует равнинный рельеф местности, слабый дренаж, значительное количество осадков. Район сейсмически неактивен. Гидрографическая сеть участка работ представлена притоками реки Кульеган: р. Сугултъюёган и Ай-Сугултъюёган, которые текут по южной территории участка и берут начало среди болот центральной его части. Для заболоченной территории участка характерно наличие большого количества озер, глубина которых незначительна (до 1.5-3.0 м).

Климат района резко-континентальный с продолжительной (до 6 месяцев) холодной (до 45-50⁰С) зимой и прохладным летом. Метели продолжаются с октября по апрель, наиболее часты и продолжительны они в ноябре и феврале.

Наиболее холодный месяц - январь. Многолетняя среднемесячная температура -25.2 єС, минимальная -52єС. Многолетняя среднемесячная температура самого теплого месяца - июля + 17.3єС, максимальная температура в июле + 34єС. Снежный покров появляется в октябре и сохраняется до начала мая. Толщина снежного покрова на открытых участках составляет около 30-60см, в затаеженных до 1,5 м. Промерзаемость грунта на залесенных участках -1,0-1,1 м, на открытых - до 2.0 м. Ледостав на реках начинается в конце октября. Толщина льда на реках и озерах от 0.2 до 1.0 м.

Средняя продолжительность отопительного сезона длится 250-275 дней в году. Ближайшим населенным пунктом является пгт. Новоаганск расположенный в 30 км от места работ и г. Радужный, расположенный в 52 км северо-восточнее. Основная часть материалов доставляется из г. Нижневартовска и с базы пгт. Новоаганска по автомобильной дороге с твердым покрытием. Строительный материал имеется на месте. Глин, подходящих для заготовки промывочной жидкости, в районе работ нет.

Автотранспорт является основным видом для доставки грузов. К месторождению проложены магистральные пути с твердым покрытием, водных транспортных путей нет.

Схема дорог на месторождении представлена на рис. 1.1.



Размещено на http://www.allbest.ru/

1.2 Литологическая характеристика скважины

Литологический разрез Западно - Варьёганском месторож-дения составлен на основании данных поисковых и разведочных работ. Данные о стратиграфическом делении разреза приведены в таблице 1.2.

Таблица 1.2 Стратиграфическое деление разреза скважины

Интервал залегания, м	Стратиграфическое подразделение	Коэффициент кавернозности в интервале
от	до	свита	индекс
0	50	Четвертичные отл.	Q	1,50
50	115	Журавская	Pq3	1,50
115	250	Новомихайловская	Pq2/3	1,50
250	360	Атлымская	Pq1/3	1,50
360	420	Чеганская	Pq1/3	1,50
420	735	Люлинворская	Pq2	1,30
735	825	Талицкая	Pq1	1,30
825	1090	Ганькинская	K2(ms-dat)	1,30
1090	1240	Березовская	K2(cn-cmp)	1,30
1240	1265	Кузнецовская	K2(tur)	1,30
1265	2000	Покурская	K2-1(alb-sm)	1,30
2000	2100	Алымская	K1(alb)	1,30
2100	2695	Вартовская	K1(apt)	1,30
2695	2980	Мегионская	K1(gt-bar)	1,30
2980	2995	Баженовская	J3/bj	1,30
2995	3000	Георгиевская	J3/gz	1,30
3000	3200	Васюганская	J3/vs	1,30

Градиент давлений и температура по разрезу скважины приведены в табл. 1.2.

Таблица 1.2. Градиенты давлений и температура по разрезу скважин

Интервал залегания, м	Градиенты
	Пластового давления	Гидроразрыва пород	Геотермический
от	до	величина, МПа/м•10-2	величина, МПа/м•10-2	величина, град./100м
0	50	1,000	1,690	3,000
50	115	1,000	1,650	3,100
115	250	1,000	1,640	3,000
250	360	1,000	1,640	2,960
360	420	1,000	1,660	3,000
420	735	1,000	1,680	3,000
735	825	1,000	1,670	2,990
825	1090	1,000	1,670	2,980
1090	1240	1,000	1,690	3,000
1240	1265	1,000	1,690	2,720
1265	2000	1,000	1,720	2,930
2000	2100	1,000	1,500	2,960
2100	2695	1,000	1,500	2,960
2695	2980	1,000	1,550	2,850
2980	2995	1,000	1,550	3,000
2995	3000	1,000	1,600	2,930
3000	3200	1,000	1,600	2,950

Ожидаемые осложнения приведены в таблице 1.5., таблице 1.6. и таблице 1.7.

Таблица 1.5. Ожидаемые осложнения и их характеристика
Возраст отложений, система	Интервал, м	Условия возникновения	Мероприятия по предупреждению осложнений
	от	до
Палеоге-новая	115	420	Отклонение параметров бурового раствора от проектных (повышенная репрессия на пласты)	Соответствие плот-ности бурового раствора требованиям проекта и ПБ в НГП(ПБ 08-624-03)..
Меловая	1265	2000	Отклонение параметров бурового раствора от проектных (повышенная репрессия на пласты)	Соответствие плотности бурового раствора требованиям проекта и ПБ в НГП.
Меловая	2710	2760	Отклонение параметров бурового раствора от проектных (повышенная репрессия на пласты)	Соответствие плотности бурового раствора требованиям проекта и ПБ в НГП
Юрская	2980	3137	Отклонение параметров бурового раствора от проектных (повышенная репрессия на пласты)	Соответствие плотности бурового раствора требованиям проекта и ПБ в НГП.

Таблица 1.6. Осыпи и обвалы стенок скважины

Наименование системы	Интервал, м	Буровые растворы, применяемые ранее	Мероприятия по предупреждению осложнений
	от	до	Тип раствора	Плотность, г/см3
Четвертич-ная + Палеоге-новая	0	420	Полимер-глинистый	<1,15	Сокращение времени бурения. Перед подъемом инструмента производить промывку ствола скважины в течение 2-х циклов для выравнивания параметров раствора и качественной очистки забоя от выбуренной породы.
Палеоге-новая	735	825	Полимер-глинистый	<1,15
Меловая	1265	2000	Полимер-глинистый	<1,07
Меловая	2000	2100	Полимер-глинистый	<1,07
Юрская	2980	3137	Полимер-глинистый	<1,04

Таблица 1.7. Нефтегазоводопроявления

Индекс страти- графического подразделения	Интервал	Вид прояв-ляющего флюида	Условия возникно-вения	Характер проявления
	от	до
Палеогеновая	735	825	вода	наличие водоносных пластов	повышение водоотдачи раствора
Меловая	1265	2000	вода	наличие водоносных пластов	повышение водоотдачи раствора
Меловая (БВ10)	2747	2754	нефть	продуктив-ные пласты	наличие нефтяной пленки
Меловая (БВ18-22)	2827	2866	нефть	продуктив-ные пласты	наличие нефтяной пленки
Юрская (ЮВ1)	3020	3032	нефть	продуктив-ные пласты	наличие нефтяной пленки
Юрская (ЮВ2)	3115	3137	нефть	продуктив-ные пласты	наличие нефтяной пленки

1.3 Характеристика нефтегазоводоносности месторождения

Нефтеносность и водоносность приведены в таблицах 1.8. и 1.9. соответственно.

Таблица 1.8. Нефтеносность месторождения

Пласт	Интервал залегания, м	Тип коллектора	Проницаемость, мкм2	Плот-ность,г/см3	Содержание серы в нефти, %	Газовый фактор, м3/т	Суточ-ный дебит, м3/сут
	от	до
БВ10	2747	2754	поровый	0,03-0,25	0,846	0,50	78	90
Ач2	2827	2848	поровый	0,03-0,25	0,812	0,30	90	<10
Ач3	2856	2866	поровый	0,03-0,25	0,812	0,30	90	<10
ЮВ1	3020	3032	поровый	0,03-0,25	0,840	0,79	139	10-30
ЮВ1	3115	3137	поровый	0,03-0,25	0,840	0,79	139	10-30

Таблица 1.9. Водоносность месторождения

Индекс	Интервал, м	Тип коллектора	Свободный дебит, м3/сут	Плотность, г/см3
	от	до
Q	0	50	поровый		1,01
P2/3	115	250	поровый	30	1,01
K2	735	825	поровый	35	1,01
K2+K1	1265	2000	поровый	17,5	1,02
К1(БВ10)	2754	2760	поровый	17,5	1,01
К1(БВ18-22)	2866	2870	поровый	19,1	1,02
J3(ЮВ1)	3032	3040	поровый	19,1	1,02
J3(ЮВ2)	3137	3145	поровый	19,1	1,02

Газосодержащие отложения при строительстве скважин на Западно-Варьеганском месторождении отсутствуют.

2.ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

2.1 Выбор и обоснование способа бурения

Выбор способа бурения является одним из ответственных этапов при проектировании технологии проводки скважины. Поэтому способ бурения выбирается на основе статистического материала по уже пробуренным скважинам. Он определяет многие технические решения - режимы бурения, бурильный инструмент, гидравлическую программу, тип буровой установки , технологию крепления скважины.

Выбор способа бурения должен допускать такую технологию проводки ствола, которая обеспечивала бы следующее: качественное вскрытие продуктивного пласта; достижения высокого качества ствола скважины, высоких механических скоростей и проходок на долото.

В настоящее время для бурения нефтяных и газовых скважин в Российской Федерации распространены следующие способы бурения:

роторный (вращение долота ротором через колонну бурильных труб);

- бурение гидравлическими забойными двигателями (без вращения колонны бурильных труб).

- бурение электробурами (вращение долота электробуром, без вращения колонны бурильных труб).

Каждый способ бурения имеет свои преимущества.

Бурение роторным способом имеет преимущества:

При бурении глубоких интервалов (более 4200 метров).

Когда оптимальная частота вращения долота находится в пределах 35 - 150 об/мин.

Разбуривание мощных толщ горных пород, для которых целесообразно применять энергоемкие долота.

Бурение скважин в осложненных условиях, требующих применение буровых растворов плотностью более 1700 - 1800 кг/см³ .

Бурение скважин с промывкой аэрированной жидкостью с высокой, низкой степенью аэрации, продувкой забоя газом, применение пены.

Бурение скважин в условиях высоких забойных температур, более 140⁰С.

Бурение вертикальных скважин.

Бурение скважин с помощью гидравлических забойных двигателей имеет преимущества:

1. При бурении наклонно-направленных и вертикальных скважин глубиной до 2500 - 3500 метров.

2. Использование буровых растворов плотностью менее 1700 - 1800 кг/см³ .

3. Бурение скважин в условиях низких забойных температур, менее 140⁰ С.

Из опыта работ по строительству скважин в районах Западной Сибири показывает, что породы средней и малой твердости успешно разбуриваются шарошечными долотами при высоких частотах вращения 500 мин.

Бурение роторным способом при повышенных частотах вращения 200 мин приводит к быстрому износу бурильных труб, бурильных замков, а также к авариям.

Бурение электробурами в Западной Сибири не применяется в связи с отсутствием опыта их применения и отсутствием технической базы по их обслуживанию и ремонту. Исходя из геолого-технологических условий бурения, выбирается бурение с помощью гидравлических забойных двигателей. Это позволит добиться простоты конструкции скважины за счет того, что колонна бурильных труб не вращается, тем самым исключается возможность осыпей, обвалов стенок скважины.

2.2 Конструкция и профиль проектной скважины

2.2.1 Обоснование и расчёт профиля проектной скважины

Профиль ствола скважины определяется для наклонно направленных скважин.

Профилей наклонно направленной скважины должен обеспечивать:

высокое качество скважины как объекта последующей эксплуатации;

бурение и крепление скважины с применением существующих технологий и технических средств;

минимальные затраты на строительство скважины;

безаварийное бурение и крепление;

свободное прохождение по стволу скважины приборов и устройств;

надежную работу внутрискважинного оборудования.

Профили скважины классифицируют по количеству интервалов ствола. За интервал принимается участок скважины с неизменной интенсивностью искривления. По указанному признаку профили наклонно направленных скважин подразделяются на двух, трех, четырех, пяти и более интервальные.

Для реализации поставленных задач применим трехинтервальный профиль скважины (рис. 2.1).

При проведении расчетов пользуемся следующими условными обозначениями:

h - глубина скважины по вертикали, м;

S - общий отход скважины (смещение), м;

H - вертикальная проекция интервала, м;

l - длина интервала, м;

R - радиус кривизны интервала, м;

L - глубина скважины по стволу, м;

- зенитный угол скважины в конце интервала, град.

Размещено на http://www.allbest.ru/

Рис. 2.1. Трехинтервальный профиль.

Интенсивность искривления не должно превышать 0,15⁰ на 1м проходки. Этому значению соответствует радиус искривления R₂= 382м.

Далее определяем Н пользуясь следующими данными: глубина скважины по вертикали h=2825м, Н₁ = 400м. Общий отход скважины S=600м.

Определяются промежуточный параметр Н по формуле:

Н= h - Н ₁ м; (2.1)

Н= 2825 - 400 =2425 м.

Зенитный угол в конце второго интервала по формуле 2.2.составит:

Расчет профиля ведется по следующим формулам:

l₂ =0,01745· R_{2 2} м; (2.3)

l₂ =0,01745· 382 ·14,16 =94,5 м;

Н₂= R₂ ·sin₂ м; (2.4)

Н₂= 382 sin14,16=93 м;

S₂= R₂ · (1- cos ₂) м; (2.5)

S₂= 382 · (1- cos 14,16)=11 м.

l₃= (Н - Н₂ )/cos ₂ м; (2.6)

l₃= (2425 - 93)/cos 14,16=2405,5 м;

Н₃= h- Н₁- Н₂ м; (2.10)

Н₃= 2825-400- 93=2332 м

S₃=(Н - Н₂ ) · tg ₂ м; (2.7)

S₃= (2425 - 93) · tg14,16=589 м;

L= Н₁+ l₂+ l₃ м; (2.13)

L= 400+94,5+2405,5 =2900 м

h= Н₁+ Н₂+ Н₃ м; (2.8)

h= 400+93+2332=2825 м

S= S₂+ S₃ м; (2.9)

S= 11+589=600 м.

Все расчетные параметры заносятся в программу на проводку наклоннонаправленной скважины отображенной в табл. 2.1.

Таблица 2.1 Программа на проводку наклонно направленной скважины

Интервал по вертикали, м.	Длина по вертикали, м.	Зенитный угол, град.	Горизонтальное отклонение, м.	Длина интервала по стволу, м.
		в начале интервала	в конце интервала
от	до				за интервал	общее
0 400 493	400 493 2825	400 93 2332	0 0 14,16	0 14,16 14,16	0 11 589	0 11 600	400 94,5 2405,5

2.2.2 Выбор конструкции эксплуатационного забоя

На выбор конструкции забоя влияет строение пласта, его коллекторские свойства, состав содержащихся в нём жидкостей и газов, числа продуктивных пластов и коэффициента аномальности пластовых давлений. В связи всех перечисленных факторов выбираем конструкцию закрытого забоя.

При бурении данной скважины выбираем следующий способ вскрытия продуктивного пласта: продуктивный пласт перебуриваем на 50 метров ниже подошвы продуктивного горизонта, не перекрывая предварительно вышележащие породы специальной колонной обсадных труб, затем спускаем обсадную колонну до забоя и цементируем.

Правильно выбранная конструкция забоя скважины в интервале продуктивного объекта должна сочетать элементы обеспечивающие следующие требования:

- устойчивость ствола;

- разобщение напорных горизонтов;

- проведение технико - технологических воздействий на пласт;

- ремонтно - изоляционные работы;

- длительную эксплуатацию скважины с оптимальным дебитом.

Вскрытие продуктивного пласта представляет собой комплекс работ,

связанный с его разбуриванием, обеспечением прочности и устойчивости призабойной части скважины, а также с сообщением эксплуатационной колонны с продуктивным пластом после крепления ствола. Устойчивость пород призабойной зоны можно рассчитать по формуле:

, (2.10)

где--m--- коэффициент Пуассона, m--= 0,35;

g_гп--- удельный вес горной породы, Н/м³,--g_гп--=--2,1Ч1_⁴;

Н - расстояние от устья до кровли продуктивного пласта, м, Н=2710м;

Р_пл - пластовое давление, МПа, Р_пл=29,2 МПа;

Р - давление столба жидкости на забой скважины, МПа, Р = 10,8 МПа;

s_сж - предел прочности горных пород при одноосном сжатии, Мпа. Для песчаника s_сж = 30 МПа.

Правая часть неравенства (2.10) равна

и условие (2.10) не выполняется:

s_сж=30 ??66,37 МПа.

Таким образом, расчётное значение устойчивости коллектора в два раза превышает предела прочности песчаника, что соответственно влияет на конструкцию эксплуатационного забоя.

Также на выбор конструкции забоя влияет строение пласта, его коллекторские свойства, состав содержащихся в нём жидкостей и газов, числа продуктивных пластов и коэффициента аномальности пластовых давлений. В связи всех перечисленных факторов конструкция забоя закрытая.

2.2.3 Обоснование конструкции скважины

Обоснование и расчет конструкции скважины - один из основных разделов технического проекта на строительство скважины.

Конструкция скважины должна обеспечивать выполнение поставленных задач, т.е. достижение проектной глубины, вскрытие нефтегазовой залежи и проведение всего намеченного комплекса исследовательских работ в скважине.

При проектировании конструкции скважины в полной мере используется последние достижения и накопленный опыт строительства скважин в данном регионе. Основной задачей при проектировании конструкции скважины является определение необходимого количества обсадных колонн для крепления ствола скважины и глубина спуска каждой колонны, согласование диаметров обсадных колонн и долот.

Конструкция скважины в интервале продуктивного пласта должна обеспечивать наилучшие условия поступления нефти и газа в скважину и наиболее эффективное использование пластовой энергии на нефтегазовой залежи. Выбором правильной конструкции скважины в интервале продуктивного пласта решаются следующие задачи:

обеспечение наилучших условий дренирования продуктивного паста;

задание величины заглубления скважины в продуктивный пласт, обеспечивающего длительную, безводную добычу;

изоляция продуктивного пласта от близлежащих водоносных горизонтов.

Для определения количества обсадных колонн используется совмещенный график давлений для данного месторождения, построенный на основании данных приведенных в табл. 1.4 (см. рис.2.3).

Из графика видно, что интервалы несовместимых условий отсутствуют, необходимое условие Рпл < Рбр < Ргр выполняется, следовательно, конструкция скважины - одноколонная. После определения требуемого количества обсадных колонн необходимо уточнить глубину спуска каждой колонны.

2.2.4 Расчет глубины спуска и диаметра обсадных колонн

Расчёт минимальной глубины спуска кондуктора Н_к ведется по формуле, приведённой в[2], исходя из условия предупреждения гидроразрыва пород:

, (2.11)

где Р_пл - пластовое давление, МПа;

DР_гр - градиент давления гидроразрыва пород в интервале

установки последующей колонны, МПа/м;

r_ф - плотность пластового флюида, кг/м³;

L - глубина скважины, м.

Принимаем глубину спуска кондуктора, исходя из того, что скважина наклонно направленная, по вертикали 600 метров по длине ствола 620 м.

Исходя из выбранного способа вскрытия продуктивного горизонта, эксплуатационная колонна спускается на глубину 2825 (2900) м.

При расчете диаметров колонн руководствуются нормами ГОСТ 632 - 80 на обсадные трубы и ГОСТ 20692 - 80 на шарошечные долота.

Расчет диаметров осуществляется снизу вверх. За исходный диаметр принимаем диаметр эксплуатационной колонны, который устанавливается в зависимости от ожидаемого дебита или от диаметров технических средств, намеченных к использованию в скважине. Ожидаемый дебит проектируемой скважины равен 120 тонн/сутки. При таком дебите рекомендуемый диаметр эксплуатационной колонны составляет 0,146 м.

Диаметр долота для бурения ствола под эксплуатационную колонну рассчитыва-ется по формуле :

D_д^э = d^э_м + 2_к , м. (2.12.)

где D_д^э- диаметр долота под данную колонну ,м;

d^э_м - наружный диаметр муфт обсадных труб , м;

_к - минимально необходимый радиальный зазор для свободного прохода колонны в скважину при спуске, м.

Наружный диаметр муфт для обсадных труб диаметром 0,146 м - 0,166 м. Минимально необходимый радиальный зазор для свободного прохода колонны в скважину при спуске обсадных труб диаметром 0,146 м - 0,01 0,015м.

D_д^э =0,166+2 (0,01 0,015)=0,186 0,196 м.

Принимается диаметр долота равный 0,2159 м.

Внутренний диаметр кондуктора рассчитывается следующим образом:

D_в^к = d_д^э + 2, м. (2.13.)

где D_в^к - внутренний диаметр кондуктора, м;

d^э_д - диаметр долота под эксплуатационную колонну, м;

- минимально необходимый зазор для свободного прохода внутри данной колонны долота для бурения под эксплуатационную колонну, м.

Минимально необходимый зазор равен 0,0050,01м.

D_в^к =0,2159+2 (0,005 0,01)=0,2259 0,2359 м.

Принимаем обсадные трубы кондуктора диаметром 0,2445 м. Диаметр долота для бурения под кондуктор рассчитывается по формуле (2.12).

Наружный диаметр муфт для обсадных труб диаметром 0,2445 м - 0,270 м. Минимально необходимый зазор для свободного прохода колонны в скважину при спуске обсадных труб диаметром 0,270 м - 0,020,025 м.

D_в^к =0,270+2 (0,02 0,025)=0,290 0,300 м.

Принимаем диаметр долота для бурения под кондуктор равный 0,2953 м.

Сводные данные о диаметрах долот и обсадных колонн приведены в табл. 2.2.

Таблица 2.2 Диаметр долот и обсадных колонн

Наименование обсадных колонн в порядке спуска	Диаметр обсадной колонны, м	Диаметр долот под обсадную колонну, м
1. Кондуктор	0,2445	0,2953
2. Эксплуатационная	0,146	0,2159

2.2.5 Обоснование высот подъема тампонажных смесей

Цементированием называется процесс заполнения заданного интервала скважины суспензией вяжущих материалов (тампонажные смеси), способной в покое загустевать и превращаться в прочный, практически непроницаемый камень.

Исходя из требований[1], кондуктор цементируется по всей длине, а эксплуатационная колонна с учётом перекрытия башмака кондуктора на высоту не менее 100 метров. Интервал цементирования приведён в табл. 2.3

Таблица 2.3 Интервалы цементирования обсадных колонн

Наименование колонны	Интервалы установки , м	Интервалы цемент-я , м
	по вертикали	по стволу	по вертикали	по стволу
	от	до	от	до	от	до	от	до
Кондуктор	0	600	0	620	0	600	0	620
Эксплуатацион - ная колонна	0	2825	0	2900	500	2825	520	2900

2.3 Проектирование процесса углубления

2.3.1 Обоснование класса и типоразмеров долот по интервалам бурения

При бурении скважин наибольшее распространение получили шарошечные долота. Они является основным инструментом, которым разрушают горные породы при бурении скважин.

Выбор типа породоразрушающего инструмента базируется на основании анализа фактического материала, информации о физико - механических свойствах пород, отработки долот, по ранее пробуренным скважинам. Рациональным типом долота данного размера для конкретных геолого-технических условий бурения является такой тип, который при бурении в рассматриваемых условиях обеспечивает минимум эксплуатационных затрат на 1 м проходки.

Руководствуясь опытом бурения скважин в аналогичных геологических условиях на площадях Западной Сибири рационально применение трехшарошечных долот.

При бурении под кондуктор в интервале 0 - 620 м, представленном мягкими, неабразивными, рыхлыми породами, принимается тип “М” с фрезерованными зубьями. Так как при бурении будет применятся турбинный способ бурения, характеризующийся большой частотой вращения, то применяются высокооборотистые долота с типом опор “В”.

Исходя из того, что бурение турбобуром характеризуется высокими частотами вращения породоразрушающего инструмента, для бурения под кондуктор выби-раем высокооборотное долото с типом опор «В» - опоры шарошек на подшипни-ках качения с боковой промывкой, диаметром 295,3 мм. Исходя из многолетнего опыта работ на данном месторождении для бурения под кондуктор применяем долото III-295,3 М-ГВ.

При бурении под эксплуатационную колонну в интервале 620 - 2700 м, представленном мягкими с пропластками пород средней твердости, абразивными слабосцементированными породами, принимается тип “МСЗ” со вставными зубками. Для бурения в этом интервале принимается долото III-215,9 МСЗ-ГВ;

В интервале 2700 - 2900 м, песчаники, аргиллиты, алевролиты с твердостью по штампу 200 - 250 МПа, кате-горией пород по промысловой классификации МС, С и абразивностью VI - X катего-рии. Опыт работ на данном месторождении в последние годы показал высокую эффективность применения на этом интервале долот III-215,9 С-ГВ.

Применяемые долота по интервалам бурения представлены в табл.2.4.

Таблица 2.4 Типоразмеры долот по интервалам бурения

Интервал, метр	Типоразмер долота
0 - 620 620 - 2700 2700 - 2900	III-295,3 М-ГВ III-215,9 МСЗ-ГВ III-215,9 С-ГВ

2.3.2 Расчет осевой нагрузки на долото

Осевая нагрузка обеспечивает внедрение породоразрушающего инструмента в горную породу. Для более твердых пород требуется более высокая осевая нагрузка, но расчетное значение осевой нагрузки не должно превышать 80 % от допустимой по паспорту долота.

При расчете осевой нагрузки на долото используют следующие методы:

1. Статистический анализ отработки долот в аналогичных геолого-технических условий.

2. Аналитический расчет на основе качественных показателей физико-механических свойств горной породы и характеристик шарошечных долот, применение базовых зависимостей долговечности долота и механической скорости бурения от основных параметров бурения.

Осевая нагрузка на долото рассчитывается по формуле:

; (2.14)

где - осевая нагрузка на долото, тс;

- коэффициент забойных условий;

- диаметр долота, мм;

- твердость породы по штампу, кгс/см²;

- ширина зуба, мм;

- коэффициент перекрытия зубьев.

Интервал 0 - 620 м сложенного породами категории М с твердостью по штампу 10 кгс/см².

тс.

; (2.15)

где - удельная нагрузка на 1 см долота, кгс/см;

- диаметр долота, см.

тс,

; (2.16)

где - допустимая нагрузка на долото, тс.

тс.

Исходя из расчета для интервала 0 - 620 м принимается тс.

Аналогичный расчет проводим для интервала 620 - 2700 м, породы категории МСЗ с твердостью по штампу 10 - 20 кгс/см² .

По формуле (2.14) :

тс.

По формуле (2.15) :

тс.

По формуле (2.16) :

тс.

На интервале 620 - 2700 м принимается тс.

Производим расчет для интервала 2700 - 2900 м сложенного породами категории С с твердостью по штампу 25 кгс/см².

По формуле (2.14) :

тс.

По формуле (2.15) :

тс.

По формуле (2.16) :

тс.

На интервале 2700 - 2900 принимается тс.

Полученные данные сводятся в табл. 2.5.

Таблица 2.5 Расчетные значения осевой нагрузки по интервалам бурения

Интервал бурения по стволу, м.	Осевая нагрузка, тс.
От	до
0	620	3,5
620	2700	5,18
2700	2900	10,8

2.3.3 Расчет частоты вращения

Оптимальные частоты вращения долот находятся в диапазонах:

- для долот типа М 250 - 400 об/мин;

- для долот типа МС 150 - 300 об/мин;

- для долот типа С 100 - 200 об/мин.

Превышение оптимальных частот вращения вызывает снижение механической скорости бурения и поломку долота.

Частота вращения шарошечных долот рассчитывается для всех типоразмеров долот по трем показателям по методике:

1. Рекомендуемой линейной скорости на периферии долота.

2. Стойкости опор долота.

3. Продолжительности контакта зубьев долота с породой.

Расчет частоты вращения по рекомендуемой линейной скорости на периферии долота определяется по формуле:

; (2.17)

где - частота вращения долота, об/мин;

- рекомендуемая линейная скорость на периферии долота, м/с,

зависит от твердости пород:

для пород категории М, МЗ об/мин;

для пород категории МС, МСЗ об/мин;

для пород категории С, СЗ об/мин;

Рассчитываем частоту вращения долота для бурения под кондуктор в интервале 0 - 620м.

По формуле (2.17) :

об/мин;

Рассчитываем частоту вращения долота для бурения под эксплуатационную колонну в интервале 620 - 2700 м.

По формуле (2.17) :

об/мин;

Рассчитываем частоту вращения долота для бурения под эксплуатационную колонну в интервале 2700 - 2900 м.

По формуле (2.17) :

об/мин;

Расчет частоты вращения по стойкости опор ведется по формуле

; (2.18)

где - постоянная величина, характеризующая стойкость опоры долота, ч;

; (2.19)

где - диаметр долота, мм;

- коэффициент, для М (0,7 - 0,9), для С (0,5 - 0,7).

Рассчитываем частоту вращения долота для бурения под кондуктор в интервале 0 - 620 м.

По формуле (2.18) :

об/мин.

Рассчитываем частоту вращения долота для бурения под эксплуатационную колонну в интервале 620 - 2700 м.

По формуле (2.18) :

об/мин.

Рассчитываем частоту вращения долота для бурения под эксплуатационную колонну в интервале 2700 - 2900 м.

По формуле (2.18) :

об/мин.

Частота вращения долота по продолжительности контакта зубьев долота с горной породой определяется по формуле:

; (2.19)

где - диаметр шарошки, мм;

- минимальное время контакта зуба долота с породой, мкс,:

для упруго - пластичных пород 5 - 7 мкс;

для пластичных пород 3 - 6 мкс;

для упруго - хрупких 6 - 8 мкс;

Отношение диаметра шарошки к диаметру долота принимается ;

- число зубьев на периферийном венце шарошки.

Рассчитываем частоту вращения долота для бурения под кондуктор в интервале 0 -620 м.

По формуле (2.19) :

об/мин;

Рассчитываем частоту вращения долота для бурения под эксплуатационную колонну в интервале 620 - 2700 м.

По формуле (2.19) :

об/мин;

Рассчитываем частоту вращения долота для бурения под эксплуатационную колонну в интервале 2700 - 2900 м.

По формуле (2.19) :

об/мин;

Таблица 2.6. Оптимальная частота вращения долот на интервалах бурени

Интервал, м	Частот вращения, об/мин
0 - 620 620 - 2700 2700 - 2900	220 247 159

2.3.4 Выбор типа забойного двигателя

Основные требования к забойным двигателям:

- Диаметр забойного двигателя должен лежать в интервале 80 - 90% от .

- Расход промывочной должен быть близким к номинальному забойного двигателя.

- Крутящий момент, развиваемый забойным двигателем, должен обеспечить эффективное разрушение горной породы на забое скважины.

- Забойный двигатель должен обеспечивать частоту вращения долота, находящуюся в пределах или не менее значений, необходимых для разрушения горных пород.

При выборе типа забойного двигателя берется во внимание диаметр долота и номинальный момент на валу забойного двигателя, так же необходимо выполнение следующего условия:

, (2.20)

где - необходимый крутящий момент на валу забойного двигателя, Нм;

- необходимый крутящий момент на валу забойного двигателя при работе его на воде, Нм, определяемый по формуле:

(2.21)

где - опытный коэффициент ( =1…2 Нм/кН);

- осевая нагрузка на интервале бурения, кН.

Необходимый крутящий момент на валу забойного двигателя определяется по формуле:

(2.22)

где -номинальный крутящий момент на валу забойного двигателя, Нм;

- удельный вес бурового раствора, Н/см³;

- удельный вес воды, Н/см³;

- расход промывочной жидкости,м³/сек;

- номинальный расход промывочной жидкости турбобура,м³/сек.

При бурении под кондуктор по формуле (2.21):

Нм.

Для турбобура 3ТСШ1 - 240 по формуле (2.22):

Нм.

Условие (2.20) выполняется, следовательно, по этому условию турбобур подходит.

При бурении под эксплуатационную колонну на интервале 620 - 2700 м по формуле (2.21) :

Нм.

Для турбобура 3ТСШ - 195 по формуле (2.22) :

Нм.

Условие (2.20) выполняется, следовательно, по этому условию турбобур подходит.

При бурении под эксплуатационную колонну на интервале 2700 - 2900 м по формуле (2.21):

Нм.

Необходимый крутящий момент на валу винтового забойного двигателя Д2 - 195 по формуле (2.22) :

Нм

Условие (2.20) выполняется, следовательно, по этому условию турбобур подходит.

Таблица 2.7 Характеристики турбобуров

Характеристики	3ТСШ-240	3ТСШ1-195
Наружный диаметр корпуса, м	0,240	0,195
Дина в сборе, м	24	26
Расход бурового раствора, м3/сек	0,032	0,030
Момент силы на выходном валу, Нм	2500	1300
Частота вращения вала в рабочем режиме, мин	420	400
Перепад давления , МПа	5,0	3,5
КПД турбины, %	69	52
Наработка на отказ турбинной секции, ч	1200	1200
Масса, кг	5980	4850

Таблица 2.8 Характеристика винтового забойного двигателя

Характеристики	Д2 - 195
Наружный диаметр корпуса, м	0,195
Дина в сборе, м	6,9
Расход бурового раствора, м3/сек	0,035
Момент силы на выходном валу, Нм	6500
Частота вращения вала в рабочем режиме, мин	140
Перепад давления в рабочем режиме, МПа	6
Наработка на отказ, ч	180
Полный назначенный ресурс, ч	600
Масса, кг	1140

2.3.5 Выбор компоновки и расчет бурильной колонны

Бурильная колонна состоит из следующих элементов: утяжеленных бурильных труб (УБТ), стальных (СБТ) или легкосплавных бурильных труб (ЛБТ), ведущей бурильной трубы, резьбовых переводников, центраторов и калибраторов.

Бурильные колонны бывают:

одноразмерными (одноступенчатыми), состоящими из бурильных труб одного и того же наружного диаметра;

многоразмерными (многоступенчатыми), состоящими из труб различных диаметров;

многосекционными, состоящими из нескольких участков труб одной и той же групп прочности.

Бурильная колонна предназначена для:

- передачи вращения от ротора к долоту.

- восприятия реактивного момента забойного двигателя.

- подвода промывочной жидкости к забойному двигателю, доло-ту, забою скважины.

- создания осевой нагрузки на долото.

- подъема и спуска долота и забойного двигателя.

- проведения вспомогательных работ.

Расчет бурильной колонны проводится с помощью программы “SPEC_VOP”.

1 - Нормальные, 2 - Осложненные - 1

Введите диаметр долота в (м) - 0.2159

При D_d=0.2159(м) Диаметр УБТ=0.1780(м)

Введите диаметр турбобура в (м) --- 0.195

ДИАМЕТР ТУРБОБУРА МЕНЬШЕ ДИАМЕТРА ДОЛОТА

УСЛОВИЕ СОБЛЮДАЕТСЯ

Диаметр УБТ меньше диаметра турбобура

Условие соблюдается.

Введите наружный диаметр и толщину стенки последующей

обсадной колонны в (м) --0.146

0.007

1.219>=0.772

Жесткость основной ступени УБТ меньше жесткости обсадной колонны

Следовательно условие жесткости выполняется

Введите диаметр БТ первой секций в (м)--0.127

Условие плавного перехода по жесткости между УБТ и КБТ не выполняется

Поэтому компоновка УБТ должна быть ступенчатой

Требованиям к УБТ второй ступени удовлетворяет УБТ--0.146-0.074

Для нее G=97.600 L=8000.000

Условие плавного перехода по жесткости между УБТ и КБТ выполняется

ВВЕДИТЕ:

- удельный вес промывочной жидкости (г/см.куб) ----1.1

- нагрузку на долото (кгс) ----10800

- вес забойного двигателя в (кг) ---- 4850

- длину забойного двигателя в (м) --- 26

Длина основной ступени УБТ L_01=61м

Вес колонны УБТ в воздухе ---8869.4(кгс)

Вес КНБК в скважине ---12683.3(кгс)

Общая длина КНБК ---95(м)

Для УБТ--- 0.178 число опор --- 2

Выберите тип используемой смазки

1- смазка с металлическим наполнителем 2- графитовая смазка 2

Для УБТ-0.1780-0.0900 момент затяжки М_зт = 2470 - 3260кГс*м

Для УБТ-0.1460-0.0740 ...