Строительство наклонно направленной скважины на Западно-Варьёганском месторождении

2.3.7 Расчет необходимого расхода бурового раствора

Промывочная жидкость должна обеспечивать отчистку забоя от шлама и транспортировку его на поверхность без аккумуляции его в кольцевом пространстве между бурильными трубами и стенкой скважины. Также расход промывочной жидкости проектируется с учетом недопущения размыва стенок скважины, гидроразрыва пластов и обеспечения необходимой скорости истечения жидкости из насадок долота.

Расчет расхода промывочной жидкости для эффективности очистки забоя скважины делается по формуле:

; (2.30)

где - коэффициент удельного расхода жидкости равный 0,3…0,65 м³/сек на 1 м² забоя, принимается =0,65;

- площадь забоя м²,

Производим расчет для интервала 0 - 620 м:

м³/сек.

Для интервала 620 - 2900 м:

м³/сек.

Расчет расхода промывочной жидкости по скорости восходящего потока определяется по формуле:

; (2.31)

где - скорость восходящего потока; рекомендуемая скорость согласно промысловой классификации горных пород находится в пределах: М=0,9 1,3 м/сек, С=0,7 0,9 м/сек.

- площадь кольцевого пространства, м²;

При бурении под кондуктор долотом диаметром 0,2953 м принимаем = 0,9 согласно промысловой классификации, по формуле (2.31):

Для интервала 0 - 620 м:

м³/сек.

При бурении под эксплуатационную колонну долотом диаметром 0,2159 м на интервале 620 - 2700 метров принимаем =0,9 согласно промысловой классификации, по формуле (2.31):

Для интервала 620 - 2700 м:

м³/сек.

При бурении под эксплуатационную колонну долотом диаметром 0,2159 м на интервале 2700 - 2900 метров принимаем =0,7 согласно промысловой классификации, и по формуле (2.31) найдём:

м³/сек.

Расчет расхода промывочной жидкости, предотвращающего размыв стенок скважины, ведется по формуле:

м³/сек, (2.32)

где - минимальная площадь кольцевого пространства;

- максимально допустимая скорость течения, жидкости в кольцевом пространстве, м/сек; принимаем =1,5 м/сек.

Максимальные диаметры бурового инструмента: при бурении под кондуктор - турбобур диаметром 0,240 м, при бурении под эксплуатационную колонну - турбобур диаметром 0,195 м .

При бурении под кондуктор расход промывочной жидкости, предотвращающий размыв стенок скважины по формуле (2.32) составит:

м³/сек.

При бурении под эксплуатационную колонну расход промывочной жидкости, предотвращающий размыв стенок скважины составит по формуле (2.32):

м³/сек.

Расчет расхода промывочной жидкости, для предотвращения прихватов ведется по формуле:

м³/сек, (2.33)

где - максимальная площадь кольцевого пространства; минимальный диаметр бурового инструмента у бурильных труб диаметр =0,127 м.

- минимально допустимая скорость промывочной жидкости в кольцевом пространстве; принимаем =0,5 м/сек;

При бурении под кондуктор расход промывочной жидкости, предотвращающий прихваты составит по формуле (2.33):

м³/сек.

При бурении под эксплуатационную колонну расход промывочной жидкости, предотвращающий прихваты составит по формуле (2.33):

м³/сек.

Окончательный выбор расхода промывочной жидкости обусловлен производительностью насосов при заданном коэффициенте наполнения, с учётом результатов приведённых выше расчётов, по формуле:

м³/сек, (2.34)

где - коэффициент наполнения (=0,8);

- число насосов;

- производительность насоса.

В расчете принимается производительность бурового насоса НБТ-600, с диаметром втулок равным 160 мм =0,037 м³/сек.

При бурении под кондуктор расход промывочной жидкости составит по формуле (2.34):

м³/сек

При бурении под эксплуатационную колонну расход составит:

м³/сек

Расчетные значения расхода промывочной жидкости на интервалах бурения заносим в табл. 2.7.

Таблица 2.7 Расход промывочной жидкости по интервалам бурения

Интервал, метр	Расход промывочной жидкости, м3/сек
0 - 620 620 - 2900	0,059 0,029

2.3.8 Выбор гидравлической программы промывки скважины

Под гидравлической программой промывки скважины понимается выбор регулируемых параметров процесса промывки на основе комплексного учета всех функций последней, с целью повышения эффективности бурового процесса. Гидравлический расчет промывки скважины производится с целью подтверждения выбора производительности насосов, диаметров и числа насадок гидромониторных долот, допустимых диапазонов изменения реологических характеристик буровых растворов с учетом горно-геологических и технико-технологических условий бурения. Также определяются гидравлические сопротивления в элементах циркуляционной системы, гидравлическая мощность и критерий Рейнольдса в насадках долота, допустимая скорость восходящего потока.

Гидравлический расчёт промывки скважины при бурении под эксплуатационную колонну производится по методике, изложенной в [7].

Исходные данные для расчета:

Глубина бурения скважины по стволу Н, м 2900

Диметр долота d_д, м 0,2159

Коэффициент кавернозности К 1,2

Пластовое давление Р_пл, МПа 28

Давление гидроразрыва Р_гд, МПа 38

Плотность разбуриваемых пород _п, кг/м³ 2450

Механическая скорость бурения V_м, м/с 0,005

Расход промывочной жидкости Q, м³/с 0,029

Тип бурового насоса НБТ-600

Наружный диаметр УБТ d_н, м 0,178

Наружный диаметр СБТ d_н, м 0,127

Наружный диаметр ЛБТ d_н, м 0,147

Длина УБТ l, м 69

Длина СБТ l, м 400

Длина ЛБТ l, м 2405

Внутренний диаметр УБТ d_в, м 0,090

Внутренний диаметр СБТ d_в, м 0,109

Внутренний диаметр ЛБТ d_в, м 0,125

Пластическая вязкость промывочной жидкости ?_п, Па?с 0,016

Динамическое напряжение сдвига ?_т, Па 15

Плотность промывочной жидкости ?_пж, кг/м³ 1100

Определение плотности промывочной жидкости, при которой не произойдет гидроразрыва пласта.

Критическая плотность промывочной жидкости ?_кр определяется по формуле:

(2.35)

где - содержание жидкости в шламожидкостном потоке, которое определяется по следующей формуле:

(2.36)

d_c - диаметр скважины, м, который определяется по следующей формуле:

; (2.37)

- сумма потерь давления по длине кольцевого пространства ?Р_кп и местных потерь давления от замков Р_мн, МПа.

По формуле (2.37):

м.

По формуле (2.36):

Определяются потери давления в бурильных трубах.

Для определения Р_кп и Р_мн необходимо вычислить Rе_кр критические числа Рейнольдса в кольцевом пространстве, Rе_кп действительные числа Рейнольдса в кольцевом пространстве и числа Сен-Венана в кольцевом пространстве.

Критические числа Рейнольдса определяются по формуле:

(2.38)

за СБТ

за ЛБТ

за УБТ

.

Действительные числа Рейнольдса определяются по формуле:

 (2.39)

за СБТ

;

за ЛБТ

;

за УБТ

;

за турбобуром

.

Так как полученные значения Rе_кп ? Rе_кр, то движение жидкости в кольцевом пространстве за ЛБТ и СБТ происходит при ламинарном режиме.

Числа Сен-Венана определяются по следующей формуле:

(2.40)

за СБТ

за ЛБТ

за УБТ

за турбобуром

Потери давления по длине кольцевого пространства определяются по формуле:

(2.41)

где b--- коэффициент, равный 0,87 для СБТ, 0,85 для ЛБТ, 0,81 для УБТ и 0,79 для турбобура [7].

за СБТ

МПа;

за ЛБТ

МПа;

за УБТ

МПа;

за турбобуром

МПа.

Местные потери от замков определяются по формуле:

(2.42)

где l_т - длина одной бурильной трубы, м, l_т = 12 м;

d_нм - наружный диаметр муфт, м, d_нм =0,170 м и 0,172 м для СБТ и ЛБТ соответственно;

V_кп - скорость движения жидкости в кольцевом пространстве, м/с.

Скорость движения жидкости в кольцевом пространстве определяется по формуле:

(2.43)

за СБТ

м/с;

за ЛБТ

м/с;

за УБТ

м/с.

Тогда по формуле (2.49):

за СБТ

МПа;

за ЛБТ

МПа;

МПа.

По формуле (2.35):

кг/м³.

Критическая плотность промывочной жидкости больше принятой следовательно, условия недопущения гидроразрыва выполняется.

Определение потерь давления в элементах циркуляционной системы.

Потери давления в трубах определяются по формуле:

(2.44)

где l_т - коэффициент гидравлических сопротивлений в трубах.

Коэффициент гидравлических сопротивлений определяется по формуле

(2.45)

Значение Rе_т определяется по формуле:

(2.46)

в СБТ

;

в ЛБТ

;

в УБТ

;

По формуле (2.45) :

в СБТ

;

в ЛБТ

;

в УБТ

.

По формуле (2.44):

в СБТ

МПа;

в ЛБТ

МПа;

в УБТ

МПа;

Потери давления в наземной обвязке определяются по формуле:

(2.47)

где a_с,--a_ш,--a_в,--a_к - коэффициенты гидравлических сопротивлений различных элементов обвязки, ?_с=1,1?10⁵, ?_ш=0,3?10⁵, ?_в=0,3?10⁵, ?_к=0,4?10⁵.

МПа.

Перепад давления в забойном двигателе ?Р_зд определяется по формуле:

; (2.48)

где Р_с - перепад давления в забойном двигателе при его работе на технической воде, МПа, Р_с = 6,7 МПа;

Q_с - расход технической воды, м³/с, Q_с = 0,035м³/с.

МПа.

Разность между гидростатическими давлениями столбов жидкости в кольцевом пространстве и трубах ?Р_г определяется по формуле:

; (2.49)

МПа.

Сумма потерь давления ?Р, во всех элементах циркуляционной системе за исключением потерь давления в долоте ?Р_д, составит:

МПа.

Резерв давления на долоте ?Р_р определяется по формуле:

; (2.50)

где Р_н - давление развиваемое насосом, МПа, Р_н = 14,5 МПа.

МПа.

Скорость течения жидкости в насадках долота V_д определяется по формуле:

(2.51)

перепад давления в долоте составит:

(2.52)

МПа.

Таким образом, расчетное рабочее давление в насосе Р составит:

МПа.

Площадь промывочных отверстий определяется по формуле:

; (2.53)

где Q_д - утечки промывочной жидкости через уплотнения вала забойного двигателя, м³/с, Q_д = 0,0004 м³/с.

м².

Выбираем насадки диаметром 12 мм.

С учетом утечек количество промывочной жидкости, подаваемой к забою составит м³/с, что удовлетворяет условию промывки п. 2.3.7.

Рассчитанная гидравлическая программа промывки скважины свидетельствует о том, что принятое значение расхода и развиваемого насосом давления достаточны для преодоления гидравлических сопротивлений в элементах циркуляционной системы, нормальной работы забойного двигателя и для реализации гидромониторного эффекта. При этом соблюдается условие недопущения гидроразрыва пород, слагающих стенки скважины.

2.3.9 Обоснование критериев рациональной отработки долот

К показателям отработки долот относят :

- Проходка на долото.

- Продолжительность (срок службы) работы.

- Механическая скорость бурения.

- Стоимость бурения единицы длины ствола скважины.

Проходка на долото - позволяет судить об объемах полезной работы, выполненным конкретным буровым инструментом. Низкие значения проходки на долото приходятся на высокооборотный турбинный способ бурения в очень крепких формациях, а высокие - на низкооборотный роторный способ при разбуривании относительно мягких пород.

Максимальную проходку на долото можно получить при полном износе долота. В процессе износа долота уменьшается его диаметр, что приводит к уменьшению диаметра нижнего участка ствола скважины. Поэтому для предупреждения заклинивания нового долота его следует доводить до забоя скважины с проработкой. Осевую нагрузку на новое шарошечное долото для приработки его опорных элементов нужно увеличивать до требуемого значения постепенно в течение 7 - 10 минут.

Продолжительность работы инструмента характеризует его работу уже не со стороны её объема, а со стороны её длительности. Увеличение длительности работы инструмента приводит к полезным результатам, которые особенно ощутимы в бурении.

Механическая скорость - является производной от проходки на долото по времени и поэтому неразрывно связана с первыми двумя показателями. Она характеризует интенсивность процесса бурения. Максимальная механическая скорость может быть достигнута сокращением времени пребывания долота на забое. Поэтому об оптимальном времени пребывания долота на забое судят не по проходке за рейс и не по механической скорости, а по рейсовой скорости проходки. Средняя механическая скорость равна:

, м/ч (2.54)

где - прохода на долото, м;

- время бурения интервала, час.

Стоимость проходки единицы длины скважины обычно выражается стоимостью 1 метра бурения. Минимизация этого параметра - главное и непременное требование, которому должен удовлетворять выбор оптимальных значений параметров инструмента.

Из всех перечисленных параметров наиболее подходящим является рейсовая скорость бурения, максимально учитывающая все факторы, поэтому в качестве основного критерия отработки долот выбирается этот показатель.

Чтобы рассчитать максимальную рейсовую скорость на ведущей трубе ставят метку и по ней определяют количество пробуренных метров за определённый промежуток времени (обычно 5 минут). Рейсовую скорость находят, подставив данные значения в формулу:

, м/ч (2.55)

где - проходка на долота, м;

- время работы долота на забое скважины, ч;

- время, необходимое для подъема и спуска инструмента, а также для выполнения других работ, связанных со сменой долота, ч.

Рейсовая скорость характеризует текущую скорость бурения скважины и ее максимальному значению практически соответствует минимальная стоимость 1 м проходки.

Если долото поднято слишком рано, то в результате малой проходки рейсовая скорость будет низкой. При увеличении времени пребывания долота на забое рейсовая скорость будет возрастать.

Критерий рейсовой скорости лучше всего использовать для получения максимального эффекта работы долота, прекращая бурение для смены долота после достижения максимальной рейсовой скорости. Для этого через каждые 15 минут замеряют проходку на долото. Затем по формуле (2.55) определяют рейсовую скорость и когда последнее значение её окажется меньше предыдущего производится смена долота.

2.3.10 Технология бурения при вскрытии продуктивного пласта

Одним из важных моментов в процессе строительства скважины является обоснование и соблюдение правильной технологии первичного вскрытия продуктивного пласта. Сюда входит правильный выбор промывочной жидкости, на которой вскрывается пласт, обоснование параметров промывочной жидкости, способ бурения и выбор компоновки низа бурильной колонны. Все перечисленные факторы должны обеспечить наименьшее негативное воздействие на продуктивный горизонт.

Исходя из опыта бурения на Игольско-Таловом месторождении, для вскрытия продуктивного пласта используется полимерглинистый буровой раствор. Данный буровой раствор относительно дешев по сравнению с другими, не оказывает вредного воздействия на окружающую среду и может иметь необходимые характеристики для качественного вскрытия продуктивного горизонта.

При обосновании параметров промывочной жидкости для первичного вскрытия продуктивного пласта целесообразно руководствоваться следующими положениями:

- Для уменьшения загрязнения пласта плотность промывочной жидкости необходимо выбирать так, чтобы превышение гидростатического давления над пластовым в скважине было минимально допустимым. Для конкретных условий это превышение составляет 4 - 7 % .

- Проницаемость приствольной зоны пласта очень сильно уменьшается при проникновении в неё большого количества твёрдой фазы бурового раствора. Поэтому желательно, чтобы твердая фаза состояла из материалов, которые могут раствориться в соляной или других кислотах, обычно применяемых для стимуляции притока из пласта. Допустимая концентрация твердой фазы не более 1%.

- Поскольку проникающая в пласт дисперсионная среда может способствовать значительному уменьшению проницаемости, показатель фильтрации промывочной жидкости должен быть минимальным, принимаем его 4 - 6 см³/30минут.

- Промывочная жидкость должна иметь невысокие значения СНС, чтобы свести к минимуму гидродинамическое давление при восстановлении циркуляции и обеспечить при освоении скважины извлечение промывочной жидкости, проникшей в приствольную зону. СНС_1/10 принимаем 7/18 дПа. Условная вязкость принимается равной 23 сек.

Водоотдачу снижают путем химической обработки бурового раствора химреагентом сайпан. Вязкость повышают обработкой раствора химреагентом габроил. Содержание твердой фазы в растворе регулируется качественной очисткой бурового раствора, применением четырехступенчатой системы очистки.

Параметры бурового раствора при вскрытии продуктивного горизонта представлены в таблице 2.8.

Таблица 2.8 Параметры раствора при вскрытии продуктивного пласта.

Удельный вес, Н/м3	Условная вязкость, сек	Показатель фильтрации, см3/30 мин	Содержание песка, %	СНС1/10, дПа	рН
1,10104	23	4 - 6	1	7/18	7-8

Перед вскрытием продуктивного пласта для сохранения коллекторских свойств в буровой раствор вводятся поверхностно-активные вещества - ПАВ (ПКД 515 или сульфанол) в соотношении 0,02% от общего объема бурового раствора. ПАВ гидрофобизируют поверхность поровых каналов, препятствуют образованию в них водонефтяной эмульсии. Добавки ПАВ к промывочной жидкости позволят:

- ускорить процесс разрушения горных пород на забое;

- снизить силы трения между стенками скважины и бурильными трубами;

- повысить износостойкость породоразрушающего инструмента.

На качественное вскрытие пласта влияет скорость бурения. Чем быстрее проходят продуктивный горизонт, тем меньшее воздействие оказывается на него. При вскрытии продуктивного горизонта нужно увеличить механическую скорость бурения, применение ПАВ, несомненно, приводит к увеличению скорости.

Для минимизации времени сообщения продуктивного пласта с промывочной жидкостью, пласт вскрываем одним долблением, используя винтовой забойный двигатель Д 2 - 195. Применение малолитражного винтового забойного двигателя при вскрытии дает меньшее негативное воздействие на продуктивный пласт.

2.4 Технологические средства и режимы бурения при отборе керна

Данная скважина является добывающей, поэтому бурение с отбором керна в этом случае не проводится.

2.5. Проектирование процессов закачивания скважины

2.5.1 Расчет обсадных колонн

На колонну действуют различные по величине и характеру нагрузки: 1.Наружное и внутреннее избыточное давление;

2.Осевые нагрузки, обусловленные силами трения колонны о стенки скважины;

3.Осевые нагрузки от избыточного давления и температуры при цементирования и эксплуатации;

4.Растягивающие нагрузки от собственного веса;

5.Сжимающие нагрузки от собственного веса;

6.Динамические нагрузки, возникающие в период неустановившегося движения колонны в осевом направлении;

Изгибающие нагрузки при искривлении колонны.

Основные нагрузки для расчёта - осевые растягивающие нагрузки, наружное и внутреннее избыточное давление.

Обсадные колонны на протяжении многолетней службы подвергаются воздействию окружающей среды, прежде всего пластовых вод и газов, которые достаточно агрессивны и способны вызвать интенсивную коррозию металла. Кондуктор во время бурения, а эксплуатационная колонна при испытании, подземных и капитальных ремонтах скважин истираются долотами, замками и муфтами бурильных и насосно-компрессорных труб и другим оборудованием, спускаемым в скважину. Так что при конструировании обсадной колонны необходимо учитывать эти особенности.

Расчёт действующих нагрузок

Основные нагрузки рассчитываются для периода, когда они достигают максимального значения.

Осевые растягивающие нагрузки от сил собственного веса достигают максимального значения в конце спуска колонны. Наружные избыточные давления достигают максимального значения в конце эксплуатации скважины. Внутренние избыточные давления достигают максимального значения в период опрессовки обсадной колонны.

Исходные данные для расчёта эксплуатационной колонны:

1. Глубина скважины, L, м

- по вертикали 2825

- по стволу 900

2. Расстояние от устья скважины, м

- до башмака предыдущей колонны, L₀, м 600(620)

- до уровня цементного раствора, h, м500(520)

- до уровня жидкости в колонне, H, м

а) при освоении скважины 1000

б) при окончании эксплуатации 1100

в) при испытании на герметичность 1150

3. Удельный вес жидкости:

- бурового раствора, g_р, Н/м³ 1,10 Ч--10⁴

- пластовой воды, g_гс, Н/м³ 1,00 Ч--10⁴

- испытательной жидкости, g_ж, Н/м³ 1,00 Ч--10⁴

- цементного раствора, g_ц, Н/м³ 1,83--Ч--10⁴

- жидкость в колонне, g_в, Н/м³

а) при освоении 1,00 Ч--10⁴

б) в период ввода в эксплуатацию 0,863 Ч--10⁴

в) при окончании эксплуатации0,950 Ч--10⁴

4. На глубине 2350 - 2430 находится проницаемый пласт. На глубине S₁=2390 давление составляет Р_{пл S1} = 23,1 МПа. Эксплуатационный объект залегает на глубине 2710 - 2770 метров. На глубине 2825(2900) пластовое давление составляет Р_{пл L}=28 МПа.

Коэффициент запаса прочности :

- на наружное избыточное давление n₁ 1,2

- на внутренние избыточное давление n₂ 1,15

- на растяжение n₃ 1,15

- на растяжение в клиновом захвате n₄ 1,25

- на растяжение для обсадных труб с учетом искривления ствола n₃^l 1,15

Построение эпюр внутренних давлений

Расчёт обсадных колонн производят с учётом планируемого профиля на стадии проектирования. Расчёт наружного и внутреннего давления производят, как для вертикальных скважин, при этом расчётные данные определяются как проекцию глубин по стволу скважины на вертикальную плоскость. Для построения эпюр давлений на вертикальной оси откладываются значения глубин по стволу скважины, а на горизонтальной оси откладывают расчётные давления соответствующие характерным точкам, рассчитанные для вертикальной проекции ствола скважины:

а) Определяем внутренние давления в период ввода скважины в эксплуатацию (см. рис. 2.5.1. а)

а) б) в)

Рис. 4.1. Схемы уровней жидкостей в скважинах, а - в период ввода скважины в эксплуатацию; б - по окончании эксплуатации; в - освоении, испытании на герметичность.

Внутреннее давление определяется по формуле:

P_вz = P_плL - 10^{-6 .} ?_в (L - Z) при 0 ? Z ? L , (4.1)

где P_вz - внутреннее давление на глубине Z, МПа;

P_плL - пластовое давление на глубине L, МПа;

g_в - удельный вес жидкости в колонне, Н/м³;

L - глубина скважины, м;

Z - глубина залегания той точки, для которой определяется

внутреннее давление, м.

при Z =0 : Р_ву= 28 - 10^-6 ? 0,863 ??10⁴(2825 - 0)=3,6 МПа

при Z =L=2825 : Р_ву= 28 - 10^-6 ? 0,863 ??10⁴(2825 - 2825)=28 МПа

б) Определяем внутреннее давление по окончании эксплуатации скважины

(см. рис. 4.1 , б)

Внутреннее давление определяется по формуле:

Р_вz = 0 при 0 ? Z ? H ,

Р_вz = 10^-6. г_в (Z - Н) при Н--Ј--Z--Ј--L, (2.56)

где g_в - удельный вес жидкости в колонне, Н/м³;

Z - глубина залегания точки, для которой определяется

давление, м.

Н - расстояние от устья до уровня жидкости в колонне, м;

при Z = 0 - 1100 : Р_вz = 0;

при Z = L = 2825 : Р _вL = 10^-6.0.95^.10⁴(2825 - 1100) = 15,8 МПа

Строим эпюру внутренних давлений АВ и СД соответственно найденным значениям . Эпюра внутренних давлений изображена на рис. 2.5.2.

Построение эпюр наружных давлений

а) Находим наружные давления для незацементированой зоны по формуле:

Р_нz = 10^-6Ч--g_р--ЧZ при 0 ? Z ? h, (2.56)

где P_нz - наружное давление на глубине Z, МПа;

g_р - удельный вес бурового раствора, Н/м³;

Z - Глубина залегания точки, для которой определяется

давление, м.

h - расстояние от устья до уровня цементного раствора колонной , м.

при z = 0 P_вz = 0 ;

при z = h = 500 Р_нh= 10^-6 Ч--1,1_--Ч--5__--Ч--1_^4------= 5,5 МПа

б) находим наружное давление для зацементированой зоны:

- в интервале, закреплённом предыдущей колонной, - по формуле:

Р_нz = 10^-6.--g_р ^. h + 10^-6.--g_гс--^ррррh ( Z - h) при h--Ј--Z--Ј--L, (2.58)

где g_р - удельный вес бурового раствора, Н/м³;

Z - глубина залегания той точки для которой определяется

наружное давление, м.

g_гс - удельный вес пластовой воды, Н/м³;

h - расстояние от устья до уровня цементного раствора за колонной,

м;

при z = h = 500 :

Р_нh = 10^-6Ч1,1_Ч1_⁴Ч5__--+--1_^-6Ч1,__Ч1_⁴--Ч--(500 - 500) = 5,5 МПа

при z = L = 620 :

Р_нh = 10^-6Ч1,1_Ч1_⁴Ч5__--+--1_^-6Ч1,__Ч1_⁴--Ч--(620 - 500) = 6,7 МПа

- в интервале открытого ствола по формулам:

при L₀ Ј--Z--Ј--S₁ ,

при S₁ Ј--Z--Ј--L , (2.60)

где Р_HL0 - наружное давление на глубине L₀ , МПа;

Р_плs1 - пластовое давление на глубине S₁ , МПа;

L₀ - расстояние от устья до башмака предыдущей

колонны, м;

S₁ - расстояние от устья до середины проницаемого

пласта, м;

S₀ - расстояние от устья до кровли эксплуатационного объекта, м;

L - глубина скважины, м;

P_плL - пластовое давление на уровне подошвы эксплуатационного

объекта, МПа.

По формуле (2.59):

при Z = L₀ = 620 : P_HL0 = 6,7 MПа

при Z = S₁ = 2390 : P_HS1 = 23,1 Mпа.

По формуле (2.60):

при Z = L = 2825 : P_HL = 28Mпа.

в) находим наружное давление с учётом давления составного столба тампонажного и бурового растворов по всей длине скважины по формуле на момент цементирования:

Р_нz = 10^-6Ч--g_р--ЧZ--при--_--Ј--Z--Јh, (2.61)

где P_нz - наружное давление на глубине Z, МПа;

g_р - удельный вес бурового раствора, Н/м³;

Z - глубина залегания точки, для которой определяется наружное

давление, м.

h - расстояние от устья до уровня цементного раствора за

колонной, м.

при z = 0 : P_вz = 0 ;

при z = h = 500 : Р_нh= 10^-6 ? 1.10 ??10⁴ ??500 = 5,5 МПа

Р_нz = 10^-6 Ч--[g_р--Ч--h -?_ц ^ррррh ( Z - h)] при h Ј--Z--Ј--L, (2.62)

где г_р - удельный вес бурового раствора, Н/м³;

г_ц - удельный вес цементного раствора, Н/м³;

Z - глубина залегания точки, для которой определяется

наружное давление, м.

P_нz - наружное давление на глубине Z, МПа;

h - расстояние от устья до уровня цементного раствора

за колонной, м;

L - глубина скважины, м;

при Z = L = 2825 :

Р_нz = 10^-6--Ч--[1,1_--Ч--1__--⁴Ч^--5__--+--1,83--Ч--1_⁴_--^h ( 2825 - 500)] = 47 МПа

Построение эпюры избыточных давлений

а) определяем избыточное наружное давление на момент окончания цементирования по формуле:

Р_ниz = 10^-6 (г_р - г_в) Ч--Z при 0 Ј--Z--Ј h,(2.63)

где г_р - удельный вес бурового раствора, Н/м³;

Z - глубина залегания точки, для которой определяется

наружное избыточное давление, м;

г_в - удельный вес жидкости внутри колонны, Н/м³;

h - расстояние от устья до уровня цементного раствора

за колонной, м;

при z = 0 : Р_ниz = 0

при z = h = 500 : Р_ниz = 10^-6 Ч--(1,1_--Ч--1_⁴--–--1,1_--Ч--1_⁴)--Ч^--5__--= 0 МПа

Р_ниz = 10^-6 [(г_ц - г_в) Ч--Z--–--(г_ц--–--г_р)--Ч--h] при h--Ј--Z--Ј L, (2.64)

где г_ц - удельный вес цементного раствора, Н/м³;

г_р - удельный вес бурового раствора, Н/м³;

Z - глубина залегания точки, для которой определяется

наружное избыточное давление, м;

г_в - удельный вес жидкости внутри колонны, Н/м³;

h - расстояние от устья до уровня цементного раствора за

колонной, м;

L - глубина скважины, м

при z = L = 2825 м.

Р _ниz= 10^-6 [(1,83 - 1,10) ??10⁴ ??2825 - (1,83 - 1,10) ??10⁴ ? 500] =16,2 МПа

Строим эпюру наружных избыточных давлений для процесса цементирования скважины. Эпюра изображена на рис. 2.5.4

б) Определяем избыточное наружное давление для процесса испытания колонны на герметичность снижением уровня

Р_ниz = Р_нz при h Ј--Z--Ј H, (2.69)

где Z - глубина залегания точки, для которой определяется

наружное избыточное давление, м;

h - расстояние от устья до уровня цементного раствора

за колонной, м;

P_нz - наружное давление на глубине Z, МПа;

Н - расстояние от устья до уровня жидкости в колонне, м.

при z = h = 500 : Р_ниz = 5 МПа

при z = H = 1000 : Р_ниz = 10 МПа

Р_внz = Р_нz - 10^-6 ? г_в (Z - Н) при Н Ј--Z--Ј L, (2.70)

при Z = H = 1000 м : Р _ниz = 10 - 10^-6Ч1Ч1_⁴?(1000 - 1000) = 10 МПа

при Z = S₁ = 2390 м : Р _ниz = 23,1 - 10^-6Ч1^--Ч10⁴?(2390 - 1000) = 9,5 МПа

при Z = L = 2825 м : Р _ниz = 28 - 10^-6Ч1Ч1_⁴?(2825 - 1000) = 9,2 МПа

г) Определяем избыточные давления по окончании эксплуатации

(см. рис. 4.1, в)

- в незацементированой зоне по формуле (2.66):

при z = 0 : Р_ниz = 0

при z = h = 500 : Р_ниz = 10^-6? 1,10 ? 10⁴ ??500 = 5,5 МПа

- в зацементированой зоне по формуле (4.12)

при z = h = 500 : Р_ниz = 5 МПа

при z = H = 1100 : Р_ниz = 11 МПа

По формуле (2.68):

при Z = H = 1100 м : Р _ниz = 11 МПа

при Z = S₁ = 2390 м : Р _ниz = 23,1 - 10^-6?1 ?10⁴?(2390 - 1100) = 10,3 МПа

при Z = L = 2825 м : Р _ниz = 28 - 10^-6?1?10⁴?(2825 - 1100) = 10,1 МПа

Строим эпюру избыточных давлений соответственно расчётным значениям давлений. Эпюра наружных избыточных давлений приведена на рис.2.5.5.

Построение эпюры избыточных внутренних давлений при испытании на герметичность в один приём без пакера.

Определяем избыточное внутреннее давление при испытании на герметичность снижением уровня (см. рис. 2.5.1, в):

а) в незацементированой зоне при Р_оп > 1,1 Р_ву по формуле:

Р_виz =Р_оп - 10 ^-6?(г_р - г_ж) ? Z (2.71)

где Р_оп - давление опрессовки, МПа ( Р_оп = 12,5 МПа);

Р_ву - давление на устье внутри колонны, МПа (Р_ву = 2,0 МПа

см.4.2.1));

г_р - удельный вес бурового раствора, Н/м³;

Z - глубина залегания той точки для которой определяется

наружное избыточное давление, м;

г_в - удельный вес испытательной жидкости, Н/м³;

h - расстояние от устья до уровня цементного раствора, м.

при Z = 0 м : Р _вио = Р_оп = 12,5 МПа

при Z = h = 500 м : Р _виh = 12,5 - 1_^-6Ч(1,1_Ч1_^4--–--1Ч1_⁴)Ч500=12 МПа

б) в зацементированой зоне по формуле:

(2.72)

где P_нLо - наружное давление на глубине L_о, МПа;

Р_пл1 - пластовое давление, МПа;

L_о - расстояние от устья до башмака предыдущей колонны, м;

S₁ - расстояние от устья до середины проницаемого пласта, м.

при Z = L_о = 600 м : Р_виL0 = 12,5 + 10^-6?1?10⁴?710 - 6 = 12,4 МПа

при Z = S₁ = 2390 м : Р_виS1 = 12,5 + 10^-6?1?10⁴?2390 - 23,1 = 14 МПа

при Z = L = 2825 м : Р_виL = 12,5 + 10^-6?1?10⁴?2825 -28= 14,2 МПа

Cтроим эпюру АВСДЕ внутренних избыточных давлений. Эпюра внутренних избыточных давлений изображена на рис. 2.5.6.

Конструирование обсадной колонны по длине.

Диаметр обсадной колонны равен 146 мм.

Для комплектования обсадной колонны диаметром 146 мм принимаем обсадные трубы муфтового соединения с резьбой треугольного профиля по ГОСТ 632-80 исполнения “Б”.

Группу прочности стали выбираем согласно [], которая рекомендует начинать расчёт с группы прочности ”Д”.

Основные характеристики для принятых труб по справочным данным в табл. 2.9.

Таблица 2.9. Основные характеристики обсадных труб

Наружный диаметр, мм	Толщина стенки, мм	Критическое давление, МПа	Растягивающие нагрузки, при которых напряжения в теле трубы достигают предела текучести, кН	Внутренние давления, при которых напряжения в теле трубы достигают предела текучести, кН	Страгивающие нагрузки для соединений труб, кН	Вес 1 метра трубы, кН
1	2	3	4	5	6	7
146	7,0 7,7 8,5 9,5 10,7	20,1 24,0 28,4 33,8 40,2	1136 1254 1372 1510 1686	31,3 34,3 37,9 42,4 47,7	696 774 872 1000 1147	0,243 0,265 0,290 0,321 0,358

Из табл. 2.9 следует, что прочность на внутреннее давление для труб с наименьшей толщиной стенки ? = 7,0 мм составляет 31,3 МПа при наибольшем внутреннем избыточном давлении 12,5 МПа. В данном случае даже наименьшая толщина стенок должна обеспечить условие:

n₂ = Р_ви / Р_вио , (2.73)

где n₂ - коэффициент запаса прочности на внутреннее избыточное

давление;

Р_ви - внутреннее давление труб с наименьшей толщиной стенок,

МПа;

Р_вио - наибольшее внутреннее давление, МПа.

, что допустимо

На основании этого в дальнейшем проверку секций на внутреннее избыточные давления не проводим.

Определяем параметры секций по действию наружных избыточных давлений, начиная с первой секции.

I секция.

Согласно (рис. 2.5.4) наружные избыточные давления на забое скважины достигают значения Р_ниL = 16,2 МПа. Толщина стенок труб I - ой секции должна обеспечить прочность, удовлетворяющую условию:

Р'_нuL і--Р_нuL--Ч n₁, (2.74)

где Р_нuL - максимальное наружное избыточное давление

на забое скважины, МПа;

n₁ - коэффициент запаса прочности на наружное избыточное

давление;

Р'_нuL і--16,2--Ч 1,2 = 19,44 МПа

По табл. 4.1. находим, что этому давлению соответствуют трубы с толщиной стенки ? = 7,0 мм для которых Р_кр = 20,1 МПа.

Длина I - ой секции l₁ = 110 м (60 м - мощность эксплуатационного объекта плюс 50 м выше кровли объекта). Вес I - ой секции определяется по формуле:

Q_i = g_i ^. l_i (2.75)

где l_i - длинна i - ой секции, м;

g_i - вес 1 м. трубы i - ой секции, кН;

Q₁ = 0,243 Ч--110 = 26,73 кН

По эпюре ( рис. 2.4.4. ) определяем расчётные давления Р_нuz на уровне верхнего конца I - ой секции на глубине 2790 Р_нuz = 14 МПа. Этому давлению при n₁ = 1,2 мм соответствуют трубы с ?_? = 7,0 мм, для которых Р_кр2 = 20,1 МПа. Определяем значение Р_кр2 для труб II - ой секции для условия двухосного нагружения с учётом растягивающих нагрузок от веса I - ой секции по формуле:

(2.76)

где Р_кр2 - критическое давление для труб II - ой секции МПа;

Q₁ - вес I - ой секции, кН;

Q_т - растягивающие нагрузки при которых напряжения в теле трубы

достигают предела текучести для труб II - ой секции, кН;

, МПа

Глубина спуска II - ой секции принимаем равной L' = 2790 м, оставляем глубину спуска I - ой секции l₁ = 110 м, а её вес по формуле (2.75) Q₁ = 26,73 кН.

II секция

Толщину стенки труб II - ой секции принимаем равной 7,0 мм. Так как наружные избыточные давления к устью продолжают уменьшаться, то трубы с данной толщиной стенки их выдержат. Дальнейший расчет прово-дится из условия прочности на страгивающие нагрузки в резьбовом соединении. Длина секции определяется по формуле:

 (2.77)

где g_i - вес 1м труб подбираемой секции, кН;

Q_{i -1} - общий вес нижележащих секции, кН;

[P] - допускаемая нагрузка, кН;

Допускаемая нагрузка определяется по формуле:

[P] = P_{cm -}/n_з', (2.78)

где P_cm - страгивающая нагрузка для соединения труб соответствующей

секции, кН;

n_з' - коэффициент запаса прочности при растяжении для обсадных труб на изогнутом участке ствола.

Коэффициент запаса прочности на растяжение n_з' определяется по формуле:

, (2.79)

где n_з - коэффициент запаса прочности на растяжение, принимаемый для

вертикальной скважины;

l - коэффициент, учитывающий влияние размеров соединения и его

прочностные характеристики, ? = 0,04;

a₀ - интенсивность искривления, ?₀ = 1,5⁰/10м.

По формуле (2.78):

[P] = 696/1,2 = 580 кН.

По формуле (4.22):

Принимается длина 2-ой секции 2277. Тогда вес 2-ой секции по формуле (2.75):

Q₂ = 2277 ? 0,243 = 553,27 кН.

Суммарный вес 2 - х секций:

Q₁ + Q₂ = 26,73 + 553,27 = 580 кН.

III секция

Принимаем толщину стенок труб III - й секции ?_? = 7,7 мм. Тогда по формуле (2.78):

[P] = 774/1,2 = 645 кН.

По формуле (2.79):

По формуле (2.75):

Q₃ = 246 ? 0,265 = 65 кН.

Суммарный вес 3 - х секций Q₁ + Q₂ + Q₃ = 580 + 65 = 645 кН

Суммарная длина 3 - х секций l₁ + l₂ + l₃ = 110 + 2266 + 246 = 2622 м.

IV секция

Принимаем толщину стенок труб IV - ой секции ?_? = 8,5 мм . Тогда по формуле (2.78)

[P] = 872_-/1,2 = 726 кН

По формуле (2.79):

Вес секции определяется по формуле (2.75):

Q₄ = 278 ? 0,290 = 80 кН

Суммарный вес 4 - х секций Q₁ + Q₂ + Q₃ + Q₄= 645 + 80 = 725 кН

Суммарная длина 4 - х секций l₁ + l₂ + l₃ + l₄= 110 + 2266 + 246 + 279=

= 2900м.

Сводные данные о конструкции обсадной колонны приведены в табл. 2.10.

Таблица 2.10 Сводные данные о конструкции обсадной колонны

№ секции	Группа прочности	Толщина стенки, мм	Длина секции,м	Вес, кН	Интервал установки,м
				1м трубы	секции	Суммарй
I	Д	7,0	110	0,243	26,73	26,73	2900 - 2790
II	Д	7,0	2266	0,243	553,27	580	2790 - 524
III	Д	7,7	246	0,265	65	645	524 - 278
IV	Д	8,5	278	0,290	81	725	278 - 0

2.5.2 Выбор режима спуска обсадных колонн

Спуск обсадной колонны - весьма ответственная операция. До начала спуска должны быть закончены все исследовательские и измерительные работы в сква-жине, тщательно проверено состояние бурового оборудования и инструмента, соот-ветствие грузоподъемности вышки и талевой системы весу подлежащей спуску ко-лонны, подготовлен ствол скважины.

За несколько дней до спуска колонны на буровую завозят обсадные трубы, эле-менты технологической оснастки и необходимый дополнительный инструмент, тщательно проверенные и испытанные на базе, а так же специальную смазку для обеспечения герметичности резьбовых соединений при наиболее высоких темпера-турах, возможных в скважине.

На буровой обсадные трубы вновь осматривают, проверяют овальность жест-кими двойными шаблонами соответствующих диаметров; трубы, поврежденные при транспортировке и с повышенной овальностью отбраковывают, а годные сорти-руют по группам прочности, толщине стенок и видам резьбовых соединений и ук-ладывают на стеллажи в порядке, противоположном определенности спуска их в скважину. При укладке каждую трубу нумеруют, измеряют её длину; номер трубы, её длину и нарастающую длину колонны записывают в специальный журнал.

По данным каверно и профилеграмм выявляют участки сужений ствола сква-жины, а по инклинограммам - участки резкого искривления. Эти участки тщательно прорабатывают новыми долотами со скоростью не более 35 - 40 м/ч и расширяют до номинального диаметра. При проработке целесообразно применять ту же компо-новку низа бурильной колонны, которую использовали для бурения последнего ин-тервала скважины, особенно если условия бурения сложные. Калибруют, спуская бурильную колонну, низ которой имеет примерно такую же жесткость, как и подле-жащая спуску обсадная колонна, и следят за успешностью прохождения такой ком-поновки до забоя. Если наблюдаются посадки или затяжки, ствол прорабатывают с несколько меньшей скоростью. По окончании калибровки скважину тщательно промывают в течении одного-двух циклов циркуляции. При проработке применяют промывочную жидкость с минимальным показателем фильтрации, низкими значе-ниями статического и динамического напряжений сдвига и пластической вязкости, а также с хорошими смазочными характеристиками.

При подъеме бурильной колонны после проработки или калибровки измеряют ее длину и уточняют длину скважины; при этом надо учитывать, что действительная длина скважины больше суммарной измеренной длины поднятых из нее бурильных труб на величину удлинения колонны.

К спуску колонны приступают сразу же, как только закончен подъем бурильных труб после промывки скважины.

Обсадную колонну спускают с помощью механизированных клиньев и одного элеватора.

ВНИИКРнефть рекомендует поддерживать среднюю скорость спуска каждой трубы эксплуатационной колонны не более 1 м/с, а ниже башмака кондуктора - не более 0,4 м/с. При спуске колонны нужно контролировать полноту её заполнения промывоч-ной жидкостью через обратный клапан, следя за объемом жидкости, вытекающей из скважины, и нагрузкой на крюке. После спуска каждых 500…800 м труб необхо-димо делать промежуточные промывки, чтобы освежить жидкость в скважине, уда-лить скопившийся шлам и уменьшить опасность газирования.

2.5.3 Выбор способа цементирования обсадной колонны

Среди известных способов цементирования выбираем простейший, наиболее технологичный и распространённый на данном месторождении способ прямого одноступенчатого цементирования, который предполагает доставку тампонажной смеси в затрубное пространство через башмак обсадной колонны.

Проверяем возможность одноступенчатого цементирования. Такая возможность определяется из условия гидроразрыва пород и минимально возможной плотности цементного раствора, то есть возможность регулирования плотности цементного раствора лежит в пределах:

При применении гельцементного раствора, интервал заколонного пространства от забоя до глубины на 150 метров выше кровли продуктивного горизонта (2900 - 2560 м) заполняется цементным раствором нормальной плотности, а интервал 2560 - 520 м заполняется гельцементным раствором. Практикой установлено, что достаточно удовлетворительные свойства цементного камня получатся при облегчении гельцементного раствора до плотности г^мин _гц = 1320 кг/м³.

Максимально возможная плотность гельцементного раствора, при которой ещё не произойдёт гидроразрыва пород, определяется по формуле:

(2.81)

где L - глубина скважины, м;

h_бр - расстояние от устья до уровня цементного раствора, м;

h_цр - высота столба чистого цементного раствора, м;

h_тс - высота столба тампонажной смеси, м;

g_ср - допустимое средневзвешеное значение плотности жидкости за

колонной, кг/м³;

g_бр - плотность бурового раствора, кг/м³;

g_цр - плотность чистого цементного раствора из портландцемента, кг/м³.

Допустимое средневзвешеное значение плотности жидкости за колонной определяется по формуле:

(2.82)

где Р_гр - давление гидроразрыва пород в призабойной зоне, МПа;

L - глубина скважины, м;

l_зп - безразмерный коэффициент гдравлических сопротивлений в

затрубном пространстве (?_зп = 0,035);

u_зп - скорость движения потока в затрубном пространстве, м/с;

g - ускорение свободного падения, м/с²;

Д_с - диаметр скважины, м;

Д - наружный диаметр обсадной колонны, м;

К_к - коэффициент кавернозности;

По формуле (2.82):

По формуле (2.81):

Так как ?^макс_гц = 1500 кг/м³ >--g^мин_гц=1320 кг/м³, то цементирование обсадной колонны в одну ступень возможно. При этом значение плотности гельцементного раствора может быть принято по условие (2.80) в пределах

г_гц =1320 - 1500 кг/м³.

2.5.4 Выбор состава тампонажной смеси

Тампонажная смесь представляет из себя смесь жидкости затворения, вяжущих веществ и минеральных добавок, способная в условиях скважины со временем превращаться в практически непроницаемое твёрдое тело.

В состав гельцементного раствора входят цемент, вода, глинопорошок и при необходимости химические реагенты. В состав цементного раствора входят только цемент и вода.

В качестве жидкости затворения используют техническую воду, удельный вес которой составляет 1000 кг/м³.

В качестве вяжущего вещества используем портландцемент тампонажный бездобавочный для умеренных температур марки ПЦТ - I - 100, плотность цемента равна 3120 кг/м³. В качестве наполнителя используем глинистый порошок плотностью 2800 кг/м³.

2.5.5 Расчет параметров и технология цементирования

Согласно 2.5.3. значение плотности гельцементного раствора находится в пределах 1320 - 1500 кг/м³.

Выбираем плотность гельцементного раствора равной 1470 кг/м³ и принимаем значение глиноцементного отношения равным 0,5.

Находим водоцементное отношение по формуле:

М = 0,5 +2,2 Б, (2.83)

где М - водоцементное отношение;

Б - глиноцементное отношение.

М = 0,5 +2,2 ^. 0,5 = 1,6

Окончательное значение плотности гельцементного раствора находим по формуле:

(2.84)

где М - водоцементное отношение;

Б - глиноцементное отношение;

g_в - плотность жидкости затворения, кг/м³;

g_ц - плотность цемента, кг/м³;

g_н - плотность наполнителя, кг/м³.

По формуле (2.84) находим:

Плотность чистого цементного раствора находим по формуле:

(2.85)

где g_в - плотность жидкости затворения, гк/м³;

m -- водоцементное отношение (0,4 - 0,6);

g_ц - плотность цемента, кг/м³;

Приняв m = 0,5 по формуле (2.85):

Объём тампонажной смеси и количество составных компонентов.

Объём тампонажной смеси определяется объёмом затрубного пространства подлежащего цементированию и объёмом цементного стакана (рис.2 5.7 ).

Рис.2 5.7. Распределение тампонажной смеси в скважине

L - глубина скважины, м; Д_в - внутренний диаметр предыдущей колонны; Д - наружный диметр обсадной колонны; Д_с - диаметр скважины; d_в -внутренний диаметр обсадной колонны; h_бр - расстояние от устья до уровня тампонажной смеси в затрубном пространстве, м; h_цр - высота столба цементного раствора, м; h^o_гц - высота столба гельцементного раствора в обсаженом стволе; h^с_гц - высота столба гельцементного раствора в необсаженом стволе; h_cm - высота цементного стакана.

Из рис. 2.5.7.видно, что объём тампонажной смеси состоит из трёх частей и определяется по формуле:

V_mc = (V^зп_цр + V_cm) + V_гц (2.86)

где V^зп_цр - объём чистого цементного раствора в затрубном пространстве, м³;

V_mc - объём цементного стакана, м³;

V_гц - объём гельцементного раствора в затрубном пространстве, м³;

Объём чистого цементного раствора в затрубном пространстве определяется по формуле:

V^зп_цр = p--Ч--((r_с--Ч--К_к)²--–r_ок²)--Ч--h_цр , (2.87)

где r_с - радиус скважины, м;

r_ок - радиус обсадной колонны, м;

К_к - коэффициент кавернозности, соответствующий интервалу

цементирования (см. табл. 1.1);

h_цр - высота столба чистого цементного раствора за колонной,

(принимаем равной 340 м, для исключения межпластовых перетоков) м;

V^зп_цр = 3,14--Ч((_,1_795--Ч--1,1)² - 0,073²)?? 340 = 9 м³

Объём гельцементного раствора в затрубном пространстве определяется по формуле:

Тип и объём продавочной жидкости.

...