Проект строительства наклонно-направленной скважины глубиной 1300 м на морском месторождении

Размещено на http://www.allbest.ru/

Министерство науки и высшего образования Российской Федерации

Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение

высшего образования

«Уфимский государственный нефтяной технический университет»

Горно-нефтяной факультет

Кафедра «Бурение нефтяных и газовых скважин»

Выпускная квалификационная работа

Анализ эффективности системы очистки буровых промывочных жидкостей

А.Р. Хафизов

Уфа 2020



Задание

на выполнение бакалаврской работы

Студент Али Нур Аддин Абдо Кайд Мохаммед группа БГБ-16-03

(фамилия, имя, отчество полностью) (шифр)

Тема бакалаврской работы (БР) Проект строительства наклонно-направленной скважины глубиной 1300 м на Морском месторождении. Анализ эффективности системы очистки буровых промывочных жидкостей.

Дата утверждения темы БР на заседании кафедры БНГС «18»декабря 2019 г., протокол № 4.

Срок представления БР к защите «16» июня 2020г.

Исходные данные к выполнению БР:

1) материалы, собранные студентом при прохождении преддипломной практики;

2) дополнительные данные: _____________________________

Объем текстовой части БР: 138 листов (страниц) формата А4.

Перечень основных структурных элементов текстовой части БР:

1. Содержание ( 2 с.). 2. Реферат ( 1 с.) 3. Введение ( 1 с.).

4. Геолого-геофизическая информация, Технология строительства скважины, техника

Раздел, содержание которого определяется спецификой БР (литературный обзор, патентный анализ для строительства скважин. .

обзор законодательных и нормативных актов, характеристика объекта исследования и т.п.) ( 79 с.).

5. Основная часть: Анализ эффективности системы очистки буровых промывочных жидкостей.

( 29 с.).

6. Раздел безопасности и экологичности БР (25 с.).

7. Список использованных источников ( 38 наимен.).

8. Приложения: Приложение А (обязательное) Геолого-технический наряд (1 с.) Перечень приложений

Объем и перечень иллюстрационно-графического материала 32 рисунка, 46 таблиц.

Консультанты по разделам БР (с указанием относящихся к ним разделов):

«Безопасность жизнедеятельности» Н.В.Вадулина .

«Экологичность проекта» М.И. Маллябаева .

Задание выдал: Задание получил:

Руководитель БР Студент

____________ Р. А. Исмаков _________ Н.А.К.М. Али

(подпись) (И.О. Фамилия) (подпись) (И.О. Фамилия)

25.12.2019 25.12.2019

(дата) (дата)



Реферат

Выпускная квалификационная работа состоит из 138 листов, 32 рисунков, 46 таблиц, 38 использованных источников, 1 приложения.

СИСТЕМА ОЧИСТКИ, ВИБРОСИТА, СЕТКИ, ОБОРУДОВАНИЯ,

ТВЕРДАЯ ФАЗА, ПРОМЫВОЧНАЯ ЖИДКОСТЬ, СТУПЕНИ ОЧИСТКИ,

ПЕСКООТДЕЛИТЕЛИ, ИЛООДЕЛИТЕЛИ, ЦЕНТРИФУГИ, СУХОСТЬ ШЛАМА, ПРОБУСКНАЯ СПОСОБНОСТЬ, ЦИРКУЛЯЦИОННАЯ СИСТЕМА

Объектом исследования является мороском месторождение, находящееся в казахстане, разработкой которого занимается компания «Ван оорд».

Цель работы - составление проекта строительства скважины глубиной 1300м для разведочной цели , а также анализ эффективности системы очистки буровых промывочных жидкостей.

В основной части данной выпускной квалификационной работы рассмотрены геолого-геофизические исследования анализируемого месторождения, приведен расчет и результаты расчета профиля и конструкции скважины, режимов бурения, промывки и заканчивания скважины, обоснован выбор типа противовыбросового оборудования, колонной обвязки, буровой установки и т.д.

В разделе безопасности и экологичности проекта, дана характеристика вредностей и опасностей, которые могут возникнуть и подействовать на человека, обращено особое внимание на проблему охраны окружающей среды и недр.



Содержание

Обозначения и сокращения

Введение

1. Геолого-геофизическая информация

1.1 Общие сведения

1.2 Литолого - стратиграфическая характеристика

1.3 Литологическая характеристика

1.4 Физико-механические свойства горных пород

1.5 Нефтегазоводоносность

1.6 Давление и температура

1.7 Возможные осложнения

1.8 Обоснование комплекса геофизических исследований

2. Технология строительства скважины

2.1 Проектирование профиля скважины

2.2 Проектирование конструкции скважины

2.3 Применяемые промывочные жидкости

2.4 Расчет секций обсадной колонны

2.5 Проектирование КНБК

2.6 Проектирование режима бурения

2.7 Выбор расхода промывочной жидкости

2.8 Расчет потерь давления в трубном пространстве

2.9 Выбор бурового насоса и его режим работы

2.10 Расчет характеристик забойного двигателя ДР-178

2.11 Расчет цементирования эксплуатационной колонны

2.12 Обоснование способа контроля за качеством цементирования

3. Техника для строительства скважин

3.1 Выбор буровой установки

3.2 Анализ эффективности системы очистки буровых промывочных жидкостей

3.3 Эффективность работы вибросит BEM-600 и VSM-300

4. Безопасность жизнедеятельности

4.1 Организация обеспечения безопасности на предприятия

4.2 Мероприятия по обеспечению безопасности технологических систем и технологических процессов в труб

5. Экологичность проекта

5.1 Источники загрязнения окружающей среды

5.2 Природоохранные мероприятия при строительстве скважин

5.3 Природоохранные мероприятия на различных этапах строительства скважины

Заключение

Список иллюстрационно-графического материала

Список использованных источников

Приложение



Обозначения и сокращения

БСВ	-	буровые сточные воды
БУ	-	буровая установка
БШ	-	буровой шлам
ВЗД	-	винтовой забойный двигатель
ВПЖ	-	вязкопластичная жидкость
В/Ц	-	водоцементное отношение
ГЗД ГКН	- -	гидравлический забойный двигатель гидрокарбонатные
ГСМ	-	горюче-смазочные материалы
ДВС	-	двигатель внутреннего сгорания
ДНС	-	динамическое напряжение сдвига
ДРУ	-	винтовой забойный двигатель с регулируемым углом перекоса
З	-	запад
ИЭР КБТ КЗП	- - -	инвертно-эмульсионный раствор колонна бурильных труб коэффициент запаса прочности
КМЦ	-	карбоксиметилцеллюлоза
КНБК	-	компоновка низа бурильной колонны
КССБ	-	конденсированная сульфит-спиртовая барда
МЗС	-	молниезащитная система
НКТ	-	насосно-компрессорные трубы
ОБР ОЗЦ	- -	отработанный буровой раствор ожидание затвердевания цемента
ОК	-	обсадная колонна
ОП	-	оборудование противовыбросовое
ОПС	-	окружающая природная среда
ПАВ ПГМЩ	- -	поверхностно-активное вещество перфоратор гидромеханический щелевой
ПДК	-	предельно допустимая концентрация
PDC	-	Polycrystalline Diamond Bits
ПЗП	-	Призабойная зона пласта
ПК	-	программный комплекс
ПУЭ ПФ	- -	правила устройств электроустановок показатель фильтрации
ПЭТ РУО С	- - -	полиэтилентерефталат раствор на углеводородной основе север
СБТ СВ	- -	стальные бурильные трубы северо-восток
СНС	-	статическое напряжение сдвига
СПО	-	спускоподъемные мероприятия
ССБ УБТ ФХЛС ХК	- - - -	сульфит спиртовая барда утяжеленные бурильные трубы феррохромлигносульфонат хлорокальциевые
ЭЦН	-	электроцентробежный насос
ЮЗ	-	юго-запад
ПЖ БР БЖ	- - -	Буровая жидкость Буровой раствор Буферная жидкость
ЛВС-1М	-	Линейное вибросито
ALS-II РЛВ-П	- -	Регулируемое линейное вибросито Регулируемое линейное вибросито
G-фактор	-	Эффективное ускорение силы тяжести
ВЕМ-600	-	Сбалансированное эллиптическое вибросито
ЦС	-	Циркуляционная система
VSM-300	-	Сбалансированное эллиптическое вибросито



Введение

На сегодняшний день добыча нефти и газа является приоритетной отраслью в России, так как от экспорта нефтегазодобывающей продукции зависит бюджет страны.

Чтобы оставаться конкурентоспособным предприятием на мировом рынке, необходимо осуществлять капиталовложения в развитие новых технологий. Так в настоящее время развивается наклонно-направленное и горизонтальное бурение, что ведет к увеличению дебита нефти и газа, а также становится возможным извлечение трудно доступной нефти. Поэтому разрабатываются оптимальные технологии строительства и крепления скважин сложного профиля. Такжеразрабатываются способы первичного и вторичного вскрытия пластов, которые направлены на уменьшение загрязнения призабойной зоны пласта, ведутся работы по определению выгодных способов разработки месторождений, для увеличения нефтеотдачи пластов, разрабатывается новая техника, для увеличения скорости бурения и освоения скважин.

Для предприятий буровой отрасли существуют следующие требования, позволяющие поддерживать конкуренцию: минимальная стоимость строительства скважин за счёт оптимальной организации труда и работы предприятия, планирования работы предприятия, планирования экономичных способов строительства скважин путём усовершенствования технологии и т.п.



1. Геолого-геофизическая информация

1.1 Общие сведения

Общие сведения о районе работ представлены в таблице 1.1.

Таблица 1.1 - Общие сведения о месторождении

Наименование	Значение
Площадь (месторождение)	Морское
Блок (или номер и/ название)	-
Административное расположение	-
- республика	Казахстан
- область (край)	Атырауская
Год ввода площади в бурение	-
Год ввода площади (месторождения) в эксплуатацию	-
Температура воздуха, градус	-
- среднегодовая	Плюс 15
- наибольшая летняя	Плюс 40
- наименьшая зимняя	Минус 30
Среднегодовое количество осадков, мм	160
Максимальная глубина промерзания грунта, м	1,8
Продолжительность отопительного периода в году, сутки	180
Продолжительность зимнего периода в году, сут.	107
Азимут преобладающего направления ветра, градус	В-СВ
Наибольшая скорость ветра, м/с	25
Метрологический пояс (при работе в море)	-
Количество штормовых дней (при работе в море)	-
Интервал залегания многолетнемерзлой породы, м	-
- кровля	0
- подошва	0

1.2 Литолого - стратиграфическая характеристика

Литолого - стратиграфическая характеристика разреза скважины представлена в таблице 1.2.

Таблица 1.2 - Литолого - стратиграфическая характеристика

Глубина залегания, м	Стратиграфическое подразделение	Элементы залегания (падения) пластов по подошве	Коэффициент кавернозности в интервале
от (верх)	до (низ)	название	индекс	угол, град	азимут, град
0	50	Неоген + Четвертичный	N+Q	-	-	1.15
50	350	Палеоген	Р	-	-
350	700	Сантон+Турон	K2st+t	-	-
700	1000	Верхний альб + сеноман	K1-2al3+s	-	-
1000	1200	Нижний + средний альб	K1al1-2	-	-
1200	1300	Апт	K1a	-	-

1.3 Литологическая характеристика

Таблица 1.3 - Литологическая характеристика разреза скважины

Индекс стратиграфического подразделения	Интервал, м	Горная порода	Стандартное описание горной породы: Полное название, характерные признаки (структура, текстура, минеральный состав )
	от	до	краткое название	процент в интервале
N+Q	0	50	Пески	40	Пески серые, пористостый. Глина серая, мягкая, вязкая, аморфная.
			Глина	60
Р	50	350	Глина	70	Глина серая, зеленовато-серая, мягкая, незначительно уплотненная, вязкая, аморфная. Мергель серый, тонкозернистый, кварцевый, хорошо цементированный, цемент глинистый.
			Мергель	30
K2st+t	350	700	Глина	50	Глина серая, мягкая, редко уплотненная, вязкая, аморфная. Алевролит серый, тонкозернистый, кварцевый, умеренно или слабоцементированный, цемент глинистый, пористый. Мергель плотный с включениями остатков фауны. Мел белый, писчий Известняк белый, крепкими и мергелем с обломками фауны с включением пирит
			Алевролит	20
			Мергель	10
			Мел	10
			Известняк	10
K1-2 al3+s	700	1000	Пески	60	Пески серовато коричневые Глина: серая, редко коричневая и черная, уплотненная Песчаник среднезернистый, светло-серый, кварцевый, рыхлый, пористый, цемент глинистый, зерна полуокатанные и окатанные, хорошо сортированные.
			Глина	20
			Песчаник	20

Индекс стратиграфического подразделения	Интервал, м	Горная порода	Стандартное описание горной породы: Полное название, характерные признаки (структура, текстура, минеральный состав)
	от	до	краткое название	процент в интервале
K1al1-2	1000	1200	Глина	55	Глина серая, мягкая, редко уплотненная, вязкая, аморфная. Песчаник светло-серый, мелко-, среднезернистый, кварцевый, цемент глинистый, зерна полуокатанные, хорошо сортированные, пористый. Пески серовато коричневые Мергель плотный с включениями остатков фауны Известняк белый, крепкими и мергелем с обломками фауны с включением пирит Алевролиты серые, тонкозернистые, слюдисто-кварцевые с кристаллами пирита на слабо карбонатно-глинистом цементе, плотные
			Пески	10
			Песчаники	10
			Алевролиты	10
			Мергель	10
			Известняк	5
K1a	1200	1300	Глина	80	Глина с включением большого количества обломков пелеципод и гастропод, редких мелких обуглившихся растительных остатков. Песчаники буровато-коричневые, кварцевые, мелко-среднезернистые. Цемент контактово-поровый разной крепости. Алевролиты серые, тонкозернистые, слюдисто-кварцевые с кристаллами пирита на слабо карбонатно-глинистом цементе, плотные
			Песчаники	10
			Алевролиты	10

Литологическая характеристика разреза скважины представлена в таблице 1.3.

1.4 Физико-механические свойства горных пород

Физико-механические свойства горных пород по разрезу скважины представлены в таблице 1.6.

1.5 Нефтегазоводоносность

Нефтеносность и водоносность по разрезу скважины представлены в таблицах 1.4 и 1.5 соответственно.

1.6 Давление и температура

Давление и температура по разрезу скважины представлены в таблице 1.7.



1.7 Возможные осложнения

Возможные осложнения по разрезу скважины представлены в таблицах

1.8 - 1.10.

Таблица 1.4 - Нефтеносность

Индекс стратиграфического подразделения	Интервал, м	Тип коллектора	Плотность, кг/м3	Подвижность, D на сПз	Содержание серы, %	Содержание парафина, % по весу	Дебит, м3/сут.	Параметры растворенного газа
	от (верх)	до (низ)		в пластовых условиях	после дегазации					газовый фактор, м3/м3	содержание H2S, %	содержание СО2 , %	относительная по воздуху плотность газа	коэффициент сжимаемости	давление насыщения в пластовых дсловиях МПа
K1al1-2	1180	1190	Поровый	0,882	0,936	0,5-0,01	2,45	0,6	30-400	30,52	-	2,05	0,6070	0,00399	5,79
K1a	1260	1270		0,883	0,939	0,5-0,01	2,59	3,37	40-200	38,38	-	0,475	0,5800	0,00683	10,4

Таблица 1.5 - Водоносность

Индекс стратиграфического подразделения	Интервал, м	Тип коллектора	Плотность кг/м3	Свободный дебит м3/сут	Фазовая проницаемость, мкм3	Химический состав воды в мг-эквивалентной форме	Степень минерализации, мг-экв/л	Тип воды по Сулину: СФН ГКН ХЛМ ХЛК	Относится к источнику питьевого водоснабжения (да, нет)
	от (верх)	до (низ)					анионы	катионы
							Cl-	SO4	HCO3	Na++K+	MG++	Ca++
К	1190	1200	Поровый	1020,5	6,6	-	3096,59	2,41	2,95	442,2	7,6	288,05	6203,9	ХЛК	НЕТ
	1280	1290		1139	56	-	899,0	0,8	15,6	870,3	30,3	14,2	7510,9

Таблица 1.6 - Физико-механические свойства горных пород по разрезу скважины

Индекс стратиграфического подразделения	Интервал, м	Краткое название горной породы	Плотность ,кг/м3	Пористость, %	Проницаемость, м мкм2	Глинистость, %	Карбонатность, %	Соленость, %	Сплошность породы	Твердость кгс/мм2	Расслоенность породы	Абразивность	Категория породы по промысловой классификации (мягкая, средняя и т.п.)	Коэффициент Пуассона	Модуль Юнга, кгс//мм2
	от (верх)	до (низ)
N+Q	0	50	Пески	1500	5-30	0,01-2,5	10-95	0-10	-	1,0-4	10-15	1-3	II-III	Мягкая	0,17-0,45	0,1-3,9
			Глина
Р	50	350	Глина	1700	5-30	0,01-2,5	10-95	0-10	-	1,0-4	10-15	1-3	II-III		0,17-0,45	0,1-3,9
			Мергель
K2st+t	350	700	Глина	2000	3-5	0,001-0,01	15-90	5-80	-	1,0-4	10-45	1-4	II-V	Мягкая, средняя	0,17-0,45	0,1-4,2
			Алевролит
			Мергель
			Мел
			Известняк

Индекс стратиграфического подразделения	Интервал, м	Краткое название горной породы	Плотность ,кг/м3	Пористость, %	Проницаемость, м дарси	Глинистость, %	Карбонатность, %	Соленость, %	Сплошность породы	Твердость кгс/мм2	Расслоенность	Абразивность	Категория породы по промысловой классификации	Коэффициент Пуассона	Модуль Юнга, кгс//мм2
	от (верх)	до (низ)
K1-2 al3+s	700	1000	Пески	2400	5-15	0,001-0,5	10-90	2-90	-	1,5-4	28-125	3-4	V-VI	Мягкая, средняя	0,25	0,1-4,2
			Глина
			Песчаник
K1al1-2	1000	1200	Глина	2600	5-15	0,001-0,5	10-95	2-80	-	1,8-4	50-125	3-4	V-VI		0,25	0,1-4,6
			Пески
			Алевролиты
			Песчаник
			Мергель
			Известняк
K1a	1200	1300	Глина Песчаники Алевролиты	2600	5-15	0,001-0,5	10-95	2-80	-	1,8-4	50-125	3-4	V-VI		0,25	0,1-4,6

Таблица 1.7 - Давление и температура по разрезу скважины

Индекс стратиграфического подразделения	Интервал, м	Градиент давления	Температура в конце интервала
	от (верх)	до (низ)	пластового	порового	гидроразрыва пород	горного
			кгс/см2 на м	источник получения	кгс/см2 на м	источник получения	кгс/см2 на м	источник получения	кгс/см2 на м	источник получения	градус	источник получения
			от (верх)	до (низ)		от (верх)	до (низ)		от (верх)	до (низ)		от (верх)	до (низ)
N+Q	0	50	0,100	0,100	РФЗ	0,100	0,100	РФЗ	0,153	0,153	РФЗ	0,207	0,207	РФЗ	18	РФЗ
Р	50	350													28
K2st+t	350	700	0,105	0,105		0,105	0,105		0,173	0,173					35
K1-2al3+s	700	1000										0,240	0,240		40
K1al1-2	1000	1200											0,252		45
K1a	1200	1300											0,260		52



Таблица 1.8 - Нефтегазоводопроявления

Индекс стратиграфического подразделения	Интервал, м	Вид проявляемого флюида (вода, нефть, конденсат, газ)	длина столба газа при ликвидации газопроявления, м	Плотность смеси при проявлении для расчета Избыточных давлений, кг/м3	Условия возникновения	Характер проявления (в виде пленок нефти, пузырьков газа, перелива воды, увеличения водоотдачи)
	от (верх)	до (низ)
K1al1-2	1180	1190	нефть	-	882	при превышении пластового давления на 5% над забойным	разгазирование раствора, падение плотности бурового раствора, пузырьки газа, пленки нефти
K1a	1260	1270		-	883

Таблица 1.9 - Прочие возможные осложнения

Индекс стратиграфического подразделения	Интервал, м	Вид (название) осложнения: желобообразование, перегиб ствола, искривление, рифонообразование	Характеристика (параметры) осложнения и условия возникновения
	от (верх)	до (низ)
Не ожидаются

Таблица 1.10 - Поглощения бурового раствора

Индекс стратиграфического подразделения	Интервал, м	Максимальная интенсивность поглощения м3/ч	Расстояние от устья скважины до статистической уровня раствора	Имеется ли потеря циркуляции (да, нет)	Градиент давления поглощения, кг/м2	Условия возник новения поглощения
	от (верх)	до (низ)				При погло щении	после изоляц ионных работ
N+Q, Р	0	350	5	-	нет	-	-	при забойном давлении выше пластового давления на 8%

1.8 Обоснование комплекса геофизических исследований

Комплекс геофизических исследований представлен в таблице 1.11.

Таблица 1.11 - Комплекс промыслово-геофизических исследований скважины

Интервал каротажа	Структура комплекса	Методы ГИС
30-350 м	в масштабе 1:500	КС,ДС,ГК,БК,ННК,КВ
350-1300 м	в масштабе 1:500,1:200	БК-5 зондами, МБК, ДС, ГК, ННКт, ГГКп, АК, инклинометрия, кавернометрия, профилеметрия, резистивиметрия
По всему разрезу	ГТИ,
При низком выносе керна	Отбор керна боковым грунтоносом на кабеле
Для контроля технического состояния скважин	ЛМ, термометрия, АКЦ, ФКД



2. Технология строительства скважины

2.1 Проектирование профиля скважины

Исходные данные:

- глубина скважины по вертикали Н = 1300 м;

- проектное смещение А = 750 м;

- глубина вертикального участка h1=30м;

- максимальная интенсивность набора угла на 10 м, i10=0,6 град;

- глубина спуска кондуктора Нк=350 м.

Построение профиля будем вести графоаналитическим способом. Определим вспомогательный угол 1 по формуле:

,

.

Ориентировочный максимальный зенитный угол (зенитный угол наклонно-прямолинейного участка) бор будет больше б1. Для удобства расчетов бор обычно выбирают кратным десяти, примем бор= 30.

Выберем угол вхождения в пласт к = 300.

Получаем, что средний радиус искривления в интервале увеличения зенитного угла 0 - 400 составит R1 = 955 м.

Подставляя полученные значения находим = 40,030.

1 Вертикальный участок:

A1 = 0 м, h1 = 30 м, l1 = h1 = 30 м.

2 Участок набора зенитного угла:



A2 = R1 (1-cosб) = 127,85 м;

h2 = R1 sinб = 447,5 м;

l2 = 500 м.

3 Участок стабилизации:

h3 = H - (h1+h2) = 822,5 м ;

A3 = tgб = 474,87 м;

l3 == = 949,7 м.

Результаты расчётов занесём в таблицу 2.1

Таблица 2.1 - Результаты расчета профиля скважины

Участок	бн	бк	Ai, м	hi, м	li, м
Вертикальный	0	0	0	30	30
Набора зенитного угла	0	30	127,85	447,5	500
Стабилизации	30	30	474,87	822,5	949,7
Сумма	-	-	603	1300	1479,7

2.2 Проектирование конструкции скважины

Под конструкцией скважины обычно понимается совокупность сведение о количестве и глубине спусков обсадных колонн, их диаметрах, диаметрах долота для бурения под каждую из колонн и интервалах цементирования.

Так как продуктивный пласт сложен песчаниками среднезернистыми, то во избежание попадания песка в скважину принимаем забой закрытого типа, эксплуатационная колонна (или хвостовик) спущена до подошвы продуктивного пласта, затем проведена перфорация. Такая конструкция забоя эффективна при одновременной раздельной эксплуатации нескольких пластов и при наличии пропластков, резко отличающихся друг от друга по коллекторским свойствам, или неустойчивых пород в продуктивном пласте. Кроме того, достоинство способа заключается в простоте реализации и меньшей стоимости работ по сравнению с другими способами.

Наклонно-направленная проекция профиля представлена на рисунке 2.1.

Рисунок 2.1 - Наклонно-направленная проекция профиля скважины

Число обсадных колонн и глубина их спуска определяется количеством интервалов, несовместимых по условиям бурения, которые определяются по графику не совмещенности давлений, графику изменения коэффициентов аномальности пластовых давлений и индексов давлений поглощения с глубиной скважины, определенных по формулам [1]:

, (2.1)

, (2.2)

где пластовое давление, МПа;

давление гидроразрыва, МПа;

плотность воды, кг/м3;

Н глубина в точке измерения, м;

gradPгр градиент давления гидроразрыва (поглощения);

gradPпл градиент пластового давления.

В тех случаях, когда значения пластового давления и поглощения неизвестны, для расчета индексов (градиентов) и давления поглощения (гидроразрыва) можно пользоваться эмпирической формулой Б.А. Итона:

(2.3)

где µ коэффициент Пуассона;

Kг индекс геостатического давления.

Минимальные и максимальные значения относительной плотности бурового раствора определяются по формуле:

(2.4)

?пж = (2.5)



где плотность бурового раствора;

коэффициент запаса;

при H <1200 ;

при H >1200

Вычислим возможные пределы изменения плотности бурового раствора по разрезу скважины согласно вышеприведенной формуле и результаты расчетов приводим в таблице 2.1.

Построим график распределения давлений в скважине при полном замещении бурового раствора пластовым флюидом. Определим устьевое давление по формуле:

; (2.6)

где пластовое давление, МПа на глубине 1300 м;

плотность нефти, кг/см3;

z глубина от забоя, м.

.

То есть при заполнении скважины пластовым флюидом она будет до определенного уровня заполнена нефтью, найдем этот уровень по формуле:

м (от забоя).

То есть газ выделяется на глубине 677 м от устья скважины.

Уточняем устьевое давление:



(2.7)

(2.8)

где - относительная плотность газа по воздуху;

- средняя температура газа (в Кельвинах).

,

МПа.

Таблица 2.2 - Расчетные значения коэффициентов и давлений

Интервал	Kа	Kп	?min	?max	Pпл , МПа	Pгр , МПа
0-50	1,02	1,56	1,122	1,418	0,25	0,383
50-350					5	3,06
350-700	1,07	1,76			5,5	9,1
700-1000			1,177	1,6	8,925	14,7
1000-1200					12,075	19,9
1200-1300	1,08	1,79			13,125	21,6

Верхние неустойчивые отложения перекроем путем спуска кондуктора до глубины 550 м. Для перекрытия зон с несовместимыми условиями бурения, а также исключения возможных осложнений промежуточная колонна спущена ниже точки уравновешивания давления в скважине и давления гидроразрыва с 10% запасом.

Исходя из предполагаемого дебита скважины и возможных работ в обсаженной скважине, выбираем эксплуатационную колонну диаметром 178 мм. Исходя из этого условия, рассчитаем диаметры долот для бурения скважины, а также диаметр кондуктора.

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

(2.9)

где - диаметр муфт эксплуатационной колонны, =188 мм;

- зазор между муфтой и стенкой скважины =5-40 мм.

Эксплуатационная:

DЭК=178 мм,

= DМ+К=188+25=213=215,9 мм,

По справочной данной

Кондуктор:

;

;

,

Направление:

;

;

,

По Гост 632.80



Таблица 2.3 - Конструкция скважины

Название колонны	Интервал установки, м	Интервал цементирования	Диаметр колонны, мм	Диаметр долота, мм
Направление	0-30	до устья	324	393,7
Кондуктор	0-550	до устья	245	295,3
Эксполуатационая колона	0-1300	до устья	178	215,9

Обоснование и расчет комплекта ПВО.

Давление опрессовки на устье определяется по формуле:

Поскольку Pon = 1,17,5 = 8,25<9,5 = [Pon ] (минимально допустимое внутреннее давление при прессовке колонны диаметра 178 мм), то в расчет закладывается наибольшее значение давления МПа.

Так же необходимо чтобы в превентор проходило долото под бурение эксплуатационной колонны (215,9 мм) и соответствовало условию максимальному диаметру трубы, проходящей с труб держателем. Выберем схему ОП3 по рекомендациям ГОСТ 13862-92 (рисунок 2.3). По проходному отверстию и рабочему давлению выберем ОП3-280/80Ч21.

По конструкции скважины и рабочему давлению подходит обвязка колонн типа ОКК1-21-178Ч245ХЛ, которая устанавливается на кондуктора.

Промывка скважин при существующих в настоящих время способах бурения является технологически необходимой . Целевое назначение используемых для промывки буровых растворов заключается в очистке забоя и ствола скважины от шлама, охлаждение пород разрушающего инструмента.



Рисунок 2.2 - График совмещенных давлений и конструкция скважины180

180

1 - плашечный превентор; 2 - задвижка с гидравлическим управлением;

3 - устьевая крестовина; 4 - манометр с запорным и разрядным устройствами и разделителем сред; 5 - кольцевой превентор; 6 - дроссель регулируемый с ручным управлением; 7 - задвижка с ручным управлением; 8 - гаситель потока; 9 - вспомогательный пульт; 10 - станция гидропривода; 11 - обратный клапан

Наряду с этими общими функциями буровые растворы могут выполнять и ряд специфических функций, например, передавать энергию гидравлическим забойным двигателям, создавать противодавление на проявляющие и неустойчивые пласты, снижать приёмистость проницаемых пород, удерживать шлам в стволе во взвешенном состоянии, оказывать физико-химическое воздействие на горную породу забоя для улучшения буримости, смазывать опоры турбобуров , долот.



Рисунок 2.3 - Схема противовыбросового оборудования

2.3 Применяемые промывочные жидкости

Буровой раствор должен обеспечивать своевременную и качественную очистку забоя от шлама и вынос его на дневную поверхность, не снижать естественной проницаемости продуктивных пластов, обладать высокой стабильностью свойств и т.п. Кроме этого промывочная жидкость должна быть экологически безопасна и иметь не высокую стоимость.

Тип бурового раствора выбирается из условия обеспечения устойчивости стенок скважины, а также создания необходимого противодавления на пласт для избежание поглощения бурового раствора или притока пластового флюида в скважину. [1]

Таблица 2.4 - Типы и параметры буровых растворов

Тип бурового раствора	Интервал, м	Параметры бурового раствора
		плотность, кг/м3	условная вязкость, с	водоотдача, см3/30 мин	корка не более, мм	СНС, дПа, через мин.	пластическая вязкость	ДНС, дПа	pH
	от	до					1	10
полимерный	0	30	1005	45-50	6-8	1,0	20	30	10-12	16-18	9-10
	30	350	1010-1012
полимерный	350	1300	1012-1150	35-40	4-5	0,5	18	27	8-10	14-16	9,5

Неустойчивые горные породы (глины, пески), поглощающие стенки скважины, в процессе бурения набухают и возможны их обвалы, осыпи, поэтому бурить на воде, как на одной из самых доступных и дешёвых промывочных жидкостей, практически невозможно.

Параметры буровых растворов представлены в таблице 2.4

Контроль параметров бурового раствора.

Контроль параметров бурового раствора осуществляется в соответствии с РД 39-2-645- 81 с использованием серийно выпускаемых приборов, входящих в комплект лаборанта буровых растворов КЛР-1. Комплект включает рычажные весы ВРП-1, вискозиметр ВБР-1, фильтр-пресс ФЛР-1,прибор для определения водоотдачи раствора ВМ-6, термометр ТБР-1, прибор для определения газосодержания ПГР-1, секундомер, набор индикаторной бумаги, отстойник ОМ-2, ротационный вискозиметр ВСН-3, набор реагентов и посуды для химических анализов. Для измерения плотности раствора кроме ВРП-1 может быть использован ареометр АГ-ЗПП, статического напряжения сдвига - СНС-2 (кроме ВСН-3). Для контроля смазочной способности раствора - приборы ФСК-2 или КТК-2, а в лабораторных условиях - СР-1 или НК-1

Для контроля параметров бурового раствора могут быть использованы импортные приборы при условии корреляции их показаний с показаниями соответствующих отечественных приборов. Параметры буровых растворов должны соответствовать указанным в таблице. 2.4.

Для определения содержания иона хлора в фильтрате раствора, общей жесткости фильтрата используются методы химического анализа. Показатель МВТ определяется с помощью метода адсорбции метиленовой сини.

Очистка бурового раствора.

Очистка бурового раствора осуществляется с использованием эффективного оборудования очистки фирмы Кеm-Тron.

При бурении скважин с использованием амбара для сбора отходов бурения очистка бурового раствора производится по следующей принципиальной схеме (рисунок. 2.3).

Рисунок 2.4 - Принципиальная схема очистки бурового раствора

скважина: 2- вибросито; 3 - емкость; 4- насос; 5 - пескоотделитель;

6 - емкость для очищенного раствора; 7 - насос; 8 - илоотделитель;

9 - мелкое вибросито; 10 - емкость; 11 - емкость; 12 - насос;

13 - центрифуга; 14 - насос; 15 - шнековый конвейер

Рисунок 2.5 - Графики внутренних и наружных избыточных давлений



2.4 Расчет секций обсадной колонны

Для крепления нефтяной скважины применяют трубы 178 мм с трапецеидальной резьбой типа ОТТМ по ГОСТ 632-80.[1]

Первая секция колонны должна перекрыть продуктивный пласт плюс 50 м, то есть в интервале (1200-1300) м. В скобке показывается интервал по вертикали. Длина секции составляется 100 м. Наибольшее значение Pни на уровне нижнего конца I-й секции колонны (на подошве прод...