Применение винтовых забойных двигателей для бурения наклонно-направленных скважин в СФ ЗАО "Сибирская сервисная компания"

Размещено на http://www.allbest.ru/

1. Общая и геологическая часть

1.1 Общая и географическая характеристика района работ

В административном отношении Западно-Моисеевское месторождение расположенно на территории Российской Федерации в Каргасокском районе Томской области. По географическому положению район расположен в северо-западной части Западно-Сибирской равнины. Месторождение расположенно в пределах древней озерно-аллювиальной равнины нижнечетвертичного возраста в бассейне верхнего течения р. Ягылъях (левобережного притока р.Васюган). Поверхность равнинного характера, местность неоднородная, покрыта смешанным лесом, лугами, заболоченность 30-70%.Для сельскохозяйственных целей угодья не используются в виду отдаленности и заболоченности. Промышленные предприятия на территории работ отсутствуют. В сейсмическом отношении район работ характеризуется полным отсутствием землетрясений. Территория обжитая. Уровень грунтовых вод залегает на глубине 4-6 м. Рельеф местности представляет собой залесенную, заболоченную равнину, с абсолютными отметками высот от +70 до +110 м.

Климат района работ континентально-циклонический с умеренно-холодной продолжительной зимой и коротким теплым летом. Продолжительность периода со среднесуточными температурами ниже 0°С составляет 188 суток в году. Преобладающие дневные температуры воздуха в наиболее холодный месяц январь -55°С. Устойчивый снежный покров образуется в конце октября, толщина его достигает к середине зимы 30-60 см на открытых участках, 160 см в залесенных местах. Наибольшее количество снега выпадает в первой половине сезона (15-18 дней в месяц со снегопадом). С метелями бывает 5-9 дней в месяц. Весна (апрель-май) дружная, с сухой ветреной погодой. В начале сезона оттепели часто сменяются возвратом холодов, заморозки бывают в конце мая. Лето (июнь-август) умеренно-теплое. Обычные дневные температуры воздуха в июле +20°С (абсолютный максимум +35°С). Осадки выпадают в виде кратковременных ливней, часто с грозами. Наибольшее количество осадков выпадает в июле-августе (до 86 мм), годовое количество осадков равно 500 мм. Осень (сентябрь-середина октября) прохладная с частыми моросящими дождями. В начале октября нередко выпадает мокрый снег. Преимущественное направление ветров зимой: юго-западное, летом: северо-западное. Средняя скорость ветра составляет 3.8 м/с, максимальная скорость ветра может достигать 20-25 м/с.

Расстояние до областного центра - 720км, до поселка Новый Васюган -170км, до вахтового поселка Пионерный - 310км.

Основным средством для доставки грузов является автотранспорт. К месторождению проложены магистральные пути с твердым покрытием, водных транспортных путей нет.

Для перевозки рабочего персонала используют вертолеты и автобусы. Из поселка Пионерный регулярно вылетают вахтовые рейсы самолетом Ан-24, перевозящие работников, проживающих в Томске.

1.2 Геологические условия

Литолого-стратиграфический разрез Западно-Моисеевского месторождения представлен в табл. 1.1.

Таблица 1.1 Стратиграфическое деление разреза скважины

Глубина залегания, м	Стратиграфическое деление разреза.	Коэффици-ент каверноз-ности
от	до	Название	Индекс
0 60 250 410 605 680 870 1035 1050 1920 2020 2204 2314 2674 2694 2764	60 250 410 605 680 870 1035 1050 1920 2020 2204 2314 2674 2694 2764 2774	Четвертичные отложения. Некрасовсая свита. Чеганская свита. Люлинворская свита. Талицкая свита. Ганькинская свита. Березовская свита. Кузнецовская свита. Покурская свита. Алымская свита. Вартовская свита. Тарская свита. Кулащинская свита. Баженовская + Георгиевская свита. Васюганская свита. Тюменская свита.	Q P3 P2 - P3 P2/2 P1 K2 K2 K2 K1- K2 K1 K1 K1 J3 J3 J3 J1 - J2	1,2 1,2 1,2 1,2 1,2 1,7 1,7 1,7 1,7 1,7 1,7 1,1 1,1 1,1 1,1 1,1

Стратиграфический разрез Западно-Моисеевского месторождения является типичным для условий Западной Сибири.

Физико-механические и фильтрационно-емкостные свойства горных пород приведены в табл 1.2

Таблица 1.2 Физико-механические свойства горных пород по разрезу скважины	Категория по промысловой классифи-кации	13	М	M	M	M	M	М	МС	МС
	Категория абразив-ности	12	X IV	IV X X	IV X	IV	IV X	IV X	IV X X	IV
	Глинис-тость, %	11	10 100	100 20 35	100 15	100	100 40	100 12	100 20 12	100
	Карбонатность, %	10	0 0	0 0 0	0 0	0	4 5	10 3	0 0 3	10
	Пористо-сть, %	9	30 20	20 30 17	20 30	20	20 25	20 27	20 22 27	20
	Проница-емость мкм2	8	0.25 0	0 0,25 0,05	0 0,1	0	0 0.25	0 0,15	0 0,21 0,15	0
	Предел текучести, МПа	7	30	60	70	90	90	90	90	90
	Твердость, МПа	6	100	100	100	100	100	100	100	100
	Плот-ность, г/см 3	5	2,1 2,4	2,4 2,1 2,2	2,4 2,3	2.4	2.4 2.2	2.4 2.1	2,4 2,2 2,1	2,4
	Краткое название горной породы	4	пески глины	глины пески супеси	глины пески	глины	глины супеси	глины супеси	глины пески супеси	глины
	Индекс стратиграф. подраз-дел.	3	Q	P3	P2 P3	P2/2	P1	K2	K2	K2
	Интервал, м	до	2	60	250	410	605	680	870	1035	1050
		от	1	0	60	250	410	605	680	870	1035

Продолжение таблицы

13	MC	MC	MC	MC	MC	С	С	С
12	IV X VI X	IV X VI	VI X VI	X VI	VI X VI	VI	X VI	VI X
11	100 20 20 12	100 20 20	100 20 20	20 100	100 20 15	100	20 100	100 25
10	3 3 3 3	3 3 3	3 3 3	3 3	3 3 3	10	8 5	5 5
9	20 28 20 27	20 25 22	18 30 20	22 20	17 24 20	16	20 16	16 22
8	0 0,03 0,03 0,2	0 0,0025 0,002	0 0,002 0,0015	0,002 0	0 0,002 0,0015	0	0,001 0	0 0,005
7	90	90	90	90	90	90	90	90
6	100 150 150 250	150 200 200	150 200 200	200 150	150 200 200	500	1000 500	250 200
5	2,4 2,1 2,1 2,2	2,4 2,1 2,1	2,4 2,2 2,2	2,2 2,4	2,4 2,2 2,3	2,45	2,3 2,45	2,4 2,2
4	глины песчаники алевролиты пески	глины песчаники алевролиты	песчаники аргиллиты алевролиты	песчаники аргиллиты	аргиллиты песчаники алевролиты	аргиллиты	песчаники аргиллиты	аргиллиты песчаники
3	K1- K2	K1	K1	K1	K1	J3	J3	J1 - J2
2	1920	2020	2204	2314	2674	2694	2764	2774
1	1050	1920	2020	2204	2314	2674	2694	2764

Породы в основном представлены аргиллитами, песчаниками, глинами, алевролитами с нормальными физико-механическими и фильтрационно-емкостными свойствами.

Градиент давлений и температура по разрезу скважины приведены в табл. 1.3.

Таблица1.3 Градиенты давлений и температура по разрезу скважины

Интервал, м	Градиенты давлений, МПа/м	Температура в конце интервала, 0С
от	до	пластового	порового	гидроразрыва	горного
0 60 250 410 605 680 870 1035	60 250 410 605 680 870 1035 1050	0,01	0,01	0,02	0,022	3 6 8 10 11 16 20 20 50 52 74 78 91 92 94 94
1050 1529 1589 2204 2314	1529 1589 2204 2314 2674	0,0101	0,0101	0,018	0,023
				0,017
2674 2694 2764	2694 2764 2774	0,0102	0,0102
					0,024

Температурный градиент примерно составляет 3град./100 м., что характерно для Западно-Сибирского региона.

Ожидаемые осложнения приведены в табл. 1.4.

Таблица 1.4. Ожидаемые осложнения и их характеристика

Интервал, м	Вид осложнения.	Характеристика.
от	до
0	2674	Поглощение бурового раствора.	Интенсивность по глощения: до 1м3/ час.
0 1589	840 2674	Осыпи и обвалы стенок скважины.	-
0	2430	Прихваты бурильной ко лонны.	-
410	510	Водопроявление.	q=1,01 г/см3
2590	2654	Нефтепроявление.	q=0,76 г/см3

Приведённые выше осложнения характерны для большинства скважин на Западно-Моисеевском месторождении.

1.3 Характеристика газонефтеводоносности месторождения

Продуктивный пласт залегает на глубине 2590-2654 метров в Васюганской свите, со следующими ха рактеристиками:

коллектор неустойчивый, однородный;

тип коллектора - поровый;

плотность флюида: в пластовых условиях 0,76 г/см³

после дегазации 0,86 г/см³

содержание по весу: серы 0,15 %

парафина 1,95 %

ожидаемый дебит 120 м³/сутки

параметры растворенного газа: газовый фактор 38 м³/м³

давление насыщения в пластовых условия8,1 МПа

содержание по объему: сероводорода 0%

углекислого газа 1,4%

2.ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

2.1 Выбор и обоснование способа бурения

Технико-экономическая эффективность проекта на строительство нефтяных и газовых скважин во многом зависит от обоснованности процесса углубления и промывки. Выбор того или иного способа бурения - один из ответственных этапов при проектировании технологии углубления, так как в дальнейшем выбранный способ определяет многие технические решения - режимы бурения, бурильный инструмент, гидравлическую программу, тип буровой установки и, как следствие, технологию крепления скважины.

В качестве исходной информации для принятия решения о рациональном способе бурения используют следующие данные: глубину бурения и забойную температуру, профиль ствола и диаметры долот, тип породоразрушающего инструмента и бурового раствора.

На основании вышеизложенной информации в соответствии с табл. 2.1 может быть выбран способ бурения по интервалам бурения и для скважины в целом.

Таблица 2.1 Рекомендуемые области применения способов бурения

Геолого-технические условия бурения	Способ бурения
	роторный	Гидравлическими забойными двигателями	Электробуром
Глубина бурения, м: 3500 3500-4200 >4200 Температура на забое, °С: <140 >140 Диаметр долота, мм: <190 >190 Профиль ствола скважины: вертикальный наклонно направленный ПРИ: двух- и трехлопастной и шарошечный типа М шарошечный типа МС, МСЗ, С, СЗ, СТ, Т, ТЗ, ТК, ТКЗ, К, и ОК многолопастной твердосплавный истирающего действия алмазный Тип циркулирующего агента: газы, пена буровые растворы со степенью аэрации: высокой низкой Буровые растворы плотностью, г/см і: <1,7-1,8 >1,7-1,8	+ + + + + + + + - + + - - + + + + + + +	+ - - + - - + + + - + + + - - + + + + +	+ + - + - - + + + - + + + - + + + + + +

Учитывая тот факт, что в Западной Сибири бурение электробурами не осуществляется, а также 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 нежелательных осыпей, обвалов стенок скважины, так как бурение в данных геологических условиях идёт по неустойчивым горным породам.

2.2 Конструкция и профиль проектной скважины

2.2.1 Проектирование и обоснование конструкции скважины

Под конструкцией эксплуатационного забоя понимается сочетание элементов крепления скважины в интервале продуктивного объекта, обеспечивающих устойчивость ствола, разобщение флюидосодержащих горизонтов, проведение технико-технологических воздействий на пласт, ремонтно-изоляционные работы, а также длительную эксплуатацию скважины с рациональным дебитом. Основные факторы, определяющие конструкцию забоя, - способность эксплуатации объекта, тип коллектора, механические свойства пород продуктивного пласта и условия его залегания. На основе анализа геологических условий бурения, которые характеризуются наличием водоносного горизонта расположенного ниже подошвы продуктивного пласта на 10 метров, проектируем следующий способ заканчивания скважины, широко используемый в данном районе работ:

- скважина бурится до проектной глубины, (ниже подошвы продуктивного горизонта); спускается эксплуатационная колонна до забоя и цементируется по всей длине; после чего производится перфорация и освоение [2].

Использование конструкции с закрытым забоем позволяет существенно снизить стоимость работ, а также позволяет сообщать скважину с любым участком продуктивного пласта.

Этот метод прост в реализации по сравнению с другими способами и является наиболее рациональным, для данных геологических условий и района работ.

Под несовместимостью условий бурения понимают такое их сочетание, когда заданные параметры технологических процессов бурения нижележащего интервала скважины вызовут осложнения в пробуренном вышележащем интервале, если последний не закреплен колонной, а проведение дополнительных специальных мероприятий по предотвращению этих осложнений невозможно или экономически нецелесообразно. С этой целью строится график совмещенных давлений рис. 2.1 на основании данных, представленных в табл. 1.5. По графику определяется число и глубина спуска обсадных промежуточных колонн.

Давление столба промывочной жидкости должно превышать Рпл на глубине 0 - 1200 метров на 10%, но не более 1,5 МПа, на глубине 1200 - 2774 м на 5%, но не более 2,5 -3,0 МПа [3].

Из графика следует, что интервалы, несовместимые по условиям бурения в разрезе отсутствуют. Необходимое условие Рпл <Рбр <Ргр выполняется.

Согласно опыту бурения и геологических условий проектируется применение следующих элементов конструкции скважины:

1.Кондуктор - для перекрытия верхних неустойчивых горизонтов, а также для установки превентора;

2.Эксплуатационная колонна.

Рисунок 2.1 График совмещенных давлений

Минимальная глубина спуска кондуктора Н _к рассчитывается по формуле, представленной в [1], исходя из условия предупреждения гидроразрыва горных пород:

Н_К (РПЛ -10^-6L q_Ф )/(ДР_ГР - 0,1 q_Ф ) м, (2.1.)

где РПЛ - максимальное пластовое давление в скважине, МПа;

L - глубина скважины, м;

q_Ф - удельный вес флюида, Н/м³;

ДР_ГР - максимальный градиент гидроразрыва пород, МПа/м.

Н_К (27 - 10^-626650,7610⁴)/(0,2 - 0,10,7610⁴)= 544 м.

Принимается глубина спуска кондуктора исходя из того, что скважина наклонно направленная, по вертикали 650 метров по длине ствола 670 м, так как данный интервал характеризуется интенсивными осыпями и обвалами стенок скважины, исходя из выбранного способа вскрытия продуктивного горизонта, эксплуатационная колонна спускается на глубину 2665 (2774) м..

Расчет конструкции скважины осуществляется снизу в вверх. При этом исходным является диаметр самой нижней колонны, в нашем случае - эксплуатационной, который принимается в зависимости от ожидаемого дебита, притока и условий опробования, эксплуатации и ремонта скважины. Ожидаемый дебит проектируемой скважины равен 120 тонн/сутки. Для данного месторождения рекомендуемый диаметр эксплуатационной колонны составляет 0,194 м [4]. бурение скважина забойный долот

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

d^э_д=d^э_м+2_к м, (2.2.)

где d^э_д - диаметр долота под данную колонну ,м;

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

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

Наружный диаметр муфт для обсадных труб диаметром 0,194 м - 0,216 м, минимально необходимый радиальный зазор для свободного прохода колонны в скважину при спуске обсадных труб диаметром 0,194 м - 0,01…0,015м [4] .

d^э_д=0,216+2 (0,01…0,015)=0,236…0,246 м.

Принимается диаметр долота равный 0,2445 м, так как опыт бурения скважин на Западно-Моисеевском месторождении показывает эффективность использования долот с этим диаметром на данном интервале.

Внутренний диаметр предыдущей обсадной колонны (кондуктора) рассчитывается следующим образом:

d^к_в=d^э_д+2 м, (2.3.)

где d^к_в - внутренний диаметр кондуктора, м;

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

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

Минимально необходимый радиальный зазор равен 0,005…0,01м[4].

d ^к_в=0,2445+2 (0,005…0,01)=0,22545…0,2645 м.

Принимаем обсадные трубы с диаметром наружным 0,2731 м.

Диаметр долота для бурения ствола под кондуктор рассчитывается по формуле 2.2. Наружный диаметр муфт для обсадных труб диаметром 0,2731 м - 0,299 м, минимально необходимый радиальный зазор для свободного прохода колонны в скважину при спуске обсадных труб диаметром 0,299 м - 0,02…0,025 м [4].

d ^к_д=0,299+2 (0,02…0,025)=0,339…0,349 м. (2.4)

Выбираем долото диаметром 0,3492 м, так как опыт бурения скважин на Западно-Моисеевском месторождении показывает эффективность использования долот с этим диаметром на данном интервале.

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

Таблица 2.2.Диаметр долот и обсадных колонн

Название обсадной колонны	Диаметр обсадной колонны, м	Диаметр долот под обсадную колонну, м
Кондуктор	0,2731	0,3492
Эксплуатационная	0,194	0,2445

2.2.2 Обоснование и расчёт профиля проектной скважины

При разбуривании месторождений в Западной Сибири применяется в основном кустовое бурение, что позволяет значительно экономить на строительстве буровых площадок, монтаже и транспортировке оборудования. Поэтому разработка месторождений практически возможна только наклонно направленными скважинами.

Проектирование профиля наклонно направленной скважины заключается, во-первых, в выборе типа профиля, во-вторых, в определении интенсивности искривления на отдельных участках ствола, и, в-третьих, в расчете профиля, включающем расчет длин, глубин по вертикали и отходов по горизонтали для каждого интервала ствола и скважины в целом.

Выбор того или иного профиля скважины имеет большое значение для дальнейшего проектирования, так как в значительной степени обуславливает выбор способа бурения, тип долота, гидравлическую программу бурения, а также параметры режима бурения. Профиль выбирается так, чтобы при минимальных затратах средств и времени на проходку скважины было обеспечено её попадание в заданную точку продуктивного пласта при допустимом отклонении. При этом также учитываются технические возможности предприятия.

В условиях Западной Сибири наклонные скважины бурятся по трех и четырех интервальному профилю. Для скважин со смещением забоя по вертикали более 300 м принимают четырех интервальные профили.

Для обеспечения успешной проводки скважины радиусы ствола скважины должны обеспечить:

- возможность спуска приборов;

- нормальное прохождение КБТ и обсадных колонн;

- нормальную эксплуатацию обсадных колонн и глубинного насосного оборудования.

По интервалам работы погружных насосов интенсивность искривления ствола не должна превышать 3⁰ на 100 метров длины ствола, в остальных случаях на интервалах допускается интенсивность искривления до 10⁰ на 50 метров, но не более 2⁰ на 10 метров [3].

Расчет профиля производим для следующих условий:

- профиль скважины четырех интервальный;

- отход скважины (смещение забоя) 741м;

- глубина скважины по вертикали, Но 2665м;

- длина первого вертикального участка, Нв 200м.

Пример четырех интервального профиля приведен на рисунке 2.



Рисунок 2.2 Четырех интервальный профиль.

Четырех интервальный тип профиля включает:

вертикальный участок;

участок набора зенитного угла;

участок стабилизации зенитного угла;

участок уменьшения зенитного угла.

На рисунке 1 и в приведенных ниже формулах приняты следующие условные обозначения:

h - глубина скважины по вертикали, м;

S - общий отход скважины (смещение), м;

Н_n - вертикальная проекция n-интервала, м;

S_n - горизонтальная проекция n-интервала, м;

l_n - длина n-интервала, м;

R_n - радиус кривизны n-интервала, м;

_n - зенитный угол скважины в конце n-интервала, град;

L - глубина скважины по стволу, м.

Расчет профиля скважины

1) Определяем радиус второго участка R₂

R₂ = (57,3/i),(2.5)

где i - интенсивность искривления.

Исходя из опыта бурения на данном месторождении i = 0,15⁰ на м, тогда R₂ = 57,3/0,15 = 382 м.

2) Находим радиус снижения угла на четвертом участке по формуле (2.4), при интенсивности искривления i = 0,03⁰.

R₄ = 57,3/0,015 = 1910 м.

3) Определяем зенитный угол ₂ при условии полной стабилизации по следующей формуле:

₂ =arccos{[R₂*(R₂-S)]+(h-H₁)*[(h -H₁)² + S² - 2R₂*S]^0,5/[(R₂ - S)²+(h-H₁)²} (2.6)

₂ =arccos{[382*(382-741)]+2465*[2465²+741²-2*382*741]^0,5/6205106} = 15,78

принимаем ₂ =16⁰

Параметры второго интервала определяются по формулам:

l₂ = 0,01745 * R₂ * ₂ (2.7)

l₂ = 0,01745 * 382 * 16 = 106,6м.

Н₂ = R₂ * sin₂ (2.8)

Н₂ = 382 * sin16= 105,2.

S₂ = R₂ * (1 - cos₂)(2.9)

S₂ = 382 * (1 - cos16) = 14,7м.

Параметры третьего, прямолинейного участка определяем по формуле:

l₃ = A - B(2.10)

A = [(h - H₁ - R₂ * sin₂)/cos₂] - |S - B| * sin₂(2.11)

B = R₂ * (1 - cos₂) + (h - H1 - R₂ * sin₂) * tg₂ (2.12)

B = 382 * (1 - cos16) + (2665 - 200 - 382 * sin16) * tg16=

= 676,6

А = [(2665 - 200 - 382 * sin16)/cos16] - |741 - 676,6| * sin16 = 2442,8

l₃ = 2442,8 - 676,6 = 1766,2м.

Н₃ = l₃ * cos₂

Н₃ = 1766,2* cos16= 1695,5м.

S₃ = l₃ * sin₂

S₃ = 1766,2 * sin16= 476,8м.

Определяем зенитный угол на конечной глубине по следующей формуле:

₄ = ₂ - arctg * [C / (R₄²-C²)^0,5],(2.13)

где С = [2 * R₄ * |S - B| * cos₂ - (S - B)² * cos₂]^0,5(2.14)

C = [2 * 1910 * |741 - 676,6| * cos16- (741 - 676,6)² * cos²16]^0,5 =

= 482

₄ = 16 - arctg * [482 / (1910² - 482²)^0,5] = 15,75 град.

Параметры четвертого интервала определяем по формулам:

l₄ = 0,01745 * R₄ * (₂ - ₄) (2.15)

l₄ = 0,01745 * 1910 * (16 - 15,75) = 701,2м.

S₄ = R₄ * (cos₂ - cos₄) (2.16)

S₄ = 1910 * (cos5,44- cos13) =250м.

Общую длину скважины можно определить по формуле:

L = H₁ + l₂ + l₃+ l₄(2.17)

L = 200 + 106,6 + 1766,2 + 701,2 = 2774.

Общий отход (смещение) составит:

S = S₂ + S₃ + S₄(2.18)

S = 14,7 + 476,8 + 250= 741,5м

Все расчетные параметры заносятся в программу на проводку наклонно- направленной скважины отображенной в табл. 12.

Таблица 12.Программа на проводку наклонно-направленной скважины.

Интервал, м	Зенитный угол, град	Отклонение, м	Удлинение ствола, м	Глубина по стволу, м
от	до	длина	нач.	конеч.	на интерв.	всего	на интерв.	всего
0 200 650 2000	200 650 2000 2665	200 450 1350 665	0 0 16 16	0 16 16 1	0 14,7 476,8 250	0 14,7 491,5 741	0 20 52,8 36,2	0 20 72,8 109	200 670 2072,8 2774

2.3 Разработка режимов бурения

2.3.1 Обоснование класса и типоразмеров долот по интервалам бурения

В основу выбора типов долот положены физико-механические свойства горных пород (твердость, абразивность, пластичность и др.).

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 - 670 м геологический разрез представлен глинами, песками, супесями с твердостью по штампу 100 МПа (см. табл. 1.2), категорией пород по промысловой классификации М, абразивностью IV - X категории.

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 349,2 мм. Исходя из многолетнего опыта работ на данном месторождении для бурения под кондуктор применяем долото III 349,2 МГ-ВУ.

На интервале 670 - 2674 м геологический разрез представлен глинами, песками, супесями, песчаниками, аргиллитами с твердостью по штампу 100 - 200 МПа, кате горией пород по промысловой классификации М, МС и абразивностью IV - X катего рии. Выби рается низкооборотное долото с боковой промывкой, диаметром 244,5 мм. Для бурения под эксплуатационную колонну применяем долота III 244,5 FGSS+ ,так как заводы по производству породоразрушающего инструмента выпускают только долота

III-244.5 МСЗГНУ.

На интервале 2674 - 2774 м геологический разрез представлен песчаниками, аргиллитами, алевролитами с твердостью по штампу 200 - 500 МПа, кате горией пород по промысловой классификации С и абразивностью VI - X катего рии. Опыт работ на данном месторождении в последние годы показал высокую эффективность применения на этом интервале долот с маслонаполненными опорами III 244.5 FG-15 .

Применяемые долота по интервалам бурения представлены в табл.2.4.

Таблица 2.4 Типоразмеры долот по интервалам бурения

Интервал, м	Типоразмер долота
0 - 670 670 - 2674 2674 - 2774	III 349.2 МГ-ВУ III 244,5 FGSS+ III 244,5 FG-15

2.3.2 Расчет осевой нагрузки на долото

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.

Наиболее точным считается статистический метод расчета осевой нагрузки, после расчета полученное значение сравнивается с допустимой нагрузкой по паспорту долота и принимается нагрузка в пределах вычисленных величин.

Осевая нагрузка на долото рассчитывается по формуле:

G_OC =g_O · Д _Д кН, (2.19)

где g_O - удельная нагрузка на 1 м диаметра долота для бурения в породах данной категории, кН/метр.

Для данного района работ ЗапСибНИИ рекомендует применять следующие удельные нагрузки [4]:

- для пород категории М : g_O <200 кН/м;

- для пород категории МС : g_O <200 - 400 кН/м;

- для пород категории С : g_O <400 - 800 кН/м.

Для бурения под кондуктор на интервале 0 - 670 м g_O=200 кН/м, так как в интервале представлены породы промысловой классификации М. Тогда по формуле (2.19):

G_OC =200·0,3492=70 кН.

Расчетное значение осевой нагрузки не должно превышать 80% от допустимой по паспорту долота:

G_OC<0,8· G_ДOП кН, (2.20)

где G_ДOП - допустимая нагрузка на долото по паспорту, кН.

Для долота III 349,2 МГ-ВУ G_ДOП=450кН, тогда по формуле (2.20):

G_OC<0,8· 450=360 кН.

Условие выполняется. Из полученных данных следует, что на интервале кондуктора осевая нагрузка составит 70 кН.

Для бурения под эксплуатационную колонну на интервале 670-2674 м g_O=400 кН/м, так как в интервале представлены породы промысловой классификации М, МС. Тогда по формуле (2.19):

G_OC =400·0,2445=97,8кН.

Для долота III 244.5 FGSS+ G_ДOП=320кН, тогда по формуле (2.20):

G_OC<0,8· 320=256 кН.

Условие выполняется. Из полученных данных следует, что для бурения под эксплуатационную колонну осевая нагрузка на интервале 670-2674 метров составит 100-250 кН.

Для бурения под эксплуатационную колонну на интервале 2674 - 2774м g_O=800 кН/м, так как в интервале представлены породы промысловой классификации С. Тогда по формуле (2.19):

G_OC =800·0,2445=195,6кН.

Для долота III 244,5 FG-15 G_ДOП=320кН, по формуле (2.20):

G_OC<0,8· 320<256 кН.

Условие выполняется. Из полученных данных следует, что для бурения под эксплуатационную колонну осевая нагрузка на интервале 2674 - 2774 м составит 200-250 кН.

Расчетные значения осевой нагрузки по интервалам бурения представлены в табл. 2.5.

Таблица 2.5 Расчетные значения осевой нагрузки по интервалам бурения

Интервал, метр	Осевая нагрузка, кН
0 - 670 670 - 2674 2674 - 2774	59 97 195

2.3.3 Расчет частоты вращения долота

Каждому классу пород соответствуют свои оптимальные частоты вращения долот, при которых разрушение горных пород максимально.

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, как следствие, быструю поломку долота.

Расчет частоты оборотов ведется по 3 методам:

Статистический метод (по предельной окружной скорости).

Технологический метод (по износу опор долота).

Аналитический метод (по времени контакта зубьев долота с породой).

Расчет оптимальной частоты вращения долот статистическим методом производится по формуле:

n=(60·Vлин)/ (р·Д_Д) об/мин, (2.21)

где n - частота оборотов долота, об/мин;

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

Для пород:

типа М и МЗ Vлин =3,4…2,8 м/с;

типа МС и МСЗ Vлин =2,8…1,8 м/с;

типа С и СЗ Vлин =1,8…1,3 м/с.

Для бурения под кондуктор на интервале 0 - 670 метров Vлин =3,4, так как в интервале представлены породы промысловой классификации М, по формуле (2.21):

n=(60·3,4)/ (3,14·0,3492)=186 об/мин.

Для бурения под эксплуатационную колонну на интервале 670 -2674 м Vлин =2.8, так как в интервале представлены породы промысловой классификации М, МС, по формуле (2.21):

n=(60·2.8)/ (3,14·0,2445)=168 об/мин.

Для бурения под эксплуатационную колонну на интервале 2674 - 2774 м Vлин =1,3, так как в интервале представлены породы промысловой классификации С, по формуле (2.21):

n=(60·1,3)/ (3,14·0,2445)=102 об/мин.

Расчет оптимальной частоты вращения долот технологическим методом по износу опор долот производится по формуле:

n=То/(0,02·(б+2)) об/мин, (2.22)

где б - коэффициент, характеризующий свойства горных пород ( для М=0,7…0,9; для С=0,5…0,7);

То - константа, характеризующая стойкость опор долота, которая определяется по формуле:

То=0,0935·Дд. (2.23)

Для бурения под кондуктор на интервале 0 - 670 м б=0,9, так как в интервале представлены породы промысловой классификации М, по формуле (2.22):

n=0,0935·349,2/(0,02·(0,9+2))=562 об/мин.

Для бурения под эксплуатационную колонну на интервале 670 -2674 м, б=0,7,так как в интервале представлены породы промысловой классификации М, МС по формуле (2.22):

n=0,0935·244,5/(0,02·(0,7+2))=423 об/мин.

Для бурения под эксплуатационную колонну на интервале 2674 - 2774 м б=0,5, так как в интервале представлены породы промысловой классификации С, по формуле (2.22):

n=0,0935·244,5/(0,02·(0,5+2))=457 об/мин.

Расчет оптимальной частоты вращения долот аналитическим метод по времени контакта зубьев долота с породой производится по формуле:

n=39/(ф_К·Z) об/мин, (2.24)

где Z - количество зубьев на периферийном венце шарошки;

ф_К - минимальная продолжительность контакта зуба с породой, зависящая от категории горной породы:

- для упругопластичных пород ф_К = 6·10^-3 сек;

- для пластичных пород ф_К =3… 6·10^-3 сек;

- для упругохрупких пород ф_К = 6…8·10^-3 сек.

Для бурения под кондуктор на интервале 0 - 670 м ф_К = 6·10^-3 сек, так как интервал представлен упругопластичными породами. Для долота III 349,2 МГ-ВУ Z=22, тогда по форм. (2.24):

n=39/( 6·10^-3 ·22)=295 об/мин.

Для бурения под эксплуатационную колонну на интервале 670 -2774 м ф_К = 6·10^-3 сек, так как интервал представлен упругопластичными породами. Для долота III 244,5 FGSS+, III 244,5 FG-15 Z=24, тогда по формуле (2.24):

n=39/( 6·10^-3 ·24)=270 об/мин.

Полученные значения частот вращения представлены в табл. 2.6.

Таблица 2.6. Оптимальная частота вращения долот на интервалах бурения

Интервал, м	Частот вращения , об/мин
0 - 670 670 - 2674 2674 - 2744	186 168 102

2.3.4 Обоснование и выбор очистного агента

Буровые растворы выполняют функции, которые определяют не только успешность и скорость бурения, но и ввод скважины в эксплуатацию с максимальной продуктивностью. Основные из них - обеспечение быстрого углубления, сохранение в устойчивом состоянии ствола скважины и коллекторских свойств продуктивных пластов.

Выполнение указанных функций зависит от взаимодействия раствора с проходимыми горными породами. Характер и интенсивность этого взаимодействия определяется составом дисперсной среды.

Тип бурового раствора, его компонентный состав и границы возможного применения устанавливаются в первую очередь, учитывая геологические условия.

Исходя из опыта бурения в Западной Сибири, с лучшей стороны показывает себя полимерглинистый раствор. Параметры, необходимые для качественного бурения и вскрытия продуктивных горизонтов, этим раствором выдерживаются. Соотношение цены и качества приемлемо. Для приготовления бурового раствора используются: глина бентонитовая марки ПБМА, техническая вода и необходимый комплексный набор химических реагентов. В качестве химреагентов используют: ; КМЦ марки Габроил HV - высоковязкая полианионная целлюлоза, применяется для снижения фильтрации и увеличения вязкости бурового раствора; сайпан - относится к классу полиакриламидных реагентов, предназначен для снижения фильтрации пресных растворов с низким содержанием твердой фазы, эффективно стабилизирует вязкость буровых растворов, образует по всей поверхности ствола прочную корку, эффективно уменьшающую фильтрацию раствора; нитрилтриметилфосфоновую кислоту (НТФ) - фосфоновый комплексон, применяется как разжижитель пресных неингибированных растворов; кальцинированная сода (карбонат натрия), применяется для связывание агрессивных ионов кальция и магния при загрязнении бурового раствора минерализованными хлоркальциевыми и хлормагниевыми водами и цементом, также применяется также как химический диспергатор глин и для регулирования рН бурового раствора; ФК - 2000 состоит из анионных, неионогенных поверхностно-активных веществ и полезных добавок, применяется как профилактическая антиприхватная смазочная добавка; ПКД - 515 - гармоничная сочетающующаяся композиция неионогенного ПАВ, азотосодержащей добавки и растворителя, предназначен для снижения негативного влияния буровых растворов и других технологических жидкостей на проницаемость продуктивных горизонтов.

Согласно «Правилам безопасности в нефтяной и газовой промышленности» действующим с 2003 года давление столба промывочной жидкости должно превышать Рпл на глубине 0 - 1200 метров на 10 %, но не более 1,5 МПа, на глубине 1200 - 2665 м на 5 %, но не более 2,5-3,0 МПа (по вертикали).

Пластовое давление рассчитывается по формуле:

Рпл =grad Рпл ·Н МПа, (2.25)

где grad Рпл - градиент пластового давления в интервале, МПа/м;

Н - глубина интервала, м.

Удельный вес бурового раствора, исходя из пластового давления, определяется по формуле:

q_БР=Рпл/g·Н+0,1 · Рпл/g·Н Н/см³, (2.26)

где g - ускорение свободного падения, м/с²; g=9,8 м/с²

0,1- необходимое превышение гидростатического давления над пластовым.

Величина статистического напряжения сдвига через 10 минут определяется по формуле:

СНС₁₀ >5·(2-exp(-110·d)) ·d·(q_П-q_БР) дПа, (2.27)

где d - диаметр частицы шлама, м;

q_П - удельный вес горной породы, Н/см³.

Величина статистического напряжения сдвига через 1 минуту определяется по формуле:

СНС₁ >(d·(q_П-q_БР)·g·К)/6 дПа, (2.28)

где К -коэффициент, учитывающий реальную форму частицы шлама, принимаем К=1,5.

Условная вязкость по рекомендации ВНИИКр нефти определяется как:

УВ< 21· q_БР·10^-4сек. (2.29)

Показатель водоотдачи по рекомендации ВНИИКр нефти определяется как:

Ф< (6·10⁴/ q_БР)+3 см³/30 мин. (2.30)

При бурении под кондуктор удельный вес бурового раствора на интервале 0 - 650 м (по вертикали), имея grad Рпл=0,01 (табл. 1.4.), по (2.26) составит:

q_БР=0,01·650 /9,8·650+0,1 · 0,01·650 /9,8·650=1,17·10⁴ Н/см³.

Так как породы в этом интервале склонны к осыпям и обвалам, то принимаем дельный вес бурового раствора 1,17·10⁴ Н/см³ .

Величина статистического напряжения сдвига через 10 минут при бурении под кондуктор на интервале 0 - 650 м ,имея q_П=2,4·10⁴ Н/см³ и d =8·10^-3м, по (2.27) составит:

СНС₁₀ >5·(2-exp(-110·5·10^-3)) ·8·10^-3 ·(2,4-1,17) ·10⁴=40 дПа.

Величина статистического напряжения сдвига через 1 минуту при бурении под кондуктор на интервале 0 - 650 м по формуле (2.28) составит:

СНС₁ >(8·10^-3 ·(2,4-1,17) ·10⁴·9,8·1,5)/6=20 дПа.

Условная вязкость при бурении под кондуктор на интервале 0 - 650 м по формуле (2.29) составит:

УВ< 21·1,17·10⁴ ·10^-4=25сек.

Показатель водоотдачи при бурении под кондуктор на интервале 0 - 650 м по формуле (2.30) составит:

Ф< (6·10⁴/ 1,17·10⁴)+3=8 см³/30 мин.

Примем значение показателя водоотдачи Ф=8 см³/30 мин.

При бурении под эксплуатационную колонну удельный вес бурового раствора на интервале 650 - 1200 м при grad Рпл=0,01 , по формуле (2.26) составит:

q_БР=0,01·1200 /9,8·1200+(0,1) · 0,01·1200 /9,8·1200=1,12·10⁴ Н/см³.

Принимаем удельный вес бурового раствора при бурении на интервале 650 - 1200 м равный 1,12·10⁴ Н/см³ , так как приняв минимально допустимый удельный вес увеличивается механическая скорость при турбинном способе бурения.

При бурении под эксплуатационную колонну удельный вес бурового раствора на интервале 1200 - 2500 м при grad Рпл=0,0101 , по формуле (2.26) составит:

q_БР=0,0101·2500 /9,8·2500+0,05·0,0101·2500 /9,8·2500=

=1,12·10⁴ Н/см³.

Принимаем дельный вес бурового раствора при бурении на интервале 1200 - 2500 м равный 1,12·10⁴ Н/см³ , так как на интервале возможны прихваты и осыпи стенок скважины.

Величина статистического напряжения сдвига через 10 минут при бурении под эксплуатационную колонну на интервале 650 - 2500 м при q_П=2,4·10⁴ Н/см³ и d =3·10^-3м, по форм. (2.27) составит:

СНС₁₀ >5·(2-exp(-110·5·10^-3)) ·3·10^-3 ·(2,4-1,12) ·10⁴=20 дПа.

Величина статистического напряжения сдвига через 1 минуту при бурении под эксплуатационную колонну на интервале 650 - 2500 м по формуле (2.28) составит:

СНС₁ > (3·10^-3 ·(2,4-1,12) ·10⁴·9,8·1,5)/6=10 дПа.

Условная вязкость при бурении под эксплуатационную колонну на интервале 650 - 2500 м по формуле (2.29) составит:

УВ< 21·1,12·10⁴ ·10^-4=24сек .

Показатель водоотдачи при бурении под эксплуатационную колонну на интервале 650 - 2500 м по формуле (2.30) составит:

Ф< (6·10⁴/ 1,12·10⁴)+3=8 см³/30 мин.

Примем значение показателя водоотдачи Ф=8 см³/30 мин.

При бурении под эксплуатационную колонну удельный вес бурового раствора на интервале 2500 - 2665 м, имея grad Рпл=0,0102 , по формуле (2.26) составит:

q_БР=0,0102·2665/9,8·2665+0,05·0,0102·2665/9,8·2665=1,08·10⁴ Н/см³.

Так как на этом интервале вскрывается продуктивный нефтеносный пласт, то принимаем дельный вес бурового раствора 1,08·10⁴ Н/см³ .

Величина статистического напряжения сдвига через 10 минут при бурении под эксплуатационную колонну на интервале 2500 - 2665 м, имея q_П=2,4·10⁴ Н/см³ и d =3·10^-3м;, по формуле (2.27) составит:

СНС₁₀ >5· (2-exp (-110·5·10^-3)) ·3·10^-3 ·(2,4-1,08) ·10⁴=20 дПа.

Величина статистического напряжения сдвига через 1 минуту при бурении под эксплуатационную колонну на интервале 2500 - 2665 м по формуле (2.28) составит:

СНС₁ > (3·10^-3 ·(2,4-1,08) ·10⁴·9,8·1,5)/6=10 дПа.

Условная вязкость при бурении под эксплуатационную колонну на интервале 2500 - 2665 м по формуле (2.29) составит:

УВ< 21·1,08·10⁴ ·10^-4=23сек.

Показатель водоотдачи при бурении под эксплуатационную колонну на интервале 2500 - 2665 м по формуле (2.30) составит:

Ф< (6·10⁴/ 1,08·10⁴)+3=8 см³/30 мин.

Примем значение показателя водоотдачи Ф=6…4 см³/30 мин.

Уровень рН по всем интервалам принимаем равный 8, так как применяемый комплекс химреагентов обеспечивает стабильную работу при уровне рН>8.

Показатель содержания песка, исходя из опыта бурения скважин на данной площади, по всем интервалам принимаем равный 1%.

Так как проектируемая скважина является наклонно направленной, то проектируемые параметры бурового раствора представлены по длине ствола и сведены в табл. 2.7.

Таблица 2.7.Параметры бурового раствора на интервалах бурения

Интервал бурения, м	Удельный вес, 104 Н/см3	СНС10 дПа	СНС1 дПа	Условная вязкость, сек	Показатель фильтрации, см3/30 мин	рН	П, %
от	до
0	670	1,17	40	20	25	8	8	1
670	2674	1,12	20	10	24	8	8	1
2674	2774	1,08	20	10	23	6 - 4	8	1

2.3.5 Расчет необходимого расхода очистного агента

Расход промывочной жидкости должен обеспечить:

эффективную очистку забоя скважины от шлама;

транспортирование шлама на поверхность без аккумуляции его в кольцевом пространстве между бурильными трубами и стенками скважины;

нормальную (устойчивую) работу забойного двигателя;

сохранение целостности и нормального диаметра ствола скважины (предупреждение эрозии стенок скважины и гидроразрыва пород).

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

Q=К· S_ЗАБ л/сек, (2.31)

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

S_ЗАБ - площадь забоя м², определяется по формуле:

S_ЗАБ =0,785·Д_Д² м² . (2.32)

При бурении под кондуктор долотом диаметром 0,3492 м по формуле (2.31):

Q=0,65·0,785·0,3492² =0,062 м³/сек.

При бурении эксплуатационную колонну долотом диаметром 0,2445 м по формуле (2.31):

Q=0,65·0,785·0,2445² =0,031 м³/сек.

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

Q=V_ВОСХ·S_КП м³/сек, (2.33)

где V_ВОСХ - 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.

S_КП - площадь кольцевого пространства, м², которая рассчитывается по формуле:

S_КП =0,785·( Д_Д² - d_БТ ²) м², (2.34)

где d_БТ - диаметр бурильных труб, м²; принимаем d_БТ =0,147 метра.

При бурении под кондуктор долотом диаметром 0,349...