Технология бурения разведочной скважины Санарского Лицензионного участка

Каждому классу пород соответствуют свои оптимальные частоты вращения долот, при которых разрушение горных пород максимально. К ограничивающим факторам относятся буровая колонна и привод. Рекомендуется придерживаться той частоты вращения, при которой без осложнений будет обеспечиваться наиболее высокая механическая скорость проходки.

Следует отметить, что если в мягких породах увеличение частоты вращения приводит к соответствующему увеличению механической скорости, в более твёрдых породах это может привести к обратному результату.

Расчетным путем частота вращения (n) долота по рекомендуемой линейной скорости на периферии рассчитывается по формуле:

[1,с. 86] (9)

где n₁ - частота оборотов долота, с^-1;

V_Л - рекомендуемая линейная скорость, м/с;

(Для пород типа М и МЗ Vл =3,4…2,8 м/с, типа МС и МСЗ Vл =2,8…1,8 м/с, типа С и СЗ Vл =1,8…1,3 м/с.) ;

D_Д - диаметр долота, м;

Интервал 0-70 м

об/мин

где Vл =2,8 м/с

об/мин

где Vл =3,4 м/с

Интервал 70-450 м

об/мин

где Vл =1,8 м/с

об/мин

где Vл =2,8 м/с

Интервал 450-1726 м

об/мин

где Vл =1,3 м/с

об/мин

где Vл =1,8 м/с

Интервал 1726-1975 м

об/мин

где Vл =1,3 м/с

об/мин

где Vл =1,8 м/с

Таблица 23 - Частота вращения по интервалам

Интервал, м	Тип долота	n, частота оборотов	Паспортные данные
0-70	III 508 С-ЦВ	105-128	60 - 410
70-450	III 393,7 С-ЦВ	87-136	60 - 320
450-1726	III 295,3 СТ-ГН	84-116	60- 240
1726-1975	III-215.9 ТЗ-ГНУ	115-159	60-150



3.7 Выбор компоновки для отбора керна

Проектом предусматривается в интервале 1645 - 1959 метрах произвести отбор керна. Для осуществления данной операции проектом предполагается использовать бурголовку БИТ 215,9/100 В613, серийно выпускаемую "БУРИНТЕХ".

НПП «БУРИНТЕХ» разрабатывает и производит бурильные головки в стальном и матричном исполнении, оснащаемые резцами PDC, термостойкими поликристаллическими (TSP), импрегнированными алмазами или их комбинацией.

Бурильные головки оснащенные PDC и TSP резцами предназначены для отбора керна в рыхлых, мягких, средних и твердых породах обеспечивающие максимальный вынос керна с высокими механическими скоростями. Специально спроектированная система промывки бурголовок предотвращает размытие керна. Бурильные головки с импрегнированным вооружением предназначены для отбора керна в крепких породах максимальным выносом керна. Благодаря специально подобранной пропорции размеров алмазных зерен бурголовка обеспечивает высокую механическую скорость проходки.

Проектирование бурголовок осуществляется с учетом конкретных геолого-технических данных в соответствии с условиями и приоритетами заказчика под любые из существующих в мире керноотборные снаряды.

Проектом предполагается для отрыва и удержания керна использовать керноотборный снаряд CК-178/100.



Рисунок 2 бурголовка БИТ 215,9/100 В613

Наружный диаметр, мм	215,9
Диаметр отбираемого керна, мм	100
Количество промывочных отверстий, шт.	12
Высота, мм	234
Частота вращения, об/мин	10...400
Расход промывочной жидкости, л/с	20...25
Рекомендуемая нагрузка, т	6…15
Тип вращателя	ротор, ГЗД

Характеристики БИТ 215,9/100 В613

Рисунок 3 - керноотборный снаряд CК-178/100 «Long-5»

Бурголовка БИТ 215,9/100 В613 показала хорошую механическую скорость во всех интервалах отбора керна. Рекомендуется дальнейшее применение в данных интервалах.

Керноотборный снаряд СК-178/100 «Long-5» обеспечил максимально высокий вынос керна во всех интервалах отбора, на 2 рейсе 1681-1709 был поломан вал по резьбе (где крепеж подшипника вращения подвеске), зарекомендовав себя с самой хорошей стороны и будет рекомендован к дальнейшему использованию без ограничений.



4. Буровые растворы

Буровые растворы, применяемые в процессе строительства скважин, должны удовлетворять следующим требованиям:

- обеспечивать максимальное сохранение естественной проницаемости продуктивных горизонтов при первичном вскрытии;

- поддерживать высокие механические скорости бурения;

- обеспечивать безаварийную проводку скважин по всему разрезу скважины, т.е. предупреждать геологические осложнения, связанные со вскрытием зон поглощения, обвалообразования, кавернообразования;

- удовлетворять требованиям экологической и противофонтанной безопасности.

Система очистки бурового раствора должна обеспечивать эффективную очистку его от выбуренной породы, в том числе избыточного содержания коллоидной глинистой фракции.

В соответствии с «Основными техническими решениями на проектирование строительства разведочной скважины № 6 на Санарском ЛУ в Иркутской области», для бурения под направление предусмотрено применение полимер-глинистого раствора; для бурения под кондуктор - полимер-глинистого инкапсулирующего; под промежуточную колонну - NaCl-соленасыщенного; под эксплуатационную - KCl-полимерного раствора. Программа промывки при бурении скважиныразработана Московским филиалом компании «Эм-Ай Дриллинг Флуидз ЮК Лтд» (Великобритания).

Химические реагенты, применяемые для приготовления и обработки буровых растворов, относятся к веществам 4 класса опасности или умеренно опасным веществам.

Проектом предусмотрена 4-х ступенчатая система очистки бурового раствора с использованием как отечественного, так и импортного оборудования.

При проходке интервала под направление и кондуктор разбуриваются мягкие слабоустойчивые, трещиноватые породы, поэтому буровой раствор должен обладать повышенной вязкостью и СНС, высокой выносящей способностью, хорошо очищаться от выбуренного шлама.

Для обеспечения устойчивости стенок скважины используется полимер-глинистый буровой раствор плотностью 1,08 г/см3 и полимер-глинистый инкапсулирующий раствор плотностью 1,10 г/см3 с повышенными структурно-реологическими характеристиками и невысоким значением показателя фильтрации, который желательно поддерживать на уровне до 7 см3/30 минут.

Бурение под промежуточную колонну ведется по соленосным толщам, склонным к образованию каверн, поэтому проектируется использование соленасыщенного бурового раствора.

При бурении под эксплуатационную колонны используется ингибирующий KCl-полимерный буровой раствор, позволяющий обеспечить безаварийную проводку скважины, высокие технико-экономические показатели бурения и не ухудшающий фильтрационные свойства продуктивных пластов.

4.1 Очистка бурового раствора

Буровой раствор очищается по 4-х ступенчатой системе.

При бурении скважины очистка бурового раствора производится по следующей принципиальной схеме (Рис. 4).

Буровой раствор после выхода из скважины (1) по линии R1 поступает на вибросита (2), после очистки на которых попадает в емкость (3), откуда насосом (4) по линии R2 подается для очистки на пескоотделитель (5). Далее, линии R3 очищенный раствор поступает в емкость (6), из которой по линии R4 насосом (7) подается для дальнейшей очистки на илоотделитель (8). После очистки на илоотделителе, раствор по линии R5 поступает в емкость (10). Для тонкой очистки раствор из емкости (10) насосом (12) подается на центрифугу (13) по линии R6, после чего раствор по линии R7 возвращается в емкость (10). В скважину очищенный буровой раствор подается насосом (14) по линии R8 из емкости (10). Шлам с вибросит и кек с центрифуги по линиям R9-R12 удаляются в амбар.

Для дегазации бурового раствора при бурении интервалов с газопроявлениями в систему очистки бурового раствора включается дегазатор (16), в этом случае дегазированный раствор подается насосом (4) на пескоотделитель (5) из емкости (11) и далее очищается по приведенной выше схеме.

Охрана окружающей среды достигается использованием экологически безвредных материалов и химических реагентов, которые относятся к четвертому классу малоопасных веществ (ГОСТ 12.1. 005-76).

Отработанные буровые растворы обезвреживаются и утилизируются согласно действующим нормативным документам с последующим захоронением твердого остатка.

Рисунок 4 - Схема очистки бурового раствора



4.2 Расчет плотности промывочной жидкости по интервалам бурения

Плотность бурового раствора в интервалах совместимых условий бурения определяется п.2.7.3.2 - 2.7.3.7 Правил безопасности в нефтяной и газовой промышленности ПБ 08-624-03.

Для интервала от 0 до 1200 м гидростатическое давление, создаваемое столбом бурового раствора, должно превышать пластовое (поровое) на величину не менее 10%. При этом допускается превышение гидростатического давления столба бурового раствора над пластовым давлением на 15 кгс/см².

Для интервалов бурения от 1200 м до проектной глубины превышение гидростатического давления столба бурового раствора над пластовым давлением должно составлять не менее 5%, но превышение не должно быть более 25-30 кгс/см².

Интервалы бурения под направление (0-70 м), под кондуктор (70-450м); под промежуточную колонну (450-1726 м), под эксплуатационную колонну (1726-1975 м) являются интервалами совместимых условий бурения (глубины приведены по вертикали). Пластовое давление в интервале 0 - 405 м (четвертичные, триасовые, пермско-каменноугольные отложения) ниже гидростатического на 10%. (К_а=0,90); в интервале 405-540 м (литвинцевская и верхняя часть ангарской свиты) соответствует гидростатическому Р_ПЛ=Р_ГС.

Плотность бурового раствора в интервале бурения под направление должна быть не менее:

в интервале бурения под кондуктор:

Плотность бурового раствора в интервале 0 - 70 м (интервал бурения под направление) и 70-490 м (интервал бурения под кондуктор) должна быть не менее 0,99 и 1,10 г/см3, соответственно. При этом п. 2.7.3.3 допускает превышение гидростатического давления столба бурового раствора над пластовым давлением на 15 кгс/см2. С целью обеспечения устойчивости стенок скважины проектом предусмотрена плотность бурового раствора при бурении под направление 1,08 г/см3, под кондуктор -1,10 г/см3.

В интервале 540 - 1140 м (нижняя половина ангарской свиты, булайская свита и верхнебельская подсвита) пластовые давления превышают гидростатическое на 2-5%: Ка=1,02 - 1,05; в интервале 1140-1645 м (нижнебельская подсвита и усольская свита) пластовое давление превышает гидростатическое на 12%: Ка=1,12, при этом в христофоровском горизонте пластовое давление превышает гидростатическое на 19%: Ка=1,19.

В интервале 1645 - 1725 м (осинский горизонт) пластовое давление превышает гидростатическое на 24% - Ка=1,24; в интервале 1725 - 1785 м (тэтэрская свит) пластовое давление превышает гидростатическое на 14% - Ка=1,14; в интервале 1785-1975 м (собинская, катангская, непская свиты и отложения фундамента) пластовые давления превышают гидростатические на 4% - Ка=1,04;

Исходя из положений п.п. 2.7.3.2 ПБ 08-624-03, плотность бурового раствора в интервале бурения под промежуточную колонну должна быть не менее:



в интервале бурения под эксплуатационную колонну:

В таблице 24 показан расчет плотности промывочной жидкости по интервалам бурения.

Таблица 24 - Расчет плотности промывочной жидкости по интервалам

Интервал ствола скважины, м	Необходимое превышение Ргидр в скважине над Рпл (п.2.7.3.3 ПБНиГП)	Градиенты давления, кгс/см2 / 10 м	Расчетная плотностьпромывочной жидкости, г/см3	Проектная плотность промывочной жидкости, г/см3
от	до			min	max
0	70	10%, но не более15 кгс/см2	0,90	0,99	1,03	1,08
70	405		0,90	0,99	1,03	1,10
405	450		1,00	1,10	1,13
450	848		1,03	1,13	1,16	1,30
848	1140		1,05	1,16	1,18
1140	1180		1,15	1,27	1,28
1180	1200		1,12	1,23	1,25
1200	1306	5%, но не более25 -30 кгс/см2	1,12	1,18	1,28
1306	1375		1,19	1,25	1,35
1375	1645		1,12	1,18	1,28
1645	1725		1,24	1,30	1,40
1725	1785		1,14	1,20	1,30	1,20
1785	1975		1,04	1,09	1,20

С учетом положений п. п. 2.7.3.3 -2.7.3.5 ПБ 08-624-03, конкретных горно-геологических условий и опыта ведения буровых работ на площади и в регионе в целом, для бурения под промежуточную колонну принята плотность раствора 1,30 г/см3; для бурения под эксплуатационную колонну - 1,2 г/см3.

При этом превышение гидростатического давления на горизонты с различными градиентами пластового давления не превышает давления гидроразрыва или поглощения, что подтверждается опытом бурения на данной и соседних площадях.

Рисунок 5 - График совмещенных давлений скважины Санарская

4.3 Выбор типа и параметров буровых растворов

Проектом предусмотрен подбор такого бурового раствора, который обеспечит эффективную и непрерывную очистку забоя от шлама, охлаждение и предохранение породоразрушающего инструмента от коррозии и абразивного износа, удерживал частицы выбуренной породы во взвешенном состоянии, создавал корку на стенках скважины, а также сохранял их устойчивость.

Выбор параметров промывочной жидкости производится исходя из геологической характеристики разреза, геологических осложнений и ожидаемых пластовых давлений.

Основным критерием выбора типа буровых растворов является их способность обеспечивать строительство высококачественных и рентабельных скважин с минимальным негативным воздействием на окружающую природную среду и фильтрационные свойства продуктивных пластов.

При выборе типа буровых растворов, их свойств и параметров необходимо руководствоваться требованиями:

1. Для приготовления буровых растворов использовать экологически безопасные, разрешенные к применению реагенты;

2. Снижением отрицательного воздействия бурового раствора на коллекторские свойства продуктивных пластов;

3. Обеспечением качественной промывки ствола скважин, устойчивой работы забойных двигателей, очистки забоя от выбуренной породы;

4. Сокращением объемов отработанного бурового раствора, возможности повторного их использования;

5. Возможности приготовления и обработки буровых растворов на оборудовании поставляемом в комплекте буровой установки и циркуляционной системы;

6. Возможности поддержания и регулирования их агрегативной и кинетической устойчивости, определяющей технические показатели растворов (плотность, реологические, фильтрационные, смазочные, антикоррозионные свойства).

· поддержание высокой механической скорости;

· сохранения номинального диаметра скважины;

· предупреждение осложнений, связанных с поглощениями промывочной жидкости, кавернообразованием и обвалообразованием ствола скважины.

Бурение под направление в интервале от 0 до 70 м производится на полимер-глинистом растворе

Глинистый раствор является недорогим, обладает высокой тиксотропной способностью структурой для предотвращения обвала стенок скважины в верхних неустойчивых отложениях, высокой выносящей способностью, позволяющей эффективно очищать ствол скважины с большим диаметром.

Бурение под кондуктор от 70 до 450 м производится на полимер-глинистом растворе с .

Данные полимеры используют при работе на песчаном грунте, скальних, а также на насыщенных водой грунтах, для того, чтобы можно было регулировать вязкость и водоотдачу буровых растворов. Для проведения буровых работ в вяжущем грунте необходимо использовать легкорастворимые полимеры, которые помогают грунт заключить в оболочку, такое свойство называется инкапсулирующим. Скважина, при работе с инкапсулирующими полимерами, защищены от поглощения воды.

Бурение под техническую колонну в интервале от 450 до 1726 м. производится на растворе NaCl - соленасыщенный с .

NaCl - соленасыщенный полимерный буровой раствор, который используется для предотвращения растворения солевых отложений и кавернообразования, как следствия растворения и размыва солевых пропластков.

Бурение под эксплуатационную колонну в интервале от 1726 до 1975 м. производится на растворе КCl -полимерный с .

Таблица 25 - Тип и параметры буровых растворов

Название (тип)бурового раствора	Интервал, м	Параметры бурового раствора
	от(верх)	до(низ)	плотность,г/см3	условная вязкость, с	водоотдача,см3/30 мин	СНС 1/10,дПа	корка,мм	содержание песка,%	Пластическая вязкость, сП (мПа.с)	ДНС, дПа	рН
						1	10
Полимер-глинистый	0	70	1,08	60-80	до 7,0	40	60	<1,5	<2	12-20	18-25	8,0-9,0
Полимер-глинистыйинкапсулирующий	70	450	1,10	50-70	6-7	40	80	<1,5	<2	15-20	18-25	8,0-9,0
NaCl - соленасы-щенный	450	1726	1,30	40-50	4-5	35	50	<1,0	<1	14-18	12-18	9,0-10,0
KCl - полимерный	1726	1975	1,20	45-55	3,0-3,5	35	50	<1,0	<1	12-16	14-18	9,0-10,5



Таблица 26 - Компонентный состав бурового раствора и потребность компонентов при бурении под колонны

Название реагента	Назначение	Наименование колонны	Суммарная потребность реагентов бурового раствора на скважину, т	Потребность реагентов для запасного объема раствора, т	Всего по скважине, т
		направление	кондуктор	промежуточная	эксплуат-нная
		содержание реагента в	расход реагента для бурения под колонну, т	содержание реагента в	расход реагента для бурения под колонну, т	содержание реагента в	расход реагента для бурения под колонну, т	содержание реагента в	расход реагента для бурения под колонну, т
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12	13
Основа Ме-диум Б	Структурообразователь	130	19,1	163	28,6	26	9,1			56,8	5,5	62,3
Na2CO3	Регулятор Са++, рН	2,0	0,29	4,0	0,70	4,0	1,33	4,0	0,63	2,97	1,48	4,4
NaOH	Регулятор рН	1,0	0,15	2,0	0,35	2,0	0,67	2,0	0,32	1,48	0,74	2,2
POLIPAC R	Регулятор водоотдачи,реологии			0,5	0,09	2,0	0,67	2,0	0,32	1,07	0,74	1,8
DUOVIS NS	Регулятор реологии, био-полимер	0,5	0,07	1,0	0,18	4,0	1,33	3,5	0,55	2,14	1,40	3,5
NaHCO3	Регулятор Са++, рН			0,6	0,11	0,5	0,17	0,5	0,08	0,35	0,18	0,5
Ecolube	Смазывающая добавка			1,8	0,32	6,2	2,07	4,0	0,63	3,02	1,94	5,0
Benex	Регулятор реологии в глин.растворе			0,05	0,01					0,01	0,00	0,01
Thinsmart	Дефлокулянт			1,0	0,18					0,18	0,00	0,2

5. Бурильная колонна

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

Бурильные колонны бывают следующими:

· одноразмерными (или одноступенчатыми), составленными из бурильных труб одного и того же наружного диаметра;

· многоразмерными (многоступенчатыми), составленными из труб различных наружных диаметров (двух, трех или четырехразмерными); многосекционными, составленными из нескольких участков труб одной и той же группы прочности, одного и того же наружного диаметра с одинаковой толщиной стенки и одинаковой конструкцией резьбовых соединений.

Нижний участок бурильной колонны составляют из УБТ, устанавливаемых непосредственно над долотом или забойным двигателем.

Колонна бурильных труб при бурении скважины подвергается воздействию различных статических и динамических нагрузок. При бурении с помощью забойных двигателей (турбо-, электробуров, объемных двигателей) на колонну бурильных труб действуют следующие нагрузки: осевая сила растяжения от собственного веса колонны и перепада давления в забойном двигателе; осевая сила сжатия, создаваемая весом части колонны; момент, прикладываемый к колонне для ее периодического проворачивания и др.

Выделяют два основных типа компоновок - жесткие и отвесные. Основная задача при использовании жестких компоновок - получение минимальной интенсивности искривления ствола скважины при рациональном режиме бурения. Это достигается за счет применения в составе компоновки УБТ максимально возможных наружного диаметра и жесткости, а также рациональным размещением опорно - центрирующих элементов по длине компоновки, ограничивающих ее поперечное перемещение.

Жесткие компоновки характеризуются совпадением своей оси с осью скважины благодаря установке рядом с долотом и между УБТ опорно-центрирующих инструментов, препятствующих прогибу трубных элементов и увеличивающих их жесткость. Жесткие компоновки рекомендуется применять при бурении в устойчивых горных породах. Принцип действия отвесных компоновок обоснован на эффекте отвеса, или маятниковом эффекте, и отличается тем, что ось компоновки почти по всей своей лине не совпадает с осью скважины, а эффект отвеса возрастает с увеличением зенитного угла скважины.

Отвесные компоновки применяются при бурении в неустойчивых породах, а также в устойчивых, когда с использованием жесткой компоновки набран максимально допустимый зенитный угол.

При бурении скважин необходимо своевременно осуществлять смену типов компоновок в зависимости от свойств горных пород, а также данных инклинометрии и кавернометрии.

Диаметр бурильных труб для бурения скважины определяется с учетом конструкции скважины, способа бурения, ожидаемых нагрузок на бурильную колонну, с учетом требований к соотношению диаметра бурильных труб, диаметра УБТ и долота. Для бурения предусматривается применение стальных бурильных труб. Отношение диаметра УБТ к диаметру долота должно составлять 0,75-0,85 для диаметров долот до 295,3 мм, и 0,65-0,75 для долот большего диаметра. Отношение диаметра УБТ к диаметру бурильных труб 0,55-0,75. Расчёт бурильной колонны производится на допустимые нагрузки при роторном бурении с определением опасного сечения секции бурильных колонн, напряжений от растягивающих нагрузок, изгиба и внутреннего давления.

Таблица 27 - Диаметры нижней секции УБТ и долот, мм

Долото	УБТ (нижняя секция)	Долото	УБТ (нижняя секция)
139,7-146,0	114; 120	269,9	219; 229
	108		178; 203
149,2-158,7	120; 133	295,3-311,1	229; 245
	108; 114		203;219
161,0-171,4	133; 146	320,0	245
	120; 133		229
187,3-200	165	349,2	254
	146		229
212,7-228,6	178	?374,6	273
	165		254
244,5-250,8	203	-	-
	178
Примечание: В числителе - диаметр УБТ для нормальных условий, в знаменателе - для осложненных

Примечание: Также возможно применять УБТ меньшего диаметра чем 254 для долот ?374,6

Жесткость наддолотного участка УБТ должна быть не менее жесткости обсадной колонны, под которую ведется бурение.

Исходя из данных этой таблицы оптимальный диаметр УБТ под колонну 426 мм должен быть не менее 229 мм.

Соотношение диаметров бурильных труб d_б.т, расположенных над УБТ, к диаметру УБТ, d_убт должно быть следующим: d_б.т /d_убт ? 0,7. Если это соотношение не соблюдается, то комплект УБТ должен состоять из труб нескольких диаметров, уменьшающихся в направлении к бурильным трубам.

При этом отношение диаметра последующей ступени к предыдущей должно быть не менее 0,8. Рекомендуемые сочетания диаметров бурильных труб и диаметров обсадных колонн выбираем по таблице 5.2 [1, с. 196]. Для наших условий диаметр бурильных труб 89 мм.

Таблица 28 - Рекомендуемые диаметры бурильной и обсадной колонны

Обсадная колонна	Бурильная колонна	Обсадная колонна	Бурильная колонна
139,7; 146,1	73	244,5	114; 127 (129)
168,3	89 (90)	173,1	127 (129)140 (147)
177,8	89 (90); 102 (103)	298,5; 323,9	140 (147)
193,7	102 (103); 114	339,7; 377	140 (147)
219,1	114;127 (128)	406 и более	140 (147); 168 (170)
Примечание: В скобках указаны диаметры труб из легких сплавов

Проверяем соотношение:

[9,с. 10] (10)

Условие не соблюдается, следовательно компоновка УБТ должна быть многоразмерной, при этом должно соблюдаться соотношение диаметров секций, приведённое выше.

Таким образом наиболее оптимальным будет сочетание следующих диаметров секций УБТ: 229Ч203Ч178, для которых выполняются необходимые соотношения рассчитываемые по формуле 34:

; (условие выполняется)

5.1 Расчет компоновки низа бурильной колонны

Расчет утяжеленных бурильных труб сводится к определению их диаметра и длины диаметр УБТ определяется исходя из условий обеспечения наибольшей жесткости сечения в данных условиях бурения, а длину - исходя из нагрузки на долото.

Интервал 0-70 м

Из-за незначительной глубины, расчет бурильных труб не производится.

Компоновка бурильной колонны:

- долото диаметром 508 мм;

- УБТ - 229 мм, l УБТ = 17.5 м. Вес колонны:

Интервал 70-450 м

Рg = 200 кН - осевая нагрузка

Длина УБТ рассчитывается по формуле:

(11)

где n_c - число секций многоразмерной конструкции УБТ

Соотношение диаметров бурильных труб расположенных над УБТ к диаметру УБТ:

, колонна многоразмерная

,

где , , - длина 1, 2, 3 секций УБТ, м;

л - отношение длины секции УБТ к длине всей колонны УБТ.

- УБТ - 229 мм

- УБТ - 203 мм

- УБТ- 178 мм

Коэффициент, учитывающий влияние бурового раствора на вес УБТ:

 (12)

где гбр и гм - удельный вес бурового раствора и стали, кг/м3

длина секции , с учетом фактической длины труб УБТС2 dу = 229 мм l₁ = 66,4 м

- УБТ - 203 и 178 мм. С учетом фактической длины труб УБТС203 и УБТС178 применяем 24,9м УБТС203 и 24,9 м УБТС178

Вес колонны:

Поскольку необходимости в промежуточных опорах нет.

Интервал 450-1726 м

Рg - до 282 кН - осевая нагрузка

Длина УБТ:

, колонна многоразмерная

- УБТ - 229 мм

- УБТ - 203 мм

- УБТ - 178 мм

с учетом фактической длины труб УБТС2 dу = 229 мм l₁ = 99,6

- УБТ - 203 и 178 мм. С учетом фактической длины труб УБТС203 и УБТС178 применяем 33,2м УБТС203 и 33,2м УБТС178

Вес колонны:

Интервал 1726-1975 м

На этом интервале производится бурение винтовым забойным двигателем. Выбираем одноразмерную КНБК так как выполняется условие:

>

Рg - до 275,1 кН

Длина УБТ: - УБТ - 178 мм

с учетом фактической длины труб УБТС2 dу = 178 мм l₁ = 240,7

Вес колонны:

Допустимая глубина бурения

Допустимые растягивающие нагрузки:



(13)

где; n - 1,35 коэффициент запаса прочности; - предельная нагрузка, МН.

14)

где q1 - вес 1 м УБТ, кН/м;

k - коэффициент, учитывающий влияние трения, сил инерции и сопротивление движению раствора.

Принимаем секцию, составленную из труб ТБПК 127 x 9,19 ''Е''

Принимаем длину труб ТБПК 127 x 9,19''Е'' равную 1730 м

Вес колонны: QБТ(127) = 1730·0,289·10^-3 = 0,49 МН

Расчет на статическую прочность

Растягивающее напряжение:



(15)

где k - коэффициент, k = 1,15;

QБТ - вес колонны бурильных труб данной секции, МН;

QУБТ - вес колонны УБТ, МН;

Fтр - площадь сечения трубы, м².

Коэффициент запаса прочности:

(16)

где уТ - предел текучести материала бурильных труб, МПа.

, что допустимо при коэффициенте запаса прочности.

5.2 Проверочный расчет на жесткость обсадной колонны и УБТ для бурения под эксплуатационную колонну

Так как УБТ и трубы обсадной колонны стальные, то соответствие по жесткости определится по формуле:

 (17)

Где: - наружный диаметр обсадной колонны, мм.

- толщина стенки обсадной колонны, мм.

Условие соблюдается, т.к.

6. Технологическая оснастка обсадных колонн

С целью направления и защиты обсадных колонн от повреждений при спуске, низ колонн оборудуется колонными башмаками типа БК, изготовленными по ОСТ 39-011-74

Для вытеснения из затрубного пространства на поверхность загрязненного раствора и недопущения обратного поступления в колонну закачанного цементного раствора и для упора разделительной цементировочной пробки применяются обратные клапаны типа ЦКОД изготовленные по ТУ 39-208-76, их размеры установлены ОСТ 39.013-74:

Для обеспечения концентричного размещения обсадной колонны в скважине с целью достижения качественного разобщения пластов при цементировании предусматривается применение центраторов типа ЦЦ.

Для предотвращения смешивания цементного раствора с буровым раствором при цементировании скважины предусматривается применение разделительных пробок типов: ПП, ПЦН, СП.

Для создания герметичного соединения обсадной колонны с нагнетательными линиями цементировочных агрегатов предусматривается применение цементировочных головок следующих типов: ГЦК и ГУЦ.

С целью предотвращения гидравлического разрыва пласта при цементировании технической и эксплуатационной колонн, предусматривается применение муфты ступенчатого цементирования МСЦ-1.

Для обеспечения безопасного спуска и улучшения качества цементирования хвостовика предусматривается применение разъединителя.

Таблица 29 - Технологическая оснастка обсадной колонны

Название колонны	Номер части колонны в порядке спуска	Элементы технологической оснастки	Суммарная на колонну
		Название, шифр, типоразмер	ГОСТ, ОСТ, МРТУ, ТУ, МУи т.д. на изготовление	Масса элемента, кг	Глубина установки, м	Количество, шт.	Масса, кг
1	2	3	4	5	6	7	8
Направление	1	БК-426	ОСТ 39-011-74	150	70	1	150
		ЦКОД-426-2	ТУ 39-01-08-282-77	115	60	1	115
		ПП 407Ч426	ТУ 39-208-76	74		1	74
		ЦЦ-426/508-1	ТУ 39-01-08-283-7	42	10, 20, 50, 60	4	168
		ГУЦ 426Ч50	ТУ 39-1021-85	161	0	1	161
Кондуктор	1	БК-324	ОСТ 39-011-74	85	450	1	85
		ЦКОД-324-2	ТУ 39-01-08-282-77	77	430	1	77
		ПП 324Ч351	ТУ39-208-76	24,5	-	1	24,5
		ГУЦ 324-340Ч100-1	ТУ 39-01-269-76	396	0	1	396
		ЦЦ-324/394-1	ТУ 39-01-08-283-77	28	10, 20, 50, 60, 100-400 (через 50 м), 425, 450	12	336
Промежуточная	1	БК-245	ОСТ 39-011-74	60	1726	1	60
		ЦКОД-245-2	ТУ 39-01-08-282-77	57	1706	1	57
		МСЦ1-245	ТУ 39-961-83	125	1290	1	125
		ГУЦ 219-245Ч320-1	ТУ 39-01-269-76	333	0	1	333
		ЦЦ-245/295-320-1	ТУ 39-01-08-283-77	17	10, 20, 70, 120-370 (через40 м), 390, 400, 430-990 (через 33 м), 1010, 1040-1640 (через 30 м), 1640-1726 (через 10 м)	74	1258
Эксплуатационная	1	БК-168	ОСТ 39-011-74	28	1975	1	28
		ЦКОД-168-1	ТУ 39-01-08-282-77	30	1955	1	30
		МЦП-168С2	ТУ 39-961-83	75	1630	1	75
		ГУЦ 140-168Ч400-1	ТУ 39-01-269-76	255	0	1	255
		ЦЦ-168/216-245-1	ТУ 39-01-08-283-77	11,5	10, 20, 70-770 (через 50м), 810-1008 (через 37 м),1036-1248 (через 28 м),1272-1726 (через 24 м),1726-1800 (через 5м),1810-1910 (через 10 м),1920-1975 (через 5 м)	106	1219

6.1 Подготовка ствола скважины и спуск обсадных колонн

Подготовка обсадных труб

Обсадные трубы, предназначенные для спуска в скважину, осматриваются. Особое внимание обращается на кривизну, расслоение металла, деформацию муфт и нарезных концов.

Трубы проверяются на овальность и шаблонируются, затем трубы подвергаются предварительной опрессовке на соответствующее давление по техническим условиям. Далее обсадные трубы укладывают на приемном мосту в штабель в порядке последовательности спуска их в скважину; при этом каждую трубу номеруют и замеряют длину стальной рулеткой.

Нарезку труб и муфт тщательно очищают жесткой волосяной щеткой, промывают керосином и проверяют калибром.

После очистки резьбы муфт и труб на них навинчивают ниппели и предохранительные кольца.

Подготовка вышки и бурового оборудования

При осмотре вышки все дефекты и нарушения в соединениях отдельных узлов, поясов, диагоналей и креплении ног немедленно устраняются. Проверяется вертикальность вышки и равномерность натяга угловых оттяжек.

При проверке лебедки и привода обращают внимание на состояние цепных колес, кулачковых сцеплений шпонок и тормозов.

Особенно тщательно должно быть проверено состояние крюка, талевого блока и индикатора веса.

Подготовка скважины к спуску обсадной колонны

Перед последней промывкой скважины бурильные трубы подвергают контрольному замеру при помощи стальной рулетки.

Места сужения ствола скважины по данным каверномера прорабатываются со скоростью 60 м/ч. Если наблюдаются посадки или затяжки, ствол скважины прорабатывается повторно с несколько меньшей скоростью.

При промывке скважины перед спуском колонны параметры бурового раствора тщательно контролируются и доводятся до установленной для данной скважины нормы. Скорость восходящего потока должна составлять не менее 1,8 м/сек.

Спуск обсадной колонны в скважину

Спуск обсадной колонны производится под руководством специально назначенного инженерно-технического работника.

Во избежание несчастных случаев проводится инструктаж всех членов бригады. Назначается ответственный за проведение повторного шаблонирования каждой трубы.

При спуске обсадной колонны необходимо производить восстановление циркуляции или промежуточные промывки ствола скважины, периодичность которых устанавливается для каждой конкретной колонны. Резьбовое соединение труб в обязательном порядке необходимо докреплять машинными ключами. Режимы спуска обсадных труб представлены в таблице 30.

Таблица 30

Обсадная колонна	Тип инструмента для спуска	Средства смазки, уплотнения резьбовых соединений	Интервал спуска труб, м	Допустимая скорость спуска труб, м/с
		название	ГОСТ, ТУ, и т.п.на изготовление	от	до
Направление	Элеватор	РУС-1	ТУ 0254-008-54044229-2005	0	70	0,25
Кондуктор	ПКРО-560	РУС-1	ТУ 0254-008-54044229-2005	070	70450	0,50,25
Промежуточная	ПКРО-560	РУС-1	ТУ 0254-008-54044229-2005	04501000	45010001726	0,70,50,25
Эксплуатационная	ПКРО-560	РУС-1	ТУ 0254-008-54044229-2005	01726	17261975	0,70,3-0,2

7. Выбор бурового оборудования

7.1 Выбор буровой установки

При разбуривании нового нефтяного или газового месторождения большое значение имеет правильность выбора типа буровых установок, которые для данного района окажутся наиболее экономичными. Прежде всего в зависимости от величины площади, глубины залегания продуктивных горизонтов, расстояний до источников энергоснабжения, перспективности близлежащих структур надо решить вопрос о целесообразности электрификации данного района. Первой задачей является определение возможности и целесообразности сооружения линии электропередачи для применения во время бурения скважин электрифицированных установок; второй -- выбор класса буровых установок, которые позволят бурить быстрее и дешевле.

Исходными данными при выборе наиболее рационального класса буровой установки являются проектная глубина и конструкция скважин. Кроме того, для определения способа транспортировки и монтажа установки необходимо учитывать рельеф местности, грунтовые условия, ожидаемую скорость бурения.

Таблица 31 - классы БУ

Наименование параметра	Значение параметра для буровых установок классов
	1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12
1. Допускаемая нагрузка на крюке, кН	800	1000	1250*	1600	2000	2500	3200	4000*	5000*	6300	8000*	10000
2. Условная глубина бурения, м	1250	1600	2000	2500	3200	4000	5000	6500	8000	10000	12500	16000
3. Скорость подъема крюка при расхаживании колонны, м/с	От 0,1 до 0,25
4. Скорость подъема крюка без нагрузки, м/с, не менее	1,5	1,3
5. Расчетная мощность, развиваемая приводом на входном валу подъемного агрегата, кВт**	От 200 до 240	От 240 до 360	От 300 до 440	От 440 до 550	От 550 до 670	От 670 до 900	От 900 до 1100	От 1100 до 1500	От 1500 до 2200	От 2200 до 3000	От 3000 до 4000
6. Диаметр отверстия в столе ротора, мм, не менее	440	520	7000	950	1250
7. Расчетная мощность привода, кВт, не более	180	300	370	440	550	750
8. Мощность бурового насоса, кВт, не менее**	375	475	600	750	950	1180
9. Высота основания (отметка пола буровой), м, не менее**	3	5	5,5	6	8	9	10	11

Глубина скважины L=1975 м.

Конструкция скважины:

кондуктор диаметром 324 мм , 1м = 68,4 кг. = 684 H;

техническая 245-мм колонна, 1м = 59,5 кг. = 595 Н;

эксплуатационная 168-мм колонна, 1м = 48 кг. = 480 Н;

бурильная 127-мм колонна, 1м = 28 кг. = 280 Н;

УБТ 178-мм, 1м = 145 кг. = 1450 Н.

ВЗД ДРУ1-195, длина = 6,9 м, масса = 1140 кг.

Глубина спуска, м:

кондуктора = 450м;

технической колонны = 1726м;

эксплуатационной колонны =1975м.

Для бурения скважин до проектной глубины применяются 127-мм бурильные трубы и 245 м 178 мм утяжеленных бурильных труб (УБТ).

При этих условиях вес кондуктора

Q_к = l_k*q_k = 450*684 = 307800 Н = 307,8кН

вес технической колонны

Q_т = l_т*q_т = 1726*595 = 1026970 Н =1026,9 кН

вес эксплуатационной колонны

Q_э = l_э*q_э = 1975*480 = 948000 Н = 948 кН

вес бурильной колонны

Q₆ = l_б*q_б = 1730*280 = 484400 Н = 484,4 кН

вес УБТ

Q_убт = l_убт*q_убт = 245*1450 = 355250 Н = 355,2 кН

Таким образом, наибольшую нагрузку будет испытывать установка от 245-мм обсадной колонны весом 1026,9 кН.

Максимальная нагрузка от веса бурильных труб составит:

484,4 кН + 355,2 кН + 1,1 кН = 840,7 кН

с учетом веса УБТ и ВЗД.

В соответствии с РД08-624-03

Пункт 2.5.6. правил:

Коэффициента безопасности есть соглашение допускаемой нагрузки на крюке наибольшему расчёту веса Обсадной Колонны и Бурильной Колонны.

Q ? К₀*Q₀ = 1026,9*1,15 = 1180,9 кН

Q ? К₀*Q₀ = 840,7*2 = 1681,4 кН

Для этих условий подходит буровая установка 4-го класса с допускаемой нагрузкой на крюке 1600 Кн. Проверяем величину этого коэффициента для значения Q=1600 кН.

=1,9 1,67?1,9?2,0

Подходит буровая установка 4-го класса по отдельному заказу с допускаемой нагрузкой на крюке 1600 кН БУ 2500/160 М-ДЭП.

Комплектная буровая установка БУ2500/160 М-ДЭП в блочно-модульном исполнении предназначена для бурения нефтяных и газовых скважин в неэлектрифицированных районах. Энергообеспечение установки осуществляется от двух дизель-электрических станций мощностью по 1000 кВт, 400 В и одной аварийной дизель-электрической станции мощностью 200 кВт, 400В.

8. Оборудование устья скважин

Тип противовыбросового оборудования (табл. 32), устанавливаемого на устье в процессе строительства скважины, выбирается на основе требований отраслевых нормативных документов, в зависимости от максимально ожидаемых устьевых давлений, которые могут возникнуть при вскрытии и испытании продуктивных горизонтов.

Монтаж противовыбросового оборудования (ПВО) производится по типовым схемам, утвержденным буровой организацией и согласованными с территориальными органами Ростехнадзора России и военизированной частью по предупреждению возникновения и ликвидации открытых газовых и нефтяных фонтанов согласно ГОСТ 13862.

Таблица 32 - Оборудование устья скважин

Тип обсадной колонны	Тип (марка) противовыбросового оборудования	Рабочее давление, МПа	Ожидаемое устьевое давление, МПа	Количество превенторов, шт	Диаметр колоны, на которую устанавливается оборудование, мм	Тип колонной головки
1	2	3	4	5	6	7
Кондуктор	ОП 5-350Ч35 ХЛ	35	8,6	3 превен-тора в т.ч.ПУГ	324	ОКК2-35-245Ч324ХЛ
Промежу-точная	ОП 5-230Ч35 ХЛ	35	17,8	3 превен-тора в т.ч.ПУГ	245	ОКК2-35-168Ч245Ч324ХЛ
Эксплуата-ционная	на период испы-тания:ППС-2Ф-160Ч35или аналог	35	17,8		168	ОКК2-35-168Ч245Ч324ХЛ АФК6-65/50Ч35 ХЛ



Рисунок 6 - Схема обвязки устья скважины противовыбросовым оборудованием

Рисунок 7 - Схема обвязки устья скважины фонтанной арматурой

9. Специальная глава: Колтюбинговое бурение

Колтюбинговое бурение эффективно при проводке горизонтальных скважин, кроме того бурение гибкими трубами дополнительных стволов из колонны старой скважины на истощенных месторождениях позволяет повысить извлечение нефти. Технология удешевляет стоимость бурения горизонтальных стволов, а также позволяет обойтись без глушения скважин, обеспечивает экологическую безопасность.

Особенно перспективно применение колтюбинговых технологий при вскрытии продуктивных пластов и капитальном ремонте нефтяных и газовых скважин в условиях депрессии на продуктивный пласт.

Для бурения в условиях депрессии используются несколько типов ПЖ, в том числе облегченные растворы на нефтяной основе, необходимая плотность которых достигается аэрацией инертным газом (азотом).

Бурение осуществляется с применением закрытой циркуляционной системы, функционирующей следующим образом.

Промывочная жидкость из скважины через блок дросселирования, позволяющий регулировать давление на устье скважины, и пробоотборник поступает в гидроциклон (рис. 8). Здесь она освобождается от твердой фазы. После очистки ПЖ попадает в сепаратор, в котором происходит разделение жидкости и газа. Газ уходит на факельную линию или на рассеивание в атмосферу, а жидкость сливается в приемную емкость. Искусственная поддержка давления в системе от 0,1 до 0,3 МПа, обеспечивает последующую подачу раствора на вход бурового насоса.



Рисунок 8 - Схема размещения ...