Наклонно-направленное и горизонтальное бурение с применением комплекса PowerDrive

,

где L - длина части компоновки с диаметром d, м; D - диаметр долота, м; k - технологический зазор между компоновкой и стенками скважины [9], k = (46)20^-2 м в устойчивых отложениях, принимаем (k = 6 20^-2 = 0,015) ;f_К - допустимый прогиб компоновки по длине L, м

,

где _т - предел текучести материала компоновки, МПа (_т = 350 МПа); m₁ - коэффициент запаса прочности, для забойных двигателей m₁ > 46

= 0,028 м

= 39,7м

в) Минимально допустимый радиус искривления ствола R_min определяем из условия принудительного пропуска управляющей системы через искривленный ствол при возникновении напряжения изгиба в пределах упругих деформаций.

,

где Е - модуль продольной упругости стали, МПа (Е = (2,2-2,2)10⁵ МПа); _т - предел текучести стали, МПа (_т = 320 МПа); m - коэффициент уширения ствола (m = D_c / D), примем равным (m=1,05); D - диаметр долота.

27,1 м

г) Расчет радиуса кривизны ствола скважины из условия нормальной эксплуатации бурильных и обсадных труб.

В наклонно направленных и горизонтальных скважинах колонна бурильных и обсадных труб подвергается напряжению изгиба вследствие искривленности ствола. Для нормальной эксплуатации этих труб интенсивность искривления ствола не должна привести к возникновению напряжений, превышающих предел текучести их материала.

На участке ствола, расположенном в непосредственной близости от забоя, минимально допустимый радиус искривления ствола определяется по формуле

R_min =Ed_н / 2_т ,

где d_н - наружный диаметр труб, м.

Для обсадных труб диаметром 178 мм группы прочности Е, которые проектируется установить в интервале участка набора зенитного угла предел текучести материала (_т = 550 МПа)

R_min = 2,110⁵ 0,178 / 2 550 = 34 м

Предел текучести материала, для бурильных труб диаметром 127 мм группы прочности Д, с помощью которых проектируется осуществлять бурение направляющей части профиля равен (_т = 380 МПа).

R_min = 2,110⁵ 0,127 / 2 380 = 35,1 м

Наиболее опасное сечение колонны бурильных труб расположено в верхней части скважины, где одновременно действуют растягивающая сила и изгибающий момент. Это сечение находится на интервале сопряжения верхнего вертикального участка профиля с участком набора зенитного угла. Для этого участка минимально допустимый радиус искривления ствола определяют по формуле

,

где _р - напряжение растяжения, МПа.

_р = P / F,

где Р - максимальная растягивающая нагрузка, действующая на колонну в месте изгиба ствола, Н; F - площадь поперечного сечения тела трубы, м².

F = 0,785 (0,127² - 0,109²) = 0,0033 м²

Величина Р складывается из веса в жидкости бурильной колонны, расположенной ниже места изгиба ствола, и сил трения, зависящих от конфигурации ствола, нормальной нагрузки и коэффициента трения металла труб о породу, приближенно может быть определена по формуле

,

где k - коэффициент учитывающий силу трения о стенки скважины (1,5-2); q - средневзвешенная масса 1м бурильных труб, кг; - коэффициент учитывающий увеличение массы труб за счет соединений (для муфтово-замковых соединений = 1,2); L - длина инструмента, м; g - ускорение свободного падения (9,81); _ж - плотность промывочной жидкости находящейся в скважине, кг/м³ (_ж = 1220); _мт - плотность материала бурильных труб, кг/ м³ (для стали _мт = 7850).

L предлагается определить по наибольшему радиусу искривления (R = 570м)

,

где h₁ - проекция дуги на вертикаль (интервал набора зенитного угла), м; - зенитный угол.

q - вес бурильных труб СБТН 127 с толщиной стенки 9 мм (26,2кг)

Длину бурильных труб L_БТ найдем путем вычитания из L, длины отклоняющей компоновки (L_т) (3,8м)

L_БТ = 316 - 3,8 = 312,2

При расчете Р также необходимо учесть вес отклонителя (q_о), таким образом формула примет вид:

_р = 163276 / 0,0033 = 49477511Па (49,5 МПа)

== 40,3 м

в) Расчет допустимого радиуса искривления из условия предотвращения интенсивного желобообразования.

В искривленных участках ствола наклонно направленных и горизонтальных скважин замки колонны бурильных труб при спускоподъемных операциях и в процессе бурения прижимаются к стенке скважины. При их движении вдоль стенки могут образовываться желоба и истираться тело замка. Если искривленный участок ствола обсажен колонной, возможно протирание стенок обсадных труб.

Интенсивность этих процессов зависит от силы прижатия замка к стенке скважины, твердости и абразивности горных пород, слагающих стенки ствола, скорости перемещения замков и продолжительности взаимодействия их со стенками скважины.

Сила прижатия замка к стенке скважины обусловлена интенсивностью искривления ствола, зенитным углом и осевой нагрузкой.

Фактическая сила прижатия (взаимодействия) замка к стенке скважины может быть определена по приближенной формуле

= =3,9 кН,

где l - длина свечи бурильных труб, м (27м).

На основе анализа фактической силы Т_ф и фактического состояния ствола, исходя из условия предотвращения интенсивного желобообразования, протирания обсадных колонн и интенсивного износа бурильного инструмента, устанавливают допустимую силу взаимодействия замка со стенкой ствола и определяют допустимый радиус искривления скважины по формуле

= =88,2м

где Т_д - допустимая сила взаимодействия замка со стенкой скважины для данных условий бурения, кН. Для разрезов, сложенных мягкими породами, ориентировочно можно принять Т_д =20-30 кН.

Анализируя полученные значения минимального радиуса искривления можно сделать вывод, что полученный профиль скважины, выбранная компоновка и средства бурения удовлетворяет допустимым значениям.

2.2 Проектирование конструкции скважины

Конструкцией скважины предполагается обеспечить безусловное доведение ее до проектной глубины, осуществить заданный способ вскрытия продуктивного горизонта и метода его испытания с последующей эксплуатацией, наиболее полно использовать потенциальные возможности техники и технологических процессов, обеспечить минимум затрат на ее строительство.

Конструкция скважины проектируется на основании геолого-технических условий и анализа материалов, полученных при бурении глубоких параметрических, поисковых и разведочных скважин на Ковыктинской площади, а также расчетных данных института ВолгоградНИИПнефть, с учетом глубины скважины, проектного горизонта и диаметра эксплуатационной колонны.

Институтом ВолгоградНИИПнефть, по заказу компании РУСИА-Петролеум были проведены работы по обоснованию протяженности горизонтального участка, для условий Ковыктинского ГКМ.

Условиями, ограничивающими длину горизонтального участка ствола скважины, являются: диаметр эксплуатационной колонны; технические возможности применяемого оборудования; физико-механические свойства пород слагающих пласт коллектор.

Проектировщиком (ВолгоградНИИПнефть) на основании расчетов предложено вскрыть парфеновский горизонт горизонтальным участком длиной 700 м.

Длина горизонтального участка определенна при следующих условиях:

- получение дебита, не превышающего допустимый для колонны диаметром 178 мм;

- вскрытие всех пластов продуктивного горизонта;

Таким образом, «горизонтальный» ствол фактически является пологонаклонным.

Вскрытие обоих пластов парфеновского горизонта пологонаклонным стволом позволит в процессе их испытания и опробования получить информацию необходимую для обоснования выбора рационального профиля «горизонтального» участка и его протяженности.

С целью снизить вредное воздействие промывочной жидкости на продуктивные пласты проектом предусматривается эксплуатационную колонну 178 мм спустить в кровлю парфеновского горизонта, что позволит при вскрытии продуктивного горизонта применить буровой раствор с необходимыми свойствами.

Таким образом, вскрытие продуктивного горизонта проектируется осуществить после цементирования эксплуатационной колонны бурением горизонтального участка с последующим его креплением хвостовиком.

Учитывая назначение скважины и возможный дебит, исходя из рекомендаций и способа вскрытия, диаметр эксплуатационной колонны составит 178мм.

Диаметр последующих обсадных колонн принимается с учетом спуска эксплуатационной колонны диаметром 178 мм и рекомендаций по наличию зазора между стенкой предыдущей обсадной колонны и муфтой последующей обсадной колонны.

Число обсадных колонн и глубину их спуска определим на основании совмещенного графика изменений пластового (порового) давления (рис. 2.2) и давления гидроразрыва, т.е. на основании совместимости отдельных зон и с учетом горно-геологических условий (геологических осложнений).

Учитывая возможные осложнения при бурении скважин (обвалы стенок скважины, нефтегазопроявления, поглощения промывочной жидкости) принимается нижеследующая конструкция скважины.

1. Как уже было сказано эксплуатационную колонну (178 мм) необходимо спустить в кровлю продуктивного горизонта, на глубину 3268 м, с целью изоляции продуктивного горизонта от вышележащих горизонтов и испытания его под защитой эксплуатационной колонны. Учитывая тип и назначение скважины затрубное пространство будет зацементировано до устья.

Определяем диаметр долота, для бурения под эксплуатационную колонну:

Dд = d + 2,

где: d - наружный диаметр обсадной колонны (178 мм)

- минимальный кольцевой зазор между стенками ствола и обсадной колонны - 15-20 мм.

Dд = 178 + 2 18 = 214 мм

Принимаем диаметр долот для бурения под эксплуатационную колонну, Dд = 215,9 мм.

2. Диаметр долота для бурения под хвостовик (горизонтальный ствол) составит

Dд = Dвн - 2,

где Dвн - внутренний диаметр труб эксплуатационной колонны (Dвн 158 мм); - радиальный зазор необходимый для свободного прохода внутри данной колонны долота ( = 510 мм)

Dд = 158 - 25 = 148 мм

Принимаем диаметр долот для бурения под хвостовик, Dд = 152,4мм.

Выбираем диаметр труб, из которых будет выполнен хвостовик, из условия

Dм = Dд - 2,

где = 7-10 мм (для труб < 168 мм)

Dм = 152,4 - 27 = 138,6 мм

Принимаем ближайший по размерам диаметр труб Dт = 114 мм, для которых Dм = 133 мм.

3. Техническую колонну проектируется спустить на глубину 1308 в доломиты ангарской свиты (верхнеангарской подсвиты) для перекрытия зон обвалообразования, поглощения, кавернообразования и сужения ствола скважины в верхоленской, литвинцевской свитах.

Высота подъема цемента - до устья.

Определяем внутренний диаметр промежуточной (технической) колонны

Dвн = Dд + 2, где

Dвн = Dд + 2 = 215,9 + 2 5 = 225,9

Принимаем техническую колонну из труб 245 мм.

Определяем диаметр долот, для бурения под техническую колонну

Dд = Dм + 2 = 270 + 20 = 290 мм,

где =10 мм

принимаем ближайший по размерам диаметр долот 295,3 мм.

4. Кондуктор проектируется спустить на глубину 258 м с целью перекрытия неустойчивых пород верхней части верхоленской свиты и интервалов поглощений. Подъем цемента до устья.

Определяем диаметр долот, для бурения под кондуктор

Определяем диаметр кондуктора (внутренний)

Dвн = Dд + 2, где = 5-10 мм

Dвн = Dд + 2 = 295,3 + 2 5 = 305,3 мм

Принимаем кондуктор из труб наружным диаметром 324 мм.

Определяем диаметр долот, для бурения под кондуктор

Dд = Dм + 2 = 351 + 40 = 391 мм,

где =20 мм

принимаем ближайший по размерам диаметр долот 393,7 мм.

5. Направляющая колонна в соответствии с данным проектом будет спущена на глубину 28 м, для перекрытия неустойчивых четвертичных отложений, предотвращения размыва устья скважины и организации циркуляционной системы. Подъем цемента до устья.

Определяем внутренний диаметр направления

Dвн = Dд + 2, где = 5-10 мм

Dвн = Dд + 2 = 393,7 + 2 5 = 403,7 мм

Принимаем наружный диаметр направления, равным 426 мм

Определяем диаметр долот, для бурения под направление

Dд = Dм + 2 = 451 + 40 = 491 мм,

где =20 мм

принимаем долота диаметром 490 мм.

Величина зазора между муфтой обсадной колонны и стенкой скважины выбрана по данным анализа опыта бурения и крепления скважин на Ковыктинском газоконденсатном месторождении.

Обоснование числа обсадных колонн и глубины их спуска производится по графику совмещённых давлений, рисунок

Рисунок 2.2 - График совмещенных давлений

2.2.1 Выбор конструкции хвостовика

Данным проектом предусматривается произвести вскрытие продуктивного горизонта бурением горизонтального ствола после спуска эксплуатационной колонны с последующим креплением этого участка хвостовиком. Из анализа методической и справочной литературы можно сделать вывод, что преимущественно спуск хвостовиков производится на бурильных трубах с применением разъединителей различных конструкций и последующим цементированием на всю длину.

Но в проектируемом случае следует учесть отрицательное влияние тампонажного раствора на коллекторские свойства продуктивного пласта. В результате цементирования за счет проникновения фильтрата цементного раствора с имеющимися продуктами его гидратации способны превратить в непроницаемый камень приствольную зону на значительную глубину, чему значительно способствует АНПД.

Как альтернативный вариант проектом предлагается крепление горизонтального участка осуществить установкой заранее перфорированных фильтров на горизонтальном участке и манжетным цементированием вышерасположенного участка.

Данная технология позволит предупредить попадание цемента в горизонтальный ствол (зону продуктивного горизонта).

Конструкция проектируемой скважины описана в табл. 2.2.1 и наглядно представлена на рис. 2.2.1.

Таблица 2.2.1 - Конструкция скважины

Тип колонны	Наружный диаметр, мм	Глубина спуска, м	Диаметр долота для бурения под колонну, мм
Направление	426	28	490
Кондуктор	324	258	393,7
Техническая колонна	245	1308	295,3
Эксплуатационная колонна	178	3268	215,9
Хвостовик	114	3337	152,4

Примечание: конструкция скважины (глубины спуска колонн) будет уточняться в зависимости от фактических геологических условий и результатов бурения.

3. Технология процесса бурения

3.1 Способ и режим бурения скважины

Способ и режим бурения скважины выбраны на основе данных особенностей геолого-технических условий проходки скважин на Ковыктинском ГКМ, с учетом наличия зон осложнений, резко меняющихся литологических пачек пород, применяемых видов промывочных растворов, технологических особенностей силового и насосного оборудования показывают, что наиболее эффективным и приемлемым способом бурения является роторный.

В виду того, что в скважине до глубины более 2000 м основным видом осложнения является поглощение ПЖ и для его ликвидации в промывочную жидкость добавляют специальные наполнители (шламлигнин, опилки) которыми могут забиться двигатели турбобура. Исходя из вышеизложенного проектом рекомендуется применить как турбинный, так и роторный способ бурения по всему интервалу бурения скважины.

- Бурение под направление диаметром 426 мм производиться шарошечными долотами диаметром 490 мм. Для обеспечения вертикальности ствола скважины бурение будет вестись с “навеса”. Для предупреждения размыва устья скважины и фундаментов, бурение шурфа производится после спуска направления. Бурение скважины в интервале 0-50 м предусматривается производить роторным способом. Нагрузка на долото - 3-5 тн. Частота вращения ротора 60 об/мин, подача насосов 28 л/с.

- Бурение под кондуктор диаметром 324 мм предусматривается роторным способом в интервале от 28 до 258 м с использованием шарошечных долот диаметром 393,7 мм. Проектом предусматривается бурить при частоте вращения бурильной колонны до 60 об/мин , осевой нагрузки на долото до 25 т, расход промывочной жидкости 30 л/сек.

- Бурение под техническую колонну диаметром 245 мм интервала 258-1308 м ведётся роторным способом долотами диаметром 295,3 мм. Проектом принимается частота вращения 60 об/мин, нагрузки на породоразрушающий инструмент 28 т, согласно характеристики долота и расходом потока бурового раствора 25 л/сек.

Бурение под эксплуатационную колонну диаметром 178 мм в интервале

1308-3453 м проектом предусматривается бурить турбинным способом.

Буровые насосы быть снабжены втулками 165 мм.

3.2 Выбор породоразрушающего инструмента

Размеры долот, указанные ниже, выбраны в зависимости от конструкции скважины и на основании рекомендаций по величинам кольцевого зазора между стенкой скважины и муфтой обсадных колонн.

Тип долот установлен в соответствии с крепостью и абразивностью горных пород в разрезе скважины и с учетом последних достижений по показателя работы долот каждого типа.

Расход долот определен по “Нормам на механическое бурение глубоких разведочных скважин на нефть и газ”.

Расход долот по интервалам бурения

От 0-28 м III 490 Т-ЦВ 1 шт.

Для твердых пород с центральной промывкой. Оно обеспечивает удовлетворительную очистку основных венцов шарошек, очищает центральную зону забоя скважины и способствует рациональной периферийных восходящих шламонесущих потоков.

От 28-258 м III 393,7 СЗ-ГВУ 2 шт.

От 258-1308 м III 295,3 СЗ-ГНУ 12 шт.

От 1308-3337м приведены в таблице 3.2

Таблица 3.2 - Расход долот в интервале бурения 1308-3337 м

Тип долота	Расч. скорость проходким м / ч	Расч. время работы долота, ч	Нагрузка на долото (тонны)	Скор. враще-ния (об. / мин)	Подача насоса (л / сек.)
Hughes HR-55RG	2,5	100	10-15	60	25.2 - 37.8
Hughes HR-55RG	2,5	100	10-15	60	25.2 - 37.8
Hughes HR-44G	3,0 - 3,5	90	10-15	60	25.2 - 37.8
Hughes HR-44G	3,0 - 3,5	90	10-15	60	25.2 - 37.8

Итого 18 долот.

Кроме этого, дополнительно для разбуривания цементных стаканов, колец “стоп”, обратных клапанов, направляющих пробок в обсадной колонне после их цементирования, для проработок скважин перед спуском обсадных колонн и перед спуском испытателей пластов потребуется следующее количество долот:

а) для разбуривания цементных стаканов и т. д.

III 393,7 СЗ-ГВУ - 1 шт.

III 295,3 СЗ-ГНУ - 1 шт.

III 215,9 СЗ-ГНУ - 1 шт.

б) для шаблонирования и проработки ствола скважины перед спуском колонн

III 393,7 СЗ-ГВУ - 1 шт.

III 295,3 СЗ-ГНУ - 1 шт.

III 215,9 СЗ-ГНУ - 1 шт.

Итого дополнительно требуется 6 штук.

Общее количество долот для бурения скважины составляет 46 долота.

3.3 Способ и режим бурения

Способ и режим бурения скважины выбраны на основе данных особенностей геолого-технических условий проходки скважин на Ковыктинском ГКМ, с учетом наличия зон осложнений, резко меняющихся литологических пачек пород, применяемых видов промывочных растворов, технологических особенностей силового и насосного оборудования показывают, что наиболее эффективным и приемлемым способом при бурении скважин является роторный способ.

- Бурение под направление диаметром 426 мм производиться шарошечными

долотами диаметром 490 мм. Для обеспечения вертикальности ствола скважины бурение будет вестись с “навеса”. Для предупреждения размыва устья скважины и фундаментов, бурение шурфа производится после спуска направления. Бурение скважины в интервале 0-28 м предусматривается производить роторным способом.

- Бурение под кондуктор диаметром 324 мм предусматривается роторным способом в интервале от 28 до 258 м с использованием шарошечных долот диаметром 393,7 мм.

- Бурение под техническую колонну диаметром 245 мм интервала 258-1308 м ведётся роторным способом долотами диаметром 295,3 мм.

Бурение под эксплуатационную колонну диаметром 178 мм в интервале 1308-3268 м проектом предусматривается бурить долотами диаметром 215,9 мм.

- Бурение под хвостовик 114 мм проектом предусматривается вести долотомдиаметром 152,4 мм.

Режимы бурения выбраны с учетом рекомендаций изготовителей долот, а также на основании ранее полученных опытных данных на данном месторождении. Рекомендуемые режимы бурения представлены в табл.6.

Таблица 3.3 - Рекомендуемые режимы бурения

интервал	долото	Расчетная скорость проходки м/ч	Расчетное время работы долота	Нагрузка на долото (метрич. тонны)	Скорость вращения (об. / мин)	Подача насоса (л / сек.)	Промывоч-ные насадки (32-й дюйм)
0-28	СЦВ	5	4 ч.	2 - 5	40 -80	Минимально необходимый для промывки ствола	-
28-258	СЗ-ЦГВУ	5-8	20 ч.	20 - 35	60 -100	53,6 - 63,0	-
258-1280	Hughes MX-09G	4,0	100	10-15	60 - 160	37.8 - 50.4	1x14,1x13,1x12 & 1x13 CJ
	Hughes MX-20G	4,0 - 5,0	80	12-18	60 - 160	37.8 - 47.3	1x14,1x13,1x12 & 1x13 CJ
	Hughes MX-30G	2,0 - 3,0	125	15-20	60 - 160	37.8 - 44.1	1x14,1x13,1x12 & 1x13 CJ
1280-3258	Hughes HR-55RG	2,5	100	10-15	60 + PDM	25.2 - 37.8	1x11,1x12,1x13 и 1x14 CJ
	Hughes HR-55RG	2,5	100	10-15	60 + PDM	25.2 - 37.8	1x11,1x12,1x13 и 1x14 CJ
	Hughes HR-44G	3,0 - 3,5	90	10-15	60 + PDM	25.2 - 37.8	1x11,1x12,1x13 и 1x14 CJ
	Hughes HR-44G	3,0 - 3,5	90	10-15	60 + PDM	25.2 - 37.8	1x11,1x12,1x13 и 1x14 CJ
3258-3328	Hughes STX-50	2,0	30 - 40	5 - 10	60 + PDM	16 - 19	1x18,1x20,1x22

Размещено на http://www.allbest.ru/

4. Выбор типа параметров бурового раствора

Тип бурового раствора, компонентный состав и границы его применения установлены исходя из геологических условий: физико-химических свойств пород и содержащихся в них флюидов, пластовых и горных давлений, забойной температуры, с учетом регламента на буровые растворы для бурения скважин на Ковыктинской площади разработанной ГУГП «Востсибнефтегазгеология».

На основании этих данных используются следующие типы буровых растворов и их технологические параметры:

Интервал от 0-258 м

Бурение данного интервала рекомендуется проводить пресным глинистым раствором, обработанным кальцинированной содой. Для кольматации зон поглощения бурового раствора вводятся наполнители (шламлигнин, опилки и др.).

Состав: глинопорошок - 100-150 кг/м³

бентонит - 90 кг/м³

сода кальцинированная - 2,5 кг/м³

наполнитель (шламлигнин, опилки и др.) 25 кг/м³.

Интервал от 258-1000 м

Бурение верхоленской свиты будет осуществляться на пресном полимерглинистом растворе, обработанном для снижения фильтрации полимерами.

Состав: глинопорошок - 80-100 кг/м³

бентонит - 90 кг/м³

кальцинированная сода - 2,5 кг/м³

КМЦ - 8,5 кг/м³

Интервал от 1000-1308 м

Бурение этого интервала проводится на полимерсолевом растворе, обработанном солестойкими полимерами. При появлении поглощения в промывочную жидкость допускается ввод наполнителя (шламлигнин, опилки).

Состав: соль техническая - 300 кг/м³

кальцинированная сода - 2,5 кг/м³

КМЦ (крахмал) - 22,5 кг/м³

ФК-2000+ - 17,5 кг/м³

Интервал от 1308-3268 м

Бурение скважины под эксплуатационную колонну рекомендуется производить на соленасыщенном полимерном растворе.

соль техническая - 320 кг/м³

кальцинированная сода - 2 кг/м³

полипак - 4 кг/м³

дуовиз - 3 кг/м³

SWDC - 25 кг/м³

Polysal - 20 кг/м³

Интервал от 3268-3337 м

Бурение под хвостовик (в интервале продуктивного горизонта) в отложениях мотской свиты необходимо осуществлять на малоглинистом слабозасолоненном растворе, обработанном полимерами (крахмал, ЭКР).

Состав: глина 50-80 кг/м³

ЭКР 20-30 кг/м³

дуовиз - 3 кг/м³

поваренная соль 80-100 кг/м³

На основании этих данных приняты следующие параметры буровых растворов (таблица 4).

Таблица 4 - Параметры буровых растворов

Интервал, м	Параметры
От	До	плотность, кг/м3	условная вязкость	водоотдача, см3/30мин	СНС, Па	РН
1	2	3	4	5	6	7
0	258	1100-1140	30	4-6	35/60	8-9
258	1000	1100-1140	25-40	4-6	35/60	8-9
1000	1308	1220-1250	25-35	4-6	4/10	8-9
1308	3268	1240-1300	35-45	7-12	10/15	9-12
3268	3337	1080-1090	30-35	5	15/20	8-9,5

5. Бурильная колонна

5.1 Выбор и расчет бурильных труб

Диаметр бурильных труб, для бурения скважины определяется с учетом конструкции скважины, способа бурения и ожидаемых нагрузок на бурильную колонну. Расчет бурильной колонны ведется от УБТ к устью и с учетом рекомендаций по выбору диаметров бурильных труб в зависимости от диаметра обсадных колонн. Расчёт бурильной колонны производится на допустимые нагрузки при роторном бурении с определением опасного сечения секции бурильных колонн, напряжений от растягивающих нагрузок, изгибающего кручения, кручения и внутреннего давления.

Для бурения скважины проектом принимаются стальные бурильные трубы ТБПК диаметром 127 мм с толщиной стенки 9.19 мм.

Бурение предусматривается роторным способом. Бурильные трубы рассчитываются на выносливость и статическую прочность

Расчёт колонны бурильных труб ТБПК на выносливость.

Определяются переменные напряжения изгиба.

где Е - модуль упругости, Н/см² (Е=21·10⁶)

I - осевой момент инерции сечения, см⁴

f- стрела прогиба, см

J = /64·(D⁴ - d⁴) =3,14/64·(12,7⁴ - 7.62⁴) = 1109 см

D и d соответственно наружный и внутренний диаметры трубы, см;

f=0,5·(1,1·D_ДОЛ - D_З) =0,5·(1,1·21,59 - 16,51) = 3,6 см

где D_ДОЛ - диаметр долота, см;

D_З - диаметр замка, см;

W_ИЗГ - момент сопротивления высаженного конца в основной плоскости резьбы, в опасном сечении трубы по пояску и по сварному шву, см³

L - длина полуволны, м;

- угловая скорость вращения колонны, рад/с

Определяется угловая скорость = *n/30=3,14*60/30=10.4 рад/с

q - вес одного метра бурильных труб, кг

Определяются постоянные напряжения изгиба

_Т = 2*_а = 2*24,5 = 49 МПа

Вычисляется коэффициент запаса прочности на выносливость в соответствии с «Общими рекомендациями по расчёту бурильных труб»

(_-1)_Д =100 МПа; (_-1) =310 МПа. Тогда ()_Д = 310/100=3,1; =0,1.

Тогда ()_Д =0,1/3,1=0,032

что достаточно 1,9

Расчёт бурильных труб на статическую прочность



Длина первой секции ТБПК - 127 9,19 Д

где Q₁-дополнительная растягивающая нагрузка для труб нижней секции, МН;

Q₁=Q_ПР/n,

где Q_ПР - предельная нагрузка, МН

n - коэффициент запаса прочности, принимается для нормальных условий бурения равным 1,4;

к - коэффициент, учитывающий влияние трения, сил инерции и сопротивления движению раствора 1,15;

Q_УБТ - вес утяжелённых бурильных труб, МН;

_Б.Р. и _М - плотности бурового раствора и материала труб, для стали равен 7,8 г/см³;

Р_О - перепад давления на долоте, МПа;

F_K - площадь проходного канала трубы, м²

q₁ - вес 1 метра бурильной трубы, МН

Q_Р1=Q_ПР1/n=1,12/1,04·1,45=0,74 МН

Определяются растягивающие напряжение

где Q_Б.Т. - вес бурильных труб, МН;

F_ТР - площадь сечения, м²

Мощность на вращение бурильной колонны определяем по формуле

где L - длина колонны, м;

Д - наружный диаметр бурильных труб, м;

n - частота вращения бурильной колонны, рад/с;

Д_ДОЛ. - диаметр долота, м.

N_В=13,5·10^-4·1300·0,127²·70^1,5·0,2159^0,5·1,2 =9,1 кВт

Мощность на вращение долота определяется по формуле

где с - коэффициент крепости пород;

Р_ДОЛ. - нагрузка на долото, МН.

N_Д =6,95*10^-4*398*70*215,9^0,4*0,22^1,3 =23,21 кВт

Крутящий момент для вращения бурильной колонны

Момент сопротивления при кручении бурильной колонны

Напряжение кручения определяется по формуле

=М_КР/W_КР= 322957,67/349=925,38 Н/см²9,253 МПа

Коэффициент запаса прочности равен

Условие выполнено.

Расчёт бурильных труб на статическую прочность

Длина второй секции ТБПК - 127 9,19 Л

Q_Р2=Q_ПР2/1,04*n =2,10/1,041,45=1,39 МН

Вес второй секции равен

Q_Б.Т.=2184*322=6388480,639 МН

Определяются растягивающие напряжение

Мощность на вращение бурильной колонны определяем по формуле

N_В=13,5*10^-4*2184*0,127²*70^1,5*0,2159^0,5*1,2 =12,74 кВт

Мощность на вращение долота определяем по формуле

N_Д =6,95*10^-4*398*70*215,9^0,4*0,22^1,3 =23,21 кВт

Крутящий момент для вращения бурильной колонны

Момент сопротивления при кручении бурильной колонны

Напряжение кручения определяется по формуле

=М_КР/W_КР= 528047,14/349=2870,44 Н/см²28,70 МПа

Коэффициент запаса прочности равен

Условие выполнено.

5.2 Выбор кострукции КНБК Участок ствола 19 3/8" (490 мм) (0 -28 м). Долотная и гидравлическая программа

Для бурения данного участка будет использоваться российское долото с фрезерованными зубьями диам. 19 3/8" (490 мм). Приложение гидравлического давления на долото на данном участке не обязательно, учитывая мягкость пород, а также наличие риска размыва под устьевой шахтой.

Предлагаемые параметры расхода:

· 8-13 м = 250 гал/мин (15,8 л / сек.)

· 13-18 м = 350 гал/мин (22,1 л / сек.)

· 18-28 м = 450 гал/мин (28,4 л / сек.)

Буровые насосы быть снабжены втулками 6 Ѕ“ (165 мм).

Таблица 5.2.1 - Параметры долота для бурения в интервале 0 -28 м

Код по МАБП*	Расчетная скорость проходки	Расчетное время работы долота	Нагрузка на долото (метрич. тонны)	Скорость вращения (об. / мин)	Подача насоса (гал. / мин) (л / сек.)
Росс. долото (СЦВ)	5 м/ч	4 ч.	2 - 5	40 -80	Минимально необходимый для промывки ствола

Для забуривания и последующего бурения до глубины 28 м по вертикали от СР будет использоваться следующая КНБК (см. таблицу 5.2.2).

Таблица 5.2.2 - КНБК 490 мм для бурения в интервале 0-28 м

Участок ствола 15 1/2" (393 мм) (28-258 м)

Долотная и гидравлическая программа

Для бурения данного участка будет использоваться российское долото 15 Ѕ” (393 мм) с твердосплавными вставками. Оно должно быть снабжено 3-мя струйными промывочными насадками 3 х 28/ 32 и одной центральной насадкой 1 х 24/32” (если таковая имеется).

Буровые насосы быть снабжены втулками 6 Ѕ“ (165 мм).

Таблица 5.2.3 - Параметры долота для бурения в интервале 28-258

Код по МАБП*	Расчетная скорость проходки	Расчетное время работы долота	Вес на долото (метрич. тонны)	Скорость вращения (об. / мин)	Подача насоса, гал. / мин (л / сек.)
Российское долото СЗ-СГВУ	5-8 м/ч	20 ч.	20 - 35	60 -100	850 - 1000 (53,6 - 63,0)

Компоновка низа бурильной колонны

Для забуривания и последующего бурения до глубины 258 м по вертикали от СР будет использоваться следующая КНБК (см. таблицу 5.2.4).

Таблица 5.2.4 - КНБК 393 мм для бурения в интервале 28-258 м

Участок ствола 11 5/8" (295 мм) (258-1308 м)

Долотная и гидравлическая программа

Из-за наличия прослоев твердых пород на данном участке, скорее всего, потребуется несколько долот (расчетное количество ± 3). Будут использоваться долота со вставками из карбида вольфрама (TCI). При бурении данного интервала потребуется более надежная защита долот от износа по диаметру, а также постепенное повышение жесткости вооружения долота.

Буровые насосы быть снабжены втулками 6 Ѕ“ (165 мм).

Таблица 5.2.5 - Параметры долот для бурения в интервале 258-1308 м

Долбление	Тип долота / шифр МАБП	Промывоч-ные насадки (32-й дюйм)	Расч. скорость проходки м / ч	Расч. время работы долота, ч	Вес на долото (метрич. тонны)	Скор. враще-ния (об. / мин)	Подача насоса (гал. / мин) (л / сек.)
1	Hughes MX-09G (4-3-7)	1x14,1x13,1x12 & 1x13 CJ	4,0	100	10-15	60 - 160	600 - 800 (37.8 - 50.4)
2	Hughes MX-20G (5-1-7)	1x14,1x13,1x12 & 1x13 CJ	4,0 - 5,0	80	12-18	60 - 160	600 - 750 (37.8 - 47.3)
3	Hughes MX-30G (5-3-7)	1x14,1x13,1x12 & 1x13 CJ	2,0 - 3,0	125	15-20	60 - 160	600 - 700 (37.8 - 44.1)

Компоновка низа бурильной колонны

Таблица 5.2.6 - КНБК 295 мм для бурения в интервале 258-1308 м

Участок ствола 8 Ѕ" (215 мм) (1308-3268 м / 3337 м)

Долотная и гидравлическая программа

В данном интервале планируется начало набора угла с последующим направленным бурением до глубины спуска обсадной колонны. По прогнозам, пласты будут сложены прочными породами с переслаиванием (доломитов и ангидритов), но участки залегания каменной соли должны быть вскрыты относительно быстро. Потребуется использование нескольких долот (расчетное количество ± 4). Планируется применение долот со вставками из карбида вольфрама (TCI). С учетом использования в данном интервале КНБК для наклонно-направленного бурения с телесистемой потребуется более надежная защита долот от износа по диаметру. Также для данного интервала необходимо использование более жесткого вооружения долота.

Буровые насосы быть снабжены втулками 6 Ѕ“ (165 мм).

Таблица 5.2.7 Параметры долот для бурения в интервале 1308-3268 м

Долбле-ние	Тип долота / шифр МАБП	Промывоч-ные насадки (32-й дюйм)	Расч. скорость проходким м / ч	Расч. время работы долота, ч	Нагрузка на долото (метрич. тонны)	Скор. враще-ния (об. / мин)	Подача насоса (гал. / мин) (л / сек.)
1	Hughes HR-55RG (6.3.7)	1x11,1x12,1x13 и 1x14 CJ	2,5	100	10-15	60 + PDM	400 - 600 (25.2 - 37.8)
2	Hughes HR-55RG (6.3.7)	1x11,1x12,1x13 и 1x14 CJ	2,5	100	10-15	60 + PDM	400 - 600 (25.2 - 37.8)
3	Hughes HR-44G (6.1.7)	1x11,1x12,1x13 и 1x14 CJ	3,0 - 3,5	90	10-15	60 + PDM	400 - 600 (25.2 - 37.8)
4	Hughes HR-44G (6.1.7)	1x11,1x12,1x13 и 1x14 CJ	3,0 - 3,5	90	10-15	60 + PDM	400 - 600 (25.2 - 37.8)

*PDM - скорость вращения забойного двигателя объемного типа.

Компоновка низа бурильной колонны

Таблица 5.2.8 - КНБК 215,9 мм для бурения в интервале 1308-3268 м

Участок ствола 6" (152 мм) (3268-3337 м по вертикали от СР / 3453 - 4310 м по стволу от СР)

Долотная и гидравлическая программа

Парфеновские песчаники представлены твердыми и абразивными породами. Применение трехшарошечных долот малого диаметра будет ограничено. Скорее всего, потребуется использование нескольких долот.

Планируется применение долот со вставками из карбида вольфрама (алмазные долота PDC с КНБК для наклонно-направленного бурения для вскрытия данного пласта не пригодны), но следует рассмотреть возможность применения импрегнированных алмазных долота с высокооборотными забойными двигателями (с учетом возможности создания необходимой гидравлики насосов). При бурении данного интервала потребуется более надежная защита долот от износа по диаметру, а также жесткое вооружение долота.

Таблица 5.2.9 - Параметры долот для бурения в интервале 3268-3337 м

Долбле-ние	Тип долота / шифр МАБП	Промывоч-ные насадки (32-й дюйма)	Расч. скорость проходки (м / ч)	Расч. время работы долота, ч	Нагрузка на долото (метрич. тонны)	Скор. вращения (об. / мин)	Подача насоса (гал. / мин) (л / сек.)
1	Hughes STX-50 (6.3.7)	1x18,1x20,1x22	2,0	30 - 40	5 - 10	60 + PDM	250 - 300 (16 - 19)
2	Определить с учетом производи-тельности предыдущего долота

*PDM - скорость вращения забойного двигателя объемного типа.

Компоновка низа бурильной колонны

Таблица 5.2.10 - КНБК 152,4 для бурения в интервале 1308-3337 м

6. Крепление скважины обсадными колоннами

6.1 Расчет обсадных колонн

Расчет колонн производится по «Инструкции по расчету обсадных колонн для нефтяных и газовых скважин» г. Москва, ВНИИТНефть, 2000г.

Условные обозначения, принятые в формулах:

Расстояние от устья скважины, м:
- до башмака колонны	L
- до уровня цементного раствора (в затрубном пространстве )	h
- до уровня жидкости в колонне	H
- до пласта в котором возможны нефтегазопроявления	l
- до верхнего конца хвостовика	l0
- до верхнего конца i - й секции обсадной колонны	Li
- до рассчитываемого сечения	Z
Высота цементного стакана, м	hст
Длина i - секции обсадной колонны, м	li
Удельный вес газа по воздуху (относительный)
Удельный вес, г/см2:
- опрессовочной жидкости	ж
- бурового раствора за колонной	р
- жидкости в колонне	в
- цементного раствора за колонной	ц
- бурового раствора в колонне	к
- жидкости в колонне в процессе проявления (минималный)	о
Давление,МПа:
- наименьшее давление в газовой скважине при окончании эксплуатации	Рmin
- избыточное внутреннее на устье в период ввода скважины в эксплуатацию	Pу
- внутреннее на глубине Z
- наружное на глубине Z
- внутреннее избыточное на глубине Z
- наружное избыточное на глубине Z
- критическое избыточное наружное, при котором напряжение в теле трубы достигают предела текучести	Pкр
- избыточное внутреннее, при котором напряжения в теле трубы достигают предела текучести	Рт
- пластовое на глубине Z
Вес колонны, кг
- 1 м i-й секции (теоретически)	qi
- общий вес подобранных секций	Q
Нагрузка, кН:
- страгивающая	Pст
- допустимая осевая	[P]
Температура газа, К:
- средняя	Тср
Коэффициент сжимаемости газа	m
Запас прочности при расчете на избыточное наружное давление	n1
Запас прочности при расчете на избыточное внутреннее давление	n2
Запас прочности при расчете на растяжение	n3
Коэффициент разгрузки цементного кольца	K

Крепление скважины - заключительная операция ее проводки, предназначена для укрепления стенок скважины, обеспечения длительной изоляции пластов друг от друга и от дневной поверхности.

Процесс крепления скважин включает в себя подготовительные работы к креплению и технологические операции по креплению скважин.

6.1.1 Расчет направления 426 мм

В связи с незначительной глубиной (28м) спуска 426 мм направления расчет на прочность его не производится. Для направления принимаются трубы 426 10 Д ОТТМ.

Вес колонны определяем по формуле:

где q- вес одного метра трубы. (104.4 кг)

т.

Конструкция обсадной колонны Ш 426 представлена в таблице 6.1.1

Таблица 6.1.1 - Конструкция обсадной колонны Ш 426 мм

Номер секции	Интервал установки, м	Толщина стенки трубы, мм	Группа прочности	Длина секции, м	Вес секции, кг
1	0-28	10	Д	28	2920

6.1.2 Расчет кондуктора 324 мм

В связи с отсутствием зон нефтегазопроявлений при бурении под кондуктор и незначительной глубиной спуска, расчеты на прочность не производятся.

Выбираем трубы 324 10 Д ОТТМ.

Вес колонны определяем по формуле:

где q - вес одного метра трубы. (85,6 кг)

т.

Конструкция кондуктора Ш 324 представлена в таблице 6.1.2

Таблица 6.1.2 - Конструкция кондуктора Ш 324мм

Номер секции	Интервал установки, м	Толщина стенки трубы, мм	Группа прочности	Длина секции, м	Вес секции, кг
2	0-258	10	Д	258	22085

6.1.3 Расчет обсадной технической колонны 245 мм

Проектные данные:

Глубина спуска, L=1308 м

Высота подъема цемента, h=0 (до устья)

Расстояние от устья скважины до башмака предыдущей колонны, L₀=258 м

Расстояние до проявляющего пласта, =921 м

Пластовое давление на глубине:

=258м Р_пл=0,2 МПа

=1308м Р_пл=11 МПа

Удельный вес, г/см³:

Цементного раствора, г_ц=1,8

Бурового раствора, г_р=1.25

Испытательной жидкости, г_ж=1.25

Газа по воздуху,

Температура газа, К ( ⁰С)

Средняя, Т_ср=290 (17)

Коэффициент запаса прочности:

на наружное давление, n₁=1

на внутреннее давление, n₂=1,15

на растяжение, n₃=1,8

Коэффициент сжимаемости газа, m=0,8

Построение эпюр внутренних давлений

Минимальное внутреннее давление при фонтанировании скважины газом с глубины =2229 м

-при Z=0 P_BZ=0;

-при Z=L= 1308

.

Строим эпюру АВ (Рис 6.1.3.1)

Максимальное внутреннее при закрытом устье после открытого фонтанирования

-при Z=1308м, L=2229м

=10^-40.6(2229-1308)=0.055

=;

-при Z=0; S=10^-40.62229=0.13;

Строим эпюру СD (Рис 6.1.3.1)

Определяем максимальное внутреннее давление при окончании цементирования при h=0 и сохранении его на устье при ОЗЦ

-при Z=0

-при Z=L=1308 м



Рисунок 6.1.3.1 - Эпюры внутренних давлений

Построение эпюр наружных давлений

Определяем наружное давление при углублении скважины после ОЗЦ

-при Z=0 Р_НZ=P_НУ=0

-при Z=L=1308м

P_HZ=10^-6_pZ =(10^-61.2510⁴ •1308)= 16,35МПа

Строим эпюру АВ (Рис 6.1.3.2)

Определяем наружное давление при окончании цементирования по формулам

P_HZ=10^-6_pZ

Z=h=0 P_HZ = 0

Строим эпюру АС (Рис 6.1.3.2)



Рисунок 6.1.3.2 - Эпюры наружных давлений

Построение эпюр избыточных наружных давлений

Определяем избыточное давление при окончании цементирования

-при Z=0

-при Z=L= 1308м

Строим эпюру АВ (Рис 6.1.3.3)

При выбросе в процессе дальнейшего углубления скважины

-при Z=0 P_HИZ=0;

-при Z=L=1308м

Строим эпюру CD (Рис 6.1.3.3)

Рисунок 6.1.3.3 - Эпюры избыточных наружных давлений

Построение эпюр избыточных внутренних давлений

При закрытом устье после открытого фонтанирования газом

-при Z=0

-при Z=L=1308м

Cтроим эпюру АВ (Рис 6.1.3.4)

При испытании скважины на герметичность в один прием без пакера

где

- при Z=0 PBИZ=(10.62-0)=10.62 МПа

- при Z=L=1308м

Строим эпюру СD (Рис 6.1.3.4)

Рисунок 6.1.3.4 - Эпюры избыточных внутренних давлений

Выбор труб и расчет колонны

Выбираем трубы по PВИL для которых РТ>РВИL

выбираем трубы по ГОСТ 632-80 диаметром 244,5мм Р ОТТГ

, что допустимо.

Расчет на наружное избыточное давление проводим по данным пункта 8. эпюра СД, а на внутреннее избыточное давление при испытании колонны на герметичность по п. 11. эпюра СД.

Для глубины Z=L=1308 P_HUL=6.95, для которых проверка на прочность не требуется, поэтому для нижней секции колонны выбираем трубы по внутреннему избыточному давлению P_BUL для которых максимально допустимое внутреннее давление определяется по пределу текучести Рт.

Рт? P_BULЧ n₂

Рт? 10,62Ч 1,15=12,21 МПа

Таблица 6.1.3.1- Конструкция обсадной колонны Ш 245мм

Номер секции	Интервал установки, м	Толщина стенки трубы, мм	Группа прочности	Длина секции, м	Вес секции, кН
1	0-1308	12.7	Р	2700	1741.5

6.1.4 Расчет обсадной эксплуатационной колонны Ш178 мм

Проектные данные:

Глубина спуска, L=3268 м;

Длина колонны, L_К = 3668м;

Высота подъема цемента, h=0 (до устья);

Расстояние от устья скважины до башмака предыдущей колонны, L₀=1308 м;

Эксплуатационный объект находится в интервале: 3286-3308 м.

Удельный вес, н/м³:

Цементного раствора, г_ц=1,82·10⁴;

Бурового раствора, г_р=1,20·10⁴;

Испытательной жидкости, г_ж=1,0·10⁴;

Газа по воздуху,

Температура газа, К (⁰С):

Устьевое, Т_ус=274 (1,0);

На глубине L, T_L=330 (57,0);

Средняя, Т_ср=302 (29,0);

Коэффициенты запаса прочности:

на наружное давление, n₁=1,15;

на внутреннее давление, n₂=1,...