Проектирование профиля скважины

метки: Скважина, Проектирование, Давление, Профиль, Принимать, Приниматься, Доломит, Труба

Перед добывающими компаниями нашей страны открываются большие возможности — пользуясь сложившейся ситуацией на мировом рынке возможны крупные капиталовложения в развитие предприятий комплекса, применение новых более дорогостоящих технологий, научные исследования в сфере недропользования. В последние годы данное направление является наиболее актуальным на фоне снижения дебитов эксплуатируемых скважин и увеличения затрат на извлечение углеводородного сырья.

Процесс строительства скважины является важнейшим этапом разработки нефтяных и газовых месторождений.

Сооружение высококачественных скважин обеспечивает повышение эффективности их разработки и в конечном итоге способствует увеличению объемов извлекаемой нефти. В связи с этим необходимо учитывать влияние как геолого-технических, так и организационно-экономических факторов.

В данной работе рассмотрены технология бурения и заканчивания эксплуатационной скважины на Дулисьминском нефтегазоконденсатном месторождении. Дана общая характеристика месторождения. Изложена техника и технология вскрытия продуктивного пласта, крепления и освоения скважины. Описаны свойства буровых растворов и материалов для их приготовления. Уделено внимание вопросам геологии, экологии. Данная работа составлена с учетом перечисленных выше требований, на основе анализа существующих технологий ведения буровых работ. Кроме того, при его написании использовался опыт различных предприятий и организаций по сооружению скважин, позволяющих наиболее эффективно разрабатывать нефтяные и газовые месторождения.

1 ОБЩАЯ И ГЕОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТИ

1.1 Основные проектные данные

Согласно технического задания (ТЗ) «на проектирование строительства наклонно-направленных скважин в продуктивных отложениях ярактинского горизонта на Дулисьминском нефтегазоконденсатном месторождении», на Дулисьминском нефтегазоконденсатном месторождении (НГКМ) предусмотрено бурение эксплуатационных добывающих скважин, расположенных на суше; проектный горизонт — Ярактинский.

В таблице 1.1 приведены основные проектные данные.

Таблица 1.1 — Основные данные для проектирования

Наименование Значение

Проектная глубина, м

• по вертикали 2642
• по стволу 3336

Число объектов испытания: 1

Вид скважин Наклонно-направленные

Тип профиля Трехинтервальный

Азимут бурения, град Согласно схеме разбуривания куста Зенитный угол в точке входа ствола

Базы данных, основные модели их организации

... в единой базе данных. Раз­личные приложения могут затем получать доступ к нужным им данным. Таким образом, избыточность информации устраняется, и приложения действительно на­чинают работать совместно. Не смотря на ... Компьютеры хранят данные в файлах. Файл представляет собой набор записей, посвященных некой общей теме. Каждая запись состоит из данных, которые разделены на поля. В тра­диционной ...

49,67 скважины в продуктивный пласт, град Максимальная интенсивность изменения

1,5

зенитного угла, град/10 м

Глубина по вертикали кровли

2600 продуктивного (базисного) пласта, м Среднее отклонение от вертикали, м: — точки входа в кровлю продуктивного

1500

пласта

— забоя скважины 1550 Допустимое отклонение заданной точки — в плоскости X-Y +/- 25 м. входа в кровлю продуктивного пласта — в плоскости Z (по глубине) +/- 1,0 м Диаметр эксплуатационной колонны, мм 168

1.2 Краткая географо-экономическая характеристика района

проектируемых работ

Дулисьминское нефтегазоконденсатное месторождение, расположенное в Киренском районе Иркутской области РФ (рис 1.), открыто в 1980 г.

Среднегодовая температура располагается в диапазоне -7 ÷ -8 0C, тем не менее максимальная летняя температура превышает +30 0С, а минимальная зимняя опускаяется ниже -50 0С. Продолжительность отопительного сезона составляет 250 дней в году. Среднегодовое количество осадков колеблется от 300 до 550 мм в год. Скорость ветра (среднегодовая) для данного района составляет 3м/с, наибольшая зарегистрированая — 15 м/с; преобладающее направление ветра летом — северное, северо-восточное, а в зимнее время — южное, юго-восточное. Сейсмичность района составляет порядка 6 баллов. На площади отсутствую интервалы многолетнемерзлых пород (ММП).

Рисунок 1 — Обзорная карта района работ Дулисьминского НГКМ

Рельеф местности — холмистый, с хорошо развитой гидросетью. Растительный покров представляет собой тайгу с преобладанием хвойных деревьев. Толщина почвенного слоя составляет 30 см; толщина снежного покрова — 500-600 см.

Проектируемые скважины расположены в районе, приравненном к Крайнему Северу. Транспортировка грузов и вахт на строительство скважин будет производиться наземным транспортом по зимним автодорогам (середина декабря — середина апреля), а также авиационным транспортом.

Предусматривается круглогодичное использование авиатранспорта для перевозки вахт, срочных грузов и выполнения специальных рейсов. Для перевозки грузов и вахт используются вертолеты Ми-8 (табл. 1.2.).

Таблица 1.2 — Схема транспортировки грузов и вахт авиационным транспортом

Маршрут Вид транспорта Расстояние, км п. Верхнемарково – месторождение Ми-8 145

Наземный транспорт используется для перевозки грузов и вахт по дорогам круглогодичного и сезонного использования (табл. 1.3.).

Таблица 1.3 — Схема транспортировки грузов и вахт наземным транспортом

Расстояние, км

Маршрут транспортировки

Гравийная Зимник Всего

г. Усть-Кут – месторождение 140 186 326

п. Верхнемарково – месторождение 10 186 196

1.3 Горно-геологичекие условия бурения

Стратиграфический разрез месторождения (табл. 1.4.), а также литологическая характеристика разреза (табл. 1.5.) полученны по результатам разведочного бурения на данной площади.

Для решения задач проектирования технологии бурения необходимо использовать данные о физико-механических свойствах горных пород, о их состоянии и склонности вызывать осложнения в процессе строительства скважины.

Выпускной квалификационной работы:Обзор проектов по разработке ...

... керогенглинисто-силицитовых породах иногда достигает 20 % и более. В аномальных разрезах она содержит прослои песчаников, алевролитов, аргиллитов с очень малым содержанием Сорг. Мощность свиты около 30 ... другие вопросы и проблемы разработки сланцевых месторождений нефти. 1 Геологическое описание Баженовской свиты 1.1 Общие сведения Баженовская свита является хорошо известным по многим публикациям ...

Коэффициент кавернозности (табл. 1.4) – параметр характеризующий степень устойчивости горных пород, вычисляется по следующей формуле:

, (1.1)

где Dскв — диаметр скважины, мм; Dд — диаметр долота, мм.

Для определения твердости горных пород (табл. 1.6.) в соответствии с ГОСТ 12288-66 применяют метод проф. Л.А.Шрейнера.

Абразивность, а также категория горных пород по буримости определяется в соответствии с ОСТ 41-89-74. Таблица 1.4 — Стратиграфический разрез скважин, элементы залегания и коэффициент кавернозности пластов

Глубина

Стратиграфическое подразделение Коэффициент залегания, м

кавернозности от до Название индекс 0 5 Четвертичные отложения Q 1,30

Ордовик О 5 30 макаровская свита O2mk 1,30 30 370 чертовская свита O2 čr 1,30 370 420 криволуцкая свита O2 kr 1,30 420 460 устькутская свита O1 uk 1,30

Кембрий Є

Средний-верхний кембрий Є2-3 460 630 Верхоленская+илгинская свиты Є2-3vl+ il 1,30

Нижний-средний кембрий Є1-2 630 790 литвинцевская свита Є1-2lt 1,20

Нижний кембрий Є1 790 1060 ангарская свита Є1аn 1,30 1060 1160 булайская свита Є1bl 1,20 1160 1560 бельская свита Є1bs 1,20 1560 2310 усольская свита Є1us 1,30 2130 2230 долериты Т 2240 2290 осинский горизонт Є1 us (os)

Венд-кембрий V- Є1 2310 2642 мотская свита V- Є1 mt 1,20 2600 2642 ярактинский горизонт V- Є1 mt

Таблица 1.5 — Литологическая характеристика разреза скважин

Стандартное описание горной породы: Индекс Интервал Горная порода полное название, характерные признаки

(структура, текстура, минеральный

от до краткое название состав)

Суглинки

Суглинки, супеси, глины с галечными и Q 0 5 Супеси

обломками подстилающих пород.

Глины

Аргиллиты и алевролиты с тонкими

Аргиллиты

прослоями песчаников. Породы O2 mk 5 30 Алевролиты

красноцветные.

Песчаники

Аргиллиты Аргиллиты зеленовато-серые, , O2 čr 30 370 Алевролиты коричневые с прослоями алевролитов и

Песчаники песчаников известковистых. Продолжение таблицы 1.5

Интервал Горная порода Стандартное описание горной породы: Индекс

полное название, характерные признаки

(структура, текстура, состав)

от до краткое название

Аргиллиты и алевролиты грязно-зеленые,

Аргиллиты желтовато-серые, буро-желтые, реже O2 kr 370 420 Алевролиты бурые с прослоями песчаников

Песчаники кварцевых, светло-серых с розоватым

оттенком, разнозернистых.

Доломиты водорослевые, пестрцветные,

Доломиты O1 uk 420 460 мелкозернистые, с прослоями песчаников

Песчаники

известковистых.

Мергели, алевролиты, аргиллит, красно бурые, голубые, розоватые, зеленые,

Мергели

слабослюдистые, с редкими прослоями

Алевролиты Є2-3vl+ розовых кварц-полевошпатовых

460 630 Аргиллиты il песчаников, глинистых доломитов,

Доломиты

зеленовато-серых, темно-серых с

Песчаники

фиолетовым оттенком, в нижней части

гипсов розовых и белых.

Доломиты, доломиты известковистые,

глинистые, известняки темно-серые,

630 790 Доломиты коричневато-серые, массивные, Є1-2lt

Дробление и сушка известняка

... и другого типа дробилок. Дробить и сортировать известняк целесообразно непосредственно на карьере и доставлять на завод лишь рабочие фракции. Технология переработки известняка ... доломитизированных известняках в качестве примеси присутствует доломит СаСО3 - MgCO3. Теоретически доломит состоит из 54,27% СаСОз и ... и тому подобные тона, а углистыми примесями - в серые и даже черные цвета. Количество и ...

Известняки пятнистые, мелкозернистые,

слаботрещиноватые, окремненные, с

включениями гипса и ангидрита.

Переслаивание каменных солей

Каменные соли прозрачных с голубоватым оттенком, Є1аn 790 1060 Доломиты грязно-серых, доломитов, доломитов

Известняки глинистых, доломито-ангидритов и

известняков серых, коричневато-серых.

Доломиты, доломиты глинистые, серые,

темно-серые, коричневато-серые, тонко и

Доломиты Є1bl 1060 1160 мелкозернистые, массивные,

Известняки

слаботрещиноватые и кавернозные с

прослоями известняков серых.

Каменные соли прозрачные, грязно серые, розовые, белые,

Доломиты крупнокристаллические. Доломиты, Є1bs 1160 1560 Известняки доломиты глинистые, доломито Каменные соли ангидриты темно-коричневые,

голубовато-серые, пепельно-серые.

Известняки серые, разнозернистые.

Переслаивание пластов каменных солей

Каменные соли

прозрачных, грязно-серых, бледно 1560 2310 Доломиты Є1us розовых, доломитов, доломито Известняки

ангидритов и известняков темно-серых.

1930 2030 Долериты Долериты темно серые. Окончание таблицы 1.5

Интервал Горная порода Стандартное описание горной породы: Индекс полное название, характерные признаки

(структура, текстура, минеральный

от до краткое название состав)

Осинский горизонт. Известняки

доломитизированные органогенные

Доломиты Є1us 2040 2090 серые, темно-серые, разнозернистые,

Известняки

кавернозные, слаботрещиноватые, часто

засолоненные, прослоями глинистые.

Верхнемотская подсвита. Доломиты

органогенные, глинистые, серые и темно серые, прослоями засолоненные,

разнозернистые, кавернозные, ангидриты

белые, пятнистые.

Среднемотская подсвита. Доломиты

серые, коричневато-серые, пепельно серые, иногда окремненные, оолитовые,

доломито-ангидриты, доломиты

глинистые.

Нижнемотская подсвита. Песчаники,

Доломиты V- Є1 алевролиты, аргиллиты, доломиты и

Алевролиты mt ангидрито-доломиты. Доломиты

2310 2642 Аргиллиты

глинистые, алевритистые, ангидритистые.

Ангидриты

Аргиллиты и алевролиты темно-серые с

Песчаники

зеленоватым оттенком.

Песчаники преимущественно кварцевые,

реже полевошпатово-кварцевые, средне и мелкозернистые, разнозернистые,

хорошо отсортированные, окатанные.

Цемент глинистый, реже карбонатный,

сульфатный. Тип цемента порово пленочный, базальный. К нижнемотской

свите приурочены

нефтегазоконденсатоносные отложения

ярактинского горизонта.

По данным таблицы 1.6. можно сделать вывод о том, что разрез представлен породами категории М (в верхних интервалах) и С (в средних и нижних интервалах), с небольшим пропластком долеритов в интервале 15602310 м, относящихся к категории Т. Также можно заметить, что встречаемые породы довольно абразивные, что накладывает определенные требования к выбору породоразрушающего инструмента, а также к режима бурения. Таблица 1.6 — Физико-механические свойства горных пород по разрезу скважины

Интервал, Краткое

Плотнос Твердость,

Технология бурения скважин

... этого изучения используются при составлении проектов бурения новых скважин.. 2.1 Классификация горных пород по степени связности По степени связности горные породы разделяются на четыре основные группы: скальные, ... Определить точно только визуально категорию породы по величине механической скорости бурения в производственных условиях не всегда представляется возможным. Тем не менее, это обычно и ...

м название Абразив Категория Индекс ть, МПа

горной ность пород

кг/м3 (кгс/мм2)

породы

от до

Супеси 2200 1 М

Суглинки 2200 129 1 М Q 0 5

Глины 1950 (12,88) 1 М

Галечники 2250 1 М

Аргиллиты 2700 3 М O2 mk 5 30 Алевролиты 2650 6 М

(28,9)

Песчаники 2400 5 М

Аргиллиты 2730 3 М O2 čr 30 370 Алевролиты 2650 (48,45) 6 М

Песчаники 2680 8 М

Аргиллиты 2730 3 М O2 kr 370 420 Алевролиты 2650 6 М

(58,65)

Песчаники 2700 8 М

Доломиты 2800 3 С O1 uk 420 460 (95,63)

Песчаники 2700 8 М

Мергели 2670 4 С

Алевролиты 2650 7 М Є2-3vl+ 819

460 630 Аргиллиты 2730 3 М il (83,44)

Доломиты 2800 3 С

Песчаники 2700 8 М

630 790 Доломиты 2850 3000 3 С Є1-2lt

Известняки 2740 (306) 3 С

Каменные

2200 2 М

соли 2068 Є1аn 790 1060 2830 3 С

Доломиты (210,80)

2740 3 С

Известняки

Доломиты 2880 3000 3 С Є1bl 1060 1160

Известняки 2740 (306) 3 С

Доломиты

2400 3 С

Известняки 2000 Є1bs 1160 1560 2740 3 С

Каменные (203,66)

2200 2 М

соли

Каменные

2200 2 М

соли

2850 1150 3 С Є1us 1560 2310 Доломиты

2740 (116,96) 3 С

Известняки

3000 8 Т

Долериты

Доломиты 2850 3 С V- Є1

Алевролиты 2650 7 С mt 1130

2310 2642 Аргиллиты 2600 5 С

(115,26)

Ангидриты 2400 2 М

Песчаники 2700 8 С

1.4 Характеристика газо- нефте- и водонасыщенности

месторождения

На месторождении 29 из 49 пробуренных скважин продуктивны, и по запасам оно оценено как крупное. Основная газоконденсатная залежь с нефтяной оторочкой приурочена к песчаникам пласта ярактинского горизонта (табл. 1.7, табл. 1.8., табл. 1.9.) Пласт распространен на всей площади месторождения, выклинивается только на северо-западе. Песчаники пласта кварцевые, средне-мелкозернистые, имеют пористость 6-18 %, проницаемость (50-70)×10-15м²., пластовая температура — 33 0С, градиент пластового давления — 0,01 МПа/м., (табл 1.10.).

Залежь неантиклинальная, пластовая, литологически ограниченная, стратиграфически экранированная.

Таблица 1.7 — Нефтенасыщенность

Параметры

Интервал,м

растворенного газа

Плотность,

Свободный плотност

Тип кг/м3 газовый Индекс дебит, ь газа

от до коллектора фактор,

м3/сут по

м3/м3

воздуху V- Є1 mt 2609 2626 поровый 733 21-185 150 0,762

Таблица 1.8 — Газонасыщенность

Плотность

Интервал,м Относит. Дебит, газоконденсата, Индекс Тип по воздуху тыс. м3/сут кг/м3

коллектора плот-ность min в пласт. на устье

от до газа max

услов. скважины V- Є1 mt 2600 2609 поровый 0,773 33-88,7 702 705

Таблица 1.9 — Водонасыщенность

Интервал, м Свободный

Тип Плотность, Источник питьевой Индекс дебит,

от до коллектора кг/м3 воды

м3/сут O1-2uk+kr 370 460 поровый 1000 — да V- Є1 mt 2626 2642 поровый 1300 — нет

Давление и температура по разрезу скважин представлена в таблице 1.10. Источником получения данных о градиенте пластового давления ΔPпл и о температуре в конце интервала является расчет по фактическим замерам в ранее пробуренных скважинах (РФЗ), а значения градиента горного давления ΔPгор, а также градиента давления гидроразрыва пород ΔРгр — расчетноаналитический способ (РАС), который находятся по следующим формулам:

Дипломная работа поглощение бурового раствора

... работы: 1. Анализ геолого-технических условий Юрубчено-Тахомского месторождения на примере поисковой скважины №1 Камовской площади. 2. Анализ физико-механических свойств карбонатных горных пород. 3. Анализ причин поглощения бурового раствора. 4. ...

, (1.2)

, (1.3)

где ρг — средневзвешенное значение плотности горных пород, кг/м3; g — ускорение свободного падения, м/с2; v — коэффициент Пуассона.

Таблица 1.10 — Давление и температура по разрезу скважин

Градиент давления

Температ

Интервал, м гидроразрыва

пластового горного ура

пород Индекс МПа/м МПа/м МПа/м

от до от до от до градус

от до

Q 0 30 0,0100 0,0100 0,0178 0,0178 0,0230 0,0230 O2mk O2 čr 30 370 0,0100 0,0100 0,0181 0,0181 0,0236 0,0236 1,5 O2 kr 370 420 0,0100 0,0100 0,0182 0,0182 0,0238 0,0238 2 O1 uk 420 460 0,0100 0,0100 0,0184 0,0184 0,0244 0,0244 2 Є2-3 vl 460 630 0,0100 0,0100 0,0189 0,0189 0,0255 0,0255 3 Є1-2lt 630 790 0,0100 0,0100 0,0191 0,0191 0,0257 0,0257 4 Є1аn 790 1060 0,0100 0,0100 0,0190 0,0190 0,0257 0,0257 6 Є1bl 1060 1160 0,0100 0,0100 0,0190 0,0190 0,0256 0,0256 9 Є1bs 1160 1560 0,0100 0,0100 0,0191 0,0191 0,0258 0,0258 15 Є1us 1560 2310 0,0100 0,0100 0,0186 0,0186 0,0252 0,0252 28 V- Є1 2310 2642 0,0100 0,0100 0,0190 0,0190 0,0257 0,0257 33 mt

1.5 Зоны возможных осложнений

При строительстве скважины особое внимание стоит уделить зонам возможных осложнений (табл. 1.11).

Таблица 1.11 — Зоны возможных осложнений Интервал, м Характеристика (параметры) осложнения и

Осложнения от до условия возникновения

Обвалы стенок Осыпания слабосцементированных, рыхлых 0 370

скважины пород стенок скважины

Обвалы стенок Осыпания слабосцементированных, рыхлых

скважины пород стенок скважины 370 560

Поглощения бурового Интенсивность поглощения до 40м3/ч с полной

раствора потерей циркуляции

Обвалы стенок Осыпания слабосцементированных, рыхлых 560 630

скважины пород стенок скважины

Поглощения бурового Интенсивность поглощения до 180м3/ч с полной 630 790

раствора потерей циркуляции Окончание таблицы 1.11 Интервал,

Характеристика (параметры) осложнения и м Осложнения

условия возникновения от до

В интервалах залегания засолоненных горных

Кавернообразование,

пород и пластов каменной соли 790 1060

Поглощения бурового

Интенсивность поглощения 15-25 м3/ч

раствора

В интервалах залегания засолоненных горных 1160 2130 Кавернообразование

пород и пластов каменной соли 2130 2230 Кавернообразование При бурении пластов каменной соли

Поглощения бурового 2130 2230 Интенсивность поглощения до 60 м3/ч

раствора

Кавернообразование При бурении пластов каменной соли 2230 2580

Сужение ствола При прохождении глиносодержащих пород

Обвалы стенок Осыпание неустойчивых терригенных пород

скважины ярактинского горизонта;

Увеличение объема и изменение параметров 2580 2642

Нефтегазоводопрояв- бурового раствора. Разгазирование, переливы,

ления (НГВП) выбросы бурового раствора. При потере контроля

над скважиной возможно фонтанирование

Мероприятия по предупреждению осложнений описаны в разделе 2.7.

Искривление вертикальных скважин при бурении

... понятия искривления буровых скважин; 2) влияние анизотропности пород на характер искривления скважин; 3) методика изучения закономерностей искривления скважин; 4) влияние конфигурации поперечного сечения ствола скважины на ее искривление; 5) механизм искривления скважин. 1 ОСНОВНЫЕ ПОНЯТИЯ ОБ ИСКРИВЛЕНИИ В БУРЕНИИ ...

2 ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

2.1 Выбор способа бурения

Целесообразность применения того или иного способа бурения определяется геолого-техническими условиями. Основные требования к выбору способа бурения – необходимость обеспечения успешной проводки скважины с высокими технико-экономическими показателями. В настоящее время распространены следующие способы вращательного бурения:

• роторный (верхний привод);
• бурение гидравлическими забойными двигателями.

Выбранный способ должен допускать использование таких видов буровых растворов и такую технологию бурения, которые наиболее полно отвечали бы условиям качественного вскрытия продуктивного пласта, достижению наиболее высоких механических скоростей и проходок на долото, предусматривать возможность использования породоразрушающих инструментов различных типов и классов в соответствии с механическими свойствами горных пород.

Учитывая физико-механические свойства горных пород, проектную глубину скважины (3336м), забойные температуры, при которых осуществляется бурение, а также исходя из опыта работ по строительству скважин в Восточной Сибири, который показывает, что породы малой и средней твердости успешно разбуриваются шарошечными долотами при средних частотах вращения. Однако бурение роторным способом при повышенных частотах вращения приводит к быстрому износу бурильных труб и бурильных замков, КНБК, что в свою очередь может привести к аварии.

Исходя из вышесказанного, выбирается роторный способ для бурения под направление, так как в этом интервале породы мягкие и слабосцементированные, и турбинный способ для бурения под кондуктор и эксплуатационную колонну, в связи с тем, что скважина наклоннонаправленная, и преимущество выбранного турбинного способа очевидно (при данном способе бурения значительно облегчен процесс искривления скважины, так как бурильная колонна не подвержена вращению).

Также добиваются простоты конструкции скважины за счет того, что колонна бурильных труб не вращается, тем самым, исключая возможность нежелательных осыпей и обвалов стенок скважины, так как бурение в данных интервалах идет по неустойчивым породам.

2.2 Проектирование профиля и конструкции скважины

2.2.1 Обоснование и расчет профиля проектной скважины

Согласно Техническому заданию «на проектирование строительства наклонно-направленных скважин в продуктивных отложениях ярактинского горизонта на Дулисьминском нефтегазоконденсатном месторождении», выбиран трехинтервальный тип профиля ствола скважины, включающий в себя: вертикальный участок, участок набора зенитного угла и участок стабилизации (Рисунок 2).

Исходные данные для расчет профиля ствола скважины:

• H = 2642 м;
• Sк = 1500 м;
• i2 = 0,15 град/м;
• S = 1550 м;
• Hк = 2600 м;
• θ2 = 49,67˚.

Интенсивности искривления скважины на втором интервале, равной i2=0,15 град/м соответствует радиус искривления R2=382м.

Прежде всего необходимо найти длину вертикального участка Н1:

, (2.1)

=1150м.

Далее найдем вертикальные проекции второго H2 и третьего H3 интервалов, а также длины соответствующих интервалов (l2, l3 и l4):

, (2.2)

, (2.3)

, (2.4)

, (2.5)

, (2.6)

м,

1159м,

м.

Вычислим горизонтальные проекции соответствующих интервалов (S2, S3 и S4):

Освоение скважин после бурения

... накопившегося газа открытием задвижки. Процесс освоения скважины До начала освоения скважины необходимо испытать воздухопровод на герметичность на максимально ожидаемое давление на устье, либо на давление срабатывания предохранительного клапана азотной станции. ... Пусковые муфты Глубина установки, м Диаметр п.м., мм 1-я 850,0 1,5 2-я 950,0 2,0 3-я 1050,0 3,0 В скважинах с большим углом наклона ...

, (2.7)

, (2.8)

, (2.9)

м,

м.

Для большей наглядности, преобразуем полученные данные и занесем их в табл. 2.1.

Таблица 2.1 — Параметры профиля ствола скважины

Интервал по Горизонтальное

Длина по стволу, Длина Зенитный угол, град.

вертикали, смещение,

Интервала № м по Примечание

м м

вертикали,

м

от до интерва в начале в конце за

общая общее

ла интервала интервала интервал

(верх) (низ)

Вертикальный участок

1 0 1150 1150 1150 1150 — — — —

Набор зенитного угла

2 1150 1441 331 1481 291 0 49,67 135 135

Стабилизация параметров

Кровля 3 1441 2600 1790 3271 1159 49,67 49,67 1365 1500 ярактинского

горизонта

4 2600 2642 65 3336 42 49,67 49,67 50 1550 Забой

Рисунок 2 — Профиль ствола скважины

2.2.2 Выбор конструкции эксплуатационного забоя скважины

Под конструкцией эксплуатационного забоя понимается конструкция низа эксплуатационной колонны в районе продуктивного пласта.

Конструкция эксплуатационного забоя должна удовлетворять следующим условиям:

• устойчивость ствола скважины в процессе всего периода эксплуатации;
• проведение технологических операций по повышению нефтеотдачи;
• возможность проведения ремонтно-изоляционных работ;
• максимальная производительность скважины.

Тип коллектора поровый.

Породы в призабойной зоне устойчивы, если выполняется условие:

•  СЖ  2  К  PГОРН  PПЛ   PПЛ  PЗ , (2.10) где Рпл- пластовое давление, МПа;
• Рз- минимальное давление столба, жидкости на забое скважины, МПа;
• Ргор — давление вышележащих горных пород (горное давление), МПа;
• σсж — граница прочности пород продуктивного пласта при одноосевом сжатии, МПа (принимается σсж=30 МПа);

• К- коэффициент бокового распора (принимаем 0,3).

Забойное давление (РЗ) определяется по формуле:

• PЗ    H  g  H , (2.11) где ρн — плотность нефти, кг/м3;
• Н- глубина залегания кровли продуктивного пласта, м;
• g- ускорение свободного падения, м/с2.

Горное давление Ргор определяется по формуле:

, (2.12)

где ΔРгор — градиент горного давления, МПа/м.

Пластовое давление Рпл определяется следующим образом:

, (2.13)

где ΔРпл — градиент пластового давления, МПа/м.

Продуктивный пласт:

V- Є1 mt Ярактинский горизонт 2609-2626м.

Найдем необходимые значения:

1560 МПа;

• МПа;
• МПа;
•  СЖ  2  0,3  65,73  26,09  26,09  6,37  63,22 МПа.

Так как расчётные нагрузки на породы коллектора больше σсж = 30 МПа, пласт является непрочным, коллектор неустойчивый.

Исходя из вышесказанного, выбираем закрытую конструкцию эксплуатационного забоя.

Данная конструкция эксплуатационного забоя позволяет:

1. избежать заколонные перетоки;

«Бурение нефтяных и газовых скважин» :«Бурение наклонно-направленных ...

... обсадных колонн. Этот тип иногда используют для бурения направленной скважины с целью глушения другой, фонтанирующей, скважины. Он так­же рационален, когда необходимо развести забои скважин при бурении ... характеристика проходимых пород, потенциальные возможности обо­рудования — все это играет роль в создании проекта на сооружение на­правленной скважины. Направленная скважина представляет собой ...

2. обеспечить долговечность скважины;

3. обеспечить устойчивость ствола скважины в процессе всего периода эксплуатации.

2.2.3 Обоснование конструкции скважины

Для выявления зон несовместимых по условиям бурения и проектирования конструкции скважины, построим график совмещенных давлений.

Для безопасной проводки ствола скважины необходимо, чтобы выполнялось следующее условие:

• , (2.14) где Pпл — пластовое давление, МПа;
• Рбр — давление столба бурового раствора, МПа;
• Рпогл — давление поглощения, МПа;
• Ргр — давление гидроразрыва горных пород, МПа.

Согласно новых «Правил безопасности в нефтяной и газовой промышленности» от 2013 года [1], проектные решения по выбору плотности бурового раствора должны предусматривать создание столбом раствора гидростатического давления на забой скважины и вскрытие продуктивного горизонта, превышающего проектные пластовые давления на величину не менее:

• 10% для скважин глубиной по вертикали до 1200 м (интервалов от 0 до 1200 м);
• 5% для интервалов от 1200 м по вертикали до проектной глубины.

Для наглядности графика совмещенных давлений, определим эквиваленты давлений пластовых (Эпл), поглошений (Эпогл), гидроразрыва (Эгр), а также эквиваленты давлений столба бурового раствора (Эбр), вычисляемых по нижеуказанной формуле:

• , (2.15) где Эi — эквивалент соответствующего давления;
• ΔРi — градиент соответствующего давления, МПа/м;
• ΔРгс — градиент давления столба воды, равный 0,01 МПа/м.

По данным формулам найдем соответствующие величины и занесем их в таблицу 2.2

По данным табл. 2.2 построим график совмещенных давлений (рис. 3).

0 0,2 0,4 0,6 0,8 1,0 1,2 1,4 1,6 1,8 2,0 2,2 Эпл, Эгр(Эпогл), Эбр 400 800

1000

1200

1400

1600

1800

2000

2200

2400

2600

2800

• Эпл;
• Эбр; — Эпогл ; — Эгр.

H, м

Рисунок 3 — График совмещенных давлений

Построен график совмещенных давлений для выполнения расчетов по проектной конструкции добывающих скважин, определены градиенты пластового давления и давлений ГРП, определена плотность бурового раствора..

Из графика совмещенных давлений (рисунок 3) видно, что несовместимые условия бурения отсутствуют, следовательно конструкция скважины будет представлена следующими колоннами:

• направление;
• кондуктор;
• эксплуатационная колонна. Таблица 2.2 — Расчетные значения для построения графика совмещенных давлений

Эквиваленты градиентов Интервал Давления, МПа Град. давлений,МПа/м

давлений

от до Р Р Р Р Р Р Э Э Э Э

ПЛ ГР погл ПЛ ГР погл ПЛ ГР погл БР

0 30 0,3 0,53 — 0,01 0,0178 — 1,00 1,78 — 1,10 30 370 3,7 6,69 — 0,01 0,0181 — 1,00 1,81 — 1,10 370 420 4,2 7,64 5,46 0,01 0,0182 0,013 1,00 1,82 1,3 1,10 420 460 4,6 8,46 5,98 0,01 0,0184 0,013 1,00 1,84 1,3 1,10 460 560 5,6 10,58 7,50 0,01 0,0189 0,0134 1,00 1,89 1,34 1,10 560 630 6,3 11,91 — 0,01 0,0189 — 1,00 1,89 — 1,10 630 790 7,9 15,09 10,74 0,01 0,0191 0,0136 1,00 1,91 1,36 1,10 790 1060 10,6 20,14 14,42 0,01 0,0190 0,0136 1,00 1,90 1,36 1,10 1060 1160 11,6 22,04 — 0,01 0,0190 — 1,00 1,90 — 1,10 1160 1200 12 22,92 — 0,01 0,0191 — 1,00 1,91 — 1,10 1200 1560 15,6 29,79 — 0,01 0,0191 — 1,00 1,91 — 1,05 1560 2130 21,3 39,62 — 0,01 0,0186 — 1,00 1,86 — 1,05 2130 2230 22,3 41,48 30,33 0,01 0,0186 0,0136 1,00 1,86 1,36 1,05 2230 2310 23,1 42,97 — 0,01 0,0186 — 1,00 1,86 — 1,05 2310 2642 26,4 50,19 0 0,01 0,0190 — 1,00 1,90 — 1,05

Направление спускается на глубину 30 м с целью перекрытия зон неустойчивых пород четвертичных отложений и верхнего интервала ордовика с целью предупреждения размыва устья, а также для обвязки циркуляционной системы.

Глубину спуска кондуктора Н К определяем по формуле М.А. Шамильева [4], исходя из условия предупреждения гидроразрыва пород под его башмаком при ГНВП:

, (2.16)

где Рпл — пластовое давление на глубине L, МПа; е — основание натурального логарифма (е = 2,7183); L — глубина кровли продуктивного пласта, α — градиент гидроразрыва пласта, МПа/м;

• коэффициент состояния газа, ;
• β — относительная плотность газа по воздуху;
• zср — средний коэффициент сжимаемости газа (для идеального газа — 1);
• Tср — средняя абсолютная температура газа, К.

принимаем глубину спуска кондуктора Н = 1120 м.

Кондуктор спускается на глубину 1120 м с целью обеспечения надежного перекрытия верхних водоносных горизонтов хозяйственнопитьевого назначения, неустойчивых пород, склонных к обвалообразованию и кавернообразованию, а также с целью изоляции ствола скважины от зон возможных поглощений бурового раствора.

Ввиду возможных нефтегазоводопроявлений при дальнейшем углублении скважины на кондукторе устанавливается противовыбросовое оборудование. Указанная глубина спуска кондуктора рассчитана из условий нахождения башмака колонны в плотных породах булайской свиты и недопущения гидроразрыва пород при ликвидации возможных нефтегазопроявлений.

Эксплуатационная колонна спускается на глубину 2642 м (3336 м по стволу) и служит для изоляции продуктивного горизонта от других горизонтов геологического разреза скважины. Предназначена для извлечения нефти на поверхность или для закачивания рабочего агента в пласт.

Конструкция эксплуатационного забоя представляет собой спущенную до забоя и зацементированную обсадную колонну, перфорированную в районе продуктивного пласта.

2.2.4 Расчет глубин спуска и диаметров обсадных колонн

Конструкция скважины включает в себя три обсадные колонны: направление, кондуктор, эксплуатационную колонну.

Согласно Технического задания «на проектирование строительства наклонно-направленных скважин в продуктивных отложениях ярактинского горизонта на Дулисьминском нефтегазоконденсатном месторождении», диаметр эксплуатационной колонны принимается 168,3 мм, глубина спуска 2642 м по вертикали.

Диаметр долота для бурения под обсадную колонну определяется по наружному диаметру соединительной муфты с таким расчетом, чтобы обсадная колонна свободно проходила по стволу скважины с регламентированным радиальным зазором.

Диаметр долота под эксплуатационную колонну.

Наружный диаметр соединительной муфты для эксплуатационной колонны по ГОСТ632-80 — d М .Э  187,7 мм.

Расчётный диаметр долота DДЭ для бурения под эксплуатационную колонну

D ДЭ  d М .Э   н , (2.17)

где Δн – разность диаметров ствола скважины и муфты обсадной колонны согласно рекомендациям ВНИИБТ [3], мм. (табл. 2.3.).

Таблица 2.3 — Минимально допустимый зазор м/у стенкой скважиной и обсадной колонной

Номинальный диаметр обсадных труб, dн, мм 114 140 168 273 324 127 146 178 299 340

194 351

219 377

245 426

Разность диаметров, Δн, мм

15 20 25 35 39 — 45

D ДЭ  187,7  25  212,7 мм.

Ближайший нормализованный диаметр долота для бурения под эксплуатационную колонну принимается по ГОСТ 20692-2003 равным 215,9мм.

Наружный диаметр кондуктора ( dн)к:

(dн)к = dд + 2(в +), (2.18)

где в — радиальный зазор между долотом и внутренней поверхностью той колонны, через которую оно должно проходить при бурении скважины (от 3 до 5 мм);  — средняя толщина стенки труб данной колонны, мм.

(dн)к = 215,9 + 2(3 +11,1) = 244,1 мм,

принимаем диаметр кондуктора (dн)к = 244,5 мм. Наружный диаметр соединительной муфты для кондуктора по ГОСТ632-80 — d М .К  269,9 мм. Расчётный диаметр долота DДК для бурения под кондуктор:

D ДК  269,9  25  294,9 мм.

Ближайший нормализованный диаметр долота для бурения под кондуктор принимается по ГОСТ 20692-2003 равным 295,3 мм.

Наружный диаметр направления ( dн)н:

(dн)н= 295,3+ 2(3 +11) = 323,3 мм,

принимаем диаметр направления (dн)н = 323,9 мм. Наружный диаметр соединительной муфты для направления по ГОСТ632-80 — d М .Н  351 мм. Расчётный диаметр долота DДН для бурения под направление:

D ДН  351  40  391 мм.

Ближайший нормализованный диаметр долота для бурения под направление принимается по ГОСТ 20692-2003 равным 393,7 мм.

Полученные данные сведем в табл. 2.4

Таблица 2.4 — Диаметры колонн и долот для бурения указанных колонн

Макси Номинальный Номиналь Номер мальный

диаметр ный наруж колон-ны Интервал наружный

Название колонны ствола ный диаметр в поряд- спуска, м диаметр

скважины обсадных ке спуска соедине (долота), мм труб, мм

ния, мм 1 Направление 0 — 30 393,7 323,9 351,0 2 Кондуктор 0 — 1120 295,3 244,5 269,9 3 Эксплуатационная 0 — 3336 215,9 168,3 187,7

2.2.5 Обоснование высот подъема тампонажных растворов

В соответствии с требованиями правил безопасности в нефтяной и газовой промышленности предусматриваются следующие интервалы цементирования:

Направление и кондуктор цементируются на всю длину – 30 и 1120 м соответственно. Эксплуатационная колонна цементируется на всю длину до устья -3336 м. (таблица 2.5)

Таблица 2.5 — Интервалы цементирования

Название колонны Интервал цементирования, м

Направление 0-30

Кондуктор 0-1120

Эксплуатационная 0-3336

2.2.6 Разработка схем обвязки устья скважины

Конструкция устья скважины и колонных головок должна обеспечивать:

• жесткую и герметичную обвязку всех обсадных колонн, выходящих на устье скважины;
• подвеску с расчетной натяжкой промежуточных и эксплуатационных колонн, обеспечивающую компенсацию температурных деформаций на всех стадиях работы скважины (колонны);
• возможность контроля флюидопроявлений за обсадными колоннами;
• возможность управления скважиной при ликвидации газонефтеводопроявлений и аварийном глушении в процессе бурения и крепления.

Критериями выбора ПВО являются максимальное давление, возникающее на устье скважины при полном замещении промывочной жидкости пластовым флюидом при закрытом превенторе и диаметры проходных отверстий превенторов, позволяющих нормально вести углубление скважины или проводить в ней любые работы. Противовыбросовое оборудование устья скважины выбирается исходя из следующего условия:

• РПРВ. > (РУ)max, (2.19)

где РПРВ. – рабочее давление превенторов, МПа.

Величина максимального устьевого давления Рму рассчитывается по формуле:

пл , (2.20)

МП .

Исходя из результатов расчёта, диаметра долота для бурения под эксплуатационную колонну, а также согласно правилам безопасности в нефтяной и газовой промышленности проектируем:

• _при вскрытии пласта ОП5-230/80×35 ХЛ со следующими техническими характеристиками:

1. диаметр проходного отверстия – 230 мм;

2. рабочее давление – 35МПа;

3. диаметр проходного отверстия манифольда – 80 мм;

• Схема состоит из двух плашечных превенторов (один с глухими, другой с трубными плашками) и одного универсального превентора.
• _при освоении скважины — малогабаритную превенторную установку типа ОП4-180/8035 ХЛ.

Колонную головку – ОКК1-35-168×245 ХЛ (выбирается по диаметру обсадных колонн и наибольшему давлению на устье; давление на устье скважины при опрессовке составит 23 МПа, а диаметры обвязываемых обсадных колонн равны 168,3 мм и 244,5 мм).

2.3 Проектирование процесса углубления скважины

Технико-экономическая эффективность проекта на строительство нефтяной скважины во многом зависит от обоснованности процесса углубления и промывки. Проектирование этих процессов включает в себя выбор типа породоразрушающего инструмента и режимов бурения, конструкции бурильной колонны и компоновки её низа, гидравлической программы углубления и показателей свойств промывочной жидкости, типов промывочных растворов и необходимых количеств химических реагентов и материалов для поддержания их свойств. Необходимо также выбрать буровую установку. В качестве основных режимных параметров можно выделить следующие: нагрузку на долото Gос, кН; частоту вращения инструмента n, мин-1; расход промывочной жидкости Q, л/с; тип и качество промывочной жидкости.

2.3.1.Выбор буровых долот

Выбор типа породоразрушающего инструмента основывается на физико-механических свойствах пород и литологическом строении разреза пород.

В последнее время при бурении скважин наибольшее распространение получили долота типа PDC, в связи с высокой механической скоростью бурения и большой нормой проходки на долото (>1000м), а также в породах осадочного комплекса, которые слагают практически все нефтегазоконденсатные месторождения. Ими ежегодно выполняется около 80% объема проходки в нашей стране и за рубежом. Тем не менее, бурение верхних интервалов, сложенных слабосцементированными породами эффективнее бурить шарошечными долотами, которые показывают максимальную механическую скорость в данных интервалах. По принципу действия это дробяще-скалывающие долота, с эффектом проскальзывания.. В зависимости от числа рабочих элементов шарошечные долота бывают одно-, двух, трех-, четырех-, шести- и многошарошечные. Наиболее распространен трехшарошечный вариант долота. Конструкция такого долота наилучшим образом вписывается в цилиндрическую форму скважины тремя коническими шарошками, при этом обеспечивается оптимальное центрирование и устойчивость работы долота.

Из табл. 1.6. следует, что интервал 0-30м сложен мягкими породами, поэтому для бурения данного интервала проектом принято долото типа М. Выбираем долото, выпускаемое ООО «НПП «БУРИНТЕХ» БИТ 393,7 Z1RS.

При бурении в интервале 30 – 420 м, представленном мягкими, абразивными породами. Исходя из того, выбираем долото с герметизированной опорой на подшипниках качения БИТ 295,3 Z1RS, производства ООО «НПП «БУРИНТЕХ».

В интервале 420-1120 метров породы сложены в основном мягкими и средними породами (аргиллитами, доломитами и алевролитами), с абразивностью 2 — 8. Для данного интервала принимаем шестилопастное долото PDC с резцами повышенной стойкости БИТ 295,3 В 613 Т, производства ООО «НПП «БУРИНТЕХ» .

При бурении под эксплуатационную колонну в интервале 1120 – 3336 метров, породы сложены в основном средними породами с пропластками твердых пород (аргиллиты, алевролиты, доломиты глинистые,ангидритистые, плотные долериты), с абразивностью 3-8. Исходя из этого, принимаем семилопастное долото PDC с резцами повышенной стойкости БИТ 215,9 В 713 Т, производства ООО «НПП «БУРИНТЕХ».

Применяемые долота по интервалам бурения представлены в табл.2.6

Таблица 2.6 — Типоразмеры долот по интервалам бурения

Интервал, м Типоразмер долота

0-30 БИТ 393,7 Z1RS

30-420 БИТ 295,3 Z1RS

420-1120 БИТ 295,3 В 613 Т

1120-3336 БИТ 215,9 В 713 Т

2.3.2 Расчет осевой нагрузки на долото по интервалам горных пород

При расчете осевой нагрузки на долото используют следующие методы:

1. Статистический анализ отработки долот в аналогичных геологотехнических условий;

2. Аналитический расчет на основе качественных показателей физикомеханических свойств горной породы и характеристик долот, применение базовых зависимостей долговечности долота и механической скорости бурения от основных параметров бурения.

Расчет осевой нагрузки (для шарошечных долот), обеспечивающей объемное разрушение горной породы производится по формуле:

• (2.21)

По рекомендациям ООО «НПП «БУРИНТЕХ» на шарошечные долота типа «Z» рекомедуемая нагрузка составляет:

, (2.22)

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

Goc  0,8  Gдоп , (2.23)

где DД – диаметр долота, м; РШ – твердость породы по штампу (табл.1.6.), МПа.

В интервале 0 – 30 м:

кН,

кН.

Для данного интервала принимается осевая нагрузка, равная весу инструмента.

В интервале 30-420 м:

Мпа,

кН,

кН,

кН.

Принимаем для данного интервала осевую нагрузку, равную Gос=210 кН.

Для долот типа PDC рекомендуется рассчитывать осевую нагрузку по следующей формуле:

, (2.24)

где g o — удельная нагрузка на 1 м диаметра долота для бурения в породах данной категории, тс/м; Dд- диаметр долота, м.

По промысловым данным рекомендуется применять следующие удельные нагрузки:

•  для пород категории М: go  200 , кН/м;
•  для пород категории МС: go  200  400 , кН/м;
•  для пород категории С: go  400  800 , кН/м.

В интервале 420 – 1120 м.:

кН,

кН.

Для данного интервала выбираем осевую нагрузку, соответствующую допустимой Gос = 120 кН.

В интервале 1120-3336 м.:

кН,

кН.

Для данного интервала выбираем осевую нагрузку, равную Gос = 130 кН.

Полученные данные занесем в таблицу 2.7

2.3.3 Расчет частоты вращения долота

Расчет частоты вращения долота производится из условий создания необходимой линейной скорости на периферии долота. Полученные данные не должны превышать значения, найденных по следующим условиям:

• по времени контакта зубьев долота с горной породой (для

шарошечных долот);

• по стойкости опор (для шарошечных долот).

Превышение оптимальных частот вращения вызывает снижение механической скорости бурения и, как следствие, быструю поломку долота.

1. Расчет частоты вращения по оптимальной линейной скорости на периферийном венце шарошки ведется по формуле:

, (2.25)

где n1 – частота оборотов долота, об/мин; Vл – линейная скорость на периферии долота, м/с. Vл зависит от твердости пород:

• для пород категории М, Vл =2,5 ÷3,4 м/с;
• для пород категории МС, МЗ, МСЗ, Vл=1,8÷2,5 м/с;
• для пород категории С, , СЗ, Vл=1,3÷1,8 м/с;

2. Расчет частоты вращения долота, по времени контакта зуба долота с горной породой ведется по формуле:

, (2.26)

где dш – диаметр шарошки, м (Отношение диаметра шарошки к диаметру долота равно примерно 0,65); z – число зубьев; tк – минимальное время контакта зуба долота с горной породой (принимается 6 10-3).

3. Расчет частоты вращения по стойкости опор:

, (2.27)

где а – коэффициент, характеризующий свойства горных пород:

• для пород категории М: 0,7 — 0,9;
• для пород категории С: 0,5 — 0,7.

Частота оборотов долота в интервале 0 – 30 метров составляет:

• мин-1;
• мин-1;
• мин-1.

Частота оборотов долота в интервале 30 – 420 метров составляет:

• мин-1;
• мин-1;
• мин-1.

Частота оборотов долота в интервале 420 – 1120 метров составит:

мин-1.

Допустимая частота вращения долота БИТ 295,3 В613Т nдоп=400 мин-1 (условие выполняется).

Частота оборотов долота в интервале 420 – 1120 метров составит:

мин-1.

Допустимая частота вращения долота БИТ 215,9 В713Т nдоп=400 мин-1 (условие выполняется).

Полученные данные сведем в таблицу 2.7

Таблица 2.7 — Частоты вращения и осевые нагрузки долот

Интервал, м Осевая нагрузка, кН Частота вращения, мин-1

0-30 Вес инструмента 120-150

30-420 210 120-160

420-1120 120 120-160

1120-3360 130 115-160

2.3.4 Выбор типа забойного двигателя

Основные требования к забойным двигателям:

1./Вращающий момент двигателя при его работе в условиях наибольшей мощности и коэффициенте полезного действия должен быть достаточным для вращения долота при заданной осевой нагрузке;

2./Диаметр и жесткость гидравлического забойного двигателя должны соответствовать требованиям достижения заданной траектории ствола скважины;

3./Подача насосов, при которой двигатель работает в заданном режиме, должна удовлетворять условиям промывки скважины.

Диаметр гидравлического забойного двигателя рассчитывается по формуле:

, (2.28)

где Dг – диаметр гидравлического забойного двигателя, м.

Номинальный крутящий момент (Мкр) на долоте рассчитывается по формуле:

, (2.29)

где Муд – удельный момент на долоте, Н м/кН; Gос – осевая нагрузка на долото, кН.

, (2.30) где α – опытный коэффициент, принимаемый 1 Н/кН; Dд — диаметр долота, см.

Рассчитывается номинальный крутящий момент на долоте для интервала от 420 до 1120 метров:

Н м/кН,

Н м.

Рассчитывается номинальный крутящий момент на долоте для интервала от 1120 до 3336 метров:

Н м/кН,

Н м.

В интервале бурения под кондуктор диаметр гидравлического забойного двигателя равен:

м.

Принимаем диаметр гидравлического забойного двигателя 240 мм.

В интервале бурения под эксплуатационную колонну диаметр гидравлического забойного двигателя равен:

м.

Принимаем диаметр гидравлического забойного двигателя 178 мм.

На основании полученных значений для бурения под кондуктор выбирается винтовой забойный двигатель (ВЗД) Д1-240М.5/6.50, для бурения под эксплуатационную колонну — винтовой забойный двигатель с регулируемым углом перекоса ДГР-178М.6/7.62 производства ООО «ВНИИБТ – БУРОВОЙ ИНСТРУМЕНТ». Основные характеристики забойных двигателей приведены в таблице 2.8 Таблица 2.8 — Характеристики ВЗД

Характеристики Д1-240М.5/6.50 ДГР-178М.6/7.62

Наружный диаметр корпуса, мм 240 178

Длина двигателя, мм 8545 7984

Расход бурового раствора, дм3/с 30-50 25-35

Момент силы на выходном валу, Нм 11000-15000 9600-11800 Частота вращения вала на холостом ходу, мин-1 120-198 156-210

Перепад давления , МПа 7,5 8,8

Допустимая осевая нагрузка, кН 400 250

Ресурс, ч 160 160

Масса, кг 1922 1074

2.3.5 Выбор компоновки и расчет бурильной колонны

Компоновка бурильной колонны в общем случае включает в себя породоразрушающий инструмент, забойный двигатель, УБТ, маховики, калибраторы, центраторы, стабилизаторы, расширители, переводники, бурильные трубы, ведущую трубу.

Расчет бурильной колонны включает в себя расчет УБТ, бурильных труб, замковых соединений, допустимых избыточных наружных и внутренних давлений бурового раствора, а также максимальной глубины спуска колонны на клиновых захватах в соответствии с принятой конструкцией и запроектированными параметрами режима бурения.

Расчет произведено согласно [5].

В расчет УБТ входит определение типов и длины ступеней компоновки.

Диаметр УБТ (D01убт, мм) первой секции (снизу вверх) определяется следующим образом:

, (2.31)

Диаметр УБТ при бурении под кондуктор долотом 295,3 мм составит:

мм,

принимаем УБТС1-229 с наружным диаметром D01убт = 229мм, внутренним диаметром d01убт = 90 мм, массой погонного метра q01убт = 273,4 кг/м.

Выбранный тип УБТ должен отвечать требованиям минимальной жесткости — жесткость на изгиб основной ступени УБТ должна быть не меньше жесткости обсадной колонны, под которую ведется бурение. Для этого необходимо, чтобы выполнялось следующее условие:

, (2.32)

где Dок — наружный диаметр обсадной колонны, мм; δок — наибольшая возможная толщина стенки для труб данного типоразмера, мм.

следовательно условие выполняется.

Диаметр бурильных труб (Dбт, мм) выбирается из следующего соотношения:

, (2.33)

выбираем бурильные трубы (БТ) диаметром Dбт=127 мм.

Для обеспечения плавного перехода по жесткости от УБТ к бурильным трубам компоновка УБТ в общем случае выполняется ступенчатой, при этом количество ступеней должно быть таким, чтобы при переходах к БТ и переходах между ступенями выполнялись условия:

, (2.34)

где Di — диаметр i-той ступени УБТ, мм; Di-1 — диаметр предыдущей ступени УБТ (начиная с БТ), мм.

мм,

принимаем последнюю секцию УБТ (перед БТ) — УБТС1-146 с наружным диаметром D10 — 146мм, внутренним диаметром d10 — 68 мм, массой погонного метра q10 = 103 кг/м. Длину данной секции выберем равной длине двух труб l10 = 13 м.

Вычислим следующую секцию УБТ по формуле (2.34):

мм,

принимаем предпоследнюю секцию УБТ — УБТС1-178 с наружным диаметром D20 — 178мм, внутренним диаметром d20 — 80 мм, , массой погонного метра q10 = 156 кг/м. Длину данной секции возьмем равной длине двух труб l20 = 13 м.

Диаметр третьей с конца секции определим аналогичным способом:

мм,

что соответствует диаметру главной секции УБТ. Следовательно, имеем трех- секционную компоновку УБТ.

Длину основной ступени l01 УБТ найдем по формуле:

• , (2.35) где Kд — коэффициент нагрузки на долото, Кд = 1,175;
• ρж — плотность бурового раствора, г/см3;
• ρо — плотность материала УБТ, ρо = 7,85 г/см3;
• Qзд — вес забойного двигателя, Н;
• Gос — необходимая нагрузка на долото, Н;
• Qе — суммарный вес всех элементов КНБК за исключением забойного двигателя и УБТ, Н;

• li — длина i-той переходной ступени УБТ, м;
• qi — приведенная масса 1 м длины i-той секции УБТ, кг.

для интервала 30-420:

м,

принимаем l01 = 91 м.

Общий вес компоновки УБТ Q0, Н:

, (2.36)

282460 Н.

Общая длина L0, м:

, (2.37)

м.

Рассчитаем необходимость в промежуточных опорах для ограничения прогибов УБТ:

, (2.38)

Н,

Отсюда следует, что необходимость в промежуточных опорах с целью ограничения прогибов УБТ отсутствует. Также стоит отметить, что по рекомендациям ВНИИТнефть в компоновки УБТ диаметром >203 мм промежуточные опоры можно не устанавливать.

Моменты свинчивания принятых УБТ диаметром 229 мм составляют

Т при σ = 650 МПа, μ = 0,1 — 41500 – 84000 Н м.

Для интервала 420-1120м:

м,

принимаем l0 = 39 м.

Вес компоновки УБТ:

Н.

Общий вес КНБК в скважине:

, (2.39)

=137150 Н.

Общая длина компоновки УБТ L0, м:

м.

Общая длина КНБК L0, м:

м.

Для данной КНБК также отсутствует необходимость в установки дополнительных опор с целью ограничения прогибов.

Диаметр УБТ при бурении под эксплуатационную колонну долотом 215,9 мм составит:

мм,

принимаем УБТС1-178 с наружным диаметром D01 — 178мм, внутренним диаметром d01 — 80 мм, , массой погонного метра q10 = 156 кг/м Выбранный тип УБТ должен отвечать требованиям минимальной жесткости жесткость на изгиб основной ступени УБТ должна быть не меньше жесткости обсадной колонны, под которую ведется бурение. Для этого необходимо, чтобы выполнялось следующее условие:

следовательно, условие выполняется.

Диаметр бурильных труб выбираем такой же, что и при бурении под кондуктор — диаметром Dбт=127 мм.

Найдем диаметр первой (перед БТ) секции УБТ:

мм,

принимаем последнюю секцию УБТ (перед БТ) — УБТС1-146 с наружным диаметром D10 — 146мм, внутренним диаметром d10 — 68 мм, массой погонного метра q10 = 103 кг/м. Длину данной секции выберем равной длине двух труб l10 = 13 м.

Следующая ступень соответствует диаметру главной секции УБТ. Следовательно, имеем двух- секционную компоновку УБТ.

Длину основной ступени l01 УБТ для бурения интервала набора зенитного угла найдем по формуле:

, (2.40)

, (2.41)

где — углы наклона профиля скважины в начальной и конечной точках расположения основной ступени УБТБ град; αср — средний угол наклона профиля на участке расположения забойного двигателя и специальных элементов компоновки КНБК.

м.

Так как в расчете не учтена промежуточная ступень, принимаем длину основной ступени 130 м.

Общий вес компоновки УБТ Q0, Н:

216190 Н.

Общий вес КНБК в скважине:

=196570 Н.

Общая длина компоновки УБТ и КНБК, м:

м,

м.

Для интервала бурения наклонно-направленного ствола:

, (2.42)

м,

принимаем l01 = 156 м.

Общий вес компоновки УБТ Q0, Н:

256750 Н.

Общий вес КНБК в скважине:

=231710 Н.

Общая длина компоновки УБТ и КНБК, м:

м,

м.

Рассчитаем необходимость в промежуточных опорах для ограничения прогибов УБТ:

Н.

Отсюда следует, что существует необходимость в промежуточных опорах с целью ограничения прогибов УБТ.

Рассчитаем необходимое число промежуточных опор и расстояние между ними для основной ступени по следующим формулам:

, (2.43)

, (2.44) где n — частота вращения, об/мин; I — осевой момент инерции, см4;

• длина полуволны БК в нейтральном сечении, м.

м,

м.

Необходимое расстояние между промежуточными опорами a, м устанавливают следующим образом:

, (2.45)

где К0 — коэффициент, зависящий от жесткости промежуточных опор и УБТ (К0 принимается 1,52).

м,

принимаем расстояние между центрирующими элементами а = 19,5 м. Количество промежуточных опор m определяется из следующего выражения:

где m 2.

принимаем m=8.

Моменты свинчивания принятых УБТ диаметром 178 мм составляют

Т при σ = 650 МПа, μ = 0,1 — 25300 – 50400 Н м.

Рассчитаем геометрические размеры отклоняющей компоновки.

При бурении забойным двигателем с перекошенной шпиндельной частью, геометрические размеры компоновки по заданному радиусу искривления ствола R с достаточной для практики точностью могут быть определены по формуле:

, (2.46)

где L1 — длина шпиндельной части ВЗД (от торца долота, до места искривления шпинделя), м; L2 — длина рабочей части ВЗД, м; αп — угол перекоса шпиндельной части ВЗД, градус; β — угол наклона шпиндельной части ВЗД к оси скважины, градус.

Угол β определяют по формуле:

, (2.47)

где D и dт — диаметры соответственно долота и корпуса ВЗД, м.

Зная значения L1 и L2, а также исходя из вышеуказанных формул, найдем необходимый угол перекоса шпиндельной части ВЗД.

, (2.48)

При бурении интервалов набора зенитного угла, а также прямолинейного участка наклонного ствола в КНБК рекомендуется включать ЯСС. Определим высоту установки ЯССа над долотом.

Вес КНБК ниже ЯССа составляет:

, (2.49)

Следовательно ЯСС необходимо устанавливать сразу над первой секцией УБТ 178 мм.

На основании произведенных вычислений в качестве компоновки бурильных труб (КБТ) выбираются трубы диаметром 127мм. В связи с тем, что максимальные нагрузки будут приходиться при бурении под эксплуатационную колонну, следовательно выбранные трубы будут отвечать необходимым прочностным условиям при бурении предыдущих колонн.

В связи с тем, что при бурении под эксплуатационную колонну возможно применение роторной компоновки, выбираем в качестве первой над УБТ секций бурильные трубы ТБПК диаметром 127 мм марки Д с толщиной стенки 9,19 мм.

Наружное избыточное давление, при котором наибольшее напряжение в теле трубы достигает предела текучести, а также необходимое давление (с учетом запаса):

МПа,

, (2.50)

МПа,

что выше действующего наружного давления.

Определим наибольшую допустимую длину данной секции:

, (2.51)

, (2.52)

где Qрmax — максимальная допускаемая растягивающая нагрузка на тело трубы m-й секции, Н;

• коэффициент влияния касательных напряжений на напряженное состояние трубы. Принимается =1,04;
• Fk, F — площади поперечного сечения канала и тела трубы m-ой секции, мм ;
• n — нормативный коэффициент запаса прочности, принимаемый 1,40;
• Δp — перепад давления в ВЗД, 9 МПа;
• предел текучести материала, МПа.

м.

Проверим выполнение условий статической прочности в верхнем сечении секции для случая отрыва долота от забоя:

, (2.53)

, (2.54)

, (2.55)

, (2.56)

, (2.57)

, (2.58)

, (2.59)

, (2.60)

, (2.61)

, (2.62)

, (2.63)

, (2.64)

, (2.65)

где kn — число наклонных прямолинейных участков;

• коэффициент трения БК о стенки скважины, принимается 0,36;
• вес i-той секции КБТ, Н;
• вес вертикальных участков КБТ, Н;
• усилие, обусловленное весом и силами трения колонны на прямолинейных наклонных участках и на участках увеличения или уменьшения угла наклона профиля скважины, кгс;
• усилие, создаваемое в колонне за счет веса и сил трения КНБК, кгс;
• допустимое растягивающее напряжение, МПа;
• напряжение растяжения, МПа;
• крутящий момент, кгс м;
• коэффициент, учитывающий влияние касательных напряжений на уровень напряженного состояния трубы, принимается равным 1,10;
• полярный момент сопротивления сечения по телу трубы, см3;
• касательные напряжения в рассматриваемом сечении, МПа;
• диаметр замка бурильной трубы, мм;
• D — диаметр скважины, мм;
• R — радиус кривизны БК, м;

• напряжение изгиба, МПа;
• осевой момент сопротивления рассматриваемого сечения трубы, см3;
• предел текучести материала, МПа;
• эквивалентное напряжение МПа.

Н,

так как в скобках получилось число, меньше 1, следовательно расчет ведем по собственному весу секции.

Н,

МПа,

Н м,

МПа,

м,

м,

м,

м,

Н м,

МПа,

МПа,

фактический запас статической прочности составляет:

что больше необходимого запаса прочности.

Проверим допустимость осевого растягивающего усилия для замкового соединения ЗП-127.

, (2.66) где — осевое усилие, вызывающее в опасном сечении нипеля напряжения, равные пределу текучести материала, кН;

• коэффициент запаса, принимаем 1,4;
• R — минимальное значение усилия сжатия торца муфты и упорного уступа ниппеля, кН.

кН = 2202500 Н,

что значительно больше Qр.

Проверим выполнение условий статической прочности на верхней границе искривленного участка при подъеме БК. Длина искривленного участка составляет 331 м. Тогда на наклонном участке будет находиться часть первой секции длиной 1344 м и КНБК.

(2.67)

Н,

Н,

МПа,

Н м,

МПа,

Н м,

кгс/мм2,

МПа.

Фактический запас статической прочности составляет:

таким образом, данные БТ удовлетворяют всем требованиям и принимаются для компоновки первой секции КБТ.

Для компоновки второй секции рассмотри ТБПК марки стали Л с толщиной стенки 9,19 мм.

МПа,

МПа,

что выше действующего наружного давления.

Определим наибольшую допустимую длину данной секции:

м.

Необходимая длина секции составляет 1482 м.Проверим выполнение условий статической прочности на устье по формуле 2.55:

Н,

МПа,

Н м,

Мпа,

МПа

фактический запас статической прочности составляет:

что больше необходимого запаса прочности.

Усилие Qр здесь также существенно меньше допускаемого для замкового соединения ЗП-127 Pmax = 2202500 Н.

Необходимые моменты свинчивания замковых соединений М ЗП-127 рассчитаем для смазки типа Р-416 ( :

М , (2.68)

где А1 и А2 — параметры резьбы, торца муфты, находящегося в контакте с упорным уступом нипеля и ЗС в целом, принимаются 8,02 и 8,46;

• относительные жесткости на растяжение — сжатие ниппеля и муфты или коэффициенты распределения внешней нагрузки, принимаются 0,535 и 0,465.

М Н м.

Определим наибольшие допускаемы глубины спуска секции в клиновом захвате ПКР 560 (длина клиньев 400мм):

, (2.69)

где — предельная осевая нагрузка в клиновом захвате, Н;

• С- коэффициент охвата, для ПРО 560 принимается равным 0,9.

Н,

, (2.70)

м,

что больше принятой длины данной секции l1 = 1675м.

Для 2-ой секции аналогично:

Н,

м,

что больше принятой длины данной секции l2 = 1482 м.

Таким образом, вся бурильная колонна длиной 3157 м может быть спущена с использованием клинового захвата ПКР-560.

В итоге проектировочного расчета получена следующая конструкция бурильной колонны (таблица 2.9, 2.10.) Таблица 2.10 — Компоновки бурильных труб Интервал, м Состав Суммарная

Длина, м Нормативные документы от до компоновки длина, м

БИТ 393,7Z1RS 0,45 0,45 ТУ 3664-874-5749180-98 0 30

УБТС1-229 остальное 30 ТУ 14-3-835-79

БИТ 295,3 Z1RS 0,42 0,42 ТУ 3664-874-0579180-98

УБТС1-229 91 91,42 ТУ 14-3-835-79 30 420 УБТС1-178 13 104,42 ТУ 14-3-835-79

УБТС1-146 13 117,42 ТУ 14-3-835-79

ТБПК 127×9Д остальное 420 ГОСТ Р 50278-92

БИТ 295,3 В 613 Т 0,40 0,40 ТУ 3664-002-75841-2005

Д1-240М.5/6.50 8,55 8,95 ТУ 26-02-367-87

УБТС1-229 39 47,65 ТУ 14-3-835-79 420 1120

УБТС1-178 13 60,95 ТУ 14-3-835-79

УБТС1-146 13 73,95 ТУ 14-3-835-79

ТБПК 127×9Д остальное 1120 ГОСТ Р 50278-92

БИТ 215,9 В 713 Т 0,40 0,40 ТУ 3664-002-79841-2005

ДГР-178М.6/7.62 7,98 8,38 ТУ 26-02-367-87

ОП-203 0,4 9,18 ТУ 39-01-10-388-78

УБТС1-178 19,5 28,68 ТУ 14-3-835-79

ОП-203 0,4 29,04 ТУ 39-01-10-388-78

УБТС1-178 19,5 48,58 ТУ 14-3-835-79

ОП-203 0,4 48,98 ТУ 39-01-10-388-78

УБТС1-178 19,5 68,48 ТУ 14-3-835-79

ОП-203 0,4 68,88 ТУ 39-01-10-388-78

УБТС1-178 19,5 88,38 ТУ 14-3-835-79

ОП-203 0,4 88,78 ТУ 39-01-10-388-78 1120 3336

УБТС1-178 19,5 108,28 ТУ 14-3-835-79

ОП-203 0,4 108,68 ТУ 39-01-10-388-78

УБТС1-178 19,5 128,18 ТУ 14-3-835-79

ОП-203 0,4 128,58 ТУ 39-01-10-388-78

УБТС1-178 19,5 148,08 ТУ 14-3-835-79

ОП-203 0,4 148,48 ТУ 39-01-10-388-78

УБТС1-178 19,5 167,68 ТУ 14-3-835-79

ЯСС -171 4,6 172,28 ТУ 3985-002-19841-2004

УБТС1-146 13 185,28 ТУ 14-3-835-79

ТБПК 127×9Д 1675 1860,28 ГОСТ Р 50278-92

ТБПК 127×9Л остальное 3336 ГОСТ Р 50278-92

При бурении интервала набора зенитного угла 1150-1481 м необходимо выставить угол перекоса шпинделя ДГР-178М.6/7.62 равным 1,200 с целью прохождения вдоль проектной трассы радиусом R=382 м. Таблица 2.9 – Конструкция бурильных колонн диаметром 127 мм

КоэффициИнтервал Групп Нагрузк ент запаса бурения Номер а Толщи Длин а на

Вес прочности

секции Тип прочн на а крюке

секци

(снизу БТ ости стенки секци при нор

и, кН факт

вверх) матер , мм и, м подъеме мати от до ичес

иала , кН вны

кий

й

30 420 1 ТБПК Д 9,19 302 91,5 374 — 1,5

420 1120 1 ТБПК Д 9,19 1046 316,9 454,1 — 1,5

1 ТБПК Д 9,19 1675 439,6 856 1,4 1,4 1120 3336

2 ТБПК Л 9,19 1482 389,0 1270,1 1,51 1,4

2.3.6.Обоснование типов и компонентного состава промывочной

жидкости

Буровой раствор выполняет функции, которые определяют не только успешность и скорость бурения, но и ввод скважины в эксплуатацию с максимальной продуктивностью.

Функции, выполняемые буровым раствором:

• полностью очищать забой скважины от разбуриваемых пород и удалять их на поверхность;
• создавать давление достаточное, для предотвращения притока пластовых жидкостей и газов в скважину, как в процессе бурения, так и при продолжительном прекращении промывки;
• удерживать частицы разрушенных или осыпавшихся пород и иных частиц твердой фазы во взвешенном состоянии при прекращении промывки и предотвращать осаждение их на забой;
• интенсивно охлаждать и хорошо смазывать трущиеся поверхности долот, забойных двигателей, бурильной колонны и других узлов оборудования;
• препятствовать проявлениям неустойчивости горных пород слагающих стенки скважины;
• передавать мощность от источника на дневной поверхности к забою скважины.

Буровой раствор должен:

• обладать тиксотропными свойствами, быть легко прокачиваемым во время промывки скважины, но быстро переходить в гелеобразное состояние, как только прекращается его прокачивание;
• быть достаточно инертным по отношению к горным породам: не растворять их, не снижать прочность стенок скважины;
• допускать регулирование плотности в достаточно широком диапазоне;
• кольматировать поры и трещины в стенках скважины, создавать в них тонкую, практически непроницаемую корку, которая предотвращала бы проникновение, как самой жидкой фазы, так и ее дисперсной среды в продуктивные пласты;
• быть малочувствительным к воздействию разбуриваемых горных пород и пластовых жидкостей, но легко поддаваться обработке с целью изменения свойств в нужном направлении при добавлений малых количеств специальных химических веществ;
• сохранять стабильность свойств в широком диапазоне изменения температур;
• обладать хорошей смазывающей способностью и теплофизическими свойствами, достаточными для отвода тепла от трущихся поверхностей;
• допустить проведение геофизических исследований в скважине;
• быть не токсичным;
• содержать в основном недефицитные и недорогие химические реагенты;

— Выполнение указанных функций зависит от взаимодействия раствора с разбуриваемыми горными породами. Характер и интенсивность этого взаимодействия определяются породой и составом дисперсионной среды. По составу этой среды буровые растворы делят на три типа:

• растворы на водной основе;
• растворы на нефтяной основе;
• газообразные агенты.

Качество бурового раствора должно обеспечивать успешную проводку скважины, крепление ее обсадными колоннами и эффективное вскрытие продуктивного пласта.

Исходя из опыта бурения на Дулисьминском месторождении, а также из геологической характеристики разреза, для бурения данной скважины и вскрытия продуктивного пласта используется полимерглинистый буровой раствор. Данный буровой раствор относительно дешев по сравнению с другими, не оказывает вредного воздействия на окружающую среду и может иметь необходимые характеристики для качественного вскрытия продуктивного горизонта.

Плотность бурового раствора приведена в таблице 2.2. Исходя из данных таблицы, а также согласно [1] плотность буровго раствора при бурении интервала от 0 до 1200 м составляет 1,1 0,03 г/см3, а в интервале от 1200 до 3336 м — 1,05 0,03 г/см3.

Статическое напряжение сдвига рассчитываем по формуле:

• , (2.71) где СНС1 – статическое напряжение сдвига через 1 минуту, дПа;
• d – диаметр частиц шлама, принимается 0,003-0,005 м;
• п – плотность горной породы, кг/м3;
• р – плотность промывочной жидкости, кг/м3;
• g – ускорение свободного падения, м/с;
• К – коэффициент, учитывающий реальную форму частиц шлама, К = 1,5.

, (2.72)

где СНС10 – статическое напряжение сдвига через 10 минут, дПа.

Условная вязкость рассчитывается по формуле:

, (2.73)

где УВ – условная вязкость, с.

Пластическая вязкость находится:

, (2.74)

где — пластическая вязкость, Па с.

Динамическое напряжение сдвига:

, (2.75)

где ДНС — динамическое напряжение сдвига, Па.

Показатель фильтрации бурового раствора Ф:

, (2.78)

где Ф — показатель фильтрации бурового раствора, см3/30мин.; К — эмпирический коэффициент, принимается равным 5;

• коэффициент, зависящий от свойств бурового раствора, принимается 0 -1 0,04 С ;

• Т — забойная температура, 0С.

Содержание песка С:

, (2.79)

где С — максимальное допустимое содержание песка в буровом растворе, %;

• плотность горной породы и бурового раствора, кг/м3.

В интервале 0-1200м:

Па,

Па,

Па ,

Па,

см3/30мин,

В интервале 1200-3336м:

Па,

Па,

Па ,

Па,

см3/30мин,

Полученные данные сведем в таблицу 2.11

Таблица 2.11 — Параметры бурового раствора

Пласти- Фильт- Содер

Плот- Условная Интервал, ческая рация, СНС1/10, ДНС, жание

ность, вязкость, м вязкость, см3/30ми дПа Па песка,

кг/м3 с

Па с нут % 0-1200 1100 36,3 0,014 7 17/46 2,35 2 1200-3336 1050 34,2 0,013 3 12/32 1,93 1,5

2.3.7 Расчет необходимого расхода бурового раствора

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

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

, (2.80)

где a – коэффициент удельного расхода жидкости равный 0,3-0,65 м3/с на 1 м2 забоя, принимается a=0,65; S ЗАБ – площадь забоя м2; К — коэффициент кавернозности; Dд — диаметр долота, м.

Производим расчет для интервала 0-30 м:

м3/с.

Для интервала 30-1120 м:

м3/с.

Для интервала 1120-3336 м:

м3/с.

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

, (2.81)

где — скорость восходящего потока в кольцевом пространстве, принимается 0,8 м/с; dбт — диаметр бурильных труб, м.

При бурении под направление:

м3/с.

Для интервала 30-1120 м:

м3/с.

Для интервала 1120-3336м:

м3/с.

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

а а , (2.82)

где dmax — максимальный диаметр КНБК при бурении указанного интервала, м;

• а — максимально допустимая скорость течения жидкости в кольцевом пространстве, принимается = 1,5 м/с.

При бурении под направление:

м3/с .

Для интервала 30-1120 м:

м3/с.

Для интервала 1120-3336м:

м3/с.

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

, (2.83)

где — минимально допустимая скорость промывочной жидкости в кольцевом пространстве; принимаем = 0,3 м/с.

При бурении под направление:

м3/с.

Для интервала 30-1120 м:

м3/с.

Для интервала 1120-3336м:

м3/с.

Исходя из вышеуказанных условий, принимаем следующие значения:

В интервале 0-30м:

м3/с.

Для интервала 30-1120 м:

м3/с.

Для интервала 1120-3336м:

м3/с.

Определим необходимый диаметр насадок при бурении под соответствующие секции:

а , (2.84)

а

где — диаметр насадок, мм;

• а n — количество насадок;
• а — рекомендуемая скорость истечения жидкости из насадок долота, принимается 100 м/с.

В интервале 0-30м:

а мм,

принимаем для данного интервала две насадки диаметром 19 мм и одну — 20мм.

Для интервала 30-420 м:

а мм,

принимаем для данного интервала две насадки диаметром 15 мм и одну — 16мм.

Для интервала 420-1120 м:

а мм,

принимаем для данного интервала 5 насадок диаметром 9 мм и три 10мм.

Для интервала 1120-3336м:

а мм,

принимаем для данного интервала 8 насадок диаметром 7 мм.

Расчетные значения расхода промывочной жидкости на интервалах бурения заносим в табл.2.12.

Таблица 2.12 — Расчетные значения расхода бурового раствора на соответствующих интервалах

Диаметр насадок,

Интервал,м Расход, м3/сек Количество насадок

мм

2 19

0-30 0,102

1 20

2 15

30-420 0,058

1 16

5 9

420-1120 0,058

3 10

1120-3336 0,030 8 7

2.3.8. Выбор гидравлической программы промывки скважины

Таблица 2.13 — Исходные данные для расчета № Параметр Значение 1 Глубина бурения скважины по вертикали Н, м 2642 2 Диаметр долота Dд, м 0,2159 3 Коэффициент кавернозности К 1,25 4 Пластовое давление РПЛ , МПа 26,42 5 Давление гидроразрыва Pгд , МПа 50,2 6 Плотность разбуриваемых пород  п , кг/м3 2700 7 Механическая скорость бурения V , м/с 0,005 8 Расход промывочной жидкости Q , м3/с 0,030 9 Тип бурового насоса УНБТ-600 10 Наружный диаметр первой секции УБТ D01, м 0,178 11 Наружный диаметр второй секции УБТ D02, м 0,146 12 Наружный диаметр секции ТБПК Dбт, м 0,127 13 Внутренний диаметр первой секции УБТ, d01 м 0,080 14 Внутренний диаметр первой секции УБТ, d02 м 0,068 15 Внутренний диаметр секции ТБПК dбт, м 0,109 16 Длина первой секции УБТ l01, м 156 17 Длина второй секции УБТ l02, м 13 18 Длина секции ТБПК lбт, м 3157 19 Пластическая вязкость бурового раствора , Па с 0,013 20 Динамическое напряжение сдвига ДНС, Па 1,93 21 Плотность бурового раствора , кг/м3 1050

Оптимизированный вариант гидравлической программы представляет выбор подачи насосов, диаметров и числа насадок гидромониторных долот, допустимых диапазонов изменения реологических характеристик буровых растворов с учетом горно-геологических и технико-технологических условий бурения. Помимо этого определяются гидравлические сопротивления в элементах циркуляционной системы, гидравлическая мощность и критерий Рейнольдса в насадках долота, допустимая скорость восходящего потока.

Исходные данные приведены в таблице 2.13.

Критическая плотность промывочной жидкости определяется по формуле:

Р гр   Р кп   1      п  g  H

 кр  , (2.85)

 gH

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

Q



 

  VM  d c2 / 4  Q

, (2.86)

где dc – диаметр скважины, м, который определяется по следующей формуле:

, (2.87)

 Pкп  – сумма потерь давления по длине кольцевого пространства ΔРкп и местных потерь давления от замков ΔРмн, МПа.

Для определения ΔРкп и Δ Рмн необходимо вычислить критические числа Рейнольдса Rекр в кольцевом пространстве, действительные числа Рейнольдса в кольцевом пространстве Rекп и числа Сен-Венана в кольцевом пространстве.

Критические числа Рейнольдса определяются по формуле

, (2.88)

за ТБПК:

за второй секцией УБТ:

за первой секцией УБТ и за ВЗД:

Действительные числа Рейнольдса определяются по формуле:

, (2.89)

за ТБПК:

за второй секцией УБТ:

за первой секцией УБТ и за ВЗД:

Так как полученные значения Rекп Rекр, то движение жидкости в кольцевом пространстве за ТБПК, УБТ и ВЗД происходит при турбулентном режиме. Тогда потери давления по длине кольцевого пространства определяются по формуле:

, (2.90)

за ТБПК:

МПа,

за второй секцией УБТ:

МПа,

за первой секцией УБТ и за ВЗД:

МПа.

Местные потери от замков и центраторов определяются по формуле:

, (2.91)

где lт – длина одной трубы, м; dнм – наружный диаметр муфт, центраторов, м, dнм = 0,170 м для ТБПК, dнм = 0,203 м для центраторов; Vкп – скорость движения жидкости в кольцевом канале, м/с.

Скорость движения жидкости в кольцевом канале определяется по формуле:

, (2.92)

за ТБПК:

за первой секцией УБТ:

Тогда по формуле (2.91) за ТБПК:

МПа.

За УБТ первой секции:

МПа,

=1,300+0,007+0,200+0,020+0,001=1,530 МПа.

По формуле (2.85):

кг/м3.

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

Определение потерь давления в элементах циркуляционной системы.

Потери давления в трубах определяются по формуле

, (2.93)

Тогда потери давления в секции ТБПК составят:

МПа,

во второй секции УБТ:

МПа,

в первой секции УБТ:

МПа.

Потери давления в наземной обвязке определяются по формуле:

, (2.94)

где , , и – коэффициенты гидравлических сопротивлений различных элементов обвязки, =1,1 105, =0,3 105, =0,3 105, =0,4 105.

МПа.

Перепад давления в забойном двигателе ΔРзд определяется по формуле

, (2.95)

где – перепад давления в забойном двигателе при его работе на технической воде, МПа, = 8,8 МПа; Qс – расход технической воды, м3/с, Qс = 0,035 м3/с.

МПа.

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

, (2.96)

МПа.

Сумма потерь давления ΔР, во всех элементах циркуляционной системе за исключением потерь давления в долоте ΔРд, составит:

, (2.97)

МПа.

При Vд = 100 м/с перепад давления в долоте составит:

, (2.98)

где — коэффициент расхода, принимается равным 0,9.

Мпа.

Таким образом, расчетное рабочее давление в насосе Р составит:

МПа.

С учетом утечки промывочной жидкости через уплотнения вала забойного двигателя Qд = 0,0004 м3/с, количество подаваемой к забою жидкости удовлетворяет условию промывки в п 2.3.7.

При бурении под кондуктор расчет произведем аналогичным способом. В результате расчетное давление в насосе Р составит:

МПа.

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

2.3.9. Обоснование критериев рациональной отработки долот

К показателям отработки долот относят :

• Проходка на долото;
• Продолжительность (срок службы) работы;
• Механическая скорость бурения;
• Стоимость бурения единицы длины ствола скважины.

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

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

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

Механическая скорость бурения, измеряется количеством метров проходимых долотом в течении часа работы на забое.

Механическая скорость бурения определяется по формуле:

, (2.99)

где h — прохода на долото, м; t — время бурения интервала, час.

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

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

Чтобы рассчитать максимальную рейсовую скорость на ведущей трубе ставят метку и по ней определяют количество пробуренных метров за определённый промежуток времени (обычно 5 минут).

Рейсовую скорость находят по формуле:

• , (2.100) где Н– проходка на долота, м;
• Т– время работы долота на забое скважины, ч;
• ТС– время, необходимое для подъема и спуска инструмента, а также для выполнения других работ, связанных со сменой долота, ч.

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

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

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

2.3.10 Технология бурения на участках направленного изменения

кривизны скважины и при вскрытии продуктивного пласта

Одним из важных моментов в процессе строительства скважины является обоснование и соблюдение правильной технологии проводки наклонно-направленного участка ствола скважины вдоль проектного профиля. Главным фактором здесь является соблюдение проектной интенсивности искривления пространственного угла, а также попадание в проектный круг допуска. С этой целью необходим оперативный контроль за положением забоя скважины в процессе бурения, что в свою очередь позволит решить проблему отклонения ствола от заданной траектории. На сегодняшний день для решения поставленной задачи применяются различные телеметрические системы с гидравлическим каналом связи, обеспечивая контроль параметров наклонно-направленного бурения в процессе проводки ствола.

Немаловажным фактором на участках направленного изменения кривизны будет выбор правильного режима промывки ствола скважины. В процессе бурения интервала набора кривизны бурильная колонна как правило остается неподвижна, что в свою очередь приводит к скоплению шлама на нижней стенки ствола скважины. В результате существуют риски получить прихват инструмента. Следовательно необходимо периодически проворачивать бурильную колонну ротором, а также использовать систему центраторов для уменьшения контакта бурильной колонны с нижней стенкой скважины.

Вторым важным аспектом является первичное вскрытие продуктивного горизонта. Сюда входит правильный выбор промывочной жидкости, на которой вскрывается пласт, обоснование параметров промывочной жидкости, способ бурения и выбор компоновки низа бурильной колонны. Все перечисленные факторы должны обеспечить наименьшее негативное воздействие на продуктивный горизонт. При выборе бурового раствора необходимо учесть следующее:

• для уменьшения загрязнения пласта плотность промывочной жидкости необходимо выбирать так, чтобы превышение гидростатического давления над пластовым в скважине было минимально допустимым;
• проницаемость призабойной зоны пласта очень сильно уменьшается при проникновении в неё большого количества твёрдой фазы бурового раствора.

Поэтому желательно, чтобы твердая фаза состояла из материалов, которые могут раствориться в соляной или других кислотах, обычно применяемых для стимуляции притока из пласта. Допустимая концентрация твердой фазы не более 1,5%;

• поскольку проникающая в пласт дисперсионная среда может способствовать значительному уменьшению проницаемости, показатель фильтрации промывочной жидкости должен быть минимальным;
• промывочная жидкость должна иметь невысокие значения СНС, чтобы свести к минимуму гидродинамическое давление при восстановлении циркуляции и обеспечить при освоении скважины извлечение промывочной жидкости, проникшей в призабойную зону.

Исходя из вышесказанного опыта бурения на Дулисьминском нефтегазоконденсатном месторождении, для вскрытия продуктивного пласта используется высокоминерализированный полимерный буровой раствор, твердая фаза которого является мраморная крошка. Данный буровой раствор относительно дешев по сравнению с другими, не оказывает вредного воздействия на окружающую среду и может иметь необходимые характеристики для качественного вскрытия продуктивного горизонта, а также может быть спокойно удален при помощи кислотной обработки.

Также необходимо отметить следующее:

• Скорость спуска колонны должна быть минимальной для минимизации гидродинамического давления на пласт;
• Пуск буровых насосов производить с минимальным возможным расходом с постепенным выходом на режим;

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

2.4 Технологические средства и режимы бурения при отборе керна

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

2.5 Проектирование процессов заканчивания скважины

2.5.1 Расчет обсадных колонн

Условия работы колонны в скважине

В процессе спуска в ствол скважины, цементирования, вызова притока, добычи нефти обсадная колонна испытывает различные по величине и характеру нагрузки. Среди них можно выделить:

• продольные усилия растяжения от собственного веса;
• нагрузки, возникающие в связи с изменением скорости спуска;
• осевые нагрузки от трения обсадной колонны о стенки скважины при ее спуске;
• продольные нагрузки сжатия в нижней части колонны от собственного веса при разгрузке ее на забой;
• продольные нагрузки при эксплуатации вследствие продольных деформаций под воздействием изменения температурного режима;
• На ОК скважины действует давление со стороны кольцевого пространства, называемое РН (наружное давление) и действует давление внутри колонны РВ (внутреннее давление), разность этих давлений составляет наружное избыточное давление РНИ.

В разные периоды времени наружное избыточное давление достигает наибольших значений. Р НИ = РН РВ; РНИ  max. Имеются три таких случая.

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

Расчёт наружных избыточных давлений для эксплуатационной колонны.

Рисунок 4 — Расчет наружных избыточных давлений

1-й случай: при цементировании в конце продавки ТС при снятом на устье давлении, без выхода тампонажной смеси на устье:

• L=2642 м;
• h=620м;
• ρр=1050 кг/м3;
• ρпж=1100 кг/м3;
• ρтрн,=1870 кг/м3;
• ρтроб,=1500 кг/м3;
• ρсрвзв,=1550 кг/м3.

Точка 1: PНИ=0, PН=0, PВ=0.

Точка 2:

, (2.101)

МПа.

Точка 3:

, (2.102)

МПа.

2-й случай: при котором производят снижение уровня жидкости в колонне с целью проверки её на герметичность.

Величина снижения уровня жидкости Z (воды) в этом случае 1500 м:

При L=0: PНИ=0, PН=0, PВ=0.

При L=2642:

, (2.103)

где — плотность воды, кг/м3;

• глубина башмака кондуктора, м;
• коэффициент разгрузки, принимается 0,25;
• величина снижения уровня, м.

МПа.

3-й случай: конец эксплуатации:

Согласно проекта, данный случай соответствует нулевому устьевому давлению при добыче:

При L=0: PНИ=0, PН=0, PВ=0.

При L=2642:

, (2.104)

где — плотность нефти, принимаемая равной 733 кг/м3.

МПа,

следовательно максимальное наружное избыточное давление соответствует 2-ому случаю.

Расчёт внутренних избыточных давлений для эксплуатационной колонны

Расчёт внутренних избыточных давлений производится, как и для внешних избыточных давлений для периода времени, когда они достигают максимальных давлений. РВИ = РВ – РН; РВИ  max. Имеются два таких случая.

1-й случай: конец продавки ТС при цементировании, когда давление на цементоровочной головке достигает максимального значения.

Известно, что при цементировании максимальные давления в цементировочной головке РЦГ возникают в конце процесса при посадке разделительной пробки на стоп-кольцо. Величина этого давления составит:

РЦГ  РГС  РГД  РСТ , (2.105)

где ΔРГС – разность гидростатических давлений, возникающих из-за разности плотностей жидкости в затрубном пространстве и внутри колонны, равная соответственно Pни при При цементировании в конце продавки ТС при снятом на устье давлении, МПа; РГД – гидродинамическое давление, необходимое для преодоления гидравлических сопротивлений жидкости при движении её внутри колонны и в затрубном пространстве, МПа; РСТ – дополнительное давление, возникающее при получении сигнала «стоп», принимается равным 3 МПа.

Гидродинамическое давление ориентировочно может быть найдено по эмпирической формуле:

, (2.106)

МПа.

Подставляя найденные значения давлений находим величину давления на цементировочной головке:

РЦГ  11,66  3  6,89  21,55МПа .

Теперь рассчитаем внутренние избыточные давления в разных точках по стволу скважины для случая конца продавки ТС:

При L=0м:

РВИ  РЦГ  21,55МПа .

При L=2642м:

РВИ  РЦГ   ПЖ  g  L   срвзв  g  L , (2.107)

РВИ  21,55  1100  9,81  2642  1550  9,81  2642  9,9МПа.

2-й случай: опрессовка колонны:

Величина давления опрессовки обсадной колонны в соответствии с «Правилами безопасности в нефтяной и газовой промышленности» должна составлять:

РОП  1,1  РУ MAX , (2.108)

где Ру.max – максимальное ожидаемое давление на устье, согласно пункта 2.2.6 принимается равным 20,8 МПа. Тогда давление опрессовки будет равно:

РОП  1,1  20,8  22,9МПа,

что удовлетворяет минимальным значениям давления опрессовки( согласно «Инструкции по расчету обсадных колонн» [4]).

Принимаем давление опрессовки Роп=23 МПа.

При L=0м:

РВИ  РОП  23МПа.

При L=2642м:

, (2.109)

МПа.

Построим эпюру наружных и внутренних избыточных давлений (рис. 5).

Расчёт наружных избыточных давлений для кондуктора.

1-й случай: При цементировании в конце продавки ТС при снятом на устье давлении, без выхода тампонажной смеси на устье:

• L=1120 м;
• ρпж=1100 кг/м3;
• ρтрн,=1870 кг/м3;
• ρтроб,=1500 кг/м3;
• ρсрвзв,=1700 кг/м3;
• L=0: PНИ=0, PН=0, PВ=0.

L=1120м:

МПа.

2-й случай: при котором производят снижение уровня жидкости в колонне с целью проверки её на герметичность.

Величина снижения уровня жидкости Z (воды) в этом случае 650 м:

При L=0: PНИ=0.

При L=1120м:

МПа,

следовательно максимальное наружное избыточное давление соответствует 2-ому случаю.

Расчёт внутренних избыточных давлений для кондуктора.

МПа.

Подставляя найденные значения давлений находим величину давления на цементировочной головке:

РЦГ  6,6  3  6,89  16,49МПа.

Теперь рассчитаем внутренние избыточные давления в разных точках по стволу скважины для случая конца продавки ТС:

При L=0м:

РВИ  РЦГ  16,49МПа .

При L=1120м:

РВИ  21,55  1100  9,81  1120  1700  9,81  1120  9,9МПа.

2-й случай: опрессовка колонны:

Давление опрессовки принимается аналогичным эксплуатационной колонны Роп=23 МПа.

При L=0м: Глубина скважины (по вертикали), м A(0) C(23)

1000

1500

2000

2500 D(17,16) B(20,1)

2642

0 5 10 15 20 25

Избыточное давление, МПа

Рисунок 5 — Эпюра избыточных давлений , действующих

на эксплуатационную колонну. АВ — эпюра избыточных

наружных давлений при испытании колонны на

герметичность снижением уровня; CD — эпюра

избыточных внутренних давлений при испытании колонны

на герметичность в один прием без пакера на воде

РВИ  РОП  23МПа.

При L=1120м:

МПа.

Построим эпюру наружных и внутренних избыточных давлений (рис. 6).

Конструирование обсадной колонны по длине.

К параметрам обсадной колонны при заданном диаметре относятся: группа прочности материала труб, толщина стенок и длина секций с соответствующей группы прочности и толщиной стенки.

Для комплектования обсадной колонны диаметром 168 мм принимаем обсадные трубы с высокогерметичными соединениями ОТТГ по ГОСТ 63280 исполнения «А».

Группу прочности стали выбираем согласно [4], которая рекомендует начинать расчёт с группы прочности «Д».

Требуемая прочность трубы на смятие для 1-ой секции Р1см, которая удовлетворяет условию:

Р I СМ  nСМ  Р1 НИ , (2.110)

где Р1НИ — величина наружного избыточного давления в начале 1-ой секции (на забое), МПа; nсм — коэффициент запаса на смятие внешним избыточным давлением. Для секций, находящихся в пределах эксплуатационного объекта 1,0 — 1,3 (в зависимости от устойчивости коллекторов, пластового давления, количества эксплуатационных пластов), для остальных секций 1,0.

A(0) C(23) Глубина скважины (по вертикали), м

400

800

1000

B(8,46) D(20,9)

1120

0 5 10 15 20 25

Избыточное давление, МПа Рисунок 6 — Эпюра избыточных давлений , действующих на кондуктор. АВ — эпюра избыточных наружных давлений при испытании колонны на герметичность снижением уровня; CD — эпюра избыточных внутренних давлений при испытании колонны на герметичность в один прием без

пакера на воде

26,9  1,3  20,1  26,1МПа,

следовательно выбираем трубу ОТТГ 168х8,9-Д. Так как трубы данного диаметра выпускаются с минимальной толщиной стенки 8,9 мм, для комплектования всей секции эксплуатационной колонны выбираем вышеуказанный типоразмер трубы.

Найдем общий вес данной секции:

, (2.111)

кН,

где — вес одного метра колонны, кН/м;

• длина секции, м.

Для труб ОТТГ с интенсивностью искривления до 50 на 10 м диаметром меньше 168 мм расчёт на растягивающие нагрузки проводится также как для вертикальных скважин без учёта изгиба [3].

, (1.112)

где — максимальная растягивающая нагрузка для слабого сечения труб трапецеидального профиля, кН.

следовательно, выбранный типоразмер труб удовлетворяет условиям максимального растягивающего напряжения и может быть использован для комплектации эксплуатационной колонны от забоя до устья.

Найдем коэффициент запаса прочности на внутреннее давление:

, (1.113)

где — максимальное внутреннее давление, при котором напряжение в теле трубы достигают предела текучести, МПа.

Вычислим фактический коэффициент запаса прочности на наружные избыточные давления:

, (1.114)

Для комплектования обсадной колонны диаметром 245 мм принимаем обсадные трубы с высокогерметичными соединениями ОТТГ по ГОСТ 63280 исполнения «А».

Исходя из эпюры избыточных давлений, расчет данной секции стоит производить по внутреннему избыточному давлению:

, (2.115)

МПа,

следовательно принимаем трубу ОТТГ 245х8,9-Д. В с вязи с тем, что трубы ОТТГ данного диаметра выпускаются с наименьшей толщиной стенки 8,9 мм, принимаем одноразмерную колонну.

Найдем длину данной секции, а также коэффициент запаса прочности на растяжение и на наружные и внутренние избыточные давления:

кН.

Для комплектации направления выбираем трубы с короткой треугольной резьбой 324х8,5-Д. Так как глубина спуска направления составляет 30 м, расчет на прочностные характеристики не требуется. Полученные данные сведем в таблицу 2.14

Таблица 2.14 — Параметры обсадных колонн

Номинальный Тощи Масса Тип Номер Интервал наружный на

секции соединен секции спуска, м диаметр стенки,

,т ия

колонны, мм мм 1 0-30 2,2 323,9 НОРМКБ 8,5 — — 2 0-1120 59,2 244,5 ОТТГ 8,9 4,17 1,47 1,15 3 0-3336 118,5 168,3 ОТТГ 8,9 1,42 1,3 1,53

Выбор технологической оснастки обсадных колонн.

Исходная информация для эксплуатационной колонны:

•  глубина спуска обсадной колонны 3336 м;
•  диаметр ствола скважины на рассматриваемом участке D= 0,2159 м;
•  высота подъема цемента 500 м;
•  наружный диаметр обсадной колонны dн= 0,1683 м;
•  внутренний диаметр обсадной колонны dв = 0,1505 м;
•  максимальная плотность тампонажного раствора в интервале11203336 м ρт, 1870 кг/м3;
•  плотность бурового раствора 1050, кг/м ;
•  плотность продавочной жидкости 1050, кг/м ;
•  интервал центрирования колонны (верх-низ) hВ – hН, 1120-3336 м;
•  допустимая нагрузка на центратор [Q], 12000 Н.

Эксцентриситет центрируемой ОК в любой точке не должен превышать величину:

f  0,33  ( D  d н ) / 2 , (2.116)

f  0,33  (215,9  168,3) / 2  7,854 мм,

Жесткость труб обсадной колонны (EI), Н·м4 определяется по формуле:

  d Н4  

d 

EI  2,1  10 11

 1   В  , (2.117)

64   d H  

3,14  0,1683 4   0,1505  4 

EI  2,1  10 11

 1      2980339 Па м4.

64   0,1683  

Объем вытесненного тампонажного раствора (VТ) на 1 метре, м3 определяется по формуле:

VT  0,785  d 2 H , (2.118)

VT  0,785  0,168 2  0,0222 м3

Масса вытесненного тампонажного раствора на 1 метре (qT), кг определяется по формуле:

qT  VT  T (2.119)

qT  0,0222  1870  43,37 кг, Внутренний объем 1 метра обсадной колонны (VВ), м3 определяется по формуле:

VВ  0,785  d В2 , (2.120)

VВ  0,785  0,1505 2  0,0178 м3

Масса продавочной жидкости на 1 метре (qп), кгс определяется по формуле:

q П  VВ   П (2.121)

q П  0,0178 1050  17,25 кг.

Масса 1 метра обсадной колонны с продавочной жидкостью (qк), кг определяется по фомуле:

qK  q  qП , (2.122)

q K  35  17,25  52,25 кг.

Масса 1 метра обсадной колонны с продавочной жидкостью в цементном растворе(qЖ), кг определяется по формуле:

q Ж  q K  qT , (2.123)

q Ж  52,2  43,4  8,8 кг.

Прижимающее усилие, действующее на центратор при расстоянии между центраторами 10 м (P1), Н/м:

P1  14,3  10  q Ж  sin 1 , (2.124)

P1  14,3  10  8,8  sin 49,67  950 Н/м,

где α1 – зенитный угол наклона ствола скважины на участке расположения рассматриваемой трубы.

Расстояние между центраторами по допустимой нагрузке на один центратор (l1), м определяются по формуле:

l1 

Q

, (2.124)

P1

12000

l1   12,8 м.

Стрела прогиба обсадной колонны от собственного веса (f0), мм определяется по формуле:

63  q Ж  l14  sin  1

f0  , (2.125)

EI

63  12,68  8,68 4  sin 49,67

f0   3,8 мм.

2980339

Растягивающее усилие от нижележащего участка обсадной колонны (N), Н определяется по формуле:

N  3  q Ж  L  hВ   cos 1 (2.126)

N  3  8,8  3336  1120  cos 49,67  44450 Н.

Критическая сила по Эйлеру( Pкр), Н определяется по формуле:

 2  EI

PКР  2 2 , (2.126)

  l1

3,14 2  2980339

PКР   179351 Н,

12  12,8 2

где μ = 1.

Стрела прогиба труб между центраторами с учетом растягивающего усилия (f), мм определяется по формуле:

, (2.127)

кр

=3,6 мм.

Так как то принимаем минимальное расстояние между центраторами l=l1. Найдем необходимое количество центраторов n на интервал:



n   hH  hB

  1

 l  , (2.127)

n  3336  1120   1  160

шт.

 12.8

Низ колонны оборудуется башмаком типа БКМ-168 и обратным клапаном типа ЦКОДМ-168.

Для вертикального участка эксплуатационной колонны, а также для кондуктора и направления количество центраторов определим согласно требований «инструкции по креплению обсадных колонн». Полученные данные внесем в таблицу 2.15

Таблица 2.15 — Технологическая оснастка обсадной колонны Наименован Элементы технологической оснастки ие колонны Название Нормативная документ Интервал Кол-во,

установки, м шт

БКМ-324 ОСТ 39-001-87 30 1 Направление ЦЦ-324/394-1 ТУ 39-01-08-283-77 10,20,30 3

ЦКОД-324-2 ТУ 39-1443-89 20 1

БКМ-245 ОСТ 39-001-87 1120 1

ЦКОДМ-245 ТУ 39-1443-89 1110 1 Кондуктор

10-60,

ЦЦ-245/295-1 ТУ 39-01-08-283-77 8

1110,1120 Эксплуатаци БКМ-168 ОСТ 39-001-87 3336 1 онная ЦКОДМ-168 ТУ 39-1443-89 3316 1 колонна ЦЦ-168/216-1 ТУ 39-01-08-283-77 1090-1150 7

ЦЦ-2-168/216 ТУ 39-01-08-283-77 3336-1150 156

2.5.2 Выбор режима спуска обсадных колонн

Спуск обсадной колонны – весьма ответственная операция. До начала спуска должны быть закончены все исследовательские и измерительные работы в скважине, тщательно проверено состояние бурового оборудования и инструмента, соответствие грузоподъемности вышки и талевой системы весу подлежащей спуску колонны, подготовлен ствол скважины.

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

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

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

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

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

Согласно «инструкции по креплению обсадных колонн», скорость спуска должна быть в следующих пределах:

1._В обсаженном стволе скважины скорость спуска должна быть в пределах 0,70,5 м/с;

2._В необсаженном стволе скважины до глубины выше кровли продуктивного пласта на 200-250 м скорость спуска принимать 0,50,3 м/с;

3._В интервале продуктивного пласта скорость спуска принимать 0,250,20 м/с.

2.5.3 Выбор способа цементирования обсадных колонн

Цементирование скважин наиболее ответственный этап в строительстве скважин. Значение цементировочных работ, обуславливается тем, что они являются заключительным этапом, и неудачи при их выполнении могут свести к минимуму успех предыдущей работы вплоть до полной потери скважины.

Прямое одноступенчатое цементирование используют при малоразличающихся между собой градиентов гидроразрыва пород по всему разрезу скважины.

Проектирование процесса цементирования начинают с выбора состава и определения свойств трех жидкостей используемых при цементировании – буферной, тампонажного раствора и продавочной жидкости. При определении плотности облегчённого тампонажного раствора должно быть выполнено условие недопущения гидроразрыва:

, (2.128)

где – гидростатическое давление в кольцевом пространстве, МПа; РГДКП – гидродинамические потери давления в кольцевом пространстве, МПа; PПГ – давление начала поглощения, МПа; PГР — давление гидроразрыва пород на забое скважины или в интервале пласта с наименьшим градиентом гидроразрыва, МПа;

• , (2.129)

где  — коэффициент гидравлического сопротивления, равный 0,04; срвз- средневзвешенная плотность растворов за колонной в конце продавки, кг/м3; vкп — скорость восходящего потока за колонной в конце продавки, принимается 1,2-2 м/с; L – длина ствола, м; DСКВ – диаметр ствола скважины, м; k – коэффициент кавернозности; dН – наружный диаметр обсадной колонны, м.

Для эксплуатационной колонны:

кг/м3.

Для кондуктора:

кг/м3.

Тогда найдем плотность тампонажной смеси. Для эксплуатационной колонны:

, (2.130)

=1705 кг/м3,

Для кондуктора:

кг/м3.

Исходя из полученных данных, для обеспечения требуемой плотности столба тампонажного раствора, необходимая высота подъема нормального и легкого цемента для эксплуатационной колонны составит 2642-1520м и 1520620м; для кондуктора 1120-600м и 600-0м.

Следовательно для цементирования эксплуатационной колонны используем два вида цемента: нормальной плотности ПЦТ-I-50 облегченный цемент ПЦТ-III-об 5- 50.

2.5.4 Выбор состава тампонажной смеси

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

Объемы составных компонентов и тампонажной смеси определяются выбранной конструкцией скважины, т.е. диаметрами скважины, наружным и внутренним диаметрами труб, высотой стакана и интервалом затрубного цементирования.

Определяем необходимый объём цементного раствора для цементирования эксплуатационной колонны. При цементировании используется два различных типа цементного раствора, поэтому расчёт сводится к определению объёмов каждого типа цементного раствора.

наиболее слабого пласта.

По значениям ρтр и средней плотности твердой фазы ρт определяют необходимое водотвёрдого отношения m:

 T   ТР

m

 Т   ТР /  Ж  1

, (2.131) где ρЖ — плотность жидкости затворения, определяемая в процессе подбора рецептуры (если необходима модификация свойств тампонажного раствора, если нет, то ρЖ = 1 г/см3) или по рекомендации поставщика тампонажной смеси, г/см3.

Для облегчённого тампонажного раствора ПЦТ-III-об 5- 50 со средней плотностью твердой фазы ρт=2900кг/м3 и необходимой плотности тампонажного раствора ρтр=1500 кг/м3:

2,9  1,5

m1   0,97.

2,9  1,5 / 1  1

Для тампонажного раствора нормальной плотности ПЦТ-I-50 со средней плотностью твердой фазы ρт=3150кг/м3 и необходимой плотности тампонажного раствора ρтр=1870 кг/м3:

3,15  1,87

m2   0,46.

3,15  1,87 / 1  1

Масса тампонажного материала (G) необходимая для приготовления 1 м раствора:

G   T   ТР   Ж  /  Т   Ж , (2.132)

G1  2,9  1,5  1 /2,9  1  0,76 т/м3,

G2  3,15  1,87  1 / 3,15  1  1,27 т/м3.

Необходимый объем облегченного тампонажного раствора м3:

, (2.133)

где и — протяженность цементного раствора в открытом стволе в затрубном пространстве и в предыдущей колонне, м;

• Dпр — внутренний диаметр предыдущей колонны, м.

м3.

Необходимый объем тампонажного раствора нормальной плотности м:

, (2.134)

где dвн — внутренний диаметр цементируемой колонны, м;

• высота цементного стакана, м.

м3.

Общая масса сухого тампонажного материала (Gс х) для приготовления требуемого объема тампонажного раствора определяется по формуле:

GСУХ  К Ц  G  VТР , (2.134)

GСУХ1  1,05  0,76  20,5  16,36 т,

GСУХ 2  1,05  1,27  41,1  54,81 т.

где Кц = 1,03÷1,05 — коэффициент, учитывающий потери тампонажного материала при погрузочно-разгрузочных работах.

Полный объем воды для затворения общей массы сухого тампонажного материала (VВ) определяется по формуле:

, (2.135)

м3,

м3.

Для кондуктора и направления произведем расчет по вышеизложенной методике.

Для кондуктора:

• V1 = 25,23 м3;
• V2 = 20,5 м3;
• Gс х1=16,21 т;
• Gс х2=27,33 т;
• Vв1 = 15,72 м3;
• Vв2 = 12,57 м3.

Для направления:

• V2 = 4,11 м3;
• Gс х2= 5,5 т;
• Vв2 = 2,53т.

Определение объёма буферной жидкости.

Время цементирования эксплуатационной колонны зависит от времени контакта для эффективной очистки затрубного пространства и определяется как произведение:

VБЖ  S K  VВП  t , (2.136)



S K  0,785 DСКВ

 k  d Н2 , (2.137)

 

S K  0.785  0,2159 2  1,25  0,16832  0,023 м2,

VБЖ  0,023  600  1,8  25 м3,

где SК – площадь затрубного (кольцевого) пространства, м2; Vвп – скорость восходящего потока, м/с; t — время контакта, с, в соответствии [3] принимается 600 с.

Для кондуктора объем буферной жидкости будет таким же, как и для эксплуатационной колонны. Для направления согласно инструкции по цементированию объем буферной жидкости составит 10м3.

Определение объёма продавочной жидкости.

Расчёт необходимого количества продавочной жидкости (VПР) выполняется по формуле:



VПР  0,785k ПР  d OK

 L  d НОК



 hСТ , (2.138)

где kпр — коэффициент, учитывающий сжатие продавочной жидкости (для глинистого раствора kпр = 1,03 – 1,05); dок – средневзвешенный внутренний диаметр обсадной колонны, м.

 

VПР  0,785  1,05  0,1505 2  3336  0,1505 2  20  61,9 м3.

Для кондуктора и направления объемы составят 47 м3 и 1,55 м3.

Гидравлический расчёт цементирования.

Гидравлический расчет цементирования обсадных колонн проводят для определения необходимой суммарной подачи цементировочных агрегатов Q из условия обеспечения максимально возможной скорости восходящего потока бурового и тампонажного растворов в затрубном пространстве v, допустимого давления на цементировочной головке PЦГ и забое скважины PЗ (в интервале пласта с наименьшим градиентом гидроразрыва начала поглощения), а также для выбора цементировочного оборудования и определения продолжительности процесса цементирования tЦ. При этом принимаются следующие граничные условия:

tц = tцем+15≤ 0,75 tзаг, (2.139)

где tце — затраты времени на закачивание и продавливание тампонажного раствора, мин; tЗ г — время загустевания тампонажного раствора, определяемое консистометром, мин.

Максимальное ожидаемое давление на цементировочной головке РЦГ рассчитывают по формуле:

РЦГ  Р ГС  РТ  РК  РСТ , (2.140)

где ∆Pгс — максимальная ожидаемая разность гидростатических давлений в затрубном пространстве и в трубах в конце процесса цементирования, МПа; Pт, Pк — гидравлические сопротивления соответственно в трубах и в затрубном пространстве при принятом значении vвосх, МПа; Pст = 2,5 ÷ 3 МПа — давление момента «Стоп».

Гидравлические сопротивления внутри обсадной колонны (РТ) и в затрубном пространстве (РК) в конце продавки тампонажной смеси находят по формулам Дарси-Вейсбаха:

РТ = ΣРТi, (2.141)

, (2.142)

, (2.143)

где Dскв, Dн, dвн.пр — соответственно средний диаметр скважины, наружный диаметр обсадной колонны и внутренний диаметр предыдущей колонны, мм; Q — производительность закачки раствора, м3/с; L — длина обсадной колонны, м; H — глубина спуска башмака предыдущей колонны по стволу, м; dвн -внутренние диаметры секций обсадной колонны, мм; РТi — гидравлические сопротивления внутри секций обсадной колонны, имеющих диаметры dвн, МПа; Li – длина секций обсадной колонны, м;

• плотность жидкости в колонне, кг/м ;
• , — средневзвешенные плотности жидкостей в затрубном пространстве в открытом стволе и в обсаженном предыдущей колонной; кг/м3.

Производительность закачки цементного и бурового растворов (Q):

, (2.144)

где – скорость подъёма тампонажного раствора в кольцевом пространстве в м/с.

м3/с,

МПа,

МПа,

РЦГ  11,66  1,62  5,5  3  21,78 МПа.

Давление на цементировочных насосах цементировочных агрегатов Рца определяется по формуле:

РЦА  РЦГ / 0,8 , (2.145)

РЦА  21,78 / 0,8  27,23 МПа.

2.5.5 Расчет параметров и технология цементирования

По расчетным значениям Q и Pца выбирают тип цементировочных агрегатов (ЦА), количество которых определяется из соотношения:

n  Q / q  1, (2.146)

где q — производительность одного ЦА при давлении Pца.

n  0,042 / 13,3  1  3  1  4 агрегатов,

выбираем тип цементировочных агрегатов УНБ 1P 400×40.

Затем проверяется, достаточно ли суммарного объёма мерных баков цементировочных агрегатов VМБ (в м3) для воды затворения тампонажной смеси:

VМБ  6  n  VВ , (2.147)

VМБ  6  5  61,6 м3.

Так как данное условие не выполняется, то необходимо осуществлять долив ёмкостей во время цементирования.

Выбираем тип цементосмесительных машин УС6-30.

Требуемое количество цементосмесительных машин m определяется по формуле:

m  Q / qСМ , (2.148)

где qсм — производительность одной цементосмесительной машины, м3/с; Q — Подача на III передаче 3-х цементировочных агрегатов.

m  82,2 / 25  3,12 .

Требуемое количество цементосмесительных машин принимаем равным 3.

Затем проверяется, достаточно ли суммарной массы тампонажной смеси в бункерах цементосмесительных машин G (в тоннах) для цементирования колонны:

G  m  GБ  GСУХ , (2.149)

где GСУХ — требуемая суммарная масса сухого тампонажного материала из формулы, т; GБ — вместимость бункера смесителя, т.

Вместимость бункера смесителя (GБ) определяется по формуле:

GБ  VСМ   Т , (2.150)

где Vсм — вместимость бункера ЦСМ, м3; ρст– средняя плотность твёрдой фазы тампонажного раствора, кг/см3.

GБ  14,5  3000  46,5 т.

G  3  46,5  16,36  54,81 т,

следовательно условие выполняется.

Расстановка агрегатов принимается согласно рекомендациям «инструкции по креплению обсадных колонн». Схема указанна на рисунке 7.

Рассчитаем теперь давление, которое возникает на цементировочной головке в момент прихода тампонажной смеси на забой Р1ц.

гс р срвзв , (2.151)

гс Мпа

В связи с тем, что величина Р1Ц имеет отрицательное значение, то закачку тампонажного раствора до забоя можно производить с максимальной производительностью, которая ограничивается только условием недопущения гидроразрыва пласта.

Максимально допустимый расход Qmax ТР на IV передаче при диаметре цилиндровой втулки насоса 125 мм определяется как сумма подач агрегатов. Подача на IV передаче равна 0,0274 м3/с, так как количество цементировочных агрегатов 3, то: Рисунок 7 — Схема обвязки цементировочной техники при цементировании эксплуатационной колонны. 1 — цементосмесительная машина УС6-30 с облегченным тампонажным раствором; 2 — цементосмесительные машины УС6-30 с тампонажным цементом нормальной плотности; 3 — бак затворения; 4 — цементировочные агрегаты УНБ 1P 400×40; 5 — блок манифольдов БМ 700; 6 — осреднительно-смесительная установка ОС-10; 7 — устье скважины

QMAX  0,0274  3  0,0822 м3/с.

МПа,

Ргс

 1050  9,81  2642  27,18 МПа.

Проверим выполнение условия недопущения гидроразрыва пласта:

МПа МПа,

условие выполняется, следовательно максимально допустимый расход ТР принимаем равным 0,0822 м3/с.

МПа.

Давление на цементировочной головке в момент начала закачки тампонажного раствора в обсадную колонну равна сумме гидравлических сопротивлений в секциях обсадной колонны , и , которые рассчитывают по формулам, аналогичным формулам:

, (2.152)

МПа,

МПа,

тогда:

МПа.

Определение суммарных объёмов.

Объёмы рассчитываются без учёта закачки буферной жидкости. На момент начала закачки тампонажного раствора объём равен нулю. В момент прихода тампонажного раствора на забой (ΣV1) равна внутреннему объёму обсадной колонны (Vок):

, (2.153)

где L — длина скважины по стволу, м; dвн –внутренний диаметр обсадной колонны, м.

В конце продавки тампонажного раствора (ΣV) равен сумме объёмов тампонажного раствора и продавочной жидкости :

, (2.154)

м3,

м3.

По полученным данным строят график изменения давления на цементировочной головке для эксплуатационной колонны (рис.8) и для кондуктора(рис.9).

Для направления расчет не производится ввиду незначительной глубины спуска колонны.

Время закачки и продавки тампонажного раствора.

Общее время закачки и продавки тампонажного раствора (tце ) определяется по формуле:

, (2.155)

где qi — производительность одного цементировочного агрегата на i-ой передаче, м3/с; n – число цементировочных агрегатов; Vi – объёмы, откаченные всеми задействованными цементировочными агрегатами на i-ой передаче, м3;

• производительность одного цементировочного агрегата на первой передаче до момента посадки цементировочной пробки на стоп, принимается 0,009 м3/с;
• объём, откачиваемый одним цементировочным агрегатом до посадки цементировочной пробки на стоп-кольцо, равный = 1,0÷1,5 м3.

с = 41 мин.

Время цементирования скважины tц определяется по формуле (2.139):

мин,

следовательно условие выполняется. Pцг 25

15

5

0 20 40 60 80 100 120 140

• 5 V, м3

Рисунок 8 — Давление на цементировочной головке при

цементировании эксплуатационной колонны

Pцг 20

10

0

0 20 40 60 80 100

• 5 V, м3
• 10

Рисунок 9 — Давление на цементировочной головке при

цементировании кондуктора

Время цементирования кондуктора составляет tц = 48 мин, что также соответствует требованиям. Для направления расчет не прилагается ввиду незначительной глубины спуска колонны.

2.6 Проектирование процессов освоения скважины

Вторичное вскрытие продуктивных пластов производится перфорацией эксплуатационной колонны. Основной задачей вторичного вскрытия пласта является – создание совершенной гидродинамической связи между скважиной и продуктивным пластом без отрицательного воздействия на коллекторские свойства призабойной зоны пласта, без значительных деформаций обсадных колонн и цементной оболочки. Решение этой задачи обеспечивается выбором условий перфорации, перфорационной среды, оптимальной плотности перфорации и типоразмера перфоратора.

Перед проведением перфорации устье скважины оборудуется малогабаритной превенторной установкой типа ППГ2-180/80×35 ХЛ .

Для перфорации используется перфоратор типа ЗПКТ-105Н-ТВ СП-1 (либо аналоги), спускаемый на колонне насосно-компрессорных труб (НКТ).

Основные требования по перфорации приведены в таблице 2.16.

Таблица 2.16 — Основные данные по перфорированию эксплуатационной колонны

Кол-во одновременно Количество Интервал перфорации Количество

спускаемых спусков

м отв. на 1 п.м.

зарядов перфоратора

3286-3312 14 364 1

Перед началом вызова притока на устье скважины, должна быть установлена фонтанная арматура. До установки на устье скважины фонтанная арматура подвергается гидравлическому испытанию на пробное давление, которое в 2 раза больше паспортного рабочего давления. После установки арматуры ее испытывают на давление, равное давлению опрессовки эксплуатационной колонны.

С учетом требования заказчика выбираем для герметизации устья скважины фонтанную арматуру типа АФК3-65/65×35 ХЛ. Арматура предназначена для оборудования устья нефтяной скважины с целью герметизации устья, его обвязки, регулирования режима эксплуатации скважины, установки и присоединения устройств и агрегатов для исследования скважин и проведения технологических операций.

На данном месторождении вызов притока осуществляется в следующей последовательности: замена бурового раствора на нефть и снижением уровня жидкости в скважине (максимальное значение 1500м) путем свабирования или при помощи азотной установки.

Основная задача работ по вызову притока из продуктивного пласта – уменьшение гидростатического давления столба жидкости, находящейся в скважине, на пласт.

2.7 Разработка мероприятий по предупреждению осложнений и

аварий при сооружении скважины

2.7.1 Мероприятия по предупреждению осложнений

Для предотвращения возникновения осложнений к промывке предъявляется следующий ряд требований:

• восстановление циркуляции осуществлять с минимальной производительностью при постепенном перемещении бурильного инструмента вверх. Перед пуском бурового насоса бурильный инструмент вращать ротором в течение 3-5 мин с целью разрушения структуры промывочной жидкости;
• перемещение бурильного инструмента вниз с работающим насосом (на пример после наращивания) производить с минимальной скоростью с целью недопущения высоких значений гидродинамического давления в кольцевом пространстве;
• при разбуривании поглощающих горизонтов обеспечить круглосуточный контроль за объемами закачиваемого и принятого бурового раствора;
• в период вскрытия поглощающего пласта составить временный график интенсивности поглощения, выполнить замеры статического и динамического уровня жидкости в скважине;
• при бурении поглощающей зоны — рекомендуется снижать производительность насосов до минимально допустимой;
• _при бурении зоны поглощения при роторном способе бурения допустимо увеличение содержания наполнителя в составе бурового раствора свыше 2%.

При выполнении СПО необходимо учитывать следующие требования:

• перед проведением СПО производить в обязательном порядке промывку в течение 2-х циклов;
• при промывках выполнять расхаживание инструмента на полную длину ведущей трубы, при возможности производить вращение компоновки ротором;
• ограничить скорость расхаживания инструмента до 0,1-0,2 м/с;
• в процессе спуска бурильной колонны выполнять промежуточные промывки. Первую промывку скважины производить над башмаком предыдущей обсадной колонны, последующие через 250 — 300 метров.
• перед пуском бурового насоса произвести расхаживание или вращение инструмента в течение нескольких минут, пуск насоса производить на минимальных оборотах;
• для снижения гидродинамического воздействия на поглощающие интервалы, скорость спуска инструмента на расстоянии 100-150 метров от зоны поглощения и в зоне поглощения выдерживать не выше 0,7 м/сек;
• произвести промывку после поглощающего интервала с целью разрушения возможного сальника, образовавшегося при прохождении этого интервала;
• осуществлять постоянный долив скважины в процессе подъема инструмента;
• в случае поршневания подъем прекратить, промыть скважину с расхаживанием инструмента в течение 1,5-2 циклов, при необходимости до полного вымыва шлама.

Циркуляцию восстановить с минимально возможной производительностью бурового насоса;

— при спуске инструмента вести постоянный контроль вытеснения бурового раствора из скважины. В случае прекращения вытеснения поднять в безопасную зону (обсаженный интервал ОК) и произвести восстановление циркуляции с минимальной производительностью.

В целях предупреждения газонефтеводопроявлений при бурении скважины необходимо руководствоваться Правилами безопасности в НГП действующими инструкциями.

Для предотвращения открытого газонефтеводопроявления при вскрытии продуктивных и водонапорных горизонтов и дальнейшем углублении скважины:

• плотность бурового раствора должна поддерживаться из расчета создания гидростатического давления в скважине, превышающего пластовое и соответствовать Правилам безопасности в НГП;
• условная вязкость, статическое напряжение сдвига бурового раствора должны поддерживаться на минимально допустимом уровне, исходя из требований проекта;
• на буровой необходимо иметь запас бурового раствора соответствующих свойств в количестве, равном объему скважины, а так же запас химреагентов в количествах, необходимых для приготовления бурового раствора в объеме скважины;
• буровая должна быть оснащена дегазатором для дегазации бурового раствора и приборами контроля концентрации газа в буровом растворе. Вскрытие продуктивных горизонтов при неисправном дегазаторе запрещается;
• при бурении в интервалах газоносных горизонтов и осложненных условиях показатели свойств бурового раствора контролируются по плотности и условной вязкости – через 10-15 минут, по статическому напряжению сдвига и фильтрации – каждый час, температура выходящего из скважины бурового раствора замеряется и регистрируется через 1 час;
• устье должно быть оборудовано приспособлением для долива. При подъеме инструмента из скважины производить непрерывный долив бурового раствора, поддерживая его уровень у устья скважины;

— в случае вынужденных простоев бурильная колонна должна быть спущена до башмака последней обсадной колонны и устье скважины герметизировано превентором. При этом необходимо производить промывку скважины со спуском бурильных труб до забоя. Периодичность промывок определяется технологической службой бурового предприятия.

2.7.2 Мероприятия по предупреждению аварий

Для обеспечения безаварийной работы при бурении скважины необходимо руководствоваться Правилами безопасности в НГП; Временным техническим регламентом по предупреждению аварий и брака при строительстве скважин, разработанных буровым подрядчиком.

При производстве буровых работ особое внимание обратить на выполнение следующих мероприятий:

• обеспечение буровой (до начала бурения) следующим минимумом ловильного инструмента, соответствующего размерам скважины и применяемым бурильным трубам и УБТ: колокол с воронкой, метчик, магнитный фрезер. Ловильный инструмент должен быть исправен, смазан и иметь соответствующие переводники под бурильные трубы. На каждый ловильный инструмент необходимо иметь эскизы с указанием размеров;
• перед спуском долота в скважину бурильщик обязан проверить диаметр долота, состояние присоединительной резьбы, сварных швов, люфт шарошек, все спускаемые в скважину элементы КНБК должны быть заэскизированны со всеми размерами;
• перед началом бурения бурильщик обязан ознакомиться с характером сработки предыдущего долота и режимом его работы для установления правильного режима работы новым долотом;
• немедленно начать подъем бурильного инструмента при резком падении механической скорости в 2,5-3 раза за последние 15-20 минут бурения;
• запрещается крепление долот ротором;
• в случае возникновения затяжек инструмента в момент подъема, необходимо приостановить подъем, навернуть ведущую трубу (квадрат), дать промывку и путем прерывистого спуска и проворотом ротора при промывке сбить сальник с долота;
• не оставлять инструмент в открытом стволе скважины без движения более 10 мин. (уточняется технологической службой подрядчика);
• в случае интенсивного обвалообразования бурение прекратить, бурильный инструмент без движения не оставлять, производить промывку скважины с целью очистки ствола от обвалившейся породы;
• при спуске бурильного инструмента в скважину периодически производить промежуточные промывки;
• в местах постоянных сужений ствола скважины производить спуск бурильного инструмента с проработкой;
• при изменении компоновки низа бурильной колонны или типа долота спуск инструмента в открытой части ствола скважины производить на пониженной скорости, а в местах посадок и интервалах постоянных сужений производить проработку сверху в низ;
• все резьбовые соединения УБТ при каждом спуске в скважину докреплять машинными ключами;
• в процессе бурения все бурильные трубы и замки к ним, ведущие и утяжеленные трубы, центраторы, переводники и другие элементы бурильной колонны должны проверяться визуально (износ наружной поверхности, состояние резьбовых соединений) и, кроме того, методом опрессовки и неразрушающего контроля;
• осуществлять постоянный контроль всех технологических параметров в процессе бурения с помощью станции геолого-технических исследований нефтегазовых скважин.

2.8 Выбор буровой установки

Буровые установки представляют собой совокупность наземных сооружений, бурового оборудования и механизмов, силового привода, контрольно-измерительных приборов, вспомогательных грузоподъемных механизмов, средств механизации, трудоемких и тяжелых процессов. Буровые установки должны соответствовать целям бурения, конструкциям скважин, климатическим, геологическим и географическим условиям.

Выбор буровой установки производится по её максимальной грузоподъемности, исходя из массы наиболее тяжелой колонны бурильных или обсадных труб.

На основании ранее приведенных расчетов бурильных и обсадных труб, принимаем м наиболее тяжелой обсадной колонны 1185 кН и вес бурильной колонны 1125 кН.

Для бурения проектируемой скважины выбираем БУ 2900/200 ЭПК– БМ. Эта установка выпускается Волгоградским заводом буровой техники и предназначена для кустового бурения эксплуатационных скважин на нефть и газ с условной глубиной бурения 2900 м.

Буровая установка должна соответствовать ГОСТ 16293-82, при этом также должны выполняться следующие условия:

, (2.156)

, (2.157)

где – вес обсадной колонны, кН;

• допустимая нагрузка на крюке, кН;
• вес бурильной колонны, кН.

следовательно условие выполняется.

Техническая характеристика буровой установки БУ 2900/200 ЭПК–БМ приведена в таблице 2.17

Таблица 2.17 — Техническая характеристика БУ 2900/200 ЭПК–БМ Параметр Значение Допускаемая нагрузка на крюке, кН 2000 Условная глубина бурения, м 3000 Скорость подъема крюка, м/с 0,2 Скорость подъема крюка без нагрузки, м/с, не менее 1,6 Расчетная мощность, развиваемая приводом на входном 710 валу подъемного агрегата, кВт Диаметр отверстия в столе ротора, мм, не менее 560 Расчетная мощность привода ротора, кВт, не более 370 Мощность бурового насоса, кВт 600 Высота основания, м 5,5 Привод электрический

За основу компоновки оборудования установок принято эшелонное расположение блоков. Оборудование по функциональному назначению размещено в следующих основных блоках: приемный мост, вышечнолебедочный блок, блок циркуляционной системы, насосный блок, компрессорный блок, блок электрооборудования, энергоблок, котельная, блок дополнительных емкостей, блок водонефтяной емкости, блок секционных внешних трубопроводов.

2.9 Проектирование бурового технологического комплекса

Проектирование бурового технологического комплекса сводится к следующим задачам: по максимальной нагрузке на крюке выбирается оснастка талевой системы, рассчитывается количество свечей, поднимаемых на каждой скорости лебедки, выбираются технические средства контроля и управления процессом бурения.

Первоначально необходимо определить оснастку талевой системы:

, (2.158)

где — число шкивов талевого блока и кронблока;

• коэффициент запаса прочности талевого каната (3 – 5) [23];
• предельное разрывное усилие талевого каната (при диаметре каната диаметром 32 мм РКР = 730 кН); (канат талевый диаметром 32 мм имеет предельное разрывное усилие от 746 кН до 713 кН по первому исполнению, а по второму исполнению разрывное усилие равно от 683 до 615 кН [23]
• статическая нагрузка на крюке, кН.

, (2.159) где – вес наиболее тяжелой колонны, кН (принимаем вес эксплуатационной колонны равный 1185 кН);

• коэффициент учитывающий статические нагрузки, = 1,25;
• удельный вес бурового раствора, г/см3;
• удельный вес стали, г/см3.

кН,

таким образом, число шкивов талевого блока принимаем равное 5, следовательно, бурение проектируемой скважины должно производится при оснастке 5х6.

Определяем скорость крюка при различных скоростях лебедки по формуле:

, (2.160)

где – скорость крюка на различных передачах лебедки, м/с;

• число талей в оснастке, для оснастки 5х6 соответствует 10;
• i-я скорость вращения барабана лебедки, м/с.

Для лебедки типа ЛБУ- 1200 скорость вращения барабана, а также скорость крюка на различных передачах приведена в таблице 2.18.

Таблица 2.18 — Режимы работы буровой лебедки ЛБУ- 1200

Скорость вращения барабана

Передача лебедки Скорость крюка, м/с

лебедки, м/с

1 0,2 2

2 0,3 3

3 0,5 5

4 0,7 7

5 1,1 11

6 1,7 17

Определяем грузоподъемность лебедки на крюке QЛiК, при различных скоростях подъема Vi по формуле:

, (2.161)

где Nб – мощность на барабане лебедки, кВт;  – коэффициент полезного действия ( = 0,95);

• вес талевой системы, принимается равным 100 кН.

кН,

кН,

кН,

кН,

кН,

кН.

Определяем условный вес одной свечи по формуле:

, (2.162)

где – длина одной свечи, принимается м); L – глубина скважины по стволу, м.

кН.

Определяем общее количество свечей n по формуле:

, (2.163)

шт.

Определяем количество свечей, которые можно поднять из скважины на каждой передаче лебедки ni:

, (2.164)

Количество свечей поднимаемых на 6-ой передаче лебедки:

шт. Количество свечей поднимаемых на 5-ой передаче лебедки:

шт.

Количество свечей, которые можно поднять на 4-ой передаче лебедки:

шт.

Количество свечей, которые можно поднять на 3-ой передаче лебедки:

шт.

Принимаем количество свечей поднимаемых на третьей передаче 41. Подъем свечей на второй и первой передачах не производится.

3 БЕЗОПАСНОСТЬ ЖИЗНЕДЕЯТЕЛЬНОСТИ

3.1 Безопасность в рабочей зоне

3.1.1 Основные требования и мероприятия по технике безопасности и

противопожарной технике

При производстве работ при строительстве скважины необходимо руководствоваться «правилами безопасности в нефтяной и газовой промышленности», которые устанавливают следующие требования:

• на рабочих местах, а также во всех местах опасного производственного объекта, где возможно воздействие на человека вредных и (или) опасных производственных факторов, устанавливаются предупредительные знаки и надписи;
• рабочие места, объекты, проезды и подходы к ним, проходы, переходы в темное время суток обеспечиваются освещением.

Уровень освещенности рабочих мест соответствует отраслевым нормам проектирования искусственного освещения объектов;

• в производственных помещениях, кроме рабочего, предусмотрено аварийное освещение, а в зонах работ на открытых площадках предусмотрено аварийное или эвакуационное освещение. Светильники аварийного (эвакуационного) освещения запитываются от независимого источника;
• все потенциально опасные места объекта (открытые емкости, трансмиссии и т.д.) ограждаются, закрывая доступ к ним со всех сторон;
• эксплуатация технических устройств осуществляется в соответствии с инструкциями по эксплуатации. Импортное оборудование и инструмент эксплуатируется в соответствии с технической документацией фирм поставщиков;
• на металлических частях оборудования, которые могут оказаться под напряжением, предусматриваются видимые элементы для соединения защитного заземления. Рядом с этим элементом изображается символ «Заземление»;
• на запорной арматуре (задвижках, кранах), устанавливаемой на трубопроводах предусмотрены указатели положений «Открыто» и «Закрыто»;
• для обеспечения безопасности людей металлические части электроустановок, корпуса электрооборудования и приводное оборудование заземлены, занулены в соответствии с требованиями ПУЭ-02;
• одиночно установленное оборудование запроектировано с самостоятельными заземлителями или присоединяются к общей заземляющей магистрали при помощи отдельного заземлителя;
• электрооборудование (машины, аппараты, устройства), контрольноизмерительные приборы, электрические светильники, средства блокировки, телефонные аппараты и сигнальные устройства к ним, устанавливаемые во взрывоопасных зонах классов 0, 1 и 2, запроектированы во взрывозащищенном исполнении и имеют уровень взрывозащиты, отвечающей требованиям ПУЭ-02, вид взрывозащиты – категории и группе взрывоопасной смеси.

Электропроводки, токопроводы и кабельные линии, заземление электрооборудования выполнены в соответствии с требованиями ПУЭ-02;

• все работники организаций, в том числе их руководители проходят обучение в области промышленной безопасности и проверку знаний. Проверка знаний у рабочих проводится ежегодно, у руководителей и специалистов – не реже одного раза в год;
• к работам на опасных производственных объектах допускаются работники, после обучения безопасным методам и приемам выполнения работ, стажировки на рабочем месте, проверки знаний и практических навыков, проведения инструктажа по безопасности труда на рабочем месте и при наличии удостоверения, дающего право допуска к определенному виду работ;
• работы по строительству скважины начинаются только при наличии проектно-сметной документации, разработанной и утвержденной в установленном порядке;
• пуск в работу смонтированной буровой установки производится после полного завершения и проверки качества строительно-монтажных работ, обкатки оборудования при наличии укомплектованной буровой бригады по решению рабочей комиссии с участием представителя территориального органа Ростехнадзора. Готовность к пуску оформляется актом;
• контроль и надзор за ходом строительства скважины, за качеством выполнения работ, уровнем технологических процессов и операций, качеством используемых материалов и технических средств, соблюдением безопасных условий труда должен осуществляться организацией, пользователем недр (заказчиком), другими уполномоченными субъектами в соответствии с требованиями законодательных и нормативных актов, положений и инструкций, разработанных и утвержденных в установленном порядке;
• вышкомонтажные работы начинаются после выдачи вышкомонтажной бригаде наряда на их проведение и рабочей документации на строительство скважины, технических условий на монтаж оборудования и строительство привышечных сооружений, регламента безопасной организации работ;
• сдача в работу смонтированной буровой установки производится после опрессовки нагнетательных трубопроводов, воздухопроводов, систем управления оборудования, проверки качества заземления, представления актов на скрытые работы;
• все закрытые помещения буровой установки, где возможны возникновение или проникновение воспламеняющихся смесей оборудуются приточно-вытяжной вентиляцией с механическим побуждением, обеспечивающей воздухообмен в соответствии с требованиями СНиП. Режим работы вентиляции от момента вскрытия продуктивного горизонта до окончания строительства скважины должен быть постоянным;
• вышка оборудована площадками для обслуживания кронблока и замены бурового шланга.

При ручной расстановке ключей вышка оборудуется площадкой верхового рабочего с устройством для его эвакуации в случае аварийной обстановки. Устройство располагается за пределами вышки и обеспечивает эвакуацию верхового рабочего за пределы внутривышечного пространства. Бригада обеспечивается приспособлением для эвакуации типа «СПАС-1»;

• в системе управления автоматическим ключом предусмотрена возможность полного отключения механизмов от линии питания рабочего агента, а также блокировка с целью предотвращения случайного включения.

Перед вскрытием продуктивного пласта проводится:

• инструктаж членов буровой бригады практическим действиям по ликвидации газонефтеводопроявлений согласно плану ликвидации аварии (ПЛА) разработанному в соответствии с Приложением 5 «ПБ в НГП»;
• проверка состояния буровой установки, ПВО, инструмента и приспособлений;
• учебная тревога «Выброс». Дальнейшая периодичность учебных тревог устанавливается буровой организацией;
• оценка готовности объекта к оперативному утяжелению бурового раствора, пополнению его запасов путем приготовления.

Бурение скважины с частичным или полным поглощением бурового раствора и возможным флюидопроявлением проводится по специальному плану, который согласовывается с проектировщиком, противофонтанной службой и заказчиком.

Работа по ликвидации открытого фонтана проводится силами работников противофонтанной службы по специальному плану, разработанному штабом, созданным в установленном порядке.

Для скважины, подлежащей освоению, составляется план с учетом технологических регламентов на эти работы и назначением ответственных лиц за их выполнение. План утверждается техническим руководителем бурового предприятия и согласовывается с заказчиком.

3.1.2 Основные требования и мероприятия по промышленной

санитарии и гигиене труда

В части промышленной санитарии и гигиене труда необходимо

руководствоваться следующими положениями:

• обязательное прохождение предварительного, при поступлении на работу, и периодических медицинских осмотров. Приказ Минздравсоцразвития РФ от 16.08.2004 № 83;
• обязательный медицинский контроль всех членов бригады в день отправки на объект (буровую);
• для обеспечения безопасности работающих на буровых установках и профилактики профзаболеваний необходимо предусмотреть средства индивидуальной защиты: спецодежду, спецобувь, средства защиты органов дыхания, органов слуха, рук, лица, головы.

Применение средств индивидуальной защиты предусмотрено в обязательном порядке отраслевыми правилами техники безопасности. Выдача спецодежды, спецобуви и других индивидуальных средств защиты регламентирована Постановлением Минтруда и социального развития России № 67 от 26.12.1997 года – «Типовые отраслевые нормы выдачи спецодежды, спецобуви и других средств индивидуальной защиты», а также постановлением № 70 от 31.12.97 – «Нормы бесплатной выдачи теплой специальной одежды и теплой специальной обуви по климатическим поясам». Согласно указанным документам весь рабочий персонал, участвующий в строительстве скважины, должен быть обеспечен средствами индивидуальной защиты, предоставленными в табл. 4.1.;

• учитывая, что в процессе бурения работающие подвергаются воздействию повышенного уровня шума и вибрации и в соответствие с требованиями ГОСТ 12.1.003-83 и ГОСТ 12.1.012-78 по ограничению действующих уровней шума и вибрации, буровая установка оснащена коллективными средствами снижения шума и вибрации;
• для создания необходимого и достаточного уровня освещенности на рабочих местах с целью обеспечения безопасных условий труда необходимо руководствоваться «Отраслевыми нормами проектирования искусственного освещения предприятий нефтяной промышленности» ВСН 34-62, а также соблюдать требования СНиП 23-05-95 «Естественное и искусственное освещение», «Инструкции по проектированию силового и осветительного электрооборудования промышленных предприятий», «Правил устройства электроустановок», «Инструкции по монтажу электрооборудования силовых и осветительных сетей взрывоопасных зон».

Исполнение, класс изоляции электрооборудования и способы его установки должны соответствовать номинальному напряжению сети и условиям окружающей среды;

• рабочее освещение должно быть предусмотрено во всех помещениях буровой установки и на прилегающей территории для обеспечения нормальной работы, прохода людей и движения транспорта во время отсутствия или недостатка естественного освещения;
• аварийное освещение для продолжения работ должно быть предусмотрено для рабочих поверхностей, нормы освещенности которых представлены в таблице 4.2.;

• для общего освещения помещений основного производственного назначения (вышечно-лебедочный блок, силовое и насосное помещение, циркуляционная система, противовыбросовое оборудование, место заряжения прострелочных и взрывных аппаратов, операторная, склад взрывчатых материалов) следует применять газоразрядные источники света, для подсобных и административных помещений — лампы накаливания или люминесцентные лампы. Допускается для освещения помещений основного производственного назначения применение ламп накаливания. Для освещения производственных площадок, не отапливаемых производственных помещений, проездов следует также применять газоразрядные источники света. Выбор типа светильников производится с учетом характера светораспределения, окружающей среды и высоты помещения. В помещениях, на открытых площадках, где могут по условиям технологического процесса образовываться взрыво- или пожароопасные смеси, светильники должны иметь взрывонепроницаемое, взрывозащищенное, пыленепроницаемое, пылезащищенное исполнение, в зависимости от категории взрыво- и пожароопасности помещения по классификации ПУЭ (правила устройства электроустановок);
• показатель ослепленности для производственных помещений не должен превышать значений, за исключением помещений, для которых показатель освещенности не ограничен.

Для улучшения условий видения и уменьшения слепимости световые приборы на буровых вышках должны иметь жалюзные насадки или козырьки, экранирующие источники света или отражатель для бурильщика и верхнего рабочего;

• при устройстве общего освещения для пультов управления источники света необходимо располагать таким образом, чтобы отраженные от защитного стекла измерительных приборов блики не попадали в глаза оператора. При освещении производственных помещений газоразрядными лампами, питаемыми переменным током промышленной частоты 50 ГЦ, коэффициент пульсации освещенности не должен превышать 20%. Светильники производственных помещений следует чистить не реже шести раз в год. Для всех остальных помещений чистить светильники необходимо не реже четырех раз в год;

— в соответствии с ГЭСН-2001 «Вспомогательные здания и помещения промышленных предприятий» и РД 39-22-719-82 «Нормативы санитарнобытового оснащения бригад, занятых бурением и ремонтом скважин» строящаяся буровая при стационарном, вахтовом и вахтово-экспедиционном методе организации труда должна быть обеспечена санитарно-бытовыми помещениями.

Мероприятия по промышленной санитарии и гигиене труда включают:

• в целях создания благоприятных условий для труда, отдыха и быта членов буровой бригады общежития оборудуются мебелью, постельными принадлежностями и инвентарем по «Типовым нормам оборудования мебелью общежитий, постельными принадлежностями и другим инвентарем»;
• на расстоянии 100-130 м от буровой и 10 м от бани-прачечной устанавливается вагон-туалет блочно-контейнерного типа;
• в общежитиях или же специальных помещениях должны предусматриваться шкафы для сменной одежды и сушилки для спецодежды;
• на буровой должна иметься баня или душевая, а при продолжительном проживании на буровой — организована систематическая стирка белья и уборка помещений;
• в зимнее время помещения обеспечиваются надежным теплом (по любой системе, котел, установки);
• производственные подсобные помещения должны иметь естественное освещение, находящееся в них оборудование и инвентарь должны содержаться в соответствии с требованиями «Инструкции по санитарному содержанию помещений и оборудования производственных предприятий»;
• предельно допустимые уровни звука и вибрации должны соответствовать санитарным нормам шума и вибрации на рабочих местах, с действующим ГОСТ 12.1.029-80 «Средства и методы защиты от шума»;
• источники питьевого водоснабжения должны содержаться в чистоте и охраняться от загрязнения отходами производства, бытовыми отходами и сточными водами. Качество питьевой воды должно отвечать санитарным требованиям. Руководство предприятия обязано обеспечить работников достаточным количеством кипяченой воды, а также водой для приготовления пищи и устройством ее хранения в специально закрытых сосудах ГОСТ 2761-84;

— учитывая наличие паров органических веществ: углеродов, эфиров, спиртов, альдегидов в воздухе рабочей зоны в соответствии с каталогом «Промышленные противогазы и респираторы» члены буровой бригады и бригады опробования скважин для защиты органов дыхания должны быть обеспечены соответствующими СИЗОД.

3.1.3 Первичные средства пожаротушения

Буровая должна быть обеспечена необходимыми первичными средствами пожаротушения, согласно табл. 3.1.

Таблица 3.1 — Первичные средства пожаротушения

Кол-во, Тип щита,

Наименование

штук кол-во Пенные огнетушители вместимостью, л/массой ОТВ, 10/9 2 л/кг Порошковый огнетушитель вместимостью, л/массой ОТВ, 2 5/4 л/кг ЩП — В — 1 шт Асбестовое полотно (кошма) размером 22 м 1 Лом 1 Ведро 2 Лопата штыковая 1

ЩП — В — 1 шт Лопата совковая 1 Ящик с песком (V=0,5 м3) 1

3.1.4 Вентиляция рабочих мест

В производственных помещениях и в рабочих зонах наружных установок, где возможно выделение взрывоопасных паров и газов организуется систематический контроль воздуха. Периодичность контроля воздуха перед вскрытием и при бурении продуктивного пласта не реже 1 раза в смену, а при газопроявлении скважины – не реже, чем через 2 часа (рабочая площадка, насосный блок, трапная установка).

Автоматическая система сигнализации должна выдавать предупредительный сигнал при концентрации нефтяных паров и газов 20 % от нижнего передела воспламенения, также производится полное отключение оборудования и механизмов по сигналу датчика газоанализатора при достижении загазованности в воздухе рабочей зоны помещений и наружных установок 50 % НКПР ГВС.

Для предотвращения внезапного поступления в воздух больших количеств взрывоопасных веществ в насосном блоке предусмотрена аварийная вентиляция, которая включается по сигналу газоанализаторов при образовании взрывоопасных концентраций в количестве 10 % от нижнего предела взрывоопасности. Автоматические газоанализаторы блокируются также с устройствами световой и звуковой сигнализации, оповещающей персонал о наличии в помещении концентрации паров и газов, превышающих ПДК или достигших 20 % нижнего предела взрываемости.

4 ОХРАНА ОКРУЖАЮЩЕЙ СРЕДЫ

4.1 Фон загрязнения объектов природной среды

Фоновая концентрация представляет собой суммарную концентрацию загрязняющих веществ и определяется для всей территории, попадающей в зону влияния источников загрязнения. На основании справки территориального центра по мониторингу загрязнения окружающей среды ГУ «Иркутский ЦГМС-Р» фоновые концентрации загрязняющих веществ в атмосферном воздухе Дулисьминского месторождения равны нулю. Фоновые концентрации для данной территории принимаются равными нулю, т.к. в радиусе 5 км не находится ни одного населенного пункта с числом жителей более одной тысячи человек.

4.2 Объемы отходов бурения

Объем образования бурового шлама производится в соответствии с рекомендациями «Инструкции по охране окружающей среды при строительстве скважин на нефть и газ на суше» (РД-39-133-94).

, (4.1)

где , — коэффициенты, учитывающие разуплотнение выбуренной породы и потери бурового раствора при очистке, принимаются 1,2 и 1,05;

• коэффициент кавернозности i-того интервала;
• диаметр ствола скважины i-того интервала, м;
• длина соответствующего интервала, м.

Следовательно, определим образующийся объем бурового шлама:

м3.

4.3 Система сбора и хранения отходов бурения

В данном проекте предусмотрена система безамбарного бурения. Образующийся в процессе бурения шлам хранится в бункере, которая вывозится по мере наполнения.

4.4 Методы и системы очистки, обезвреживания и утилизации

отходов бурения

Для предотвращения загрязнения проектом предусмотрена четырехступенчатая система очистки бурового раствора на отечественном оборудовании. Образующийся шлам отвозится на специальный шламоперерабатывающий завод, где подвергается специальной обработке. В результате получается шлам 5-го класса опасности, который в дальнейшем идет для строительства кустовых оснований и автодорог в пределах месторождения.

4.5 Сроки и методы рекультивации земель

После бурения скважины и демонтажа оборудования, необходимо выполнить следующие мероприятия: разбить все фундаментные основания, очистить всю территорию от металлолома и другого мусора; засыпать все амбары, траншеи, спланировать площадку;

• Все работы по охране окружающей среды и рекультивации земель проводятся в соответствии с нормативными документами стандарта системы охраны природы [24, 25, 26, 27, 28, 29, 30].

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Целью данной дипломной работы ставилось проектирование эксплуатационной наклонно-направленной скважины Дулисьминского месторождения.

Результат работы: разработаны и проверены расчетами конструкция эксплуатационной наклонно-направленной скважины Дулисьминского месторождения.

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ

[Электронный ресурс]//URL: https://inzhpro.ru/referat/proektirovanie-profilya-skvajinyi/