Бурение скважин в Изяславском месторождении Арзгирского района Ставропольского края

 

б) Давление гидроразрыва

      Давление гидроразрыва необходимо  знать при определении конструкции  скважины, особенно глубины спуска  кондуктора, а также при цементировании  обсадных колонн.

      Расчет производится по формуле: 

 

P_гр - давление гидроразрыва;

P_пл – пластовое давление на глубине гидроразрыва;

Pₒ - геостатическое давление;

ν– принятое значение коэффициента Пуассона

      Ожидаемые величины давлений  гидроразрыва приводятся в геологотехническом  регламенте и в табл.3.

Таблица 3-Давления гидроразрыва

Глубина, м	Градиент давления	Давление гидроразрыва, кгс/см2
400	1,55	68,0
600	1,65	99,0
1000	1,63	163,0
1700	1,75	297,5
1850	1,77	327,45
2000	1,80	360,0
2500	1,83	457,5
3000	1,87	561,0
3100	1,88	582,5
3500	1,97	669,5

 

7. Возможные осложнения

        Судя по материалам пробуренных  в данном районе скважин, строительство  скважины 1 Изяславской площади характеризуется  следующими прогнозными условиями.

         Интервал 0-600 м, представленный чередованием  слабосцементированных песчаников, алевролитов и глин от антропогенового  до верхнемайкопского возраста, характеризуется низкими пластовыми  давлениями Р_пл=0,8-0,9 Р_гдс. Здесь возможны поглощения глинистого раствора различной интенсивности.

         Интервал 600-1700 м, представленный  майкопскими глинами, характеризуется  отсутствием коллекторов. Поровые  давления 1,25 раза превышают гидростатические (Р_пор=1,25 Р_гдс). Возможны обвалы, осыпи, кавернообразования.

         Интервал 1700-1835 м, представленный  глинисто-алевролитовыми породами  баталпашинской и хадумской свит, характеризуется повышенными поровыми  давлениями (Р_пор=1,35 Р_гдс).

         В случае присутствия коллектора  пластовое давление ожидается  равным 1,3 Р_гдс (Р_пл=1,3 Р_гдс). Возможны нефтегазопроявления.

         Интервал 1835-2470 м, представленный  отложениями эоцена, палеоцена и  верхнего мела, характеризуется  нормальными условиями проводки  скважин (Р_пл= Р_гдс, Р_пор=1,2 Р_гдс). Из осложнений возможны осыпи.

         Интервал 2470-3100 м, представленный  нижнемеловыми отложениями, характеризуется  нормальными давления (Р_пл= Р_гдс=Р_пор). Из осложнений здесь возможны газонефтепроявления и сужение ствола скважины против проницаемых пластов.

         Интервал 3100-3500 м, представленный  пермо-триасовыми и палеозойскими  отложениями, характеризуется повышенными  пластовыми давлениями (Р_пор=1,2 Р_гдс,  Р_пл= 1,15 Р_гдс). Возможны газонефтепроявления.

 

8. Применяемые циркулирующие рабочие агенты

В качестве циркуляционного  рабочего агента принимается глинистый  буровой раствор, так как он является наиболее дешевым и технологичным  промывочным раствором для бурения  скважин.                                               Согласно правилам [1] плотность бурового раствора в интервалах совместимых условий бурения должна определяться из расчета создания столбом бурового раствора гидростатического давления в скважине, превышающего пластовое (поровое) давление на величину:                                   - 10% для скважин глубиной до 1200 м, но не более 15 кгс/см² (1,5 МПа);       - 5% для скважин глубиной от 1200 м до проектной глубины, но не более 25 - 30 кгс/см² (2,5 - 3,0 МПа).

   С учетом данных ограничений потребная плотность раствора определяется по формуле:

 

где Р_пл - пластовое (поровое) давление, Па; L_K— глубина залегания кровли пласта с максимальным градиентом пластового давления от устья скважины, м; К_р - коэффициент репрессии для указанных выше глубин, он равен соответственно: К_р - 1,1 и К_р = 1,05. АР - превышение забойного давления над пластовым, для тех же глубин соответственно равно 1,5 и 2,5 — 3,0 МПа.

 Тогда плотность  бурового раствора при бурении  под эксплуатационную колонну  будет равна:

 
Фактическое значение плотности бурового раствора 1070 кг/м³ входит в вычисленный предел, следовательно, принимаем значение ρ= 1200 кг/м³.

9. Выбор типа и серии долота

 

      Рациональным типом долота данного размера для каждых конкретных геолого-технических условий бурения является такой тип, который при бурении в рассматриваемых условиях обеспечивает минимальную величину эксплуатационных затрат на 1 м проходки.

      Для бурения под эксплуатационную колонну диаметром 140 мм необходимо долото, диаметр которого можно определить по формуле:

d_d = d_м + A

где d_м - диаметр муфты эксплуатационной колонны, d_м= 159 мм; А - минимально допустимая разность диаметров муфт обсадных труб и скважины, мм. Значение А в зависимости от диаметра обсадных труб: для труб диаметром 140 мм, А=20 мм

d_d=166 + 20=186мм.

      Правила [1] допускают отклонение от рекомендуемой величины А. Поэтому, исходя из практики бурения, выбираем долото диаметром 215,9 мм, которое обеспечит беспрепятственный спуск колонны до проектной глубины, качественное ее цементирование и предотвратит возможные осложнения.

Разнообразие механических свойств горных пород, глубина залегания, разные способы бурения обуславливают  использование различных конструкций  и типов долот.

Тип долота должен соответствовать  определенным свойствам горных пород, которые разбуриваются. Под свойствами горных пород в первую очередь  понимается их твердость и абразивность. Зависимость между твердостью и абразивностью горных пород изображена на графике 1.

 

 

График 1-Зависимость твердости  и абразивности

Для выбора типа породоразрушающего инструмента необходимо определить средние категории твердости Т и абразивности А по разрезу скважины (3):

 

 

 

 

где T_i - категория твердости пород i-й разновидности; m_i - мощность i-ro прослоя горной породы, м; М - мощность выделенной пачки, м; А - категория абразивности пород i-й разновидности.

А=

Т=

        В соответствии с физико-механическими свойствами горных пород для бурения под эксплуатационную колонну и согласно МУ « Научные основы проектирования режимов бурения» выбираем тип долота Т. Учитывая тип долота и применяемый роторный способ бурения, выбираю долото - 215,9 Т-ГАУ. Выбираем тип опоры «АУ», т.к. на сегодняшний день наиболее совершенные долота с герметизированными опорами на подшипниках скольжения.

10. Выбор способа и режима бурения

Эффективность разрушения породы долотом зависит  от многих факторов: осевой нагрузки на долото, частоты его вращения, конструкции  долота, свойств породы, соотношения  давления промывочной жидкости на забой  скважины и порового давления в слоях  породы, прилегающих к забою, состава  и свойств промывочной жидкости и ряда других.

Совокупность  тех факторов, которые влияют на эффективность разрушения породы и  интенсивность износа долот и  которыми можно оперативно управлять  в период работы долота на забое, принято  называть режимом бурения, а сами факторы - параметрами режима. К параметрам режима бурения относятся осевая нагрузка на долото G, частота его вращения n. Сочетание этих параметров, при котором обеспечивается получение наилучших показателей работы долота, называется оптимальным режимом бурения.

Осевую нагрузку на долото можно определить по удельной нагрузке Руд (кН/м) (5):

G = P_уд∙D_д;   Отсюда G=700∙0,2159=150 кН                                                       

где D_д - диаметр долота, м.  В таблице 8 приведены     рекомендуемые     режимы эксплуатации трехшарошечных долот [МУ].

Таблица 8

Серия долота	n, мин-1	Руд, кН/мм	Способ бурения
ГАУ	35-70	0,6-0,8	Роторный
ГНУ	40-250	0,6-1,0	Роторный, ГЗД, электробурами с редукторными вставками
ГН	60-450	0,6-1,0	Роторный, ГЗД, электробурами
ГВ, ЦВ	60-450	0,7-1,2	Турбинный

При роторном бурении Р_д и n зависят не только от механических свойств горных пород, прочности и долговечности самого долота, но и от прочности и жесткости бурильной колонны. С увеличением Р_д возрастают напряжения сжатия в нижней части бурильной колонны и изгиба, а с повышением n - напряжения изгиба и частота продольных, а также крутильных колебаний, что может ускорить разрушение бурильных труб и особенно резьбовых соединений.

 

Для долот  диаметром от 190,5 до 295,3 мм частота  вращения не должна быть выше величины, которую можно оценить из соотношения:

n=882,9 ∙D_д / G,                                         

где D_д - диаметр долота, см.                                                                                 

n = 882,9 ∙ 21,59 / 150 =127 об/мин.

Для выбранного III 215,9 С3-ГНУ R53 рекомендуемые частоты вращения в пределах 50-140.Согласно техническому проекту окончательно выбираем значение частоты вращения 100 об/мин.

      

11. Проектирование бурильной колонны

Расчет  УБТ

Расчёт ведем  в соответствии с инструкцией  по расчёту бурильных колонн для  нефтяных и газовых скважин (6):

Компоновка  УБТ должна обеспечить заданную нагрузку на долото и необходимую жесткость  на изгиб.

Выбор диаметра основной ступени ( ) УБТ: при _д = 215,9 м,  диаметр основной ступени =178 мм. Внутренний диаметр этих труб  = 80 мм, вес одного метра q_m = 1530 Н. Эти трубы должны удовлетворять требованию минимальной жесткости, т. е. жесткость на изгиб основной ступени УБТ должна быть не меньше жесткости обсадной колонны, под которую ведется бурение, т. е. (EI)₀₁>(EI)

или     

где , - наружный и внутренний диаметры 1-ой (основной) ступени УБТ; D_0K, - наружный диаметр и толщина стенки обсадной колонны.

 

1.059> 0,802 — условие выполняется.

Диаметр нижней секции бурильной колонны необходимо принять равным 127 мм.

Для обеспечения  плавного перехода по жесткости от УБТ к бурильным трубам компоновка УБТ выполняется ступенчатой. Количество ступеней (промежуточных секций), должно быть таким, чтобы при переходе к  бурильным трубам и переходах  между ступенями выполнялись  условия:

                                              

                                              

где  - наружный диаметр бурильных труб 1-ой секции; i - порядковый номер ступени компоновки УБТ (снизу-вверх); n - количество ступеней компоновки УБТ.

Диаметр второй ступени будет составлять

_{0,75∙178≤D02≤178}

133,5≤D₀₂≤178

Этому условию  соответствуют трубы с наружным диаметром 146 мм (внутренний диаметр 74 мм, вес одного метра 958 Н), причем они обеспечивают плавный переход от УБТ к колонне бурильных труб. В связи с этим данная ступень является последней в компоновке УБТ.

Принимаю длину переходной ступени 12 м. Длину основной ступени УБТ вычисляю по формуле:

                 

где - приведенный вес 1 м длины i-ой секции УБТ, Н (кгс); - угол наклона профиля скважины на участке расположения КНБК. Для вертикального участка =0; К_д— коэффициент нагрузки на долото. При роторном способе бурения К_д = 1,333; - необходимая нагрузка на долото, Н (кгс); - плотность (удельный  вес) бурового раствора, г/см   (гс/см ); - плотность (удельный вес) УБТ, г/см

 

Общий вес  компоновки УБТ: