Технология бурения нефтяной и газовой сважины №10582 Федоровского месторождения

Число агрегатов:

                                                     (58)

 

 

9. Находим необходимое  число цементосмесительных машин:

                                                         (59)

где Vбун . вместимость бункера цементосмесительной машины, для цементосмесительной машины 2СМН-20 Vбун = 14,5 м3; ρн . насыпная масса цемента, т/м3 (см. техническуюхарактеристику машины 2СМН-20).- насыпная масса цемента. =3,12 т/м²=2,4т/м² .

 

10. Определяем число цементировочных агрегатов при закачке буферной жидкостиобъемом.

 

Вместимость одного мерного  бака ЦА-320М составляет 6,4 м3. Поэтому для закачкибуферной жидкости принимаем один цементировочный агрегат (n1 = 1).

11. Предусматриваем закачивание 0,98 объема продавочного раствора с помощью n=1, 6-1 = 5 агрегатов (ЦА-320М) при подаче QIII = 18,6 дм3/с. Оставшиеся 0,02 объемапродавочного раствора будут закачиваться одним агрегатом при QIII =18,6 дм3/с, чтонеобходимо для ловли момента "стоп" момента посадки верхней разделительнойпробки на упорное кольцо.

 

12. Определяем продолжительность цементирования.

(60)

 

14. Выбираем тампонажный  цементный раствор для цементирования  обсадной колонны, характеризующийся  началом загустевания:

 

                                   (70)

Кондуктор:

 

1. Находим требуемый объем цементного раствора по формуле(49):

 

 

 

1. Требуемая масса сухого цемента, по формуле(50)

 

                      (53)

 

2. Количество воды для приготовления расчетного объема цементного раствора, формула(52).

 

 

 

3. Требуемый объем продавочного раствора:

 

 

4. Определяем максимальное давление перед посадкой верхней пробки на упорное кольцо, формула(54)

 

 

 

 

 

 

6. Находим число цементировочных агрегатов из условия обеспечения определенной скорости течения цементного раствора в кольцевом пространстве vв, ():

 

 

 

Для цементировочного агрегата ЦА-320М производительность на III скорости QIII = 14,5 дм3/с при диаметре втулки 125 мм, а давление рIII =6МПа

 

 

5. Находим необходимое число цементосмесительных машин:

 

 

7. Принимаем объём буферной жидкости 4м³

Вместимость одного мерного  бака ЦА-320М составляет 6,4 м3. Поэтому для закачкибуферной жидкости принимаем один цементировочный агрегат (n1 = 1).

Предусматриваем закачивание 0,98 объема продавочного раствора с  помощью n=1, 7-1 = 6 агрегатов (ЦА-320М) при подаче QIII = 14,5 дм3/с. Оставшиеся 0,02 объемапродавочного раствора будут закачиваться одним агрегатом при QIII =14,5 дм3/с, чтонеобходимо для ловли момента "стоп" момента посадки верхней разделительнойпробки на упорное кольцо

 

6. Определяем продолжительность цементирования, формула()

 

 

8. Выбираем тампонажный цементный раствор для цементирования обсадной колонны, характеризующийся началом загустевания:

 

 

 

Рис 6. Обвязка оборудования при цементировании.

1. Устье скважины; 2. Блок  манифольда; 3. Цементировочные агрегаты  ЦА-320 М; 4. Цементно-смесительные машины 2СМН-20; 5. Нагнетательные линии; 6. Линия  для продавки разделительной  пробки.

 

2.11Проектирование процессов испытания и освоения скважин

2.11.1. Вторичное вскрытие пласта

Основная задача вторичного вскрытия – 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 правильным выбором условий перфорации, перфорационной среды, оптимального для  данных условий типоразмера стреляющей аппаратуры и оптимальной плотности  перфорации. В настоящее время широкое распространение получило 3 вида перфорации: пулевая, кумулятивная и гидропескоструйная. Кумулятивная перфорация, применяемая на большинстве месторождений Западной Сибири, отвечает оптимальным техническим требованиям по воздействию на конструкцию скважины.

Выбор перфоратора проводим по табл. 9.3 [4]. Наиболее подходит к данным условиям перфоратор кумулятивный бескорпусной ПКС – 105У. Характеристика перфоратора представлена в табл. 27.

Таблица 27.Техническая характеристика перфоратора ПКС – 105У

Техническая характеристика	50;80 100;150 10 118 1-3 12
Максимальное гидростатическое давление, МПа Максимальная температура, С0 Минимальное гидростатическое давление в скважине, МПа Минимальный внутренний диаметр  обсадной колонны, мм Число труб в интервале  перфорации Средний диаметр канала, мм

 

Устье скважины перед проведением  перфорации оборудуется малогабаритной превенторной установкой типа ППР 180х21.

Существует несколько  разновидностей доставки перфоратора  в интервал перфорирования:

1. на геофизическом кабеле;
2. на НКТ
3. в НКТ

Выбираем первый способ доставки, так как он подходит для нашего перфоратора и не требует дополнительных затрат времени и действий бригады  освоения (на спуск НКТ). Перфорационную среду представляет раствор СаCl, плотностью 1,06 г/см³, которым производили продавкутампонажных растворов.Вторичное вскрытие пласта на проектной репрессии в 2-3 МПа.

2.11.2. Вызов притока флюида

Перед тем, как приступить к вызову притока из пласта, устье  скважины оборудуется фонтанной  арматурой. Ещё до установки на устье  скважины фонтанная арматура испытывается на давление, равное двойному рабочему давлению.

С учетом требования выбираем для герметизации устья скважины фонтанную арматуру типа АФК1 – 65х21.

Схема фонтанной арматуры представлена на рис. 8.

 

 

 

Рис.8. Схема фонтанной арматуры

(1 – манометр; 2 – трехходовой  кран; 3 – верхний буфер; 4 – запорное  приспособление; 5 – тройник; 6 –  штуцер; 7 – планшайба; 8 – крестовина  трубной головки; 9 – верхний

фланец колонной головки; 10 – нижний буфер).

 

 

 

 

 

 

Вызов притока осуществляется путем добавления в скважинупенной системы, с использованием бустерной  установки УНБ1-160х40 БК в следующей  последовательности:

1.Спускается колонна НКТ.

2.Устье скважины оборудуется  наземным оборудованием (бустерной  установкой УНБ1-160х40 БК).

3.Затем подключается к  работе цементировочный агрегат  и нагнетается аэрированный раствор.

4.После достижения заданной  депрессии, которая регистрируется  приборами, закачка аэрированной  жидкости прекращается. Скважина  оставляется на самоизлив пены  при открытых затрубных и трубных  задвижках с продолжительностью  до 36 часов.

Приготовление пенообразующей жидкости следует выполнять в  свободном отсеке мерной ёмкости  цементировочного агрегата непосредственно  в процессе закачивания пены в  скважину. Возможен вариант заблаговременного  приготовления пенообразующей жидкости в передвижной ёмкости или  автоцистерне.

2.11.3. Испытание скважины

После получения притока  нефти из пласта, скважине дают некоторое  время поработать, что – бы очиститься от загрязнений перфорационной зоны. Диаметр штуцера выбирают с таким  расчетом, чтобы не возникло чрезмерно  большой депрессии, чтобы не произошло  разрушение порового пространства коллектора. Обычно в течении первых 15 – 20 часов  используют штуцера диаметром 6 –  8 мм., а затем меньшего диаметра 6 – 5 мм. При таком диаметре штуцера скважина работает до тех пор, пока не стабилизируется давление на устье, в межколонном пространстве и на головке фонтанной ёлки.

После стабилизации давления скважину считают освоенной и  приступают к её исследованию. Исследования проводят с целью определения  всех промысловых характеристик: дебита, газового фактора, забойных и пластовых  давлений, температуры, коэффициента продуктивности, проницаемости и гидропроводности пласта, а так – же состава  и свойств пластовой жидкости.

 

12. Выбор бурового оборудования.

 

2.12.1Выбор буровой установки

Исходными данными при выборе буровой установки (БУ) являютсяпроектная глубина и конструкция скважины. Основные характеристики установок эксплуатационного и глубокого разведочного бурения (по ГОСТ 16293.82) приведены в [табл.5.1.Калинин Левицкий «Выбор бурового оборудования» с.64].Технические характеристики современных буровых установок Уралмашаприведены в [табл. 5.4.Калинин Левицкий «Выбор бурового оборудования» с.73]

Параметр максимальная грузоподъемность характеризует предельно допустимое значение нагрузки на крюке, которое не может бытьпревышено при выполнении любых технологических операций в процессе всего цикла строительства скважины (вертикальные нагрузки отвеса бурильной колонны, находящейся в скважине, обсадных труб,спускаемых в скважину, а также нагрузки, возникающие при ликвидации аварий и осложнений в скважине).

Параметр рекомендуемая глубина бурения скважины в каждом конкретном случае может отличаться от указанного значения в сторону уменьшения или увеличения в зависимости от типа ивеса бурильных труб и компоновки бурильной колонны.

В нашем случае:

Глубина скважины

по вертикали: 2802 (м)

по стволу:2951 (м)

 

(Применяемые трубы и  глубины их спуска)

наименование обсадной колонны	Диаметр dк, мм	Толщина стенок, мм	Глубина спус-  ка, м	Вес 1 м колон-  ны q, Н/м
Кондуктор	219	12,7	750	633,7
Эксплуатационная колонна	146	9,5	2951	313,6

 

 

Вес кондуктора:

                                                   (71)

 

 

 

Вес эксплуатационной колонны:

                                               (72)

 

 

Вес бурильной колонны:

         (73)

 

Из приведенного расчета  следует, что наибольшую нагрузку БУ будет испытыватьпри спуске 219-мм промежуточной колонны.

 

Максимальные нагрузки с  учетом расхаживания:

от веса бурильной колонны

 

от веса наиболее тяжелой  обсадной колонны

 

Для бурения данной скважины более рационально использовать установку Уралмаш 3000БЭ с электрическийприводом, переменного тока, поскольку нагрузка (в МН) от наиболее тяжелой обсадной колонны меньше максимальной: 1,06 < 1,7.

 

Основные технические  характеристики буровой установки  Уралмаш 3000БЭ для эксплуатационного бурения (ГОСТ 16293.82)

Максимальная грузоподъемность, МН                                                                                   1,7

Рекомендуемая глубина бурения (при массе бурильной колонны 30кг/м), м                  3000

Максимальная оснастка талевой системы                                                                             5*6

Длина свечи, м27

Максимальное натяжение ходовой ветви талевого каната,кН                                            210

Диаметр талевого каната, мм28

Вид привода Электрический переменноготока

Тип привода Раздельный

Мощность на барабане лебедки, кВТ661

ЛебедкаУ2-2-11

 

6.12.2 Выбор бурового насоса.

 

Насос буровой УНБ-600 предназначен для подачи промывочной жидкости на забой при бурении скважин  глубиной до 5000 м. При роторном бурении  промывочная жидкость подается через  колонну бурильных труб на забой  скважин для охлаждения и выноса разрушенной долотом горной породы, а также для передачи энергии  потока турбобуру и связанному с  ним долоту. В качестве промывочной  жидкости можно применять воду или  глинистый раствор с наличием нефти, щелочи, соды и других компонентов.

Технические характеристики УНБ-600:

Мощность насоса, kW, кВт 600

Полезная мощность насоса, kW, кВт 475

Частота ходов поршней  в минуту, предельная 65

Длина хода поршня, мм 400

Число поршней 2

Диаметр штока поршня, мм 70

Расчетный диаметр шкива  клиноременной передачи, мм 1400