Технология бурения нефтяной скважины Чаяндинского месторождения

 

3.1 Выбор способа бурения

Основные требования к выбору способа  бурения – необходимость обеспечения  успешной проводки ствола скважины при  возможных осложнениях с высокими технико-экономическими показателями. Поэтому способ бурения выбирается на основе анализа статистического материала уже пробуренным скважинам.

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

3.2 Выбор породоразрушающего инструмента

Размеры долот выбраны в соответствии с конструкцией скважины и на основании  рекомендаций по величинам кольцевого зазора между стенкой скважины и  муфтой обсадных колонн.

Выбор долот  произведен в соответствии с физико-механическими  свойствами, буримостью пород, фактическими данными о работе различных долот для сплошного бурения на площадях данного района.

 

Расчёт  диаметров обсадных колонн и буровых  долот

 

Расчет  диаметров обсадных колонн и скважины осуществляется снизу вверх. При  этом исходным является диаметр эксплуатационной колонны, который принимается в  зависимости от ожидаемого притока  и условий опробования, эксплуатации и ремонта скважин. При заканчивании скважины открытым стволом за диаметр эксплуатационной колонны принимается диаметр открытого ствола.

Диаметр скважины под эксплуатационную колонну  рассчитывается с учетом габаритного  размера колонны (по муфтам) и рекомендуемого зазора между муфтой и стенками скважины.

В дальнейшем диаметры выбирают из условий проходимости долот внутри предыдущей колонны  и проходимости последующей колонны  с рекомендуемыми зазорами.

Во всех случаях, когда это возможно, необходимо стремиться к упрощению конструкции скважины и уменьшению её металлоёмкости, например, за счет уменьшения числа колонн, уменьшения диаметров колонн, уменьшения рекомендуемых зазоров или применения труб с безмуфтовым соединением.

Диаметр эксплуатацинной колонны выбираем исходя из ожидаемого дебита скважины по таблице 1.7

Таблица 1.7 

Суммарный дебит []	Рекомендуемый D эксплуатационной колонны	Суммарный дебит []	Рекомендуемый D эксплуатационной колонны
Нефтяные скважины		Газовые скважины
<40	114	< 75	114
40-100	127-140	<250	114-146
100-150	140-146	<500	146-168
150-300	168-178	<1000	168-219
>300	178-194	<5000	210-279

 

Диаметр эксплуатационной колонны Рассчитываем диаметр долота  исходя из формулы [1]:

  (1.4)

Где - радиальный зазор между стенками скважины и обсадной колонной; -наружный диаметр муфты обсадной трубы.

По ГОСТ 20692 – 75 [3, с 87] принимаем ближайший  диаметр долота, в сторону увеличения.

 выбирают в зависимости  от наружного диаметра обсадных колонн по таблице №1.8

Таблица №1.8

Наружный D обсадной колонны [мм]	114 -127	140 -168	178 -245	273 -299	324 -351	377 -508
Радиальный зазор между стволом  скважины и обсадной колонной	5-15	10-20	10-25	15-30	20-40	25-50

Определяем  диаметр породоразрушающего инструмента для бурения под эксплуатационную колонну

 

Принимаем ближайший стандартный диаметр  породоразрушающего инструмента 215,9 мм по ГОСТ 20692-75

Определяем внутренний диаметр промежуточной колонны по формуле

 

где (6-8) – зазор для свободного прохода  долота.

 

Определяем наружный диаметр промежуточной колонны по формуле:

 

 

По ГОСТ 632-80 принимаем ближайший стандартный диаметр 244,5 мм; наружный диаметр муфты 269,9 мм.

Определяем диаметр породоразрушающего инструмента для бурения под промежуточную колонну:

 

По ГОСТ 20692-75 принимаем ближайший стандартный диаметр породоразрушающего инструмента 295,3 мм.

Определяем внутренний диаметр кондуктора

 

 

По ГОСТ 632-80 принимаем ближайший стандартный диаметр 324 мм; наружный диаметр муфты 351 мм.

Определяем диаметр породоразрушающего инструмента для бурения под кондуктор:

 

По ГОСТ 20692-75 принимаем ближайший стандартный диаметр породоразрушающего инструмента 393,7 мм.

Определяем внутренний диаметр направления:

 

 

По ГОСТ 632-80 принимаем ближайший стандартный  диаметр 426 мм; наружный диаметр муфты 450 мм.

Определяем диаметр породоразрушающего инструмента для бурения под направление:

 

По ГОСТ 20692-75 принимаем ближайший стандартный диаметр породоразрушающего инструмента 490 мм.

Все выше приведенные расчеты представлены в таблице 1.9

Таблица 1.9

Наименование  колонны	Диаметр колонны, мм	Глубина спуска, м	Диаметр долота, мм
Направление	426	20	490
Кондуктор	324	220	393,7
Техническая	244,5	1620	295,3
Эксплуатационная	168	2000	215,9

 

 

 

 

 

3.3  Расчет параметров режима бурения

 

 

Параметры режима бурения выбираются в зависимости от типа горных пород  и их физико-механических свойств. Основными  параметрами являются: нагрузка на долото, частота вращения породоразрушающего инструмента, подача бурового насоса.

Таблица 2 параметров режима бурения для скважины № 321-41

Вид обсад . колонны	Глуби на спуска колонны м.	Интервал бурения м.	Диаметр скважи -ны мм.	Тип долота	Рд раб кн.	N об/ мин	Q   л/с
Направления	0-20	0-20	539	490 С-ЦВ	308.7	56	107.5
Кондуктор	0-220	20-220	433	393.7 СЗ-ЦГВ	248	46	67
Техническая	0-1620	220-1620	325	295.3 СЗ-ГАУ	186	46	34
Эксплуатацио	0-2000	1620-2000	237	215.9 СЗ-ГАУ	135	46	15.7

 

 Расчет осевой нагрузки на  долото определяется по формуле 

 

S_к=1.3 Д_дол*кn*в  где; S_к- площадь контакты зубьев шарошки с забоем

Д_дол- диаметр долота

кn- коэффициент перекрытия забоя зубьями долота

кn= 1.51.9 для долот без смещения

в- притупление зуъев

в=(1.01.5)*10^-3

1.3-опытный  коэффициент .учитывающий фактичес-

кую средную площадь контакта при нулевой нагру-

жения зубъев.

 

Р_{д мин}=К_заб*Р_ш*S_к где; К_заб=0.40.7  -коэффициент учитывающий факторов в реальных условиях бурения

Р_ш- твердость по Шрейнеру [МПа]

Р_{д мах}=Р_уд.дол*Д_дол

Р_{д раб}=Р_дмах-10% 10 %-величина в кн составляющая 10 % от расчетной Р_дмах

Р_дмин- минимальная нагрузка на долото

Р_{д мах} –максимальное нагрузка на долото

Р_{д раб}- рабочая нагрузка на долото

 

Расчет  осевой нагрузка на долото ІІІ 490 С-ЦВ 

Д_д=490 мм  

К_n=1.7  Р_уд.дол=0.7 кн/мм

в=1*10^-3

К_заб=0.6

Р_ш=700 МПа

 

S_к =1.3*490*10^-3*1.7*1*10^-3=1082.9*10^-6 м²

Р_{д мин0.6*700*10}⁶*1082.9*10^-6=454818=454 кн

 Р_{д мин}=454-45.4=408.6 кн

Р_{д мах0.7*490=343 кн}

          Р_д раб=343-34.3=308.7 кн

 

Расчет осевой нагрузка на долото ІІІ 393.7 СЗ-ГАУ

Д_д=393.7  мм  

Р_ш=2500 МПа  Р_уд.дол=0.7 кн/мм

в=1-10^-3

К_заб=0.6

к_n=1.7

 

S_к=1.3*393.7*10^-3*1.7*10^-3=870*10^-6 м²

Р_{д мин0.6*2500*10}⁶*870*10^-6=1305 кн

Р_{д мин}=1305-130.5=1174.5 кн

Р_{д мах} =0.7*393.7=275.59 кн

Р_{д раб}=275.59-27.55=248.03

 

Расчет осевой нагрузка на долото ІІІ 295.3 СЗ-ГАУ

Д_д=295.3  мм  

Р_ш=2500 МПа   Р_уд.дол=0.7 кн/мм

в=1-10^-3

К_заб=0.6

к_n=1.7

 

S_к=1.3*295.3*10^-3*1.7*10^-3=652.6*10^-6 м²

Р_{д мин}=0.6*2500*10⁶*652.6*10^-6=978.9 кн

Р_{д мин}=978.9-97.8=881.01 кн

Р_{д мах}=295.3*0.7=206.7 кн

Р_{д раб}=206.7-20.6=186 кн

 

 

 

 

 

Расчет осевой нагрузка на долото ІІІ 215.9 СЗ-ГАУ

Д_д=215.9  мм  

Р_ш=2500 МПа   Р_уд.дол=0.7 кн/мм

в=1-10^-3

К_заб=0.6

к_n=1.7

 

S_к=1.3*215.9*10^-3*1.7*10^-3=477*10^-6 м²

 

Р_{д мин}=0.6*2500*10⁶*477*10^-6=715 кн

Р_{д мин}=715-71.643.5 кн

Р_{д мах}=215.9*0.7=151 кн

Р_{д раб}=151-15.1=135.9 кн

 

Частота вращения долото определяется по формуле 

 

n=(Р_уд(мах)/Р_{уд i})*n_мин

 

Р_{уд мах}- максимальная допустимая удельная нагрузка на данный тип долото

Р_уд- удельная нагрузка на долото в данный момент бурения

n- частота вращения

 n_мин- минимальная частота вращения ротора  (40 мин^-1)

 

Расчет частоты вращения для  долота  ІІІ 490 С-ЦВ

n =*40=56 мин^-1

Расчет частоты вращения для  долота  ІІІ 393.7 СЗ-ГАУ

 

n =*40=46 мин^-1

Расчет частоты вращения для  долота  ІІІ 295.3 СЗ-ГАУ

n =*40=46 мин^-1

Расчет частоты вращения для  долота  ІІІ 215.9 СЗ-ГАУ

n =*40=46 мин^-1

 

Расчет расхода  промывочной жидкости

 

Д_{бур труб}= диаметр бурильных труб

Q=S_кnV_в    S_к=(Д²_скв-Д²_{бур.труб})

 

S_кn- площадь сечения кольцевого пространства между стенками скважины и бурильных труб

V_в-0.40.6 м/с

Q- расход промывочный жидкости

 

Расход промывочный  жидкости для долота  ІІІ 490 С-ЦВ

 

Д_д=490 мм    Д_ск=1.1*490=539 мм

Д_{бур. труб}=127 мм

S_к=(0.539²-0.127²)=0.215 м²

Q=0.215*0.5=0.107 м³/с=107.5 л/с

 

Расход промывочный жидкости для  долота  ІІІ 393.7 СЗ-ГАУ

 

Д_д=393.7 мм    Д_ск=1.1*393.7=433 мм

Д_{бур. труб}=127 мм

S_к=(0.433²-0.127²)=0.134 м²

Q=0.134*0.5=0.0672 м3/с=67 л/с

 

Расход промывочный жидкости для  долота  ІІІ 295.3 СЗ-ГАУ

 

Д_д=295.3 мм    Д_ск=1.1*295.3=324.8 мм

Д_{бур. труб}=127 мм

S_к=(0.324²-0.127²)=0.069 м²

Q=0.069*0.5=0.034 м3/с=34 л/с

 

Расход промывочный жидкости для  долота  ІІІ 215.9 СЗ-ГАУ

 

Д_д=215.9 мм    Д_ск=1.1*215.9=237.4 мм

Д_{бур. труб}=127 мм

S_к=(0.237²-0.127²)=0.0314м²

Q=0.0314*0.5=0.0157м3/с=15.7 л/с

 

 

 

 

 

 

3.4 Выбор компоновки для отбора керна

Проектом  предусматривается в интервале 1955 – 1973 м. произвести отбор керна. Для  осуществления данной операции проектом предполагается использовать отечественную  шарошечную бурголовку К 139,7/67 ТКЗ (рисунок 8), серийно выпускаемую АО "Уральский завод бурового машиностроения".

Проектом  предполагается для отрыва и удержания  керна использовать кернорватель типа Р26 (рисунок 9).

Для бурения  с отбором керна выпускаются  керноприемные устройства, применяемые  при различных по физико-механическим свойствам горных породах и условиях бурения. Серия "Кембрий" предназначена для условий бурения в рыхлых слабосцементированных и трещиноватых породах. Общий вид керноприемных устройств большинства серий однотипен и приведен на рисунке 10, который состоит из корпуса 3 и керноприемника 4. Керноприемник вверху подвешен на регулировочной головке 1 и оснащен узлом подшипников 2, предотвращающим его вращение, а внизу оснащен кернорвателями различной конструкции (цанговые и лепестковые в различном сочетании).