Технология бурения нефтяной скважины Чаяндинского месторождения

Проектом  предусматривается использовать для  отбора керна керноприемное устройство серии «Кембрий» УКР-127/80

 

 

                                        

 

 

                                                    

 

 

 

 

 

3.5 Рациональная отработка долот

 

Таблица 2.1- Характеристика применяемых долот и норма их расхода

 

Интер вал бурения, м

Количество, м

Типоразмер

Характеристика долот

Механическая скорость бурения, м/ч

Расход долот, расширителей (бурение / проработка), шт.

породоразрушающего инструмента

нормативные документы на изготовление

тип промывки узла

количество наса док, шт.

тип опоры

1

2

3

4

5

6

7

8

9

Бурение под направление  диаметром 426 мм

0 – 20

20

III 490 С-ЦВ

ГОСТ 20692-2003

центральная

-

Открытая

2.04

0.80

Подготовка к спуску обсадной колонны

III 490 С-ЦВ

то же

то же

-

то же

-

0.20

Разбуривание цементного стакана

III 393.7 С-ЦВ

-“-

-“-

-

-“-

-

0.25

Бурение под кондуктор диаметром 324 мм

20 – 220

200

393,7 СЗ-ЦГВУ R 174

ГОСТ 20692-2003

комбинированная

подшипники качения с  уплотнением

2.78

2.67

Подг отовка к спуску обсадной колонны

III 393.7 С-ЦВ

то же

центральная

-

Открытая

-

1.00

Разбуривание цементного стакана

III 295.3 С-ЦВ

-“-

то же

-

то же

-

0.25

Бурение под промежуточную  колонну диаметром 245 мм

220 – 350

130

295.3 СЗ-ГАУ R 419

ГОСТ 20692-2003

боковая

3

Герметизированная

2.56

2.62

350 – 690

340

295.3 СЗ-ГАУ R 419

то же

то же

то же

то же

2.50

6.80

690 – 900

210

295.3 СЗ-ГАУ R 419

-“-

-“-

-“-

-“-

3.45

1.12

900 – 1350

450

295.3 СЗ-ГАУ R 419

-“-

-“-

-“-

-“-

3.45

2.39

1350 – 1620

705

295.3 СЗ-ГАУ R 419

-“-

-“-

-“-

-“-

2.38

0.29

Подготовка к спуску обсадной колонны

III 295.3 С-ЦВ

-“-

центральная

-

Открытая

-

1.00

Разбуривание цементного стакана

III 215.9 С-ЦВ

-“-

то же

-

то же

-

0.25

Бурение под эксплуатационную колонну диаметром 168 мм

1620 – 1 800

180

215.9 СЗ-ГАУ R 439

ГОСТ 20692-2003

боковая

3

Герметизированная

2.70

0.98

1800 – 2850

50

215.9 СЗ-ГАУ R 439

то же

то же

то же

то же

2.38

0.69

1850 – 2000

150

215.9 СЗ-ГАУ R 439

-“-

-“-

-“-

-“-

3.85

0.94

Итого на скважину

Долота

III 490 С-ЦВ

1.0

393,7 СЗ-ЦГВУ R 174

4.0

III 393.7 С-ЦВ

2.0

295.3 СЗ-ГАУ R 419

14.0

III 295.3 С-ЦВ

2.0

215.9 СЗ-ГАУ R 439

3

 

 

 

 

 

 

 

 

4. Выбор типа и параметров  буровых растворов

 

4.1 Приготовление и регулирование свойств буровых растворов

 

Выбор типы , требуемой плотности ,рациональной плотности бурового раствора при вскрытии продуктивных пластов и при бурении до проектной глубины скважины

 

а)   Выбор типа и параметров бурового раствора на интервале  бурения  от 0 до 220 м. Под кондуктор диаметром 324 мм.

Исходя из геологических условий  залегания пород, бурения под  кондуктором рекомендуется производит на «лигносульфонатные» растворе, обработанным для снижения фильтрации полимерами  (КМС, ЭКР, сульфацел ) с добавками наполнителей

вязкость ; Т₅₀₀=1840 сек  

фильтрация ; Ф₃₀=510 см³/30 мин

СНС =0.69Па   РН=810;

Для данного интервала бурения  принимаем буровой раствор плотностью 1120 кг/м³

 

б)   Выбор типа бурового раствора для интервала скважины 220-1620 м. при  разбуривании  под промежуточную колонну диаметром 245 мм.

На данном интервале бурения  ожидается осыпи и обвалы. Для  обеспичения устойчивости стенок скважины, рассчитываем плотность бурового раствора

 

ɣ_бр=

коэффициент аномалности  равен 1

∆Р_мин=1.5 МПа  Н=1620 м

К_спо=0.9   Д_с > 215.9 мм

∆ РЕ=∆ Р _мин + ∆Р^'=1.5+0.9=2.4 МПа   ∆Р^'=К _спо*К_а =0.9*1=0.9 МПа

 

Р_пл=К_а*Р_в*g*Н=1*1000*9.8*1620=15.87 МПа

 

Где;  Р_пл- пластовое давления МПа.   Н- глубина залегания м.

Р_в- давления столбе воды МПа.   ɣ_бр-плот. бур. Раствора г/см³

  g- ускорения свободного подения   Р_в- плотность воды кг/м³

 

ɣ_бр===1150 кг/м³

На данном интервале бурения, для  обеспечения устойчивости стенок скважины следует применять «лигносульфонатные»  раствор с плотностью 1150 кг/м³

вязкость ; Т₅₀₀=1840 сек  

фильтрация ; Ф₃₀=510 см³/30 мин

СНС =0.69Па   РН=810;

 

в)   Выбор типа и параметров бурового раствора на интервале бурения  от 1620 до 2000 м.

Исходя из геологического условие, для бурения под эксплуатационную колонну применяем гуматные раствор плотностью 1150 кг/м³

Определяем плотность бурового раствора для вскрытие продуктивного нефтяного пласта с АВПД

К_а=1.55

∆Р_мин=2 МПа  Н=2000 м.

К_спо=0.9   Д_с > 215.9 мм

∆ РЕ=∆ Р _мин + ∆Р^'=2+1.39=3.39  МПа    ∆Р^'=К _спо*К_а =0.9*1.55=1.39  МПа 

 

Р_пл=К_а*Р_в*g*Н=1.55*1000*9.8*1620=30.38 МПа

 

ɣ_бр===1722 кг/м³

Для вскрытия продуктивного пласта применяем «гуматные» буровой раствор плотностью 1722 кг/м³

 

г)   Определения плотности  бурового раствора предотвращающего гидро- разрив  пласта

 

ɣ_{бр                где; Рг}р- давления гидроразрива

_- ожидаемое давления в пласти

μ=0.32

ɣ_г.п.=2450 кг/м³

Ргр=*Рг=*48=45 МПа            Рг=ɣг*Н*g=2450*2000*9.8=48 МПа

 

ɣ_{бр=1785 кг/м}³      1722 ₁₇₈₅

Для предотвращения гидроразрива пласта, плотность бурового раствора не должно превышать 1785 кг/м³

           вязкость ; Т₅₀₀=1840 сек  

фильтрация ; Ф₃₀=510 см³/30 мин

СНС =0.69Па   РН=810;

 

д)  Определяем объем бурового раствора для бурения скважины

 

V_.бр=V₁+V₂+V₄+К₃

 

где;  V₁-объем приемных ёмкостей = 40 м³

         V₂-объем церкульяционной  жолубной  сестемы =6 м³

         V₄-объем скважин до проектной глубине

         К₃=коэффициент запаса =2

 

 

V₄=(п²к/4)*ℓ₁+(πД²д*эк/4)*ℓ₂=91 м³

 

Где;_пк- диаметр промежуточное колонны =245 мм

        Д _дэк- диаметр долота под эксплуатационное колонну =295.3 мм

        ℓ₁ = 1620 м

        ℓ₂ = 220 м

 

V_.бр=40+6+91*2=228 м³

 

е)  Определяем массы и объема глины для приготовления 1 м³ раствора

 

-определения массы;

 

М_г=       где; ɣг-плотность глины =2450 кг/м³

               ɣв-плотность воды =1000

                                              ɣб.р-плотность бурового раствора=1150 кг/м³          Vб.р- кол-во бурового раствора на 1 м³      

М_г==253 кг

 

253 кг потребуется для приготовления  1 м³ бурового раствора

 

-определения объема;

 

V_г===0.103 м³

 

ж)  Определяем массы и объёма глины для приготовления раствора на вес объем

 

-определяем массы;

 

М_г= = = 57.7 т

 

-определяем объём;

 

V_г= = = 23.5 м³

 

 

 

    

 

 

 

4.2 Расчёт гидравлической программы скважины

 

Расход  очистного агента определяется из условия  устойчивого транспортирования  шлама к поверхности, что обеспечивается скоростью восходящего потока, достаточного для надёжного выноса наиболее крупных  частиц шлама. Скорость восходящего  потока должна быть равна:

;   ,       (4.2.1)

где: w – критическая скорость для наиболее крупных частиц шлама, м/с; F – площадь канала расчётной критической скорости.

Критическая скорость w определяется для частиц шлама в условиях жидкостной промывки можно выполнять по формуле:

,    (4.2.2)

где: D_э – эквивалентный диаметр канала; d_э – диаметр выносимой частицы; n – кинематическая вязкость; Ar – параметр Архимеда.

,        (4.2.3)

где: d – плотность выносимой породы; r – плотность раствора.

Рассчитаем  скорость восходящего потока для интервала 0 - 220 м.

n = 4,5´10^-6 м²/с                

  

Необходимая скорость восходящего потока для интервала 220 - 1620 м с учётом свойств бурового раствора составит:

 

 

 

Критическая скорость восходящего потока равна:

Скорость  восходящего потока составит:

   

Рассчитаем  расход и давление нагнетания необходимые для реализации гидромониторного эффекта

Суммарные потери определяются по формуле:

,        (4.2.4)

где: a₁ – потери не зависящие от глубины скважины; a₂ – потери зависящие от глубины скважины.

,          (4.2.5)

где: a₁^/ – потери в поверхностной обвязке, a₁^// – потери в УБТ;

a₁^/ = 3,6´10⁵ Па.  

,         (4.2.6)

где:  – потери в трубе.

 – потери в кольцевом  пространстве.

 (4.2.7)

 – потери давления в  муфто-замковых соединениях.

,         (4.2.8)

где: F_д – площадь канала; l – длина трубы.

     (4.2.9)

Суммарные сопротивления равны:

  

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

5. Бурильная колонна

 

5.1 Выбор конструкции бурильной  колонны

 

Диаметр бурильных труб, для бурения скважины определяется с учетом конструкции  скважины, способа бурения, ожидаемых  нагрузок на бурильную колонну, с  учетом требований к соотношению  диаметра бурильных труб, диаметра УБТ и долота. Для бурения предусматривается  применение стальных бурильных труб. Отношение диаметра УБТ к диаметру долота должно составлять 0,75-0,85 для  диаметров долот до 295,3 мм, и 0,65-0,75 для долот большего диаметра. Отношение диаметра УБТ к диаметру бурильных труб 0,55-0,75. Расчёт бурильной колонны производится на допустимые нагрузки при роторном бурении с определением опасного сечения секции бурильных колонн, напряжений от растягивающих нагрузок, изгиба и внутреннего давления.

 

5.2 Расчет бурильной колонны

 

Расчет  утяжеленных бурильных труб сводится к определению их диаметра и длины диаметр УБТ определяется исходя из условий обеспечения наибольшей жесткости сечения в данных условиях бурения, а длину – исходя из нагрузки на долото.

Интервал 0-20 м

Из-за незначительной глубины, расчет бурильных труб не производится.

Компоновка  бурильной колонны:

- долото  диаметром 490 мм;

- УБТ –  229 мм,  Ɩ УБТ = 20 м.     Вес колонны:

 

Интервал 20-220 м

Рg = 250 кН – осевая нагрузка

Длина УБТ  рассчитывается по формуле:

где nc – число секций многоразмерной конструкции УБТ;

     

Соотношение диаметров бурильных труб расположенных  над УБТ к диаметру УБТ:

, колонна многоразмерная

,   

где Ɩ1, Ɩ2, Ɩ3 – длина 1, 2, 3 секций УБТ, м;

       λ – отношение длины секции  УБТ к длине всей колонны  УБТ.

- УБТ – 229 мм

- УБТ – 203 мм

- УБТ– 178 мм

Коэффициент, учитывающий влияние бурового раствора на вес УБТ:

 где γбр и γм – удельный вес бурового раствора и стали, кг/м3

 

 

длина секции , с учетом фактической длины труб УБТС2 dу = 229 мм  l₁ = 60 м

- УБТ – 203 и 178 мм

Вес колонны:

Поскольку необходимости в промежуточных опорах нет.

 

Интервал 220-1620 м

Рg – до 280 кН- осевая нагрузка

Длина УБТ:

 

, колонна многоразмерная

 

- УБТ – 229 мм  

- УБТ – 203 мм

- УБТ – 178 мм

 

 

 принимается  102 м - УБТ – 229 мм

- УБТ – 203 и 178 мм

Вес колонны:

 

 

 

 

Интервал 1620-2000 м

Рg – до 200 кН

Длина УБТ:       - УБТ – 178 мм

     принимается УБТ = 180 м

 

Вес колонны:

 

Допустимая  глубина бурения

Допустимые  растягивающие нагрузки:

 

где; n – 1,35 коэффициент запаса прочности;  - предельная нагрузка, МН.

  где; q1 – вес 1 м УБТ, кН/м;

 

      k – коэффициент, учитывающий влияние трения, сил инерции и сопротивление движению раствора.