1. ГЕОЛОГО-ГЕОФИЗИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

1.1. Стратиграфия и литология

Стратиграфический разрез скважины, элементы залегания и коэффициент

кавернозности пластов приведены в виде табл. 1.1

Таблица 1.1 – Стратиграфический разрез скважины, элементы залегания и коэф-фициент кавернозности пластов Глубина залегания,

м Стратиграфическое

подразделение Элементы зале-гания (падения) пластов по по-

дошве

Коэффициент кавернозности интервала

(средневзве-шенная вели-

чина) от

(кровля) до

(подошва) название Индекс угол

град мин.

0 60 четвертичные отл. Q - - 1,5

60 120 журавская свита P2/3 - - 1,5

120 220 новомихайловская свита

P2/3 - - 1,5

220 300 атлымская свита P1/3 - - 1,5

300 365 чеганская свита P1/3-P3/2 - - 1,5

365 590 люлинворская свита P2/2 - - 1,5

590 740 талицкая свита P1 - - 1,3

740 900 ганькинская свита K2 - - 1,3

900 1075 березовская свита K2 - - 1,3

1075 1100 кузнецовская свита K2 - 40 1,3

1100 1940 покурская свита K1+K2 - 40 1,3

1940 2140 алымская свита K1 - 40 1,3

2140 2780 вартовская свита K1 1 - 1,2

2780 2900 мегионская свита K1 1 - 1,1

Литологическая характеристика разреза скважины представлена в виде табл. 1.2

1.2 Нефтегазоводоносность, пластовые давления и температуры Нефтеносность представлена в табл.1.3

Таблица 1.3 – Нефтеносность Индекс страти-графиче-ского

подразде-ления

Интервал, м Тип кол-лекто-ра

Плот-ность, кг/м3

Подвиж-ность, дарси на сантипуаз

Содержание серы,%

парафина,%

Дебит, м3/сут.

Газовый фактор, м/т

Относи-тельная по возду-ху плот-ность га-

за

Динамиче-ский уро-

вень в конце эксплуата-ции, м

Температу-ра жидкости в колонне на устье скваж. при экспл., град.

от (верх)

до (низ)

К1(БС9) 2825 2850 поров. 846 0,04 0,8/2.43 30-80 77 0,86 2000 35-40

Водоносность приведена в табл.1.4 Таблица 1.4 – Водоносность

Индекс стра-тиграфическо-го подразде-

ления

Интервал, м Тип кол-лектора

Плот-ность, кг/м3

Дебит, м3/сут.

Химический состав (воды), мг-экв/л Минерализа-

ция, г/л от (верх)

до (низ)

анионы катионы

Cl¯ SO4-2 HCO3¯ Na(K)

+ Mg++ Ca++

К1-К2 1100 1940 поров. 1010 2000-3000 194 - 2,4 185 3,6 7,9 17

К1(БС9) 2855 2860 поров. 1010 130

НД=1010 м 240 - 21,2 246 2,6 12,6 16,5

1.3 Условия бурения. Осложнения при бурении

Осложнения при бурении представлены в виде табл. 1.6, 1.7, 1.8 Таблица 1.6 – Поглощение бурового раствора

Индекс стратиграфического

подразделения Интервал, м Максимальная интенсивность

поглощения м3/ч Условия возникновения, в том числе допустимая репрессия

от (верх) до (низ)

Q-P2/2 0 590 до 5 Отклонение параметров бурово-го раствора от проектных, нару-

шение скорости СПО

Таблица 1.7 – Осыпи и обвалы стенок скважины

Индекс

стратигра-фического подразде-ления

Интервал, м Устойчивость по-род, измеряемая временем от мо-мента вскрытия до начала осложне-

ния, сутки

Интенсив-ность осыпей и обвалов

Проработка в интерва-ле из-за этого осложне-

ния

Условия возникновения

от (верх

)

до (низ)

Мощ-ность, м

Скорость, м/ч

Q-P2/2 0 590 3 интенсивные 590 100-120 Нарушение технологии бурения, пре-вышение скорости СПО, организаци-онные простои (ремонтные работы, ожидание инструмента, материалов), несоблюдение параметров бурового раствора, в т.ч. плотности, водоотда-чи, вязкости и др., несвоевременная реакция на признаки осложнений

P2/2-K1 590 1940 3 слабые 1350 100-120

Таблица 1.10 - Прочие возможные осложнения

Интервал, м Вид (название ос-ложнения)

Характеристика (параметры) осложнения и условия возникновения от

(верх) до

(низ) 0 50 ММП растепление пород, кавернообразования

100 350 1100 1940 разжижение бу-

рового раствора нарушение режима промывки скважины, разбавление

агрессивными пластовыми водами 1940 2900 сужение ствола

скважины разбухание глин ввиду некачественного бурового рас-

твора

1.4 Обоснование комплекса геофизических исследований в скважине

Исходя из опыта бурения на Сугмутском месторождении при проводке

скважины используют следующие промыслово-геофизические исследования, ко-

торые представлены в табл. 1.11

Таблица 1.11 - Комплекс промыслово-геофизических исследований наклонных

скважин Методы исследования Замеры проводятся в интервале бурения под

колонну (глубина по вертикали, м)

Кондуктор Эксплуатационная колонна

М 1:500 М 1:200 от 0 от башмака кондук-

тора до башмака кондук-

тора до 2900

1 2 3 А. Исследования в открытом стволе

1. стандартный каротаж АМ-0,5 и ПС + 2. БКЗ зондами А0.4М0.1N A1.0М0.1N А2.0М0.5N А4.0М0.5N N0.5М2.0А

+ + + + +

3. резистивометрия + 4. индукционный каротаж + 5.боковой каротаж + 6. инклинометрия + + 7. геолого-технологические исследования +

2 ТЕХНОЛОГИЯ СТРОИТЕЛЬСТВА СКВАЖИНЫ 2.1 Проектирование профиля скважины

Большое значение в наклонно-направленном бурении имеет правильный

выбор профиля (вертикальной проекции) скважины. Рациональный профиль по-

зволяет сократить до минимума работу отклоняющей компоновки на возможно

меньшей глубине, обеспечивает необходимое смещение забоя и допустимую ин-

тенсивность искривления, а также свободное прохождение по стволу компоно-

вок бурильной и эксплуатационной колонн. Выбранный профиль должен позво-

лять эксплуатацию скважины всеми современными методами и оборудованием

достаточно долго и безаварийно. Причем забой скважины непременно должен

находиться в определенной зоне, так называемом «круге допуска».

Следовательно, профиль наклонно-направленной скважины нам необхо-

димо выбрать таким, чтобы при минимальных затратах времени и средств дове-

сти ее до проектной глубины без каких либо осложнений и аварий, обеспечив

надлежащее качество для длительной и безаварийной эксплуатации.

В настоящее время широко применяются и отвечают практически всем

геолого-техническим условиям и технологическим требованиям бурения трех -

и четырехинтервальный профили.

Выбранный тип профиля значительно влияет не только на износ буриль-

ных труб, время спуско-подъемных операций (СПО), технико-экономические

показатели бурения и крепления, но и безопасность ведения работ по строитель-

ству скважин.

В наклонных стволах затруднено создание осевой нагрузки на долото и

даже продвижение инструмента под действием собственного веса.

По мнению ряда исследователей трехинтервальный профиль является

предпочтительным на месторождениях с карбонатным коллектором, а четырех-

интервальный – на месторождениях с терригенным коллектором. На Сугмутском

месторождении используется четырехинтервальный профиль.

Итак, принимаем четырехинтервальный профиль.

;м33699sin33152850Н1

;м36953315380RR 21

18

8413695284136952003369841369528412003369841369520033693695arcsin

22

2

Находим длины участков ствола скважины li и их горизонтальных ai и вер-

тикальных hi проекций:

Набор зенитного угла:

a2 = R1(1– cosα),

а2 =450(1– cos18º) = 22м;

h2 = R1sinα,

h2 = 450sin18º =140м;

l2 = R157,3α ,

м1423,57

18450l2 ;

Спад зенитного угла:

a4 = R2(cosαk – cosα),

a4 = 3315(cos9º – cos18º) =124м;

h4 = R2(sinα – sinαk),

h4 = 3315(sin18º – sin9º) =513м;

l4 = R2 57,3αα к ,

5283,579183315l4

м;

Стабилизация:

h3 = H – (h1 + h2 + h4),

h3 = 2850 – (200 + 140 + 513) =1997м;

a3 = h3tgα,

a3 = 1984,5·tg18º = 654м;

Рисунок 2.1 – Профиль ствола скважины

Коэффициенты аномальности ка и поглощения кп находятся соответствен-

но:

iв

плa Hg

Pк

,

iв

поглп Hg

Pк

, (2.2, 2.3)

где Рпл – пластовое давление;

Рпл = град Рпл ·Z,

град Рпл=0,0100МПа на м,

Z – глубина;

Рпл =0,0100·590 =5,9МПа,

в – плотность воды,

Hi – текущая глубина скважины,

ка=5,9·106/1000·9,81·590=1,02.

где Рпогл – давление поглощения,

Рпогл= град Рпогл·Z,

где Z – текущая глубина,

Рпогл=0,02·590=11,8МПа,

кп=11,8·106/1000·9,81·590=2,04.

Последующий расчет аналогичен, результаты сводятся в таблицу 2.2

Таблица 2.2 – Коэффициенты пластового давления и давления поглощения

ИНТЕРВАЛ ЛИТОЛОГИЯ Рпл, МПА

Рпогл МПА

КА

Кпогл

0–590 590–1100

1100–1940 1940–2140 2140–2780 2780 - 2900

Q-P2/2 Р2/2-К2 К2-К1 К1 К1 К1

5,99 11,1 19,6 21,6 28,1 28,5

11,8 22 33

35,3 44,5 45,6

1,02 1,03 1,03 1,03 1,03 1,02

2,04 2,04 1,73 1,68 1,63 1,63

На основе таблицы 2.2 построим график совмещённых давлений.

Из графика (рисунок 2.2) видно, что зон с несовместимыми условиями

бурения нет.

В данном случае конструкция скважины будет представлена тремя колон-

нами. В интервале 0-150м – направление, 0-1200м (0 – 1246м по стволу) – кон-

Этой глубиной является глубина точки пересечения прямых РГ.Р. и прямой рас-

пределения давлений в скважине при закрытом устье (рисунок 2.3).

050

100150200250300350400450500550600650700750800850900950

1000

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17

Рпл Ргр

Рисунок 2.3 – График распределения давлений по стволу скважины при закрытом

устье.

Давление на устье Ру вычисляем по формуле:

Ру=РПЛ –НgL,

Ру=28,5106 –846·9,81·2850=4,85МПа.

Из рисунка 2.3 определим точку пересечения, которая соответствует глу-

бине 670м. Башмак кондуктора должен находиться ниже этой отметки, также он

должен устанавливаться в прочных породах.

Глубина спуска кондуктора выбирается также:

- в соответствии с требованиями приказа № 31 от 4.11.1992г. Тюменского

округа Госгортехнадзора РФ глубина спуска кондуктора должна быть не менее

глубины залегания глин подошвы люлинворской свиты плюс 20м. Поэтому про-

ектная глубина должна быть не менее 590+20=610м (табл. 1.1);

- в соответствии технико-технологических условий бурения и задания на

проектирование.

Минимальная глубина спуска кондуктора диаметром 245мм – 400м (на 50м

ниже подошвы нижнего слоя ММП). С целью перекрытия неустойчивых отло-

жений верхней части разреза, в т.ч. люлинворской свиты, расчетная глубина

– зазор между долотом и стенкой трубы, кондвнD =295,3+25=305,3мм; по ГОСТу

напрнD =324мм;

кнапрм

напрд 2DD =351+220=391мм; по ГОСТу

напрдD =393,7мм.

Полученные данные сведем в таблице 2.3.

Таблица 2.3 – Конструкция скважины

Интервал уста-новки, м

Наименование обсадной ко-

лонны

Диаметр колонны,

мм

Наружный диа-метр соединения,

мм

Диаметр долота, мм по вер-

тикали по ство-

лу 0-150 0-150 Направление 324 351 393,7 0-1200 0-1246 Кондуктор 244,5 270 295,3 0-2850 0-2972 Эксплуатаци-

онная 178 194,5 215,9

2.3 Выбор буровых растворов и их химическая обработка по интервалам

В процессе проводки скважины буровой раствор должен выполнять

следующие функции:

– очищать скважину от частиц выбуренной породы;

– удерживать частички шлама во взвешенном состоянии при остановке цир-

куляции;

– поддерживать равновесие в системе скважина-пласт;

– охлаждать ПРИ и облегчать разрушение горной породы в призабойной зо-

не;

– передавать мощность на ГЗД;

– оказывать физико-химическое воздействие на стенки скважин для преду-

преждения их разрушения;

– обеспечивать сохранение естественной проницаемости пласта;

– оказывать смазывающее воздействие;

– не вызывать коррозию;

– быть устойчивым к воздействию различных жидкостей;

– не искажать ГИС.

2.3.1. Химические реагенты и их приготовление для обработки бурового

раствора

Карбоксиметилцеллюлоза (КМЦ) – натриевая соль простого эфира целлю-

лозы и гликолевой кислоты. Чем выше степень полимеризации КМЦ, тем выше

еë термостойкость и стабилизирующее действие на буровой раствор, поэтому

наиболее эффективны реагенты марки КМЦ-600 и КМЦ-700. Представляет со-

бой мелкозернистый порошкообразный материал белого или кремоватого цвета,

содержание влаги не более 10%. Хорошо растворяется в воде, при подогреве

растворимость улучшается. Применяется для регулирования фильтрационных

свойств буровых растворов, рекомендуемые концентрации КМЦ в пресных рас-

творах – до 0,5%. Реагент эффективен в области рН раствора 6-9. Приготовление

водного раствора КМЦ на буровой производится в глиномешалках или с помо-

щью гидромешалки ГДМ-1. Глиномешалка МГ2-4 заполняется на водой, загру-

жается расчетное количество реагента со скоростью 10-15 минут на мешок, пе-

ремешивается до получения равномерной консистенции, доливается водой до

полного объема, после чего производится дополнительное перемешивание в те-

чение 20-30 минут. Приготовление раствора КМЦ осуществляется из расчета по-

лучения 2-5% водного раствора, на практике обычно используется 1-2% водный

раствор КМЦ. Импортный реагент Tylose EC-7 является аналогом

КМЦ по своей природе. Приготовление и применение его для обработки бурово-

го раствора аналогично КМЦ.

Kem-Pas (Kem-Tron. Inc.) – среднемолекулярный сополимер полиакрилата

натрия с высоким анионным зарядом. Основное функциональное свойство – ре-

гулирование показателя фильтрации буровых растворов с малым содержанием

твердой фазы. Взаимодействие полимера и глины обеспечивает образование эла-

стичной глинистой корки на стенке скважины. Полимер стабилен до 2000С.

Представляет собой белый порошкообразный материал, растворимый в воде.

Приготовление водного раствора реагента на буровой аналогично КМЦ, но из

расчета получения 0,5-1%-го раствора.

Lube-167 – смазочная добавка для буровых растворов на водной основе.

Представляет собой жидкость от светло-коричневого до коричневого цвета,

плотность 965 кг/м3, рН 1%-го водного раствора 10,05.

Для равномерной обработки бурового раствора рекомендуется применять в

виде водного раствора 10-20% концентрации. Вместо воды может быть исполь-

зован имеющийся буровой раствор.

Пеногаситель Пентор-2001 – прозрачная вязкая жидкость, значение рН в

пределах 6,0-7,5, содержание воды не более 0,1%. Является продуктом полиме-

ризации окиси пропилена с глицерином с последующей блоксополимеризацией с

окисью этилена, молекулярная масса 3000-4000 а.е.м. Применяется в качестве

пеногасителя в водных средах.

Графит – маслянистый порошок серебристого цвета, применяется как про-

тивоприхватная добавка к буровому раствору. Обычно используется в количест-

ве 1-2% от объема бурового раствора.

Кальцинированная сода (Na2CO3) – мелкокристаллический порошкооб-

разный продукт белого цвета, плотностью 2500кг/м 3 , содержание основного

вещества 99%, водорастворим, применяется для связывания ионов кальция и

магния в буровом растворе, а также может применяться для регулирования рН

раствора и с целью улучшения диспергирования глинопорошков.

Для обработки бурового раствора применяется в виде раствора 5-10%-ой

концентрации, который готовят по технологии, аналогичной приготовлению

КМЦ, но время дополнительного перемешивания водного раствора в глиноме-

шалке составляет 10-15 минут.

2.3.2. Обработка бурового раствора

При проходке интервала под направление и кондуктор разбуриваются не-

устойчивые глинистые отложения и рыхлые песчаники, поэтому буровой рас-

твор должен обладать высокой выносящей способностью, хорошей смазочной

способностью для предотвращения прихватов инструмента и обеспечивать со-

В настоящем проекте принята рецептура обработки бурового раствора,

предложенная заказчиком, которая предусматривает бурение из-под кондуктора

на растворе, обработанном полимерами Kem-Pas и Poly-Kem-D (либо сайпан и

Дк-дрилл) в сочетании с НТФ и смазочными добавками.

Обработка бурового раствора реагентами Kem-Pas и Poly-Kem-D осущест-

вляется следующим образом. В приемные емкости буровых насосов одновре-

менно подается глинистая суспензия и водный раствор полимеров, который го-

товится из расчета 20 кг Kem-Pas и 4 кг Poly-Kem-D на 4 м3 технической воды.

Для последующих обработок глинистого раствора водный раствор полимеров

готовится из расчета 15 кг Kem-Pas и 3 кг Poly-Kem-D на 4 м3 технической воды.

Технология обработки раствора реагентами сайпан и Дк-дрилл (по второй

рецептуре) аналогична приведенной для реагентов Kem-Pas и Poly-Kem-D.

Ввод водного раствора НТФ производится в течение 2-3 циклов циркуля-

ции бурового раствора.

Ввод смазочной добавки Lube производится с глубины 1000м по техноло-

гии, приведенной выше. Графит вводится в циркулирующий буровой раствор

через гидромешалку (глиномешалку) в течение 2-3 циклов циркуляции.

Для предупреждения пенообразования буровой раствор обрабатывается

пеногасителем Пентор-2001, который вводится одновременно со смазочной до-

бавкой Lube-167.

Для обработки раствора вместо Lube-167 могут использоваться другие

смазочные добавки (Спринт-33, ФК-2000 Плюс, РЖС и др.), в том числе им-

портные (K-Lube, BM Biolube и др.) при условии наличия отработанной техно-

логии их применения и малой опасности для окружающей природной среды (для

них должны быть утверждены токсикологические характеристики – класс опас-

ности, ПДК и др.). Импортные реагенты должны иметь гигиенические сертифи-

каты, утвержденные соответствующими органами и разрешающие их примене-

ние на территории России.

После разбуривания цементных стаканов пачка раствора, загрязненная це-

ментом, сбрасывается в специальную емкость.

Таблица 2.6 – Параметры промывочной жидкости по интервалам бурения

Интервал, м

Плотность, кг/м 3

УВ, сек рН

Водоотдача, см 3 /30мин

СНС, дПа 1 мин. 10 мин.

1 2 3 4 5 6 7 0 - 1200 1140 55 – 80 7 – 8 6 35 – 40 70 – 100

1200 - 2972 1090 20 – 22 9 – 10 6 – 5 5 – 10 10 – 15

2.4. Выбор способа бурения

В настоящее время глубокие нефтяные скважины бурят вращательным

способом с передачей вращения долоту с устья скважины от ротора через колон-

ну бурильных труб или с передачей вращения долоту непосредственно от гид-

равлического (турбобура, винтового забойного двигателя (ВЗД)) или электриче-

ского забойного двигателя – электробура.

Основные требования к выбору способа вращения долота определяются

необходимостью обеспечения успешной проводки ствола скважины, при воз-

можных осложнениях, с высокими технико-экономическими показателями. По-

этому приемлемый вид бурения должен допускать использование такой техники

и технологии проводки ствола, которые наиболее полно отвечали бы условиям

предупреждения осложнений и их ликвидаций, и качественного вскрытия про-

дуктивного пласта, а также достижение высокого качества ствола скважины, её

конфигурации и наиболее высоких механических скоростей, наибольших прохо-

док на долото, а также применение различных типов долот, в соответствии с ме-

ханическими и абразивными свойствами пород.

Одним из основных критериев для выбора того или иного способа бурения

служит возможность передавать на забой достаточную мощность при любых

глубинах бурения с наименьшими потерями и достаточный крутящий момент,

для создания надлежащей осевой нагрузки.

Целесообразность применения тех или иных способов бурения и их разно-

видностей (ударно-вращательное, турбинно-роторное, реактивно-турбинное, с

промывкой различными буровыми растворами, различными долотами) опреде-

ба. Таким образом, очевидно. Что на участках набора, стабилизации и спада зе-

нитного угла наиболее эффективен турбинный способ бурения.

Итак, из всего вышеизложенного и из опыта бурения на данной площади

следует, что под направление применяется роторный способ бурения; под кон-

дуктор и эксплуатационную колонну все интервалы бурятся турбинным спосо-

бом.

2.5 Выбор компоновок бурильного инструмента

В связи с тем, что скважина имеет четырехинтервальный профиль, то ком-

поновка бурильного инструмента по интервалам будет различной. Исходя из

практики бурения и рекомендаций [11] выбираем предварительную компоновку

бурильного инструмента по интервалам, которую приводим в табл. 2.7.

Таблица 2.7 – Компоновка низа бурильных колонн (КНБК) Услов-ный номер КНБК

Элементы КНБК (до бурильных труб по расчету)

по верти-кали

Ном-ер попо-ряд-ку

Типоразмер, шифр

ГОСТ, ОСТ,

МРТУ, ТУ, МУ и т.п. на изго-товление

Техническая характери-стика

Назначение

от до На-ру-жн-ый диаметр, мм

Дли-на, м

Масса, кг

Угол пере-коса откло-нителя,град.

1 2 3 4 5 6 8 9 10 11 12 1 0 150 1 III 393,7 М-ГВ ГОСТ

20692-75 393,7

0,530

164,0 - Бурение под на-

правление 2 Калибратор КС-393,7 СТ

ТУ 26-16-108-80

39,7

1,30 486,0 -

3 3ТСШ I-240 (2секции)

ГОСТ 26673-85

240

17,000

4206,0

-

4 УБТ ТУ-14-3-835-79

203

12,000

2316,0

-

1 2 3 4 5 6 8 9 10 11 12 2 150 200 1 III 295,3 МСЗ-

ГНУ-R37 ТУ 26-02-

874-80 295,3

0,425

92,0 - Бурение вертикаль-ного участ-ка под

кондуктор

2

Калибратор 13-КИ295,3 МСТ

ГОСТ 39-

078-79

295,3

0,74

0

112,0

-

Продолжение таблицы 2.7 1 2 3 4 5 6 8 9 10 11 12

337 850

III 215,9 МЗ-ГВ-3 ГОСТ 20692-75 15,9 ,350 0,2

Уменьше-ние зенит-ного угла под экс-плуата-ционную

ко-

лонну

2 3ТСШ I-195(3 секции)

ТУ26-02-367-79

195,0

25,700

4790,0

-

3 УБТ ТУ 14-3-835-79

178,0

25,000

3635,0

-

4 ЛБТ 147х11 ТУ 1-2-451-83

147,0

2395,00

412,5 -

2.6 Расчёт бурильных колонн

2.6.1. Расчет длины колонны УБТ, СБТ, ЛБТ

Руководствуясь практикой бурения на данной площади, выбираем сле-

дующие диаметры бурильных труб и долота: Dд=215,9мм, DУБТ= 178мм,

DСБТ=1279,

DЛБТ=14711мм.

Так как бурение ведется в основном забойными двигателями, то расчет бу-

рильной колонны будем проводить при этом способе бурения [12].

Длина УБТ при бурении забойными двигателями

cosqP9,0GG

l0

крД,Зд0 , (2.7)

где Gд = 185кН – нагрузка на долото;

ст

пж1

=1- 862,078501090

- коэффициент облегчения в жидкости;

пж = 1090кг/м3- плотность промывочной жидкости;

ст = 7850кг/м3- плотность стали;

0q = 156·9,81=1530,36Н/м – вес одного погонного метра УБТ с проточкой

под элеватор;

- средний зенитный угол в месте установки УБТ;

ставим в таблице 2.7.

Таблица 2.8 – Результаты расчетов длин УБТ, СБТ, ЛБТ

Наименование колонны β α, ° Gзд, Н Ркр, кН

Длина УБТ, м

Длина СБТ, м

Длина ЛБТ, м

Кондуктор 0,855 9 19532 140,2 12 492 720 Эксплуатационная 0,862 13,5 48500 130,1 24 528 2400

2.6.2. Расчет на прочность при подъеме с промывкой

Для расчета растягивающих усилий в колонне труб при подъеме с про-

мывкой применяется уравнение Сушона Л.Я.:

,sinfcosf5,0explq)fexp(TT НВ (2.10) где ВT - усилие на верхнем конце участка, Н;

НT - усилие на нижнем конце участка, Н;

-изменение зенитного угла, рад;

f - коэффициент сопротивления движению труб в скважине, f = 0,2;

q – вес погонного метра трубы, Н/м;

- средний зенитный угол на участке, град.

В формуле (2.10) ''-'' на участке набора зенитного угла и ''+'' – на прямоли-

нейном участке и на участке спада зенитного угла.

Для точки 1 (Турбобур на участке спада зенитного угла): ТН=0,

;Н4127323,9sin2,023,9cos

2,000814,05,0exp46990862,0)2,000814,0exp(0Tоо

1

Для точки 2 (УБТ на участке спада зенитного угла):

74941,9Н45,9sin2,045,9cos

2,000754,05,0exp2536,1530862,0)2,000754,0exp( 41273T00

2

Для точки 3 (СБТ на участке спада зенитного угла):

210983Н95,13sin2,095,13cos

2,014,05,0exp3,47688,315862,0)2,014,0exp( 9,74941T00

3

Для точки 4 (СБТ на участке стабилизации):

Таблица 2.9 – Результаты расчета растягивающих усилий

№ Интервал, м l, м

Тип труб

q,Н/м

β α˚,рад

Δα˚ ά˚ ТВ,кН

1 2972-2945 27 ––– ––– 0,862 0,00814 0,47 9,23 41,2732 2945-2920 25 УБТ 1530,4 0,862 0,00754 0,43 9,45 74,9423 2920-2443,7 476,3 СБТ 315,9 0,862 0,14136 8,2 13,7 210,9834 2443,7-2392 51,7 СБТ 315,9 0,862 0 0 18 225,2285 2392-342,4 2049,6 ЛБТ 161,9 0,65 0 0 18 443,6656 342,4-200 142,4 ЛБТ 161,9 0,65 0,314 9 9 487,2557 200-0 200 ЛБТ 161,9 0,65 0 0 0 508,302

Наиболее опасными участками являются сечения в точках 6 и 7. Рассчита-

ем в этих точках растягивающие и изгибающие напряжения

,S

SРТ

T

KВИр

(2.11)

где ВИР - избыточное внутреннее давление (равно разнице максимального

давления, которое может развить насос при диаметре втулок 170мм, и гидроста-

тического столба жидкости в затрубном пространстве);

KS и TS - площадь канала внутри ЛБТ и площадь тела трубы соответствен-

но.

м10124

011,02147,014,34

2DS 322

ЛБТK

;

м107,44

125,0147,014,34

dDS 322

ЛБТ2

ЛБТ2

T

;

4502

147,0107,0R2DЕ 11

из 11,43 МПа;

3

365р 107,4

10121015680285 159,15 МПа;

3

367р 107,4

10121015 595933 165,09 МПа.

Для участка 6: σрез=159,15+11,43=170,6 МПа;

Для участка 7: σрез=165,09+11,43=176,5 МПа;

Для материала Д16Т σТ=300 МПа;

(п. 2.3.3 проекта), равная 1090кг/м3, для бурения под эксплуатационную колон-

ну, и 1140кг/м 3 , для бурения под направление и кондуктор.

Динамическое напряжение сдвига и структурную вязкость допускается

определять по эмпирическим формулам [4]

Под кондуктор:

;Па69,271140105,87105,8 3Ж3

о

сПа012,069,20045,00045,0 о

Под эксплутационную колонну:

;Па27,271090105,87105,8 3Ж3

о

сПа01,027,20045,00045,0 о .

2.7.1.2. Выбор минимально необходимого расхода промывочной жидкости

Расход промывочной жидкости выбирается из условий:

1. Удаление шлама с забоя;

2. Вынос шлама на поверхность;

3. Обеспечение нормальной работы турбобура.

Расход промывочной жидкости, необходимый для очистки забоя нахо-

дится из условия 4:

,FgQ 31 (2.12)

где g = (0,3-0,35) м/с – удельный расход промывочной жидкости, необхо-

димый для удовлетворительной очистки забоя от шлама,

3F - площадь забоя.

3F = 4)D( 2Д , (2.13)

где к – коэффициент кавернозности, к=1,3 (Таблица 1,1);

Под кондуктор: 22

з м116,04)3,12953,0(14,3F ;

с/м038,0116,032,0Q 31 ;

Gд – нагрузка на долото, кН;

кз – коэффициент, учитывающий трение в осевой опоре турбобура,

кз=0,7 – для турбобуров с резинометаллической опорой;

2ТСШ-240: ;с/м025,07,011403070

100010160008,0035,0Q 33

3

ЗТСШ1-195: 7,010901500

100010185006,003,0Q3

3

=0,0296м3/с.

Результаты расчётов занесём в таблицу 2.8.

Таблица 2.10 – Расход промывочной жидкости

Интервал, м Q1, м3/с Q2, м3/с Q3, м3/с Q, м3/с

150 – 1200 0,038 0,065 0,023 0,065 1200 – 2850 0,02 0,029 0,03 0,03

2.7.1.3. Расчет потерь давления в элементах циркуляционной системы

Расчётная схема для определения потерь давления при бурении под кон-

дуктор показана на рисунке 2.5

Рисунок 2.5 – Схема бурильной колонны

4622 м1011,500034,092,0

5,0а

;

01,5109003,01011,5Р 26д МПа;

Потери давления в турбобуре:

ж2

c2c

с QQРР

, (2.20)

где ∆Pс, Qс, pс – справочные данные турбобура;

2ТСШ-240: ∆Pс=3МПа, Qс=0,035м3/с, pс=1000кг/м3;

;МПа15,111140065,01000036,0

100,3Р 226

3ТСШ1-195: ∆Pс=3,9МПа, Qс=0,030м3/с, pс=1000кг/м3;

;МПа25,4109003,01000030,0

109,3Р 226

Рассчитаем потери давления в трубах.

жгDURe , (2.21)

где гD – внутренний диаметр труб, м;

η – пластическая вязкость;

U – скорость течения жидкости в трубах, м/с;

;DQ4

FQU 2

г (2.22)

Reкр = 2100 + 7,3Не0,58,

где Не – параметр Хедстрема,

;ητρdНе 2ож

2

Если Re < Reкр, то режим ламинарный, тогда

,D

L4Pг

o

(2.23)

где L – длина участка, м;

β – коэффициент, зависящий от параметра Сен-Венана,

24 7217425301610

72174316,0 0,0198;

109,02114097,64920198,0Р

2

2,47МПа.

Потери давления в ЛБТ:

2125,014,3065,04U 5,3м/с;

012,0

1140125,03,5Re 62930;

2

2

012,069,21140125,0Не 332747;

Reкр = 2100 + 7,3·3327470,58 = 13745;

Re>Reкр – режим течения турбулентный,

24 6293033274710

62930316,0 0,0208;

125,0211403,56960208,0Р

2

1,91МПа.

Рассчитаем потери давления в кольцевом пространстве при бурении под

кондуктор:

,

U6Dτη

ρUDReгo

жг

(2.26)

где Dг – гидравлический диаметр,

Dг = Dс – Dтр; (2.27)

;)DD(π

Q4U 2т

2с

кп (2.28)

Если Re* ≤ 2000, режим ламинарный,

г

оDβ

Lτ4РΔ ; (2.29)

Если Re* ≥ 2000, режим турбулентный,

165,161683,069,2012,0

11401683,0165,1Re 2912;

8 2912

075,0 0,0278;

1683,021140165,14920278,0Р

2

0,063МПа.

Потери давления в кольцевом пространстве напротив ЛБТ в необса-

женном стволе:

)147,02953,0(14,3065,04U 22 1,26м/с;

Dг = Dc – DT = 0,2953 – 0,147 = 0,1483м;

26,161483,069,2012,0

11401483,026,1Re 3289;

8 3289

075,0 0,027;

1483,02114026,1570027,0Р

2

0,095МПа.

Потери давления напротив ЛБТ в обсаженном стволе:

)147,0305,0(14,3065,04U

221,16м/с;

Dг = Dc – DT = 0,305 – 0,147 = 0,158м;

16,16158,069,2012,0

1140158,016,1Re 1458;

8 2880

075,0 0,03;

158,02114016,1150027,0Р

2

0,019МПа.

Потери давления в наземной обвязке циркуляционной системы:

Рисунок 2.6 – Схема бурильной колонны при бурении под эксплуатационную

колонну

Таблица 2.12 – Потери давления при бурении под эксплуатационную колонну

Участок L, м D, мм dв(dг), мм U, м/с Re* λ(β), ΔΡ, МПа

Потери давления в трубном пространстве ЗД 25,7 0,195 - - - - 4,25 УБТ 25 0,178 0,08 5,97 52070 0,0215 0,131 СБТ 528 0,127 0,109 3,22 38217 0,0246 0,671 ЛБТ 2395 0,147 0,127 2,45 33325 0,0268 1,634 долото - 0,2159 - - - - 5,01

Потери давления в кольцевом пространстве ЗД 25,7 0,195 0,0209 4,45 8637 0,0242 0,321 УБТ 25 0,178 0,0379 2,56 6833 0,0249 0,023 СБТ 528 0,127 0,0889 1,254 3352 0,0272 0,138 ЛБТ 1 1149 0,147 0,0689 1,528 4303 0,0264 0,82 ЛБТ 2 1246 0,147 0,0797 1,283 3380 0,0272 0,56

Потери давления в наземной обвязке ∑Pобвязки 0,513

∑P 14,1

Для сравнения построим характеристики турбобуров: 3ТСШ-195ТЛ,

3ТСШ1-195, А7ГТШ.

;ρQρQРΔРΔс

2с

ж2

ст

(2.32)

где ΔΡс, Qс, ρс – справочные данные 5;

3ТСШ-195ТЛ - ΔΡс = 3,6МПа; Qс = 0,035м3/с; ρс = 1000кг/м3;

А7ГТШ - ΔΡс = 8МПа; Qс = 0,030м3/с; ρс = 1000кг/м3;

3ТСШ1-195 - ΔΡс = 3,9МПа; Qс = 0,030м3/с; ρс = 1000кг/м3;

Результаты расчётов при ρж = 1090кг/м3 занесём в таблицу 2.15.

Таблица 2.14 – Результаты расчета РЗ.Д, МПа

Q, м3/с 27,5 31,5 36,0 42,0 3ТСШ-195ТЛ 3,1 3,5 4,0 4,7

А7ГТШ 8,0 9,2 10,5 12,2 3ТСШ1-195 3,9 4,5 5,1 6,0 Гидравлической характеристикой скважины называется зависимость

потерь давления в элементах циркуляционной системы, исключая турбобур,

от расхода промывочной жидкости и глубины скважины. Расчёт потерь

давления на разные условия ведётся согласно формуле:

)LL(QQ кнбкi2i2

2i1 ; (2.33)

где Li – глубина скважины по стволу в различные моменты времени, м;

Lкнбк=578м – длина КНБК без ЛБТ;

α1,α2 – коэффициенты потери давления, не зависящие от глубины

скважины;

2лбтздобщ

1 QРРР

; (2.34)

лбт2лбт

2 LQР

; (2.35)

где Рзд=4,25 МПа – потери давления в турбобуре;

Рлбт=3,04 МПа – потери давления в ЛБТ и в кольцевом пространстве на-

против ЛБТ;

вых нагрузок, при которых существует устойчивая работа турбобура, зоны

повышенных вибраций вала турбобура, а также оптимизации режимов тур-

бинного бурения.

Исходные данные: ρс=1000кг/м 3 ; Qc=0,03м 3 /с; Рс=3,9МПа; nc=380об/мин;

Мс=1500Нм; Nc=53,7кВт; m=4790кг [7].

,мин/об38038003,003,0n

QQn c

c0

,Нм1635150010001090

03,003,0M

QQМ

2

cc

2

cт

.кВт5,587,5310001090

03,003,0N

QQN

3

cc

3

cт

Вычислим значения nx и Мтор:

.Нм327016352М2М,мин/об7603802n2n

ттор

0x

,G)РDРD(785,0G врд2втб

2срг

(2.35)

где Dср,DВ – средний диаметр проточной части турбины и диаметр вала

турбобура (шпинделя) в ниппеле: Dср =0,129м; Dв=0,135м [6];

Ртб и Рд – перепады давления в турбобуре и долоте соответственно,

Ртб=4,25МПа, Рс=5,01МПа (п. 2.7.1.3);

Gвр – вес вращающихся частей турбобура:

,Н23495479081,9550G550G тбвр

,Н1051,123495)1001,5135,01025,4129,0(785,0G 56262г

,RМ ср.оп.уд (2.36)

где μ – коэффициент трения в опорах турбобура, μ=0,10;

Rср – средний радиус вращения:

,RRRR

31R 2

122

31

32

ср

(2.36)

,D550GММ дiудвi (2.40)

,GММ iуддi (2.41)

,nММ1n хтор

тi

(2.42)

где Мт – крутящий момент развиваемый турбиной турбобура,

при GдGг:

,G)ММ(ММ2М i.оп.удудрхт (2.44)

,30

nMN iвiвi

(2.45)

;30

nMN iдiдi

(2.46)

,Нм1192159,0550010Мвi

,Нм0010Мдi

,Нм11520)84,610(1152Мт

,мин/об492760327011521ni

,кВ13,630

49214,3119Nвi

.кВ030

49214,30Nдi

Результаты расчётов занесены в таблицу 2.16.

Таблица 2.16 – Результаты расчета рабочей характеристики турбобура

,Gдi кН 0 50 100 141 151 161 200 204 1 2 3 4 5 6 7 8 9 вiМ ,Нм 119 619 1119 1529 1629 1729 2119 2159

дiМ , Нм 0 500 1000 1410 1510 1610 2000 2004

in , об/мин 492 456 419 389 382 342 189 173

вiN , кВт 6,13 29,5 49,1 62,3 65,1 61,9 41,9 39,2

Рисунок 2.9 – Рабочая характеристика турбобура 3ТСШ – 195 в координатах

),G(fМд ),G(fni )(GfNд .

;кН124)84,610(2119211523270

)ММ(2М2ММ

G.оп.удуд

хрторэ

Получилось Gд

- фильтрат должен иметь низкое поверхностное натяжение и обладать обрати-

мой гидрофобизирующей способностью по отношению к поверхности поро-

вых каналов пласта;

- время, в течение которого буровой раствор находится в контакте с поверхно-

стью вскрываемого бурением пласта, должно быть как можно меньше;

- репрессия на пласт от гидростатического столба раствора должна быть мини-

мальной и в то же время должна отвечать требованиям Правил безопасности

в НГП [3];

- импульсы гидродинамического давления при спуско-подъемных операциях и

возобновлении циркуляции раствора должны быть также минимальными. Это

достигается, при прочих равных условиях, при низких значениях СНС и не-

высоких значениях динамического напряжения сдвига (ДНС). Запрещается

допускать высокие значения СНС10 (свыше 40дПа), предельного динамиче-

ского напряжения сдвига τо (свыше 40 дПа) и высокие значения пластической

вязкости с целью предупреждения возникновения высоких импульсов давле-

ния и больших гидравлических потерь. Низкая пластическая вязкость обеспе-

чивается малым содержанием твердой фазы в растворе, т.е. выбуренная поро-

да не должна переходить в раствор, иными словами. Должно быть обеспечено

ингибирование системы и должна быть организована хорошая очистка рас-

твора от выбуренной породы. Параметры СНС, ДНС и вязкости регулируют-

ся типом и концентрацией реагента - структурообразователя и ингибирую-

щих добавок;

- количество СПО, связанных со сменой долота и забойного двигателя (КНБК)

должно быть минимальным;

- формирующаяся в процессе вскрытия пласта зона кольматации должна иметь

малую глубину;

- при заканчивании скважин с открытым забоем предпочтение следует отда-

вать буровому раствору с кислото-или нефтерастворимой твердой фазой.

2.9. Расчёт и выбор конструкций обсадных колонн

[n3] – коэффициент запаса прочности, [n3]=1,45;

Q – вес колонны; Q = L·qт·g=150·97,4·9,81=191кН;

[Р] =2760/1,45=1903кН > 48кН.

Данная марка обсадной трубы удовлетворяет всем условиям.

2.9.2. Расчёт кондуктора

Во избежание заколонных перетоков и грифонов необходимо обеспечить

достаточную герметичность цементного камня, поэтому берём цементный рас-

твор с плотностью 1830 кг/м3.

1. Расчет наружных давлений. 0

.и.нР =0; 1246

.и.нР = рц.р·g·L–ρпр.ж·g·L=1830·9,81·1246–1140·9,81·1246=9,5МПа;

2. Расчет внутренних давлений. 0

.и.вР =9,0МПа; 1246

.и.вР =9·106 + pпр.ж·g·L – pц.р·g·L=9·106 + 9,81·1246·(1090-1830)=

=0,59МПа.

3. Расчет кондуктора на прочность.

Выбор колонны производим исходя из величины Рни, потом проводим

проверку на действие страгивающих нагрузок, смятие и избыточные внут-

ренние давления.

Дано: Рн.и=9,5МПа; Рв.и=0,59МПа; L=1246м.

Выбираем трубы ОТТМ, группа прочности Д, Ø=244,5мм, δ=8,9мм,

qт=53,5кг/м; Ркр=10,0 МПа; Рвн=24,2МПа; Рстр=1630кН 9.

[Рн.и] =10,0/1,0=10МПа > Рн.и=4,7МПа – удовлетворяет условию (2.47);

[Рвн] =24,2/1,45=16,7МПа > Рв.и=0,59МПа – удовлетворяет условию (2.48);

[Р] =1630/1,3=1254кН>Q =1246·53,5·9,81=652кН – удовлетворяет условию (2.49).

Данная марка обсадной трубы удовлетворяет всем условиям, т.о. кон-

дуктор будет состоять из одной секции спускаемой до забоя.

2.9.3. Расчет эксплуатационной колонны

Исходные данные:

1) Диаметр эксплуатационной колонны – 178мм;

Рисунок 2.10 – Схема подъёма цемента за эксплуатационной колонной

1. Рассчитаем плотность облегчённого цементного раствора

Верхняя граница облегчённого цементного раствора на 200кг/м 3 больше

плотности промывочной жидкости, т.е. 3min м/кг12902001090 .

Нижняя граница определяется по формуле:

,)hL(g

ghР

скв

.ж.пргрmax

(2.51)

где Ргр – давление гидроразрыва наиболее слабого пласта;

h – высота подъёма цементного раствора от устья;

h=2620м (2739м по стволу).

МПа9,4163,1262081,91000Р2620гр ,

,м/кг1760)11462972(81,9114681,91090109,41 36

max

17601290 .р.цmax.р.цmin ,

Выбираем плотность цементного раствора 1470кг/м 3

Проверим цементный раствор на условие недопущения поглощений:

МПа0,31)11462972(81,91100102,11)hL(gghР 6кж.бж.бн

На рисунке 2.12 показан график наружных давлений действующих на обсадную

колонну.

8,2 28,5

3,8

38,7

9,50

500

1000

1500

2000

2500

3000

0 5 10 15 20 25 30 35 40 45

Pкэ

Pнэ РопрДлина

скважины

по стволу

L,м

Внутренние давления действующие на обсадную колонну, МПа

Рисунок 2.11 – График внутренних давлений

11,2

38,431

0

500

1000

1500

2000

2500

3000

0 5 10 15 20 25 30 35 40 45

Глубина скважины

по стволу

,м

Наружные давления действующие на обсадную колонну, МПа

после цементирования

после ОЗЦ

Рисунок 2.12 – График наружных давлений

9,5

2,14

0,24

11,2

26,3

20,3

35,0

0

500

1000

1500

2000

2500

3000

-1 9 19 29 39

Глубина скважины

по стволу

,м

Наружные избыточные давления действующие на обсадную колонну, МПа

Рн.и.

Рвн.и.

с учётом k без учёта k

Рисунок 2.13 – Графики избыточных давлений

6. Расчёт эксплуатационной колонны на прочность

Расчет ведут снизу вверх, начиная подбор секций труб с расчета на наруж-

ное избыточное давление и проверяя подобранные секции на внутреннее дав-

ле-

ние и растяжение. Прочностные характеристики обсадных труб приведены в

[12].

Подбор труб первой секции:

Избыточное наружное давление Рни для труб рассчитываемой секции не

должно превышать допустимого с учетом запаса прочности:

,РnР кр1.и.н (2.49)

МПа3,281333

3,393,016,28Р ' 2кр

МПа3,28Р8,25Р ' 2кр2895

.и.н

Проверим нижнюю трубу второй секции на растяжение от веса первой

секции:

pстр3 nQP

n ,

где [np] и n3 допустимый и расчётный коэффициенты запаса прочности на растя-

жение ([np]=1,3 для колонны 1500м).

3,16,466,32

1520np - условие выполняется.

Для определения длины второй секции определяют глубину спуска третьей

секции.

Глубину спуска третьей секции определим из графика на рис. 2.11,

;МПа5,5Р,МПа4,20Р;м2000L 2000.и.в2000кр3

Для третьей секции выбираем трубы ОТТМ Ø=178мм, δ=9,2мм, [Ркр]=23,2

МПа, [Рт]=33,4МПа, [Рстр]=1157кН, q=0,380кН, группы прочности Д.

Определим длину второй секции: .м89520007729722000lLl 12

Определим вес второй секции: .кН379895423,0lqQ 2

Расчёт на разрыв от внутреннего давления верхней трубы второй секции.

,явыполняетсусловие5,51,3315,1

1,38]Р[ 2.и.в

Совместные нагрузки, действующие на нижнюю трубу третьей секции:

,МПа7,201157

3793,393,012,23Р ' 3кр

МПа4,20РМПа7,20Р 2000.и.н'

3кр - условие выполняется.

Проверим нижнюю трубу третьей секции на растяжение от веса первой и

второй секции:

Результаты расчёта сводим в таблицу 2.18. Таблица 2.18

Название ко-

лонны

№ секции

Длина, Li, м

Группа прочно-сти

Тол-щина стенки, мм

Вес по-гонного метра, кН

Вес сек-ции, кН

Направление 1 150 Д 12,4 0,955 143,2 Кондуктор 1 1246 Д 8,9 0,525 652 Эксплуата-ционная ко-

лонна

1 77 Д 12,7 0,511 39,3 2 895 Д 10,4 0,423 379 3 1100 Д 9,2 0,380 418 4 900 Е 9,2 0,380 342

2.9.4. Выбор компоновки низа обсадных колонн и обоснование

технологической оснастки

Для спуска обсадных колонн необходимо применять клиновые захватные

устройства, элеваторы для обсадных труб следует использовать при спуске пер-

вых 250 – 300м труб. Подтаскивание обсадных труб следует производить при

навинченных предохранительных кольцах, которые нужно снимать при полной

готовности к навинчиванию. Навинчивание резьбовых труб в начале необходи-

мо в ручную или механическим ключом с последующим докреплением машин-

ным ключом. Обсадную трубу нужно заменить другой, если при навинчивании

она не довинчивается на 6-ть или более ниток или заходит в муфту на всю высо-

ту резьбы, или наблюдается отклонение её верхнего конца от вертикального по-

ложения, свидетельствующие о несоосности резьб, или при достижении макси-

мального крутящего момента. Через каждую подаваемую для спуска обсадную

трубу необходимо пропускать шаблон, специально закрепив за указанной

операцией одного из помощников бурильщика.

Перед соединением труб резьба муфты должна быть покрыта соответст-

вующей смазкой для повышения герметичности резьбовых соединений и сниже-

ния сил трения при свинчивании. В процессе спуска обсадной колонны с обрат-

ным клапаном, не обеспечивающим самозаполнение колонны жидкостью, необ-

2.9.5. Определение допустимой скорости спуска обсадной колонны

Предельная скорость спуска обсадной колонны определяется из соотно-

шения:

Рс = Ргст +Ргд Ргр

где: Ргст - гидростатическое давление столба промывочной жидкости на глу-

бине наиболее слабого пласта (пласта с наименьшим индексом давления начала

поглощения или гидроразрыва);

Ргт - гидродинамическое давление в скважине при спуске колонны труб с за-

крытым нижним концом;

Ргр - давление начала поглощения (гидроразрыва) наиболее слабого пласта.

Гидродинамическое давление при спуске находится при турбулентном те-

чении вытесняемой жидкости по формуле:

n

1i i

2iiпж

гд DUl

2Р (2.56)

при ламинарном течении по формуле:

n

1i ii

ioгд D

l4P (2.57)

В формулах (2.53) и (2.54) ii D,l - соответственно длина и гидравличе-

ский диаметр кольцевого пространства на i - том участке; iU - скорость течения

жидкости на i - том участке; n – количество участков кольцевого пространства

различного размера от устья до наиболее слабого пласта, 0 - динамическое на-

пряжение сдвига, - коэффициент гидравлических сопротивлений.

Коэффициент является функцией параметра Сен-Венана - Илюшина

)Sen(f ii , где i

i0i

DSen

, β=(0,236+0,033Sen)/(1+0,036Sen).

Наиболее слабый пласт (кг=1,63) находится на забое.

Зададимся скоростью спуска U=0,5м/с, тогда скорость движения вытес-

няемой жидкости Uж будет равна:

Продолжение таблицы 2.20

1 2 3 4 5 6 7 8

1 1,78 1,14 - - 84

76 0,024 1,44

2 3,56 1,14 - - 31587 0,0205 7,1

3 5,35 1,14 - - 66525 0,0187 14,6

4 7,13 1,14 - - 111156 0,0175 24,3

5 9,0 1,14 - - 163830 0,0167 36

По данным таблицы, строим график зависимости гидродинамических

давлений от скорости спуска обсадной колонны (рис.2.14).

Гидростатическое давление на глубине 2972м составит:

Ргст=ρж·g·L=1090·9,81·2972=31,7МПа.

Давление гидроразрыва на глубине 2200м:

gradРгр·Н=0,016·2972=56,5МПа.

Тогда: Ргд

рана. Этого можно достичь путем установки в компоновке низа бурильной ко-

лонны гидродинамического кольмататора.

По достижении бурением проектной глубины производится промывка

скважины в течение двух циклов. Аналогично производится промывка после за-

ключительного каротажа. Спуск обсадной колонны осуществляется в соответст-

вии со следующими требованиями:

– спуск осуществляется на клиновых захватах, соответствующих размеру и

массе обсадной колонны;

– резьбовые соединения докрепляются машинными ключами с моментоме-

ром;

– скорость спуска эксплуатационной колонны в интервале до кровли Покур-

ской свиты не должна превышать 1,0 м/с, ниже – 0,4 м/с;

– промежуточную промывку ствола в неосложненной скважине производят

с глубины 1000 м через каждые 300 м спуска обсадных труб;

– промежуточную промывку при возникновении осложнений (посадки, за-

тяжки и т.п.) проводят, начиная с интервала возникновения осложнения

через каждые последующие 200 м спущенных труб.

Для предотвращения прихвата при заполнении и промывках следует ко-

лонну держать в подвешенном состоянии и периодически расхаживать, цирку-

ляцию восстанавливают одним насосом, продолжительность промывки на ко-

нечной глубине должна быть не менее одного цикла, давление на устье при про-

мывке не должно вызвать гидроразрыва пород и поглощения, в случае обнару-

жения поглощения переходят на промывку насосом со сниженной подачей, при

потере циркуляции колонну поднимают до глубины, на которой проводилась

предыдущая промывка, и восстанавливают циркуляцию при минимальной пода-

че. При возобновлении спуска повторное использование ранее извлеченных из

скважины обсадных труб запрещается.

Спуск обсадных колонн проводится по плану, составленному буровым

предприятием и утвержденному в установленном порядке. К плану прилагаются

данные для расчета колонны, коэффициенты запаса прочности колонны, резуль-

Эксплуатационная колонна цементируется с использованием цемента мар-

ки ПЦТ 1-100, причем в интервале от башмака колонны и выше на 233м разме-

щается цементный раствор плотностью 1830кг/м3. Цемент ПЦТ 1-100 является

высокочистым портландцементом, отличается повышенной разобщающей и

изолирующей способностью, а цементный камень - повышенной прочностью и

адгезией, низкой проницаемостью.

Цементирование эксплуатационной колонны в интервале от 2972м до

1146м осуществляется с использованием облегченного тампонажного раствора

плотностью 1470кг/м3 , приготовленного на основе цемента ПЦТ 1-100 и глино-

порошка в соотношении: 86% массы цемента ПЦТ1-100 и 14% массы глинопо-

рошка ПБ. При использовании глинопорошка более высокого качества допуска-

ется снижение процентного отношения глинопорошка в гельцементной смеси с

сохранением основных показателей физико-механических свойств тампонажных

растворов.

Тампонажные материалы и растворы на их основе должны соответство-

вать диапазону статических температур в скважине по всему интервалу цемен-

тирования. В качестве понизителя вязкости цемента рекомендуется использовать

НТФ в концентрации 0,02 ÷ 0,03% к массе сухого цемента (применительно к

конкретной скважине концентрация НТФ должна быть уточнена перед началом

работ по цементированию).

Тампонажные смеси должны готовиться на централизованной базе с по-

мощью специальных дозировочных устройств. В качестве ускорителя схватыва-

ния цемента при цементировании кондуктора рекомендуется использовать хло-

ристый кальций.

Определим параметры облегченного цементного раствора.

Параметры облегченного цементного раствора:

η = (0,004÷0,005)·τ0, τ0 = 8,5·10-3·ρо.ц.р – 7;

τ0 = 8,5·10-3·1470 – 7 = 5,5Па;

η = 0,004·5,5 = 0,022Па·с;

.кг8729)5,01(

77,4183005,1Мц

Масса облегченного цемента:

.кг44835)5,01(

5,30147005,1М .р.ц.о

Объем воды для приготовления цементного раствора:

;м16,4100005,187295,0

kМЦ/В

V 3ж

.р.цв

Объем воды для приготовления ОЦР:

;м4,21100005,1

448355,0k

МЦ/ВV 3

ж

.р.ц.ов

Количество цементосмесительных машин типа 2СМН-20 с вместимо-

стью бункера 14,5м3 для приготовления цементного раствора:

буннас

цcм V

Мn

; (2.62)

для ЦР при нас = 1470кг/м3;

15,141470

8729ncм ;

для ОЦР при нас = 1200кг/м3;

35,141200

44835ncм ;

Производительность смесительных машин:

,МЦ/В

VQQ

ц

црвсм

(2.63)

где Qв – производительность водяного насоса, Qв=13л/с.

для ЦР:

;с/л2,14с/м0142,087295,0

77,413Qсм

для ОЦР:

Продавочная 1100 2,4 0,011 62,0 - СКЦ-2М – 1 шт, 4АН-700 – 2 шт.

1 – цементировочная головка; 2 – блок манифольдов; 3 – ЦА-320М для закачки О.Ц.Р.; 4 – 2АС-20 для приготовления О.Ц.Р.; 5 - ЦА-320М для закачки Ц.Р.; 6 - 2АС-20 для приготовления О.Ц.Р.; 7 – ЦА-320М для подачи воды; 8 – ЦА-320М для начала продавки;

цементировочной головки с помощью 1м3 продавочной жидкости. Остальной

объем продавочной жидкости закачивается определенным числом цементиро-

вочных агрегатов через боковые краны цементировочной головки, причем по-

следние 1..1,5м3 продавочной жидкости продавливают одним агрегатом на пер-

вой скорости, чтобы уловить момент «стоп».

Гидравлический расчет цементирования произведем на ЭВМ (програм-

ма ZEMENT.exe). По результатам расчета строим график расчета давлений

на цементировочной головке (рисунок 2.16).

Время, затраченное на весь процесс цементирования:

)1510(Q

VQ

VQ

VТN

1i

.ж.прn

1i

р.ц.ж.бцем

, (2.64)

)1510(Q

VQ

VQ

VТN

1i

.ж.прn

1i

р.ц.ж.бцем

Резервное время составляет 10...15 минут (это время, необходимое для от-

крепления продавочной пробки в цементировочной головке). Принимаем

Трез = 10 мин.

Время, затраченное на процесс закачки (продавки) определяется по форму-

ле:

nqkVТ

; (2.65)

где V – объем закачиваемой жидкости, м3;

q – производительность агрегата, м3/с;

n – количество агрегатов.

10145,005,18,16Тбуф

=1103,5сек =18,4мин;

60081,005,15,30Тоцр

= 597,7сек = 9,96мин;

10145,005,18,4Тцр

= 314сек = 5,2мин;

недопущение межпластовых перетоков и различного рода нефте-, газо-, во-

допроявлений.

С целью повышения информативности акустической цементометрии же-

лательно использовать приста