Проектирование конструкции скважины ИРОК-97 и ИРБК-97 Под конструкцией скважины понимают совокупность данных о числе, глубинах спуска и диаметрах обсадных колонн, диаметрах долот для каждой из колонн и интервалах цементирования. Конструкция скважины зависит от сложности геологического разреза, способа бурения, назначения скважины, способа вскрытия продуктивного горизонта и других факторов Конструкция скважины должна быть прочной и обеспечивать: изоляцию продуктивных пластов;к минимальные затраты средств на разведку и разработку месторождения; достижение необходимого режима бурения и эксплуатации; доведение скважины до проектной глубины. Число обсадных колонн и глубины установки их башмаков определяются по числу зон с несовместимыми условиями бурения, которые определяются по совмещенному графику градиентов давлений. При выборе числа колонн также необходимо учитывать устойчивость горных пород и необходимость перекрытия ММП. Диаметр долота Dд при бурении под обсадную колонну определяется по формуле: Dд=Dм+bм, (2.12) где Dм – диаметр муфт спускаемой обсадной колонны, мм; bм – требуемый диаметральный зазор между стенками скважины и муфтой обсадной колонны, мм (bм =25 мм для труб 168–245 мм; bм = 35 мм для труб 273–299 мм; bм = 39–45 мм для труб 324–426 мм). Наружный диаметр предыдущей обсадной колонны Dок, внутри которой должно проходить долото диаметром Dд, вычисляется из соотношения: Dок=Dд+bд +2δ, (2.13) где bд – требуемый диаметральный зазор между долотом и внутренней полостью обсадных труб (bд = 5 – 10 мм, причем bд увеличивается с увеличением Dд); δ – толщина стенки обсадных труб, мм (принимается средняя или наибольшая толщина стенки для данного типоразмера труб). По результатам расчетов принимаются ближайшие стандартные диаметры долот и обсадных труб. а) для эксплуатационной колонны: Определяем диаметр муфт для обсадной колонны диаметром 168,3 мм. Диаметр муфт Dм составит 187,7 мм. Так как скважина имеет наклонно-направленный профиль, разность диаметров между муфтой обсадной колонны и стенкой ствола скважины принимаем bм =25 мм. Таким образом, диаметр долота для бурения под эксплуатационную колонну составит: Dд=187,7+25=212,7 мм. Принимаем стандартный диаметр долот для бурения под эксплуатационную колонну Dд=215,9 мм. б) для технической колонны Определим диаметр колонны, исходя из формулы (2.13) Dок=215,9+5+2·10 =244,1 мм. Принимаем стандартный диаметр колонны Dок=244,5 мм. Диаметр муфты для труб данного диаметра составит Dм=269,9 мм. Определим диаметр долота, применяемого при бурении под техническую колонну диаметром 245 мм. Dд=269,9+25=294,9 мм. Принимаем стандартный диаметр долота Dд=295,3 мм. в) для кондуктора Определим диаметр колонны по формуле (2.13) Dок=295,3+7+2·9,5=314,3 мм. Принимаем стандартный диаметр колонны Dок=323,9 мм. Диаметр муфты для труб данного диаметра составит Dм=351 мм. Определим диаметр долота, применяемого при бурении под кондуктор диаметром 324 мм. Dд=351+35=386 мм. Принимаем стандартный диаметр долота Dд=393,7 мм. г) для направления. Определим диаметр направления, исходя из формулы (2.13) Dок=393,7+10+2·10=423,7 мм. Принимаем стандартный диаметр колонны Dок=426 мм. Диаметр муфты для труб данного диаметра составит Dм=451 мм. Определим диаметр долота, применяемого при бурении под направление диаметром 426 мм. Dд=451+40=491 мм. Принимаем стандартный диаметр долота Dд=490 мм. Полученные результаты расчета проектной конструкции скважины сведены в таблицу 2.3 Таблица 2.3 Проектная конструкция скважины Наименование колонн Интервал спуска Диаметр, мм (по вертикали), м колонны долота Направление 30 426 490 Кондуктор 350 324 393,7 Техническая 2374 245 295,3 Эксплуатационная 3102 168 215,9 2.3 Выбор буровых растворов и их химическая обработка по интервалам бурения Основным критерием выбора типа буровых растворов является их способность обеспечивать строительство высококачественных и рентабельных скважин с минимальным негативным воздействием на окружающую природную среду и фильтрационные свойства продуктивных пластов. Плотность буровых растворов для интервалов совместимых условий бурения рассчитывается исходя из условий сохранения устойчивости горных пород, слагающих стенки скважин, а в интервалах содержащих напорные пласты – создания столбом раствора гидростатического давления на забой, предотвращающего поступление пластового флюида в ствол скважин. Для строительства скважин Западно-Хоседаюского месторождения устанавливаются следующие значения плотности бурового раствора при бурении под обсадные колонны: Таблица 2.4 Наименование колонн Интервал Плотность бурового раствора, г/см3 Направление диаметром 426 мм 0–30 1,14 Кондуктор диаметром 324 мм 30–350 1,14 Промежуточная колонна диаметром 245 мм 350–2374 1,14 Эксплуатационная колонна диаметром 168 мм 2374–3102 1,14 Типы и параметры буровых растворов для строительства проектируемых скважин выбраны с учетом минералогического состава и свойств горных пород, слагающих разрез, а также анализа практического опыта бурения на месторождениях Центрально-Хорейверского Поднятия (ЦХП). Таблица 2.5 Типы и параметры буровых растворов пластическая вязкость, сП содержание твердой фазы, % рН 30 1,14 80–90 ≤15 50–60 80–90 - 6 2 14 8–8,5 - 10–15 90–110 1040 Полимербентонитовый 30 350 1,14 70–80 8– 10 40–50 60–80 1 5 1 12 8,5–9 0,1–0,2 15–18 90–120 1040 Известковый ингибирующий 350 2374 1,14 40–45 6–8 20–30 35–50 1 4 1 8 9–9,5 0,6–1,0 12–18 75–100 1040 Хлоркалиевый биополимерный ингибирующий 2374 3102 1,14 50–60 5–7 25–35 40–50 0,5 <2 1 6 9–10 (3,8) 15–20 90–110 1050 плотность до утяжеления, г/см3 минерализация, г/л СНС, мгс/см2 через, мин 1 10 корка, мм 0 водоотдача, см3/30 мин Бентонитовый условная вязкость, с до (низ) Динамическое напряжение сдвига, мгс/ см2 плотность, г/см3 от (верх) всего Параметры бурового раствора песка Интервал бурения, м коллоидной части Название (тип) раствора Таблица 2.6 Компонентный состав бурового раствора и характеристики компонентов Номер ПлотСмена интервала с ность, раствора одинаковым Интервал, м г/см3 для Название долевым бурения (тип) раствора составом интервала от до бурового (да, нет) (верх) (низ) раствора 1 0 30 Бентонитовый 1,14 Нет Бентонит Bentex 2,6 80 5 1 Содержание компонента в буровом растворе, кг/м3 50 Сода каустическая, твердая 2,02 98,5 1 1 0,5 Сода кальцинированная, 2,5 99,4 2 А 0,5 Вода 1,0 - 100 - 960 Бентонит Bentex 2,6 80 5 1 30 Сода каустическая, твердая 2,6 98,5 1 1 1 Сода кальцинированная, 2,5 99,4 2 А 1 SB CMC HV 1,6 55 7–9 - 2 Glidex 1.02 55 - - 3 SB Carb 2,7 95 1,5 - 170 Название компонента Плот- Содержание ность, вещества в г/см3 товарном продукте (жидкости), % Влажность, Сорт % техническая 2 30 350 Полимер- 1,14 Нет бентонитовый техническая Вода 1,0 - 100 - 970 Выбор компоновок бурильного инструмента Используемые КНБК при бурении скважины на Западно-Хоседаюском месторождении представлены в таблице 2.7. 3 Типоразмер, шифр 1 490 VС21G (117) 2 Расстояние от забоя до места установки, м Техническая характеристика Наружный Длина, Масса, диаметр, м кг мм - 490,0 0,7 360 КЛС 490 0,7 490,0 1,15 560 3 УБТС 203×80 1,85 203,0 9,0 1793 3 ЦС 485 10,85 485,0 1,0 480 4 УБТЕЛ 203×80 11,85 203,0 9,0 1793 1 393,7 XR-VC (115) - 393,7 0,5 176 2 КЛС 393,7 0,5 393,7 0,96 410 3 УБТЕЛ 203×80 1,46 230,0 80,0 15936 4 УБТЕЛ178×71 81,46 1780,0 18,0 2758 1 295,3 - 295,3 0,4 84 M516LKHPS (PDС) 2 КЛС 295,3 0,4 295,3 0,96 265 3 Д1–240 1,4 240,0 7,0 1700 4 ЦС 292 8,4 292,0 0,85 350 Суммарная масса КНБК, т 2 Элементы КНБК Суммарная длина КНБК, м 1 Компоновка низа бурильных колонн (КНБК) Номер по порядку Условный номер КНБК Таблица 2.7 20,9 5,0 99,46 19,3 4 5 УБТЕЛ 203×80 9,3 203,0 80,0 15936 6 УБТЕЛ 178×71 89,3 178,0 18,0 2758 1 295,3 - 295,3 0,4 84 M516LKHPS (PDС) 5 6 2 КЛС 295,3 0,4 295,3 0,96 265 3 ДРУ-240 1,4 240,0 7,3 1900 4 Телесистема 8,7 120,0 1,0 120 5 НУБТ 203×80 9,7 203,0 6,0 1279 6 УБТЕЛ 203×80 15,7 203,0 9,0 1793 7 УБТЕЛ 178×71 24,7 178,0 9,0 1379 1 295,3 GF20PS (517) - 295,3 0,4 84 2 КЛС 294 0,4 294,0 0,96 265 3 ДРУ-240 1,4 240,0 7,3 1900 4 Телесистема 8,7 120,0 1,0 120 5 НУБТ 203×80 9,7 203,0 6,0 1279 6 УБТЕЛ 203×80 15,7 203,0 80,0 15936 7 УБТЕЛ 178×71 95,7 178,0 18,0 2758 1 215,9 GFS30VPS (537) VSi616LUPX - 215,3 0,35 40,0 0,35 214,0 0,96 170,0 (PDС) 2 КЛС 214 107,3 21,1 33,7 6,8 113,7 22,3 7 3 ДРУ-172 1,31 172,0 5,14 750,0 4 Телесистема 6,5 120,0 1,0 120,0 5 КЛС 212 13,5 212,0 0,96 160,0 6 УБТЕЛ 178×71 14,5 178 100,0 15600 1 215,9 GFS30VPS (537) VSi616LUPX - 215,9 0,35 40,0 104,5 21,0 108,0 19,9 (PDС) 2 КЛС 214 0,35 214,0 0,96 170,0 3 Д5–172 1,31 172,0 5,65 610,0 4 КЛС 212 7,0 212,0 0,96 160,0 5 УБТЕЛ 178×71 8,0 178 100,0 15600 Расчет бурильной колонны Выберем диаметр бурильных труб для интервала бурения 2374 – 3102 м (по вертикали) в зависимости от диаметра долота, равного 215,9 мм. Руководствуясь практикой бурения, рекомендуются следующие диаметры бурильных труб для долот: Dдэ =215,9 мм, DУБТ = 178 мм и с толщиной стенки 44 мм, DБТ =127 мм и с толщиной стенки 9,11 мм [7]. Исходные данные для расчета бурильной колоны для бурения эксплуатационной колонны представлены в таблице 2.8 Таблица 2.8 Исходные данные для расчета бурильной колоны № Параметр 1 Интервал бурения (по стволу) 2 Диаметр долота 3 Диаметр бурильных труб Значение Единица измерения 2406–3164 м 215,9 мм мм 127 мм мм 4 Вес 1 п. м. бурильных труб марки Д×9, qБТ 0,295 кН/м 5 Допустимая нагрузка на растяжение тела бурильной трубы диаметром 127 мм с толщиной стенки 9 мм группы прочности Д 1240 кН 6 Вес 1 п. м. бурильных труб марки К×9, qБТ 0,295 кН/м 7 Допустимая нагрузка на растяжение тела бурильной трубы диаметром 127 мм с толщиной стенки 9 мм группы прочности К 1670 кН 8 Вес 1 м УБТС2–178, qУБТ 1,56 кН/м 9 Нагрузка на долото, Р Д 120 кН 10 Длина забойного двигателя, LЗД 5,14 м м 11 Длина забойной телесистемы, LЗТС 1м м 12 Коэффициент запаса прочности, K1 1,3 13 Угол отклонения УБТ от вертикали, 14 Вес забойного двигателя ДРУ-172 7,5 кН 15 Вес забойной телесистемы БТС-172 1,2 кН 16,2 Рассчитаем необходимую нагрузку на долото создаваемую УБТ по формуле (2.16) PУБТ PД k ( PЗД PЗТС ) cos , (2.16) где k – коэффициент, учитывающий превышение нагрузки УБТ над нагрузкой на долото (согласно ЕТП должно быть превышение на 25%); РД – осевая нагрузка на долото; Рзд – нагрузка создаваемая весом забойного двигателя кН; РЗТС – нагрузка создаваемая весом забойной телесистемы, кН; α - максимальный зенитный угол в интервале. PУБТ 120 1, 25 (7,5 1, 2) кН 147 cos16, 2 LУБТ PУБТ qУБТ , LУБТ (2.17) 147 94 м 1,56 Согласно выбранной компоновки выбираем бурильные трубы диаметром 127 мм с толщиной стенки 9 мм и группы прочности Д, допустимая растягивающая нагрузка для которых, с учетом коэффициента запаса прочности рассчитывается по формуле (2.18) Qдоп Qдоп1 Q127 , К1 (2.18) 1240 953 кН. 1,3 По формуле (2.19) рассчитаем длину первой секции колонны бурильных труб. L1 L1 Qдоп (QУБТ QЗД QТС ) qБТ 127*9 , (2.19) 953 (147 7,5 1, 2) 2703 м. 0, 295 Для второй секции выбираем бурильные трубы диаметром 127 мм с толщиной стенки 9 мм и группы прочности К, допустимая растягивающая нагрузка для которых, с учетом коэффициента запаса прочности рассчитывается по формуле (2.18) Qдоп 2 1670 1284 кН. 1,3 По формуле (2.20) рассчитаем длину второй секции колонны бурильных труб. L1 L1 Qдоп 2 Qдоп1 qБТ 127*10 , (2.20) 1284 953 1124 м. 0, 295 Длины второй секции достаточно для бурения под эксплуатационную колонну. По формуле (2.21) вычислим длину секции: L2 Н ( LУБТ LЗД LЗТС L1 ) (2.21) L2 3164 (94 1 5,14 2703) 360,86 м Таблица 2.9 № секции Сводная таблица расчета бурильных колонн Длина секции, м Группа прочности Толщина Вес 1 м Вес секции, стенки, мм труб, кН кН 1,56 146,6 1 94 (УБТ) - 2 2703 Д 9 0,295 797,4 3 361 К 9 0,295 106,5 Итого 3158 1050,5 Проектирование режима бурения Под режимом бурения понимается сочетание регулируемых параметров, влияющих на качество бурения, к числу которых относится: осевая нагрузка на долото P д, частота вращения долота n, расход бурового раствора Qр. Параметры оптимального режима бурения отображены в таблице 2.10. Таблица 2.10 Режим бурения проектируемой скважины Интервал (по вертикали) от до 0 30 Вид технической Способ операции бурения бурение под Режимы бурения Pд , т n, мин-1 Qр, л/с СВП с навеса 120–160 52–54 направление 30 350 бурение под кондуктор ВЗД+СВП 2–12 160–180 45–50 350 2374 бурение под ВЗД+СВП 6–12 160–180 42–45 техническую колонну 2374 бурение под 3102 ВЗД+СВП 6–12 160–180 30–32 эксплуатационную колонну, с набором зенитного угла Разработка гидравлической программы проводки скважины При расчете промывки скважины определяют необходимый расход бурового раствора и потерь напора в циркуляционной системе с целью выбора буровых насосов и установления режима их работы по интервалам бурения. Для каждого разбуриваемого одним и тем же инструментом интервала минимальная подача буровых насосов определяется по формуле (2.22) Q 4 D 2 СКВ 2 d БТ кр , (2.22) где DСКВ – диаметр скважины, м (2.23) DСКВ Kкав Dдол , (2.23) где Kкав – коэффициент кавернозности в интервале; d БТ – наружный диаметр бурильных труб, м; кр – критическая скорость (скорость витания) для наиболее крупной частицы шлама, м/с. На практике в большинстве случаев рекомендуется принимать υкр=0,4…0,6 м/с. Рассчитаем диаметр скважины при бурении интервала под эксплуатационную колонну по формуле (2.23). DЭ 1,1 0, 2159 0, 237 м; Определим подачу буровых насосов при бурении интервала под эксплуатационную колонну QЭ 0, 785 0, 237 2 0,127 2 0, 6 0, 0189 м3/с 18,9 л/с; Исходя из данных таблицы 2.10 принимаем оптимальный расход промывочной жидкости. Для бурения под эксплуатационную колонну он составит 30 л/с. Потери давления при циркуляции для каждого интервала бурения определяются как сумма потерь в отдельных элементах циркуляционной системы (2.24) р К рТР рКП рУБТ рЗ р Д рПОВ , (2.24) где К – коэффициент запаса на случай преодоления дополнительных сопротивлений в осложненных условиях бурения, К = 1,3…1,5; рТР , рКП , рУБТ , рЗ , р Д , рПОВ – потери давления в бурильных трубах, кольцевом пространстве, трубах УБТ, бурильных замках, промывочных отверстиях долота, поверхностной обвязке буровой установки, МПа. Потери давления в бурильных трубах определяются по формуле (2.25) рТР 0,826 107 БР где λ – безразмерный Q 2 lс lУБТ коэффициент d5 , гидравлических (2.25) сопротивлений, который определяется в зависимости от режима течения промывочной жидкости, а режим течения оценивается через обобщенный критерий Рейнольдса (2.26) Re БРТР d d g 0 6ТР , (2.26) где υТР – средняя скорость течения жидкости в трубах, м/с, ТР 4Q Q , 2 d 0, 785d 2 БР – плотность бурового раствора, кг/м3; lc – глубина скважины, м; lУБТ – длина УБТ, м; d – внутренний диаметр колонны бурильных труб, м; – пластическая вязкость бурового раствора, Па∙с; 0 – динамическое напряжение сдвига, Па. (2.27) Экспериментально установлено, что в большинстве случаев полностью турбулентный поток образуется при величине числа Re 3000 . При Re 2000 поток всегда ламинарный. В переходном потоке, когда значение Re изменяется в пределах 2000…3000, поток является пробковым (струйным). При ламинарном и струйном течении коэффициент гидравлического сопротивления труб определяется по формуле (2.28) 64 , Re (2.28) при турбулентном режиме (2.29) ТР Э ReЭ 0, 08 , 7 Re (2.29) 0, 03 3, 2 м/с; 0, 785 0,1092 1140 3, 2 0,109 441 2000 – режим ламинарный; 11,97 0,109 3 9,81 25 10 6 3, 2 Э 64 0,145 ; 441 рТР Э 0, 032 3164 94 0,826 10 0,145 1140 2, 45 МПа; 0,1095 7 Для определения потерь давления в кольцевом пространстве определим режим течения по числу Рейнольдса (2.30). Re БРКП dд d d dн g 0 д 6 КП , (2.30) где КП – средняя скорость течения жидкости по кольцевому пространству, м/с, КП 4Q Q , 2 2 d д d н 0, 785 d д2 d н2 (2.31) Потери давления в кольцевом пространстве скважины определяются по формуле (2.31) рКП 0,826 107 К БР где К .Т 0,12 7 Re Q 2 lc lУБТ dд dн dд dн 3 2 , (2.32) для турбулентного режима течения, К . Л 80 для ламинарного и Re структурного режимов; КП Э Re Э 0, 03 0,95 м/с; 0, 785 0, 21592 0,127 2 1140 0,95 0, 2159 0,109 55, 7 – режим ламинарный; 0, 2159 0,127 3 9,81 25 10 11,97 6 0,95 К . П Э 80 1, 43 ; 55, 7 рКП Э 0,826 107 1, 43 1140 0, 032 3164 94 0, 2159 0,127 3 0, 2159 0,127 2 4,5 МПа; Определение потерь давления в УБТ производится по методу эквивалентных длин по формуле (2.33) рУБТ 0,826 107 ТР БР Q 2 lэУБТ , d5 (2.33) где lэУБТ – эквивалентная длина местных сопротивлений, м рУБТ Э lэУБТ lУБТ d5 . 5 dУБТв lэУБТ Э 94 0,1095 441 м. 0, 085 (2.34) 0,032 441 0,826 10 0,145 1140 0,35 МПа. 0,1095 Определение 7 потерь давления в бурильных замках эквивалентную длину местных сопротивлений по формуле (2.35) также производят через рЗ 0,826 107 ТР БР Q 2 lэЗ lБТ , d 5 lЗ (2.35) где lэЗ – эквивалентная длина местных сопротивлений, м lэЗ Kd , (2.36) где K – эквивалентная длина замкового соединения, выраженная в долях внутреннего диаметра труб, для труб 127 мм K 34. lэЗ Э 34 0,109 3, 7 м; рЗ Э 0,826 107 0,145 1140 0,032 3,7 3164 0,72 МПа; 0,1095 12,5 Определение потерь давления в промывочных отверстиях долота производится по формуле (2.37) р Д А БР Q2 А БР Д2 , 2 F (2.37) где А – величина, зависящая от расхода промывочной жидкости и формы сопла, изменяется в пределах 120∙10-8…57∙10-8 у гидромониторных долот с округленным входом и конусностью; Д – скорость истечения жидкости из промывочных отверстий долота, м/с; F – суммарная площадь отверстий в долоте, м2 F=5,67·10-4 м2 2 рД Э 0, 03 120 10 1140 3,8 МПа; 4 5, 67 10 8 Потери давления в поверхностной обвязке скважины с буровыми насосами определяются по формуле (2.38) рПОВ БР Q 2 , где 0,14...0, 43. рПОВ Э 0,35 1140 0,032 0,36 МПа; Потери давления при циркуляции (2.24) (2.38) рЭ 1,3 2, 45 4,5 0,35 0,72 3,8 0,160 15,6 МПа; Полученные результаты расчета необходимы для приведенного далее подбора насоса. Расчет обсадных колонн Эксплуатационная колонна диаметром 168,3 мм рассчитывается: на наружное избыточное давление в момент окончания цементирования; на наружное избыточное давление на поздней стадии эксплуатации скважин; на внутреннее избыточное давление в момент опрессовки колонны; на растягивающую нагрузку от собственного веса. Исходные данные для расчета эксплуатационной колонны представлены в таблице 2.11 Таблица 2.11 Единицы Параметр Значение измерения Диаметр обсадной колонны мм 168 м 3102 кг/м3 1140 Глубина до уровня цемента за колонной м 2074 Интервал продуктивного пласта м 2974–3102 - 0,95 Плотность пластового флюида (в период ввода в эксплуатацию) кг/м3 848 Плотность жидкости, поступающей кг/м3 878 кг/м3 1100 м 2500 Глубина спуска колонны Плотность бурового раствора Коэффициент аномальности пластового давления в продуктивном пласте в скважину в конце эксплуатации Плотность минерализованной воды в застывшем цемете Снижение уровня в колонне в конце эксплуатации 1) Расчет наружных давлений. На глубине 2074 м около цемента: phц б. р ghц ; (2.39) p2074 1140 9,81 2074 10 6 23,2 МПа. На глубине 2974 м над продуктивным пластом: p2924 p2074 1100 g ( 2924 2074 ) 10 6 ; p2924 23,2 1100 9,81 ( 2974 2074 ) 10 6 32,3 МПа. На глубине 2974 м в продуктивном пласте: phкр .прод k a в ghкр.прод; (2.40) p2974 0,95 1000 9,81 2974 10 6 27,65 МПа. На глубине 3102 м в продуктивном пласте: p3102 0,95 1000 9,81 3102 10 6 28,3 МПа. Так как толщина продуктивного пласта менее 200 м, давление в нем принимается постоянным и равным среднеарифметическому: pпрод ( 27,65 28,3 ) / 2 27,98 МПа. Это давление распространяется на 50 м выше кровли продуктивного пласта, т.е. до глубины 2924 м. Давление на отметке 2924 м в цементном камне: p2924 23,2 1100 9,81 ( 2924 2074 ) 10 6 32,4 МПа. 2) Расчет внутреннего давления в колонне. Давление на устье: В период ввода в эксплуатацию: p у pпр 2974 пл ghкр.пр ; pу 27,65 848 9,81 2974 10 6 2,9 МПа. (2.41) При опрессовке колонны pоп 1,1 2,9 3,2 МПа – так как это давление не превышает минимально рекомендуемое давление опрессовки роп=11,5, то принимаем давление на устье ру=11,5. Минимальное давление у башмака колонны в период ввода в эксплуатацию: p3102 848 9,81 3102 10 6 25,8 МПа. Давление у башмака колонны: – в период опрессовки: pб pоп б . р. gh; (2.42) p3102 11,5 1140 9,81 3102 10 6 46 ,2 МПа. – в конце эксплуатации: pб' фл g (h hк ); (2.43) ' p3102 878 9,81 ( 3102 2500 ) 10 6 5,2 МПа. 3) Построение эпюры наружного избыточного давления. Эпюра наружного избыточного давления строится для самых неблагоприятных условий нагружения, т.е. на заключительном этапе эксплуатации, когда вследствие снижения уровня жидкости в колонне внутренне противодавление становится минимальным: На глубине 2074 м: pн.и 23,2 МПа. На глубине 2500 м: pн.и 23,2 1100 9,81 ( 2500 2074 ) 10 6 27,8 МПа. На глубине 2924 м: pн.и 23,2 1100 9,81 ( 2924 2074 ) 10 6 878 9,81 ( 2974 2500 ) 10 6 28,5 МПа. На глубине 3102 м: pн.и 23,2 1100 9,81 ( 3102 2074 ) 10 6 878 9,81 ( 3102 2500 ) 10 6 29,1 МПа. По разностям наружного и внутреннего давлений в характерных точках строится эпюра наружного избыточного давления, которая изображена на рисунке 2.2. 4) Построение эпюры внутреннего избыточного давления. Приведем некоторые расчетные значения внутреннего избыточного давления в характерных точках: На устье: pв.и 11,5 МПа. На глубине 2074 м: pв.и 11,5 1140 9,81 2074 10 6 23,2 11,5 МПа. На глубине 2924 м: pв.и 11,5 1140 9,81 2924 10 6 23,2 1100 9,81 ( 2924 2074 ) 10 6 11,8 МПа. На глубине 2924 м (под влиянием продуктивного пласта): pв.и 11,5 1140 9,81 2924 10 6 27,98 16 ,2 МПа. На глубине 3102 м: pв.и 11,5 1140 9,81 3102 10 6 27,98 18,2 МПа. Рисунок 2.2 – Эпюра наружных избыточных и внутренних избыточных давлений при испытании колонны на герметичность Проектирование обсадной колонны. Исходные данные: 1. Глубина скважины – 3102 м; 2. Расчетное сминающее давление – 29,1 МПа; 3. Расчетное внутренние давление – 18,2 МПа; 4. Интервал зоны перфорации – 2974–3102 м (по вертикали); 3164 – 3030 (по стволу) 5. Коэффициенты запаса прочности: – На смятие, k см – 1,0; – На смятие в зоне перфорации, k см.п - 1,3; – На внутреннее давление, k в н - 1,1; – На страгивающую нагрузку, k стр - 1,3; Таблица 2.12 Прочностные характеристики обсадных труб диаметром 168 мм Толщина Вес 1 м Предельное Предельное Предельная стенки, мм трубы, кг внутреннее сминающее страгивающая давление, МПа давление, МПа Д Е Л Д Е Л Д Е Л нагрузка, т 7,3 29,0 28,8 41,9 49,7 18,3 21,9 - 84,3 123,5 146,1 8,0 32,0 31,6 45,8 54, 22,1 27,3 - 93,1 137,3 163,8 8,9 35,1 35,1 51,0 60,6 26,9 34,4 37,6 107,8 156,9 186,3 10,6 41,7 41,9 60,7 72,2 35,4 47,9 54,2 129,4 192,2 228,5 12,1 47,5 47,7 69,3 82,4 42,6 59,3 68,3 150,0 222,6 263,8 Расчет производится из условия равнопрочности колонны на смятие, внутренние давление, страгивающую нагрузку и мнимой металлоемкости. Интервалу перфорации 3164–3030 м по стволу 3102–2974 м по вертикали соответствуют трубы Д с толщиной стенки δ=12,1 мм, сминающие давление для которых Рсм 42,6 МПа. Расчетное: 29,1 1,3 37,8 МПа. Фактический коэффициент запаса прочности на смятие нижней трубы: kсм.фак 42,6 37,8 1,12 Длина первой секции: l1 3164 3030 134 м Длину второй секции определяем из условия прочности на смятие нижней трубы третьей секции. Принимаем трубы с группой прочности Д (δ = 8,9 мм.), для которых Рсм 26,9 МПа. По эпюре (рисунок 2.2) этому давлению соответствует глубина 2500 м. l2 3164 134 2500 530 м. Длину третьей секции определяем из условия прочности на смятие нижней трубы четвертой секции. Принимаем трубы с группой прочности Д (δ = 8,0 мм.), для которых Рсм 22,1 МПа. По эпюре (рисунок 2.2) этому давлению соответствует глубина 2000 м. l3 3164 134 530 2000 500 м. Длину четвертой секции определяем из условия прочности на смятие нижней трубы пятой секции. Принимаем трубы с группой прочности Д (δ = 7,3 мм.), для которых Рсм 18,3 МПа. По эпюре (рисунок 2.2) этому давлению соответствует глубина 1650 м. l4 3164 134 530 500 1650 350 Согласно эпюре трубы всех четырех секций соответствуют условию прочности на внутренние давление, следовательно дальнейший расчет производим из условия прочности на страгивающую нагрузку. Длину пятой секции определяем из условия верхней трубы на страгивание. Принимаем трубы с группой прочности Д (δ = 8,0 мм.), для которых Рст 93,1 т. Допускаемая страгивающая нагрузка: Pст l5 93,1 71,6 т. 1,3 71600 ( 134 47,5 530 35,1 500 32,0 350 29,0 ) 640 м. 29,0 Длину шестой секции определяем из условия верхней трубы на страгивание. Принимаем трубы с группой прочности Д (δ = 8,9 мм.), для которых Рст 107,8 т. Допускаемая страгивающая нагрузка: Pст 107,8 82,9 т. 1,3 l6 82900 71600 322 м. 35,1 Длину седьмой секции определяем из условия верхней трубы на страгивание. Принимаем трубы с группой прочности Д (δ = 10,6 мм.), для которых Рст 129,4 т. Допускаемая страгивающая нагрузка: 129,4 99,5 т. 1,3 Pст l7 99,5 82,9 396 м. 41,9 Длину восьмой секции определяем из условия верхней трубы на страгивание. Принимаем трубы с группой прочности Д (δ = 12,1 мм.), для которых Рст 150,0 т. Допускаемая страгивающая нагрузка: Pст l8 150,0 115,4 т. 1,3 115,4 99,5 335 м. 47,5 l8 3164 134 530 500 350 640 322 396 292 м. Таблица 2.13 № Конструкция обсадной колонны Группа секции прочности Толщина Длина Суммарная Вес Вес Суммарный стенки, секции, длинна, м 1 м, секции, вес, т мм м трубы, т k см k стр кг/м 1 Д 12,1 134 134 47,5 6,4 6,4 1,1 - 2 Д 8,9 530 664 35,1 18,6 25,0 1,1 - 3 Д 8,0 500 1164 32,0 16,0 41,0 1,1 - 4 Д 7,3 350 1514 29,0 10,2 51,2 1,1 5 Д 8,0 640 2154 32,0 20,5 71,7 - 1,3 6 Д 8,9 322 2476 35,1 11,3 83,0 - 1,3 7 Д 10,6 396 2872 41,7 16,5 99,5 - 1,3 8 Д 12,1 292 3164 47,5 13,9 113,4 - 1,3 2.9 Выбор способа цементирования обсадных колонн Цементирование всех обсадных колонн осуществляется прямым способом. Эксплуатационная колонна цементируется не до устья, высота недоподъема цемента составляет 2074 м. (таблица 2.14). Номер колонны в порядке спуска Таблица 2.14 Общие сведения о цементировании скважины Название колонны Способ Данные по раздельно спускаемой цементирования части колонны (прямой, ступенчатый, обратный) номер интервал раздельно установки, м спускаемой части колонны в от до порядке спуска 1 Направление прямой 1 0 30 2 Кондуктор прямой 1 0 350 3 Техническая прямой 1 350 2374 4 Эксплуатационная прямой 1 2074 3102 2.10 Выбор типа тампонажного цемента В общем случае основными факторами для выбора тампонажного материала являются температура в скважине (на глубине 3102 м., t = 670С), давление гидроразрыва пород, а также наличие нефтегазоносных пластов. Для предотвращения поглощения тампонажного раствора предусматривается регулирование сроков схватывания таким образом, чтобы время цементирования составляло 75% от сроков начала схватывания. Концентрация реагентов подбирается лабораторным путем и в проекте не указывается. С целью предупреждения перетоков между пластами, упрочнения стенок скважины и изоляции нефтегазоводоносных горизонтов затрубное пространство между обсадными колоннами и стенками скважины перекрывается цементным раствором. Компоненты для цементирования обсадных колонн представлены в таблице 2.15. Таблица 2.15 Наименование колонны Название (тип жидкости для цементирования) Плотность, кг/м3 Плотность порции, кг/м3 Направление АРКЦЕМЕНТ, 00200282205–9 ТУ 536– 3200 1830 Кондуктор АРКЦЕМЕНТ, 00200282205–9 ТУ 536– 3200 1830 Промежуточная ПЦТ III-Об4–50, ГОСТ 1581- 2600 1440 ПЦТ-I-50, ГОСТ 1581–96 3200 1860 ПЦТ-I-G-CC-1, ГОСТ 1581–96 3100 1860 96 Эксплуатационная 2.11 Расчет цементирования эксплуатационной колонны Исходные данные для расчета цементирования эксплуатационной колонны представлены в таблице 2.16 Таблица 2.16 Условное Параметр Значение обозначение Единица измерения Длина обсадной колонны L 302 м Расстояние от устья до уровня цементного Hц 2074 м Плотность цементного раствора ц 1860 кг/м3 Плотность бурового раствора р 1140 кг/м3 Плотность буферной жидкости б 1080 кг/м3 Диаметр ствола скважины (диаметр долота) DД 215,9 мм Наружный диаметр обсадной трубы d1 0,168 м Внутренний диаметр обсадной трубы d2 0,1468 м Глубина спуска обсадной колонны l 3102 м Высота подъема цемента lц 1028 м Высота столба буферной жидкости lб 100 м Высота цементного стакана h 5 м Водоцементное отношение W 0,5 Коэффициент кавернозности в интервале k1 1,1 Коэффициент учитывающий потери цемента k2 1,05 Коэффициент kc 1,04 Vм 0,8 раствора, м сжимаемости продавочной жидкости Вместимость манифольда Определим высоту столба бурового раствора за колонной (2.44) м3 hр L (lц lб ) , (2.44) hб 3164 (1090 100) 1974 м. Находим требуемый объем цементного раствора по формуле (2.45) VЦ ((k1 D Д ) 2 d12 ) lЦ d 22 h , 4 (2.45) где k1 – коэффициент кавернозности в интервале; DД – диаметр долота, м; d1 , d 2 – наружный и внутренний диаметры обсадных труб, м; lЦ – высота подъема цементного раствора за колонной, м; h – высота цементного стакана, м. Требуемый объем цементного раствора составляет Vц 3,14 ((1,1 0, 2159) 2 0,1682 )1090 0,14682 5 24 м3. 4 Требуемая масса сухого цемента рассчитывается по формуле (2.46) Gц Vц ц 1 k2 , 1W (2.46) где k2 – коэффициент, учитывающий потери. Gц = 24 1860 1 1,05 = 31248кг = 31, 25т. 1+ 0,5 Объем воды для приготовления раствора определяется по формуле (2.47) Vв qв Gц , где qв – единичный расход воды на 1 т сухого цемента, м3/т, Vв = 31,25 15,625м . Требуемый объем продавочной жидкости (2.48) (2.47) V 0,785 kc d22 L h Vм , (2.48) где kc – коэффициент сжимаемости продавочной жидкости; Vм – вместимость манифольда, м3. V 0,785 1,04 0,14682 3164 5 0,8 56, 4 м3. Гидравлический расчет цементирования: Определим максимальное давление перед посадкой верхней пробки на упорное кольцо по формуле (2.49) рmax р1 р2 , (2.49) где p1 – давление, создаваемое за счет разности плотности жидкости в затрубном пространстве и в трубах (2.50). р1 9,81 hб б hр р lц ц (l h) р h ц 106 , (2.50) p2 – давление, необходимое для преодоления гидравлических сопротивлений, находится по формуле Шищенко–Бакланова (2.51) p , (2.51) Подставив числовые значения, получаем р1 9,81100 1080 1974 1140 1028 1860 3102 51140 5 1860 10 7,6МПа; p2 = 0,001 3102 +1,6 = 4,7 МПа. Максимальное давление составит pmax = 7,6 + 4,7 =12,3 МПа. 2.12 Выбор технических средств цементирования скважины Находим количество цементировочных агрегатов из условия обеспечения определенной скорости течения цементного раствора в кольцевом пространстве vв. Принимаем v=1,5 м/с и находим требуемую подачу цементировочных агрегатов для обеспечения этой скорости. Требуемая подача цементировочных агрегатов (2.52) Q = 0,785(D2д d 2 )v , (2.52) где Dд и d – диаметры долота и обсадной колонны, м. При v = 1,5 м/с подача цементировочных агрегатов составит Q 0,785 (0,21592 0,1682 ) 1,5 0,025м3 /с. Принимаем цементировочный агрегат 3ЦА-400А, имеющий на 5-й скоростей производительность 19,5 л/с и давление 13 МПа при диаметре втулок 110 мм, что обеспечивает заданный режим (по давлению). Тогда количество цементировочных агрегатов определим по формуле (2.53) n1 Q +1, qi (2.53) где qi – производительность цементировочного агрегата на пятой скорости, л/с. n1 25 1 2,3. 19,5 Таким образом, для цементирования колонны необходимо 3 цементировочных агрегата. Находим необходимое количество цементосмесительных машин (2.54) m где Vбун – GЦ VБУН Н , вместимость (2.54) бункера цементосмесительной цементосмесительной машины 2СМН-20 VБУН = 14,5; Н – насыпная масса цемента, т/м3, ( Н 1, 21т / м3 ). Тогда количество цементосмесительных машин составит m 31, 25 1, 78 14,5 1, 21 Принимаем m = 2. машины, м3, для Определим количество цементировочных агрегатов для закачки буферной жидкости объемом: Vб 0,8(0, 21592 0,1682 )100 1, 47 м3 . Вместимость одного мерного бака 3ЦА-400А составляет 6,4 м3. Поэтому для закачки буферной жидкости принимаем один цементировочный агрегат (n1 = 1). Число цементировочных агрегатов при закачке цементного раствора определим по формуле (2.55) n2 2m, (2.55) n2 2 2 4. Предусматриваем закачивание 0,98 объема продавочного раствора с помощью n 1 4 1 3 агрегатов, при подаче 19,5 л/с. Оставшиеся 0,02 объема продавочного раствора будут закачиваться одним агрегатом при подаче Q = 14,1 л/с, что необходимо для ловли момента «стоп» – момента посадки верхней разделительной пробки на упорное кольцо. Определяем продолжительность цементирования по формуле (2.56) tц tц 0,98Vпр 0, 02Vпр Vц 1000 Vб 60 n Q4 n2 Q4 (n2 1)Q3 Q3 10, (2.56) 1000 1, 47 24 0,98 56, 4 0, 02 56, 4 10 34 мин. 60 119,5 4 19,5 (4 1)19,5 14,1 Для цементирования обсадной колонны необходимо принять тампонажный цементный раствор, характеризующийся началом загустевания (2.57) tЗ tЦ 0, 75 =45 мин. (2.57) Глава 3 Выбор техники для строительства скважины 3.1 Выбор буровой установки Выбор буровой установки производится по главному параметру – допускаемой нагрузке на крюк. Допускаемая нагрузка на крюк – это вертикальная статическая нагрузка на крюке, которая не должна быть превышена в процессе всего цикла проводки скважины независимо от вида и продолжительности выполнения операций. Допускаемая нагрузка на крюк от веса обсадной и бурильной колонны определяется по формулам (3.1) и (3.2) ' Qдоп kОК QОК max ; (3.1) '' Qдоп k БК QБК max , (3.2) где Qдоп – допускаемая нагрузка на крюке от веса наиболее тяжелой обсадной или бурильной колонны, кН; QОК max – вес в воздухе наиболее тяжелой обсадной колонны (секции колонны, включая вес труб, на которых производится их спуск), кН; QБК max – вес в воздухе наиболее тяжелой бурильной колонны, кН; kОК , kБК – коэффициенты запаса допускаемой нагрузки на крюке соответственно для обсадной и бурильной колонны, kОК 1,1 ; kБК 1,5...1,67 . Вес обсадных колонн в воздухе определяется по формуле (3.3) Qi li qi , (3.3) где li – длина кондуктора, или эксплуатационной колонны; qi – вес 1 погонного метра обсадных труб, кондуктора, или эксплуатационной колонны. Вес бурильной колонны определяется по формуле (3.4) Qб.к.max lб.т.qб.т. lУБТ qУБТ , (3.4) где lУБТ lб .т. - длина бурильных и утяжеленных бурильных труб, м; , qб.т. , qУБТ – вес 1 погонного метра бурильных труб и утяжеленных бурильных труб, кН/м. Кондуктор диаметром 324 мм (толщина стенки труб 9,5 мм, q 0, 76 кН/м) спускается на глубину 350 м. Техническая колонна диаметром 245 мм (толщина стенки труб 8, 9 мм, q 0, 54 кН/м) спускается на глубину 2374 м (2406 м по стволу). Эксплуатационная колонна диаметром 168 мм (толщина стенки труб 8, 9 мм, q 0, 36 кН/м) спускается на глубину 3102 м (3164 м по стволу) Вычисляем вес обсадных колонн: QКон 350 0,76 266 кН; Qтех 2406 0,54 1300 кН; Qэ 3164 0,36 1139 кН. Наиболее тяжелой является техническая колонна. Определяем вес бурильной колонны QБК max L lУБТ qБТ lУБТ qУБТ ; QБК max 360,9 0,312 2703 0, 295 94 1,56 1057 кН. Допускаемая нагрузка на крюке: – для обсадной колонны: ' Qдоп 1,1 1300 1430 кН; – для бурильной колонны: '' Qдоп 1, 6 1057 1691 кН; '' ' > Q доп . Q доп '' По Qдоп Qдоп 1691 кН выбираем буровую установку БУ3900/225 ЭПК-БМ. производства «Волгоградского» завода буровой техники (ВЗБТ). Выбор оборудования для строительства скважины Выбор буровой вышки Буровая вышка выбирается по допускаемой нагрузке на крюке. Допускаемая нагрузка на крюке составляет 1691 кН. Таким образом, выбираем буровую вышку УМ-45/225 с максимальной нагрузкой на крюке Qдоп. = 2250 кН. Выбор ротора Параметры ротора определяем исходя из конструкции скважины, компоновки бурильной колонны и требований, предъявляемых технологиями бурения и крепления скважины. Диаметр проходного отверстия в столе ротора должен быть достаточным для спуска долот и обсадных труб, используемых при бурении и креплении скважины. Диаметр проходного отверстия в столе ротора выбираем по диаметру долота для бурения под направление, который составляет 490 мм. Таким образом, принимаем ротор Р-700, имеющий диаметр проходного отверстия в столе 700 мм. Выбор верхнего силового привода В зависимости от геологических и технологических условий проводки скважины, выбираем верхний привод Varco TDS – 9SA с электрическим приводом мощностью 522 кВт (700 л.с.) и грузоподъёмностью 400 т. Подробный выбор системы верхнего привода выполнен в разделе 4 данного проекта. Выбор бурового насоса Насос выбирается по механической мощности N М 450 L0,5 К 0, 736 (3.5) где LК – проектная глубина скважины, тыс. м. N М 450 3,160,5 0,736 589 Выбираем трехплунжерный насос ВНБТ-950 (2 шт.), мощность которого составляет 950 кВт. Выбор кратности оснастки При глубине бурения до 3200 м число подвижных струн талевой системы U т.с. 10 , то есть оснастка 5×6. Выбор буровой лебедки Буровая лебедка выбирается по натяжению ходового конца талевого каната (3.6) Pхк Qдоп Gт.с. , U т.с.т.с. (3.6) где Gт.с. – вес подвижных частей талевой системы, кН. При оснастке 5×6 принимаем Gт.с. 100 кН [7]; т.с. – коэффициент полезного действия талевой системы. При U т.с. 10 принимаем т.с. 0,849 . Pхк 1691 100 211 кН. 10 0,849 При выборе буровой лебедки учитывается условие Pхк PхкГОСТ . Определяем PхкГОСТ 289 кН. Принимаем буровую лебедку ЛБУ 1200. Выбор талевого каната При глубине бурения до 4500 м диаметр талевого каната принимается 32 мм. Выбираем канат МС-1–32–1568 Выбор крюкоблока ГОСТ Крюкоблок выбирается по допускаемой нагрузке на крюке: Qкр.бл. Qкр . .бл. Выбираем крюкоблок УТБК-5–225. Выбор кронблока Кронблок выбирается по допускаемой нагрузке на кронблок (3.7) Qкб .доп Qдоп Pхк Pнк Gтс , (3.7) где Pнк – натяжение неподвижной ветви талевого каната, кН, Pнк Qдоп Gт.с. т.с. , U т.с. (3.8) Pнк 1691 100 0,849 152 кН. 10 Qкб.доп 1691 211 152 100 2154 кН. Выбор производится из условия: Qкб .доп. QкбГОСТ . .доп. Выбираем кронблок УКБ-6–250. Результаты выбора буровой установки и основного оборудования заносим в таблицу 3.1. Таблица 3.1 Тип буровой установки и ее комплектность Тип буровой установки Комплектность БУ БУ3900/225 ЭПК-БМ вышка УМ-45/225 СВП Varco TDS-9SA ротор Р-700 насос ВНБТ-950 (2 шт.). оснастка 5х6 буровая лебедка ЛБУ 1200 талевый канат МС-1–32–1568 крюкоблок УТБК-5–225 кронблок УКБ-6–250
