[ Технологія будівництва свердловини ] | Грунтово-рослинний шар, піски і супіски жовті, різнозернистий, поліміктовимі; глини, суглинки жовті. | |||||
Некрасовська | Pg 3-Nnk | 62 | 212 | 150 | 0 | Глини оливково-зелені, жирні, пластичні, тонкослоістих, кварцові, кварц-полешпатові. |
Чеганская | Pg 2 - Pg 3 cg | 212 | 357 | 145 | 0 | Глини темно-сірі, сірі, з прошарками слабосцементірованних алевролітів і пісків поліміктових. |
Люлінворская | Pg 2 ll | 357 | 507 | 150 | 0 | Глини світло-сірі, до темних. Зеленувато-сірі, дрібно-і грубозернисті |
Талицько | Pg 1 tl | 507 | 568 | 61 | 0 | Глини темно-сірі, щільні, в'язкі, іноді грудкуватих, алевроліти різнозернистий, у верхній частині мергель сірий з зеленуватим відтінком |
Ганькінская | До 2 gn | 568 | 712 | 144 | 0 | Глини темно-сірі, сірі, алеврітістие, щільні з прошарками опок. |
Славгородська | До 2 sl | 712 | 772 | 60 | 0 | Глини темно-зелені, сірі, опоковідние, щільні. Алевроліти піскуваті, темно-сірі, щільні. Піски сірі, дрібнозернисті. |
Іпатовський | До 2 ip | 772 | 852 | 80 | 0 | Чергування глин, пісковиків і алевролітів. Глини, темно-сірі, жирні на дотик, щільні. Пісковики сірі дрібнозернисті; алевроліти сірі, темно-сірі піскуваті. |
Кузнецовська | До 2 kz | 852 | 867 | 15 | 0 | Глини темно-сірі, жирні на дотик, до ходів плоедов. |
Алимская | До 1 al | 1667 | 1762 | 95 | 0 | Нерівномірний переслаіваніе аргіл-літів, пісковиків і алевролітів. Аргіл-літи темно-сірі, шаруваті, плитчаста. Пісковики сірі і світло-сірі, різно-зернисті, поліміктовимі, слабосцемен-тованої. Алевроліти сірі, темно-сірі щільні, шаруваті, разнозерні-ті. |
1.2 Фізико-механічні властивості гірських порід по розрізу свердловини
Таблиця 1.2
Індекс страт. підрозділи | Інтервал | Коротка назва гірської породи | Щільність, кг / м 3 | Пористість,% | Глинистого,% | Твердість, кгс мм 2 | Проніца-емость, мдарсі | Коефіцієнт абразивності | Категорія породи по промисловій класифікації | |
від | до | |||||||||
1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 | 10 | 11 |
Q | 0 | 62 | Піски Глини | 1,9 2,2 | 35 10 | 10 90 | - 10 | 2000 0 | 10 04 | М'які М'які |
Pg 3-N nk | 62 | 212 | Глини Піски | 2,2 1,9 | 10 30 | 80 20 | - 10 | 0 100 | 10 04 | М'які М'які |
Pg 2-Pg 3 cg | 212 | 357 | Глини Алеврити Піски | 2,2 2,0 2,0 | 10 15 15 | 100 50 25 | 10 10 - | 0 5 10 | 04 04 10 | М'які М'які М'які |
Pg 2 ll | 357 | 507 | Глини Алевроліти | 2,2 2,1 | 10 15 | 100 50 | 10 10 | 0 5 | 04 04 | М'які М'які |
Pg 1 tl | 507 | 568 | Глини Алевроліти | 2,2 2,1 | 10 15 | 100 50 | 10 10 | 0 10 | 04 04 | М'які М'які |
K 2 gn | 568 | 712 | Глини | 2,3 | 10 | 90 | 10 | 0 | 03 | М'які |
K 2 sl | 712 | 772 | Глини Алевроліти Піски | 2,3 2,2 2,0 | 10 15 15 | 100 20 20 | 10 10 - | 0 5 5 | 04 04 10 | М'які М'які М'які |
1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 | 10 | 11 |
K 2 ip | 772 | 852 | Алевроліти Пісковики Глини | 2,2 2,2 2,3 | 15 15 10 | 20 20 100 | 10 10 10 | 5 10 0 | 10 10 04 | М'які М'які М'які |
До 2 kz | 852 | 867 | Глини | 2,3 | 10 | 95 | 15 | 0 | 04 | МС |
До 1-2 pk | 867 | 1667 | Алевроліти Глини Пісковики Аргіліти Пісковики | 2,2 2,3 2,0 2,4 2,2 | 25 10 30 5 25 | 20 90 10 95 20 | 20 10 17 15 20 | 50 0 500 0 100 | 10 04 10 04 10 | Середня Середня Середня Середня Середня |
До 1 al | 1667 | 1762 | Аргіліти Пісковики Алевроліти | 2,4 2,3 2,3 | 5 20 20 | 95 5 5 | 15 20 20 | 0 20 15 | 03 10 10 | Середня Середня Середня |
K 1 kls | 1762 | 1867 | Аргіліти Алевроліти Пісковики | 2,4 2,3 2,3 | 5 17 18 | 95 20 10 | 15 20 20 | 0 15 20 | 04 06 10 | Середня Середня Середня |
До 1 tr | 1867 | 2352 | Пісковики Аргіліти Алевроліти | 2,3 2,4 2,3 | 20 5 19 | 5 95 5 | 20 15 20 | 25 0 25 | 10 04 06 | Середня Середня Середня |
До 1 klm | 2352 | 2672 | Аргіліти Пісковики Алевроліти | 2,4 2,3 2,3 | 5 18 17 | 95 5 5 | 15 20 20 | 0 30 20 | 04 10 10 | Тверда Тверда Тверда |
J 3 bg | 2672 | 2690 | Аргіліти | 2,4 | 5 | 95 | 50 | 0 | 06 | Тверда |
J 3 vs | 2690 | 2750 | Аргіліти Пісковики Алевроліти | 2,4 2,3 2,4 | 15 17 16 | 95 2 3 | 50 100 80 | 0 200 50 | 04 10 06 | Тверда Тверда Тверда |
1.3. Нефтегазоводоносность, пластові тиски і температури
Таблиця 1.3 - нафтоносності
Індекс пласта | Інтервал, м | Тип колектора | Щільність, г / см 3 | Рухливість, мкм 2 / мПа * с | Вміст сірки,% | Зміст парафіну,% | Вільний дебітм 3 / доб | Параметри розчиненого газу | |||||||
від | до | в пластових умовах | після дегазації | Газовий фактор, м 3 / м 3 | Вміст вуглекислого газу,% | Вміст сірководню,% | Відносна щільність газу по повітрю, кг / м 3 | Коефіцієнт стисливості | Тиск насичення в пластових умовах, МПа | ||||||
Ю 1 січня Ю 3 Січень | 2690 2700 | 2695 2717 | порово. порово. | 0,804 0,804 | 0,848 0,848 | 0,015 0,015 | 0,52 0,52 | 4,81 4,84 | 212 * | 34 30 | - - | - - | 1,11 1,11 | - - | 2,5 2,5 |
Примітка: *- максимальне значення дебіту при випробуванні.
Таблиця 1.4 - Водоносність
Індекс пласта | Індекс стратиграфічного підрозділу | Інтервал, м | Тип колектора | Щільність, г / см 3 | Фазова проникність, мдарсі | Вільний дебіт, м 3 / доб | Хімічний склад води в г / л | Ступінь мінералізації, м / л | Тип води за Сулину ГКН (М) - гідрокарбонатно-натрієва (магнієвий) ХЛМ-хлормагніевий ХЛН-хлорнатрієвої ХЛК-хлоркальциевого | Відноситься до джерела питного водопостачання (так, ні) | ||||||
Аніони | Катіони | |||||||||||||||
від | до | Cl - | SO 4 - | HCO 3 - | Na + K + | Mg + + | Ca + + | |||||||||
група ПК група А Ю 3 Січень | Q, Pg 1 - Pg 3 K 1-2 K 1 K 1 J 3 | 20 86 7 17 62 2260 2720 | 568 17 20 2000 2670 2750 | пір пір пір пір пір | 1,0 1,0 1 1,01 1,01 1,02 | 500 300 20 30 10 | 1,0 200,0 3,0 12,0 5,6 | - 50 21 99 10 | - - 1, 0 - - | - 0 28 1,0 1,2 | - 48,0 15,0 86,0 11, 6 | - 1, 0 18 5,0 0,2 | 0 1,0 17 9 0,8 | 0,79 15,0 18,0 17,0 33,4 | ГКР ХЛК ГКН ХЛН ХЛК | Так Ні Ні Ні Ні |
Таблиця 1.5 - Тиск і температура по розрізу свердловини (у графах 6, 9, 12, 15, 17 проставляються умовні позначення джерела отримання градієнтів: ПСР-прогноз по сейсморазве-дочним даними, ПГФ-геофізичних досліджень, РФЗ-розрахунок за фактичним вимірами в свердловинах )
Індекс страт. підрозділи | Інтервал, м | Градієнт тиску | ||||||||||||
від | до | пластового | порового | гідророзриву порід | гірського | |||||||||
кгс / см 2 на м | джерело отримання | кгс / см 2 на м | джерело отримання | кгс / см 2 на м | джерело отримання | кгс / см 2 на м | джерело отримання | |||||||
від | до | від | до | від | до | від | до | |||||||
1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 | 10 | 11 | 12 | 13 | 14 | 15 |
Q Pg 3 - N nk Pg 2 - Pg 3 cg Pg 2 ll Pg 1 tl K 2 gn K 2 sl K 2 ip K 2 kz K 1-2 pk | 0 62 212 357 507 568 712 772 852 867 | 62 212 357 507 568 712 772 852 867 1667 | 0, 0 0,1 0,1 0,1 0,1 0,1 0,1 0,1 0,1 0,1 | 0,1 0,1 0,1 0,1 0,1 0,1 0,1 0,1 0,1 0,1 | ПГФ ПГФ ПГФ ПГФ ПГФ ПГФ ПГФ ПГФ ПГФ ПГФ | 0,0 0,1 0,1 0,1 0,1 0,1 0,1 0,1 0,1 0,1 | 0,1 0,1 0,1 0,1 0,1 0,1 0,1 0,1 0,1 0,1 | ПГФ ПГФ ПГФ ПГФ ПГФ ПГФ ПГФ ПГФ ПГФ ПГФ | 0,0 0,2 0,2 0,2 0,2 0,2 0,2 0,2 0,2 0,18 | 0,2 0,2 0,2 0,2 0,2 0,2 0,2 0,2 0,2 0,18 | ПГФ ПГФ ПГФ ПГФ ПГФ ПГФ ПГФ ПГФ ПГФ ПГФ | 0,0 0,2 0,2 0,21 0,21 0,21 0,22 0,22 0,22 0,22 | 0,2 0,2 0,21 0,21 0,21 0,22 0,22 0,22 0,22 0,23 | ПГФ ПГФ ПГФ ПГФ ПГФ ПГФ ПГФ ПГФ ПГФ ПГФ |
1.4 Умови буріння. Ускладнення при бурінні
Таблиця 1.6 - Поглинання бурового розчину
Індекс страт. подраз-ділення | Інтервал, м | Макси-мальна інтенсив-ність поглинання-ня, м 3 / год | Відстань від гирла свердловини до статичного рівня при його максимальному зниженні, м | Чи є втрата циркуля-ції (так, ні) | Градієнт тиску поглинання, кгс / см 2 на м | Умови виникнення | ||
від | до | при розтині | після ізоляційних робіт | |||||
Q-Pg 1-Pg 3 K 1-2 | 0 650 | 530 2380 | 1 1 | 10 30 | немає немає | 0,15 0,12 | 0,20 0,18-0,20 | Збільшення щільності промивної рідини проти проектної, репресія на пласт> 20% понад гідростатичного тиску (часткове поглинання в піщаних породах) |
Таблиця 1.7 - Осипи і обвали стінок свердловини
Індекс страт. підрозділи | Інтервал, м | Бурові розчини, що застосовувалися раніше | Час до початку ускладнення, діб | Заходи з ліквідації наслідків (опрацювання, промивка і т.д) | |||
від | до | тип розчину | Щільність, г / см 3 | додаткові дані по розчину, що впливають на стійкість порід | |||
Q + Pg 2 + Pg 1 K 1-2 K 1 | 0 1300 1762 | 530 1660 2257 | глинистий глинистий глинистий | 1,04 1,16 1,18 | В> 10 см 3 за 30 хв В> 10 см 3 за 30 хв В> 10 см 3 за 30 хв | 3,0 2,5 2,0 | Опрацювання, промивка, збільшення щільності та зниження водовіддачі промивної рідини |
Таблиця 1.8 - Нефтегазоводопроявленія
Індекс страт. підрозділи | Інтервал, м | Вид виявляючи-емого флюїду | Довжина стовпа газу при ліквідації газопроявле-ня, м | Щільність суміші при прояві для розрахунку надлишкових тисків, г / см 3 | Умови виникнення | ||
від | до | ||||||
внутрішнього | зовнішнього | ||||||
До 1 J 3 J 3 | 2260 2690 2720 | 2670 2717 2750 | вода нафту вода | - - - | 1,01 0,848 1,025 | 1,01 0,804 1,025 | Зниження протидії тиску на пласт нижче гідростатічес-кого. Недотримання проектних параметрів бур. розчину |
Таблиця 1.9 - Пріхватоопасние зони
Індекс страт. підрозділи | Інтервал, м | Вид прихвата | Розчин, при застосуванні якого стався прихват | Наявність обмежень-ний на ос-тавленіе інструмен-та без дви-жения або промивання (так, ні) | ||||
від | до | тип | пліт-ність, г / см 3 | водовіддача, см 3 30 хв | змазування-вающие добавки (назва) | |||
Q-Pg 2-3 K 1 K 1 | 0 650 2000 | 530 2000 2380 | від обвалу нестійких порід і задо-лінки інстру-мента від заклинювання бур. інстру-менту і сальнікообразованія від перепаду пластового тиску | глин. глин. глин. | 1,10 1,10 1,19 | 15,0 15,0 10,0 | - - - | та та та |
1.5 Обгрунтування комплексу геофізичних досліджень у свердловині
Таблиця 1.10 - Геофізичні дослідження
№ пп | Найменування досліджень | Масштаб запису | Заміри і відбори проводяться: | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
На глибині, м | В інтервалі, м | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
від | до | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
Кондуктор (0-650 м) У відкритому стовбурі | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
1. 2. 3. | Стандартний каротаж зондом А2.0 М0.5 N, ПС * Кавернометрія * Інклінометрії | 1:500 1:500 через 10м | 650 650 650 | 0 0 0 | 650 650 650 | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
В обсаджених стовбурі | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
1. 2. | Акустична цементометрія (АКЦ із записом ФКД) Густинне цементометрія (ЦМ-8-12) | 1:500 1:500 | 650 650 | 0 0 | 650 650 | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
Експлуатоціонная колона (650-2750 м) У відкритому стовбурі | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
1. 2. 3. 3. 4. 5. 6. 7. 8. 9. 10. | Стандартний каротаж зондом А2.0 М0.5 N, ПС * Стандартний каротаж зондами, А2.0 М0.5 N, N 6.0 М0.5 N, ПС Кавернометрія * Кавернометрія * БКЗ зондами А0.4 М0.1 N; А1.0 М0.1 N; А4.0 М0.5 N; А8.0 М0.5 N; А0.5 М2.0А Індукційний каротаж (ІК) ** Бічний каротаж (БК) Акустичний каротаж (АКШ) * Мікрозонд (МКЗ), мікробоковой (МБК) * Гамма-гамма плотностной каротаж (ДГП) * Резистивіметрія * | 1:500 1:200 1:500 1:200 1:200 1:200 1:200 1:200 1:200 1:200 1:200 1:200 1:200 | 2750 2750 2750 2750 2750 2750 в інтервалі БКЗ 2750 2750 2750 | 650 2220 650 2600 2600 2220 в інтер-ле БКЗ 2600 2600 2600 | 2750 2750 2600 2750 2750 2750 в інтервалі БКЗ
Примітка: *) дослідження проводяться в одній субвертикальних свердловині куща; **) можливий запис ВІКІЗ. 2. ТЕХНОЛОГІЯ БУДІВНИЦТВА СВЕРДЛОВИНИ 2.1 Проектування профілю свердловини Вихідні дані: 1. Глибина свердловини по вертикалі (Н), м 2750 2. Відхід (А), м 1500 3. Довжина вертикальної ділянки (h 1), м 200 4. Глибина спуску кондуктора (L), м 650 Спосіб буріння - турбінний Вибираємо 4-х інтервальний профіль з ділянками - вертикальний, набору, стабілізації, спаду зенітного кута. Набір зенітного кута здійснюється при бурінні під кондуктор. Визначимо допоміжний кут a 'за формулою (2.1) Очевидно, що максимальний зенітний кут буде більше a ', a ор = a '+5 0 = = 35 0. Виберемо кут входження в пласт a к = 20 0. Середній радіус викривлення в інтервалі збільшення зенітного кута 0 ... 35 0 складе R 1 = 700 м. Середній радіус кривизни на ділянці падіння зенітного кута від 35 0 до 20 0 дорівнює Максимальний зенітний кут розраховуємо за формулою: де A 1 = A + R 2 (1-cos a к) = 1500 +2225 (1-cos20 0) = 1634 м H 1 = H + R 2 sin a к = 2750 +2225 sin20 0 = 3511 м Підставляючи отримані значення знаходимо a = 34 0 Знаходимо довжини ділянок стовбура свердловини ℓ i та їх горизонтальні a i і вертикальні h i проекції.
а 1 = 0; h 1 = 200 м; ℓ 1 = h 1 = 200 м
a 2 = R 1 (1-cos a) = 700 (1-cos 34 0) = 120 м h 2 = R 1 sin a = 700 sin 34 0 = 391,4 м ℓ 2 = R 1 a / 57,3 = 700 × 34/57, 3 = 415,4 м 3. Ділянка стабілізації a 3 = h 3 × tg a = 1675,4 × tg 34 0 = тисячу сто тридцять три м h 3 = H 1 - (h 1 + h 2 + h 4) = 2750 - (200 +391,4 +483,2) = 1675,4 м ℓ 3 = h 3 / cos a = 1675,4 / cos 34 0 = 2020,9 м 4. Ділянка спаду зенітного кута a 4 = R 2 (cos a до - cos a) = 2225 (з os 20 0 - cos 34 0) = 246,2 м h 4 = R 2 (sin a - sin a к) = 2225 (sin 34 0 - sin 20 0) = 483,2 м ℓ 4 = R 2 (a - a к) / 57,3 = 2225 × (34-20) / 57,3 = 543,6 м Таблиця 2.1 - Результати розрахунків
2.2 Проектування конструкції свердловини 2.2.1 Обгрунтування числа обсадних колон і глибини їх спуску Обгрунтування виробляємо за графіком суміщених тисків. Як видно з графіка, по розрізу свердловини несумісних інтервалів буріння немає. Тому, вибираючи конструкцію свердловини слід виходити з інших умов. У даному випадку з метою перекриття обвалонебезпечних глин люлінворской і Талицько світ, на глибину 650 м спускається кондуктор з установкою черевика в щільні ганькінскіе свити. Експлуатаціонаая колона спускається до забою (2750 м) з метою зміцнення стінок свердловини і розміщення в ній технологічного обладнання для експлуатації свердловини, роз'єднання пластів. 2.2.2 Вибір діаметрів обсадних колон і доліт Діаметр експлуатаційний колони задається замовником, виходячи з умов експлуатації, проведення дослідних, геофізичних, ремонтних робіт. Експлуатаційну колону діаметром 168 мм вибираємо відповідно до вимог замовника. Діаметр долота: , Δ = 5 ÷ 10 мм, де D м = 0,186 м - діаметр муфти обсадної колони, , Кондуктор: D к = D д +2 × δ, де δ - зазор між долотом і внутрішньою поверхнею кондуктора, приймається рівним від 3 до 10 мм. D к = 0,2159 +2. 6. 10 3 = 0,2279 м Діаметр кондуктора приймаємо рівним 0,2445 м. Визначимо діаметр долота при бурінні кондуктора: D Д.К. = 0,270 +2. 8. 10 -3 = 0,286 м. Діаметр долота при бурінні під кондуктор 0,2953 м. Результати розрахунків представлені в таблиці 2.2. Таблиця 2.2 - Конструкція свердловини
2.3 Вибір бурових розчинів і їх хімічна обробка по інтервалам Тип бурового розчину і його параметри вибираємо з умови забезпечення стійкості стінок свердловини і забезпечення необхідного протитиску на ФЛЮЇДОНАСИЧЕНИХ пласти, які визначаються фізико-хімічними властивостями гірських порід що становлять розріз свердловини (таблиця 1.2) і пластовими тисками (таблиця 1.5). При виборі розчинів слід керуватися досвідом, накопиченим при бурінні в проектному горизонті. Вибір типів і параметрів промивальної рідини виробляємо згідно з регламентом з бурових розчинів, прийнятого на даному підприємстві, який представлений у таблиці 2.3. При бурінні під кондуктор використовується, напрацьований на попередній свердловині або приготовлений з глинопорошків, глинистий розчин. Буріння під експлуатаційну колону ведеться на полімергліністом розчині, який виходить з розчину залишився після буріння попереднього інтервалу, шляхом його дообработкі. Таблиця 2.3 - Поінтервальная хімічна обробка бурових розчинів
| 2,02 | 0,08 | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
Na КМЦ 80/800 | 1,0 | 1,6 | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
СНПХ ПКЦ-0515 | 0,87 | 200 л. на свердловину | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
Вода | 1,0 | 916,802 | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
2930-3180 | Глінопрошок | 1,08 | 2,60 | 136,5 | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
Сайпан | 1,40 | 1,32 | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
Габройл HV | 1,85 | 0,14 | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
НТФ | 1,18 | 0,07 | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
Каліцініров. сода | 2,5 | 0,16 | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
ТПФН | 2,5 | 0,09 | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
ФК-2000 | 1,00 | 3,640 | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
Nа КМЦ 80/800 | 1,0 | 1,6 | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
Каустична сода | 2,, 02 | 0,08 | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
Вода | 1,0 | 938,0 |
Обгрунтування параметрів бурового розчину. Буріння під кондуктор
пластовий тиск:
=
перевищення гідростатичного тиску над пластовим (репресія) 10-15%, приймається рівним 15%:
щільність бурового розчину:
З урахуванням гірничо-геологічних умов і практики буріння експлуатоціонних свердловин на прилеглому Крапівінского родовищі і розвідувальних свердловин на родовищі Дворічанське щільність бурового розчину прийнята .
Буріння під експлуатоціонную колону:
Буріння під експлуатоціонную колону до глибини зміни параметрів розчину для розкриття продуктивного пласта перевищення гідростатичного тиску над пластовим (репресія) повинна становити 10-15% в інтервалі 650-1200 м і 5-10% в інтервалі 1200-2500 м., в інтервалі від 2500 м і до проектної глибини 4-7%:
в інтервалі 650-1200 м
максимальне пластовий тиск:
перевищення гідростатичного тиску над пластовим (репресія) приймається 11%:
щільність бурового розчину:
в інтервалі 1200-2500 м
пластовий тиск при розтині продуктивного пласта:
перевищення гідростатичного тиску над пластовим (репресія) з урахуванням технологічних особливостей напрацювання бурового розчину і забезпечення стійкості стовбура свердловини репресія приймається рівною 10%:
щільність бурового розчину:
.
в інтервалі 2500-2650 м
максимальне пластовий тиск:
перевищення гідростатичного тиску над пластовим (репресія) з розрахунку 7%:
щільність бурового розчину:
.
Буріння під експлуатоціонную колону до розкриття продуктивного пласта в інтервалі 2500-2650 м можливе з перевищенням гідростатичного тиску над пластовим не більше ніж на 35 кгс / см 2.
щільність бурового розчину з розрахунку репресії 35 кгс / см 2:
.
Густина бурового розчину для буріння інтервалу 2500-2650 м приймається 1,10 г / см 3.
Буріння під експлуатоціонную колону при розтині продуктивного пласта до глибини 2750 м має здійснюватися з перевищенням гідростатичного тиску над пластовим (репресія) 4-7%. З урахуванням забезпечення стійкості стовбура свердловини в вищележачих інтервалах і запобігання нефтеводопроявленій перевищення гідростатичного тиску над пластовим приймається 7%:
пластовий тиск при розтині продуктивного пласта:
- Перевищення гідростатичного тиску над пластовим (репресія) з розрахунку 7%:
щільність бурового розчину:
.
Далі представлені основні принципи вибору інших параметрів бурових розчинів.
Вибираючи в'язкість, потрібно враховувати, що вона в більшості випадків має негативний вплив на процес буріння, тому потрібно прагнути до її мінімального значення (у даному випадку УВ = 25 ... 30 сек.), Мінімізація в'язкості дозволяє збільшити механічну швидкість буріння, підтримувати на високому рівні швидкість висхідного потоку в затрубному просторі, тобто забезпечувати якісне очищення стовбура свердловини, струмінь маловязкого розчину втрачає набагато менше енергії на шляху від насадки долота до забою, ніж струмінь високов'язкого, що робить можливою більш якісне очищення вибою свердловини. Показник фільтрації, при бурінні в продуктивних горизонтах приймається не більше 5 ... 6 см 3 за 30 хв по приладу ВМ-6 (у нашому випадку 5 ... 6 см 3 за 30 хв), щоб уникнути забруднення пласта фільтратом розчину, що надалі утрудняє їх освоєння та експлуатацію, внаслідок майже незворотного погіршення колекторських властивостей. У непродуктивних пластах допускається дещо більші значення показника фільтрації.
Здатність бурового розчину виносити вибурену породу на денну поверхню і утримувати її, після припинення циркуляції, визначається статичною напругою зсуву (СНР). Значення СНС для виконання цього завдання мають бути не менше 15 - 20 ДПА.
Зміст абразивної фази («піску») в буровому розчині, з метою зменшення зношування інструменту і бурового устаткування, допускається не більше 1%. Результати розрахунків зведемо в таблицю 2.4.
Таблиця 2.4 - Параметри бурового розчину
Інтервал буріння, м
Обсяг запасу бурового розчину на поверхні додатково до обсягу розчину, що знаходиться в циркуляції, повинен бути не менше двох об'ємів свердловини. Максимальний обсяг свердловини прібуреніі під експлуатоціонную колону становить: V вкв = 0,785 (Д до 2. L до + d Д 2 (L 2 - L к). До к1 + d Д 2 (L c - L 2). До к2) = 0,785 (0,2267 2. 690 + 0,2159 2. (2557 - 690). 1,7 + 0,2159 2 (3180 - 2557). 1,1) = 208 м 3 де: Д к - внутрішній діаметр кондуктора, м; L к - глибина спуску кондуктора по стовбуру, м; L 2 - початок інтервалу глибини свердловини з коефіцієнтом кавернозному До к2; L c - Глибина свердловини по стовбуру, м; d Д - діаметр долота при бурінні свердловини під експлуатоціонную колону, м; До к1, К к2 - коефіцієнти кавернозному. Необхідний обсяг запасу бурового розчину на поверхні має становити 2 V вкв = 416 м 3. Для зберігання запасу бурового розчину в тілі куща передбачається будівництво комори об'ємом 500 м 3. 2.4 Вибір способу буріння Основні вимоги до вибору способу обертання долота визначаються необхідністю забезпечення успішної роботи, проводки стовбура свердловини з високими техніко-економічними показниками. Вибір способу буріння залежить від технічної оснащеності підприємства (парк бурових установок, бурових труб, забійних двигунів і т.п.), досвіду буріння в даному районі. Для буріння даної свердловини вибираємо буріння за допомогою гідравлічних забійних двигунів. Турбінний спосіб має ряд переваг у порівнянні з роторним способом буріння:
2.5 Вибір компонування і розрахунок бурильної колони Вихідні дані:
10) Перепад тиску в турбобура (D Р т), МПа 3,9 11) Густина бурового розчину (r), кг / м березня 1150 2.5.1 Розрахунок обважнених бурильних труб (УБТ) Діаметр УБТ вибирається з конструкції свердловини та умови забезпечення необхідної жорсткості труб. Для нормальних умов при бурінні долотом 215,9 мм приймається УБТ діаметром 178 мм. Діаметр бурильних труб приймаємо Д бт = 127 мм. тому що 0,71 <0,75 ¸ 0,85, то необхідно в компонування включити одну свічку УБТ Æ 159 мм для недопущення великої концентрації напружень у цьому перехідному перерізі. Довжина УБТ визначається з умови, що бурильна колона не переходила в III форму стійкості (2.3) Знаходимо ℓ кр = 45,8 м; Р кр III = 93088,7 Н Визначаємо довжину УБТ ℓ 0, Довжина однієї свічки УБТ становить 24 м, отже довжина УБТ ℓ УБТ = 72 м (3 свічки). Визначимо вагу УБТ: 2.5.2 Розрахунок сталевих бурильних труб (СБТ) Визначимо довжину СБТ: (2.6) де q 0 - вага 1 м СБТ діаметром 127 мм, q 0 = 262 н / м; G Сбт - повна вага СБТ; Довжина свічки 24 м, тому приймемо кількість свічок рівне 21, а довжина сталевих труб 504 м. 2.5.3 Розрахунок легкосплавних бурильних труб (ЛБТ) ℓ ЛБТ = Н вкв - ℓ УБТ - ℓ СБТ = 3180 - 72 - 504 = 2604 м приймаємо ℓ ЛБТ = 2616 м (109 свічок). 2.5.4 Розрахунок бурильної колони на міцність Розрахунок ведеться за рівнянням Сушон Т у = Т н ехр (Da × f) + b × q × ℓ × exp (0.5 Da × f) × (cos `a ± f sin` a), (2.7) де f - коефіцієнт опору руху; b - коефіцієнт враховує архимедову силу; a - середній зенітний кут; "-" - Ділянка набору зенітного кута. f = 0,18 - для глинистих порід Для зручності обчислень складемо таблицю 2.5. Таблиця 2.5 - Характеристики небезпечних перерізів бурильної колони
Для прикладу наведемо розрахунок Т в для ділянки 2-3, інші ділянки розраховуються аналогічно. Т В2-3 = 203,4 × 10 3 ехр (0 × 0,18) +262 × 32,4 × 0,86 × ехр (0,5 × 0 × 0,18) × (cos 34 +0,18 × sin 34) = 210,18 кН. Далі проводиться перевірка умови s сум £ [s], (2.8) Де Вихідні дані для розрахунку Р н = 1 МПа Д = 147 мм d = 125 мм Е = 2,1 · 10 листопаду Па R 1 = 700 n = 1,45 s т = 300 МПа Результати розрахунків для наочності представлені в таблиці 2.6. Таблиця 2.6 - Результати розрахунків
сум Отже умова міцності виконується. 2.5.5 Вибір компонувань бурильного інструменту Правильно вибрана компонування дозволяє без ускладнень, з найменшими витратами пробурити свердловину до проектної глибини. Для руйнування гірської породи застосовуємо трехшарошечние долота. З метою створення осьового навантаження на долото і для підвищення жорсткості бурильної колони застосовуємо УБТ. Для передачі обертання долоту використовують турбобури. Вибрані компонування бурильного інструменту представлені в таблиці 2.7. 2.6 Проектування режиму буріння 2.6.1 Розробка гідравлічної програми проводки свердловини Вихідні дані:
Таблиця 2.7 - Компоновки низу бурильної колони (КНБК)
Примітка: 1 Можливо використання інших типів доліт вітчизняного або імпортного виробництва за кодом IADC 437, 447Х, 545Х. 2 КНБК уточнюється технологічною службою бурового підприємства в процесі буріння за результатами інклінометрії. 2.6.2 Вибір витрати промивної рідини - Вибір витрати промивної рідини здійснюється виходячи з умови задовільною очищення вибою: (2.13) де q = 0,65 м / с - питома витрата; F з - площа забою; (2.14) де D д - діаметр долота. D д = 215,9 мм; м 2; м 3 / с. - Вибір витрати, виходячи з умов виносу найбільш крупних частинок шламу: (2.15) де U oc - швидкість осідання великих частинок шламу; F кп - площа кільцевого простору, м 2; (2.16) де d ш - середньої діаметр великих частинок шламу; r п - густина породи, кг / м 3; r - щільність промивної рідини, кг / м 3. d ш = 0,0035 +0,0037 × D д; (2.17) (2.18) де D тр - діаметр турбобура, м. d ш = 0,0035 +0,0037 * 0,2159 = 0,0043 м; 0,36 м / с; м 2; м 3 / с. - Вибір витрати з умови нормальної роботи турбобура: де М уд - питома момент на долоті; G - вага турбобура; М с - момент турбобура при витраті Q c рідини r с; r - щільність рідини, при якій буде використовуватися турбобур. к - коефіцієнт враховує втрати моменту в осьовій опорі турбобура рівний 0,3. Параметри вибійного двигуна 3ТСШ1-195: М g = 1200 Нм; Q c = 0,03 м 3 / с; r з = 1000 кг / м 3; r = 1100 кг / м 3, М с = 1500 Н / м. м 3 / с. З трьох витрат Q 1, Q 2, Q 3 вибираємо максимальна витрата: 0,03 м 3 / с і далі в розрахунках будемо приймати цей витрата.
Втрати тиску в циркуляційній системі бурової установки визначаються як сума всіх втрат тиску в елементах циркуляційної системи складається з:
Стосовно до ЗД і долоту прийнято говорити не втрати, а перепади тиску, тому що останні створюються навмисно. 2.6.3.1 Розрахунок втрат тиску в наземній обв'язці D Р = а × Q 2 × r ж; (2.19) Втрати тиску в стояку a = 3,35 × 10 5 Па × з 2 / м 3 × кг; D Р = 3,35 × 10 5 × 0,03 2 × 1100 = 0,33 МПа Втрати тиску в шлангу a = 1,2 × 10 5 Па × з 2 / м 3 × кг; D Р = 1,2 × 10 5 × 0,03 2 × 1100 = 0,12 МПа Втрати тиску в вертлюг a = 0,9 × 10 5 Па × з 2 / м 3 × кг; D Р = 0,9 × 10 5 × 0,03 2 × 1100 = 0,09 МПа Втрати тиску в провідній трубі a = 1,8 × 10 5 Па × з 2 / м 3 × кг; D Р = 1,8 × 10 5 × 0,03 2 × 1100 = 0,18 МПа Втрати тиску в маніфольд a = 13,2 × 10 5 Па × з 2 / м 3 × кг; D Р = 13,2 × 10 5 × 0,03 2 × 1100 = 1,31 МПа SD Р ОБВ = 0,33 +0,12 +0,09 +0,18 +1,31 = 2,03 МПа
Внутрішній діаметр Д в = Д н -2 d = 0,147-2 × 0,009 = 0,129 м Площа прохідного перерізу S = p × Д в 2 / 4 = 3,14 × (0,129) 2 / 4 = 0,013 м 2 Швидкість течії рідини V = Q / S = 0,03 / 0,013 = 2,3 м / с Узагальнений критерій Рейнольса визначаються за формулою де t 0 - динамічна напруга зсуву t 0 = 8,5 × 10 -3 r -7 = 8,5 × 10 -3 × 10 -3 × 1100 -7 = 2,35 Па h - структурна в'язкість h = 0,033 × 10 -3 r -0,022 = 0,033 × 10 -3 × 1100-0,022 = 0,0143 Па × з Оскільки Re * <50000, то режим турбулентний, і коефіцієнт гідравлічних опорів l визначається за формулою Втрати тиску в ЛБТ 2.6.3.3 Втрати тиску в замках ЛБТ Втрати тиску визначаються за формулою (2.19) де L тр - довжина труб; ℓ т - довжина однієї труби d н - внутрішній діаметр замку Тоді D Р = 0,29 × 10 5 × 0,03 2 × 1100 = 0,028 МПа. 2.6.3.4 Розрахунок втрат тиску в СБТ Втрати тиску визначаються за формулою (2.20) Внутрішній діаметр Д в = Д н - 2 d = 0,127-2 × 0,009 = 0,109 м Площа прохідного перерізу S = p × Д в 2 / 4 = 3,14 × 0,109 2 / 4 = 0,0093 м 2 Швидкість течії рідини V = Q / S = 0,03 / 0,0093 = 3,3 м / с Узагальнений критерій Рейнольдса визначається за формулою (2.21) Оскільки Re <50000, то режим турбулентний, і коефіцієнт гідравлічних опорів l визначається за формулою (2.22) Втрати тиску в СБТ 2.6.3.5 Розрахунок втрат тиску в замках СБТ Розрахунок проводиться за формулами (2.19), (2.23) і (2.24). D Р = 0,048 × 10 5 × 0,03 2 × 1100 = 0,0047 МПа. 2.6.3.6 Розрахунок втрат тиску в УБТ Розрахунок проводиться за формулами (2.20) - (2.22). S = p × Д в 2 / 4 = 3,14 × 0,08 2 / 4 = 0,005 м 2; V = Q / S = 0,03 / 0,005 = 6,0 м / с; Оскільки Re * <50000, то режим турбулентний, і коефіцієнт гідравлічних опорів втрати тиску в УБТ 2.6.3.7 Розрахунок перепаду тиску в турбобура 3ТСШ1-195 Для турбобура 3ТСШ1-195 маємо r з = 1000 кг / м 3, Q с = 30 л / с, D Р з = 3,9 МПа. За формулою подоби (2.25) маємо 2.6.3.8 Розрахунок перепаду тиску в долоті де f, m н - площа перерізу і коефіцієнт витрати промивних отворів долота. 2.6.3.9 Розрахунок втрат тиску в кільцевому просторі (КП) проти ЛБТ а) Втрати тиску в КП між ЛБТ і необсаженним стовбуром свердловини (ЛБТ I) Критична швидкість визначається за формулою Оскільки V> V кр, то режим турбулентний і втрати тиску в КП проти ЛБТ I розраховуються за формулою де Д р - гідравлічний діаметр, Д р = Д-d = 0,2159-0,147 = 0,0689 м Оскільки Re * <50000, то Тоді б) Втрати тиску в КП між ЛБТ і кондуктором (ЛБТ II). Оскільки V> V кр = 1,16 м / с, то режим турбулентний і втрати тиску в КП проти ЛБТ II розраховуються за формулою (2.29) Д р = Д-d = 0,2267-0,147 = 0,0797 м Тоді 2.6.3.10 Розрахунок втрат тиску в КП проти СБТ Оскільки V> V кр = 1,18 м / с, то режим турбулентний і втрати тиску в КП проти СБТ розраховується за формулою (2.29) Д р = 0,2159-0,127 = 0,0889 м Оскільки Re * <50000, то Тоді 2.6.3.11 Розрахунок втрат тиску в КП проти УБТ Оскільки V> V кр = 1,18 м / с, то режим турбулентний і втрати тиску в КП проти УБТ розраховується за формулою (2.29) Д р = 0,2159-0,178 = 0,0379 м Оскільки Re * <50000, то Тоді 2.6.3.12 Розрахунок втрат тиску в КП проти турбобура Оскільки V <V кр = 1,18 м / с, то режим турбулентний і втрати тиску в КП проти турбобура розраховується за формулою (2.29) Д р = 0,2159-0,195 = 0,0209 м Оскільки Re * <50000, то Тоді Для зручності всі розрахункові значення зводимо в табл. 2.8 Таблиця 2.8 - Розрахунки результатів
| - | - | 4,3 | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
Долото | - | - | f = 5,3 × 10 -4 м 2; m u = 0,92 | 2,1 | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
к.п. турбобура | 25,7 | 195 | 215,9 | 0,0067 | 4,5 | 6418 | 0,025 | 0,34 | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
к.п. УБТ | 72 | 178 | 215,9 | 0,012 | 2,5 | 5150 | 0,026 | 0,17 | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
к.п. ЛБТ необсажен. | 1926 | 147 | 215,9 | 0,02 | 1,5 | 3520 | 0,027 | 0,93 | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
к.п. ЛБТ обсаджене | 690 | 147 | 215,9 | 0,023 | 1,3 | 2975 | 0,028 | 0,22 | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
к.п. СБТ | 504 | 127 | 215,9 | 0,024 | 1,25 | 2943 | 0,028 | 0,14 | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
SDR | 12,7 |
2.6.4 Вибір бурового насоса
Вибір бурового насоса виробляється з умови забезпечення витрати бурового розчину, не нижче розрахункового, при розрахунковому тиску. За результатами гідравлічних розрахунків для успішного доведення свердловини до проектної глибини потрібно насоси, розвиваючі продуктивність Q ³ 0,03 м 3 / с при тиску Р ³ 12,7 МПа.
За таблиці 56 вибираємо буровий насос з [P] = 13,9 МПа при діаметрі втулок d вт = 170 мм-У8-6МА.
Заключною стадією гідравлічного розрахунку свердловини є побудова НТС - номограми.
Для цього занесемо в таблицю теоретичні і фактичні подачі і тиску насоса при різних діаметрах втулки.
Теоретичні подачі і тиску насоса беремо з таблиці 56.
Фактична подача визначається за формулою:
де к - коефіцієнт, що враховує роботу насоса на всмоктуванні (к = 0,85);
Q - теоретична подача.
Таблиця 2.9 - Тиску і подачі У8-6МА
Діаметр втулки, мм | Допустимий тиск, МПа | Теоретична подача, м 3 / с | Фактична подача, м 3 / с |
160 | 16 | 0,0317 | 0,0269 |
170 | 13,9 | 0,0355 | 0,03018 |
180 | 12,2 | 0,0404 | 0,03434 |
2.6.5 Побудова НТС - номограми і визначення режиму роботи насоса
НТС - номограма - це поєднана характеристика насоса, турбобура і свердловини.
Для того, щоб забезпечити задану витрату Q = 0,03 м 3 / с при тиску Р ³ 12,7 МПа необхідно використовувати дані по насосу для трьох втулок зазначених у таблиці 2.9.
Для значень витрат вираховуємо характеристику свердловини (це залежність втрат тиску в елементах бурильної колони від подачі й глибини спуску).
Розрахунок ведеться для 3-х витрат Q 1 = 26,9 л / с; Q 2 = 30 л / с; Q 3 = 34,3 л / с і для трьох глибин Н 1 = 3180 м; Н 2 = 2000 м; Н 3 = 1000 м.
Втрати тиску в елементах бурильної колони розраховуються за формулами подібності:
- Для турбулентного режиму, (2.30)
- Для ламінарного режиму. (2.31)
2.6.5.1 Характеристика свердловини при глибині спуску бурильної колони на 3180 м
Таблиця 2.10 - Втрати тиску в елементах бурильної колони
Ділянка БК | Довжина труб L, м | Q, л / с | ||
30 | 26,9 | 34,33 | ||
1 | 2 | 3 | 4 | 5 |
Усередині труб | ||||
ЛБТ | 2616 | 1,42 | 1,14 | 1,86 |
СБТ | 504 | 0,64 | 0,51 | 0,84 |
УБТ | 72 | 0,37 | 0,27 | 0,48 |
3ТСШ1-195 | 25,7 | 4,3 | 3,46 | 5,63 |
Долото | - | 2,1 | 1,69 | 2,75 |
SD Р тр | - | 8,83 | 7,07 | 11,56 |
У кільцевому просторі | ||||
ЛБТ I | 1926 | 0,93 | 0,75 | 1,22 |
ЛБТ II | 690 | 0,22 | 0,18 | 0,29 |
СБТ | 504 | 0,14 | 0,11 | 0,18 |
УБТ | 72 | 0,17 | 0,14 | 0,22 |
3ТСШ1-195 | 25,7 | 0,34 | 0,27 | 0,45 |
SD Р кп | - | 1,8 | 1,45 | 2,36 |
SD Р | - | 10,63 | 8,52 | 13,92 |
2.6.5.2. Характеристика свердловини при глибині спуску бурильної колони на 2000 м
Таблиця 2.11 - Втрати тиску в елементах бурильної колони
Ділянка БК | Довжина труб L, м | Q, л / с | ||
30 | 26,9 | 34,33 | ||
1 | 2 | 3 | 4 | 5 |
Усередині труб | ||||
ЛБТ | 1436 | 0,78 | 0,63 | 0,98 |
СБТ | 504 | 0,64 | 0,51 | 0,84 |
УБТ | 72 | 0,37 | 0,27 | 0,48 |
3ТСШ1-195 | 25,7 | 4,3 | 3,46 | 5,63 |
Долото | - | 2,1 | 1,69 | 2,75 |
SD Р тр | - | 8,19 | 6,59 | 10,66 |
У кільцевому просторі | ||||
ЛБТ I | 746 | 0,36 | 0,29 | 0,47 |
ЛБТ II | 690 | 0,22 | 0,18 | 0,29 |
СБТ | 504 | 0,14 | 0,11 | 0,18 |
УБТ | 72 | 0,17 | 0,14 | 0,22 |
3ТСШ1-195 | 25,7 | 0,34 | 0,27 | 0,45 |
SD Р кп | - | 1,23 | 0,99 | 1,61 |
SD Р | - | 9,42 | 7,58 | 12,27 |
2.6.5.3 Характеристика свердловини при глибині спуску бурильної колони на 1000 м
Таблиця 2.12 - Втрати тиску в елементах бурильної колони
Ділянка БК | Довжина труб L, м | Q, л / с | ||
30 | 26,9 | 34,33 | ||
1 | 2 | 3 | 4 | 5 |
Усередині труб | ||||
ЛБТ | 436 | 0,24 | 0,19 | 0,31 |
СБТ | 504 | 0,64 | 0,51 | 0,84 |
УБТ | 72 | 0,37 | 0,27 | 0,46 |
3ТСШ1-195 | 25,7 | 4,3 | 3,46 | 5,63 |
Долото | - | 2,1 | 1,69 | 2,75 |
SD Р тр | - | 7,65 | 6,15 | 10,0 |
У кільцевому просторі | ||||
ЛБТ II | 436 | 0,14 | 0,11 | 0,18 |
СБТ II | 254 | 0,042 | 0,04 | 0,048 |
СБТ I | 250 | 0,068 | 0,05 | 0,089 |
УБТ | 72 | 0,17 | 0,14 | 0,22 |
3ТСШ1-195 | 25,7 | 0,34 | 0,27 | 0,45 |
SD Р кп | - | 0,76 | 0,61 | 0,99 |
SD Р | - | 8,41 | 6,76 | 11,0 |
Таблиця 2.13 - Характеристика свердловини
Q, л / с L, м | 26,9 | 30 | 34,33 |
1000 | 3,03 | 3,77 | 4,92 |
2000 | 3,85 | 4,78 | 6,19 |
3180 | 4,79 | 5,99 | 7,84 |
Таблиця 2.14 - Характеристика турбобура
Q, л / с L, м | 26,9 | 30 | 34,33 |
3180 | 3,73 | 4,64 | 6,08 |
За НТС - номограмі вибираємо втулку діаметром 0,17 м і подачею 0,030 м 3 / с, яка забезпечує промивку свердловини і очищення вибою свердловини від шламу, буріння до заданої глибини 2750 м з мінімальними втратами тиску. На початку буріння будемо мати запас по тиску, що може бути використано, наприклад, для посилення гідромоніторного ефекту.
2.6.6 Розрахунок робочих характеристик забійних двигунів
Робочої вихідний характеристикою турбобура називається залежність частоти обертання, моменту і потужності на валу турбобура (на долоті) від осьового навантаження на долото.
2.6.6.1 Визначення необхідних даних для розрахунку
Параметри турбіни n, M, D P визначаються з виразів
де n c, M c, D P c - відповідно частота обертання, момент турбін і перепад тиску в турбобура при витраті рідини Q c щільністю r c.
З n c = 6,33 об / с, М с = 1,5 кН × м, D P c = 3,9 МПа
Визначаємо параметри турбіни
Визначимо коефіцієнт тертя m
Для турбобуров з кульовою опорою m = 0,05 ¸ 0,08
Вибираємо m = 0,065.
Розраховуємо середній радіус тертя
Визначаємо гідравлічне навантаження в турбобура
Р р = 0,785 (D P т × Д з 2 + D P д × Д в 2) + В, (2.36)
де Д з - середній діаметр турбін турбобура
Д в - діаметр валу турбобура (шпинделя) у місце установки ніпеля (сальника), Д в = 0,135 м
Д 1, Д 2 - розміри кульової опори або гумового кільця підп'ятника осьової резинометалличні опори,
Д 1 = 0,149 м, Д 2 = 0,124 м.
D P т, D P д - перепад тиску в турбобура і долоті
В - ваги обертових деталей і вузлів турбобура (валів і роторів турбін), махових мас, центраторів, долота, В = 0,5 × М т × g + М м × g + М ц × g + M г × g,
де М м, М т, М г, М ц - махова маса, маса турбобура, долота, центраторів відповідно;
g - прискорення сили тяжіння
Р р = 0,785 (4,3 × 10 6 × 0,130 два +2,1 × 10 6 × 0,135 2) +23950 = 110,6 кН
З вибираємо М уд = 6 × 10 -3 м
Визначимо момент на долоті при G = 0, обумовлений тертям долота об стінки свердловини і промивну рідину,
М 0 = 550Д д = 550 × 0,2159 = 118,7 Н × м
Основні розрахункові рівняння
- Визначаємо частоту обертання валу турбін за формулою (2.37)
n i = n / М [2 M - (M 0 + M уд × G i + mr / G i - P г /)] (2.37)
- Визначаємо момент на долоті
М д = М уд × G i +550 Д д (2.38)
- Визначаємо вироблювану потужність в турбобура
N i = M д × n i × 2 π (2.40)
Результати розрахунків зводимо в таблиці 2.15.
Таблиця 2.15 - Результати розрахунків
G, кН | 0 | 50 | 100 | 110,6 | 150 | 200 |
n i, об / с | 10,3 | 10,0 | 9,72 | 9,66 | 8,08 | 6,07 |
М д, Нм | 118,7 | 418,7 | 718,7 | 782,3 | 1018,7 | 1318,7 |
N i, кВт | 7,68 | 26,35 | 43,87 | 47,46 | 51,69 | 50,27 |
2.6.7 Складання проектного режиму буріння
Вибір проектного режиму буріння свердловини виробляємо відповідно до пунктів 2.2; 2.7.1; 2.7.2, а також виходячи з досвіду буріння свердловин та обрані дані зводимо в таблицю 2.16.
Таблиця 2.16 - Зведена таблиця режиму буріння
Інтервал буріння, м | Діаметр долота, мм | Тип забій-ного двига-теля | Витрата, м 3 / с | Тиск, МПа | Навантаження на долото, кН | Параметри промивної рідини | |||
від | до | r, кг / м 3 | УВ, з | ПФ, см 3 / 30хв | |||||
0 | 690 | 295,9 | ТСШ-240 | 0,056 | 11 | 10-12 | 1180 | 25 | 6 ¸ 8 |
690 | 3180 | 215,9 | 3ТСШ-195 | 0,030 | 13 | 17 | 1100 | 25 | 5 ¸ 6 |
З графіка видно, що турбобур зупиняється при n i <0,4 n p, а при | Р г - G i | <10 кН спостерігається посилена вібрація турбобура і бурильного інструменту. На рис.2.3 видно, що турбобур стійко працює в області навантажень (0 ¸ 100) × 10 3 Н і (120 ¸ 250) × 10 3 Н
2.7 Розрахунок і вибір конструкції обсадних колон, компонування їх низу і обгрунтування технологічної оснастки
Розрахунок експлуатаційної колони:
Вихідні дані для розрахунку:
2.7.1 Конструкція обсадних колон
Цементний розчин від 2557 до 2750 м. Полегшений цементний розчин від 2557 до 450 м. Вище 450 м знаходиться буровий розчин. Продавку цементного розчину в заколонного простір здійснюється технічною водою ρ = 1000 кг / м 3.
2.7.2 Технологічна оснастка обсадних колон
Під назвою «технологічне оснащення» мається на увазі набір пристроїв, якими оснащують обсадних колон для забезпечення її спуску і якісного цементування. Обрана технологічне оснащення представлена в таблиці 2.17.
Таблиця 2.17 - Технологічна оснастка обсадних колон
№ п / п | Назва-ня колон-ни | Елементи технологічного оснащення колони | Сумарна на колону | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
найменування, шифр, типорозмір | ГОСТ, ОСТ, МРТУ, МУ і т.п. на виготовлення | маса елемента, кг | інтервал установки | кількість елементів на інтервалі, шт. | кількість, шт | маса, кг | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
від | до | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 | 10 | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
1 | Кондук-тор | Черевик БКМ-245 Зворотний клапан ЦКОДМ-245 Центратор ЦЦ-4-245 Пробка ПП-219 '245 | ОСТ 39-011-87 ТУ 39-1443-89 ТУ 39-1442-89 ТУ 39-1086-85 | 60 57 17 13 | 665 | 697 687 685 685 | 1 1 3 1 | 1 1 3 1 | 60 57 51 13
Примітка: 1. Кількість і порядок розстановки елементів технологічної оснастки уточнюється в плані робіт на кріплення за результатами остаточного каротажу. 2. Допускається застосування імпортних заколонних прохідних гідравлічних пакерів. 2.7.3 Розрахунок і побудова епюр внутрішніх і зовнішніх надлишкових тисків Визначення зовнішніх тисків До затвердіння цементного розчину: z = 0: z = 400 м: z = 2750 м: Після затвердіння цементного розчину: z = 0: z = 2750 м: де r ПОР - щільність поровій рідини цементного каменю. Визначення внутрішніх тисків У період введення свердловини в експлуатацію: z = 0: z = 2750 м: При опрессовке (колона опресовується після отримання моменту «стоп»): z = 0: z = 2750 м: При закінченні експлуатації: z = 0: z = 1750 м: z = 2750 м: Визначення зовнішніх надлишкових тисків Z = 0: ; Z = 1750 м: ; Z = 2750 м: . Визначення внутрішніх надлишкових тисків Z = 0: Z = 400 м: Z = 2750 м: 2.7.4 Вибір і розрахунок обсадних труб для експлуатаційної колони Вибір обсадної колони виробляємо з умови недопущення зминання і розриву колони, страгивания різьблень при спуску. Максимальне зовнішнє надлишковий тиск Р ні = 23,25 МПа, тому для першої секції вибираємо труби, що мають: Р кр1 ≥ Р ні × [n 1], Р кр1 ³ 23,25 × 1,2 = 31,6 МПа Вибираємо труби діаметром 168 мм і товщиною стінки δ = 10,6 мм, з групою міцності «Е», що мають такі характеристики: Р кр = 44,0 МПа, Р т = 60,7 МПа, Р стр = 2010 кН. Довжина 1-ої секції l 1 = 110 м (60 м плюс 50 м вище покрівлі експлуатаційного об'єкта). Вага її визначається за формулою: Q i = q i × l i, (2.40) де Q i - Вага відповідної i-ої секції, кН; q i - вага 1м труби відповідної i-ої секції, кН; l i - довжина відповідної i-ої секції, кН. Q 1 = 0,414 × 110 = 45,5 кН. За епюрі (рисунок 2.7) знаходиться тиск Р НИ Z на рівні верхнього кінця 1-ої секції на глибині 3070 м Р НИ Z = 24,8 МПа. Наступна секція має товщину 8,9 мм для яких Р 1 КР = 24,1 МПа. Визначається значення Р КР2 для труб другої секції. З умов двовісного напруги з урахуванням розтягуючих навантажень від ваги 1-ої секції за формулою: P I КР i +1 = P КР i +1 × (1-0,3 × (Q i / Q i +1)) МПа, (2.41) де Q i - вага попередньої секції, кН; Q i +1 - розтягуються навантаження при якій напруги в тілі труби досягають межі текучості для обумовленою секції, кН; P КР i +1 - зовнішнє надлишковий тиск на глибині установки визначається секції, МПа. P I КР2 = 24,8 × (1-0,3 × (45,5 / 1686)) = 24,6 МПа. Глибина узвіз 2-ої секції приймається рівною 2970 м. Товщина стінки труб 2-ої секції приймається 8,9 мм. Оскільки зовнішні надлишкові тиски до гирла продовжують зменшуватися, то труби з даною товщиною стінки їх витримають. Подальший розрахунок проводиться з умови міцності на Страгивает навантаження в різьбовому з'єднанні. Довжина секції визначається за формулою: li = ([P] - Σ Q i -1) / q i, м, (2.42) де q i - Вага 1 м труб шуканої секції, кН; Σ Q i -1 - загальна вага попередніх секцій, кН; [P] - допустиме навантаження на розтяг, кН. Допустиме навантаження на розтяг визначається за формулою: [P] = Р СТ / n I 3, кН, (2.43) де Р СТ - Страгивает навантаження для з'єднань труб відповідної секції, кН. [P] = 1640 / 1,3 = 1261,5 кН. Довжина 2-ої секції визначається за формулою (2.42): l 2 = (1261,5-45,5) / 0,354 = 3435 м Приймається довжина 2-ої секції 3070. Тоді вага 2-ої секції по (2.40): Q I 2 = 3070 × 0,354 = 1086,8 кН. Вага 2-х секцій становитиме Σ Q I = 45,5 +1086,8 = 1132,3 кН. Зведені дані про конструкцію обсадної колони наведено в табл. 2.18. Таблиця 2.18 - Зведені дані про конструкцію обсадної колон
2.8 Цементування обсадних колон 2.8.1 Розрахунок необхідної кількості матеріалів Для полегшення якісного кріплення обсадної колони вибираємо портландцемент ПЦТ-ДО-50. Визначаємо водо-цементне відношення для полегшеного цементного розчину і для цементного розчину за формулою: (2.44) де ρ ц = 2920 кг / м 3 - щільність цементного розчину; - Для полегшеного цементного розчину: - Для цементного розчину: Знайдемо необхідний об'єм: - Полегшеного цементного розчину: - Цементного розчину: Об'єм води для приготування: (2.47) - Для цементного розчину: - Для полегшеного цементного розчину: Кількість цементувальних техніки: (2.48) де ρ нас-насипна щільність цементного порошку; V бунка-об'єм бункера цементосмесітельной машини СМН-20; Для приготування цементного розчину: Для приготування полегшеного цементного розчину: Всього буде потрібно для приготування і закачування цементних розчинів 3 машини 2СМН-20. Продуктивність змішувача 2СМН-20 за цементного розчину: (2.49) де Q В - продуктивність водяного насоса, л / с; Продуктивність змішувача 2СМН-20 за полегшеним цементного розчину: (2.50) де Q В - продуктивність водяного насоса, л / с; Число цементувальних агрегатів для закачування цементного розчину (ЦА-320): Оскільки продуктивність змішувача по цементному розчину 21,8 л / с, а максимальна продуктивність ЦА-320 - 14,5 л / с, то з кожним змішувачем повинно працювати по два агрегати: для закачування цементного розчину. Число цементувальних агрегатів для закачування полегшеного цементного розчину: Оскільки продуктивність змішувача за полегшеним цементному розчину 16,73 л / с, а максимальна продуктивність ЦА-320 - 14,5 л / с, то з кожним змішувачем повинно працювати по два агрегати: для закачування полегшеного цементного розчину. 2.8.2Общая потреба в цементувальних техніці Для приготування цементного і полегшеного цементного розчинів необхідно три машини 2СМН-20. Для подачі води і почала продавкі необхідно два агрегати ЦА-320. Для закачування цементного і полегшеного цементного розчинів необхідно шість агрегатів ЦА-320. Всього необхідно вісім цементувальних агрегатів ЦА-320. Також для цементування використовуємо блок маніфольдів 1БМ-700 і станцію контролю цементуванні СКЦ-2М-80. Таблиця 2.19 - Розподіл тампонажних матеріалів
Результати розрахунку на ЕОМ процесу цементування наведені у додатку 1. Графік процесу закачування і продавкі цементувальних розчину наведені на малюнку 2.1. Малюнок 2.1-Графік процесу закачування і продавкі цементного розчину 2.8.3 Розрахунок часу цементування Буферна рідина: Полегшений цементний розчин: Цементний розчин: Продавка: Разом часу t = 104,3 × 1,05 = 1 ч. 49 хв. Розрахунковий час цементування менше, ніж час початку схоплювання, цементного розчину (t нсхв »3:20-3:40). 2.8.4 Контроль якості цементування Найбільш ефективним методом, який дозволяє отримати максимальну інформацію про якість цементування обсадної колони не залежно, від температури і щільності тампонажного каменю, є акустична цементометрія. Для контролю якості цементування обсадної колони застосовують акустичні цементомери АКЦ-1 і АКЦ-2. шляхом спільної інтерпретації кривих акустичної цементограмми представляється можливим: - Визначити висоту підйому тампонажного розчину за обсадної колоною; - Оцінювати стан контакту цементного каменю з колоною, а в деяких випадках і з породою в кільцевому просторі; - Дослідити процеси формування цементного каменю в затрубному просторі у часі й оцінювати ступінь впливу на камінь різних навантажень, які долають обсадної колони при перфорації, надлишкових внутрішніх тисках і виконання технологічних операцій у свердловині. З метою підвищення інформативності акустичної цементометріі бажано використовувати приставки до наземної апаратурі цементомера, що дозволяють реєструвати повний акустичний сигнал, що подає до приймальника цементомера. На основі інтерпретації характеристик повного акустичного сигналу досить впевнено можна оцінюється стан контакту цементного каменю з породою, враховуючи впливу факторів на результати вимірів. Для оцінки герметичності обсадної колони потрібно провести опрссовку стовбура свердловини. Тиск опресовування повинно бути не менше 7 МПа. Колона вважається герметичним, якщо при обпресування її водою тиск за 30 хвилин знижується не більше ніж на 0,5 МПа, а також якщо після заміни продавочной рідини водою не спостерігається переливу рідини і виділення газу на гирлі. 2.9 Освоєння свердловини Заключний технологічний етап при бурінні експлуатаційних та розвідувальних нафтових і газових свердловин пов'язаний з освоєнням продуктивних горизонтів. Від якісної реалізації технології освоєння залежить подальша ефективність об'єкта експлуатації. У комплекс робіт з освоєння входять: вторинне розтин пласта, вибір способу виклику припливу із шару і, при необхідності, методів активного впливу на привибійну зону з метою усунення шкідливого впливу на продуктивний пласт процесів буріння при розтині та інтенсифікації припливу. 2.9.1 Вибір методу вторинного розкриття та рідини для його проведення Вторинне розкриття пласта полягає у створенні гідравлічної зв'язку свердловини з пластом. Щоб уникнути відкритого фонтанування вторинне розтин здійснюється на репресії, величина якої складе 4 - 7%. Для створення гідравлічної зв'язку в свердловинах, обсаджених експлуатаційними колонами, для розтину застосовують стріляли (кумулятивні, кульові) та гідропіскоструминна перфоратори. Перфоратори пробивають канали в продуктивному пласті через стінки обсадних труб і шар затрубного цементного каменю. В даний час кумулятивним способом здійснюють понад 90% всього обсягу перфораційних робіт. На даному родовищі вторинне розтин пласта рекомендується проводити кумулятивними безкорпусним перфораторами. Вибір виробляємо за табл. 4.48. Найбільш підходящим до даних умов є стрічковий перфоратор ПКС 105Т, який має такі характеристики:
Допустима 10 За один спуск 6
σ СЖ = 45 МПа 0,275 σ СЖ = 25 МПа 0,350
У трубі 44 У породі σ СЖ = 45 МПа 12 σ СЖ = 25 МПа 14 ПКС 105Т має витягуваний стрічковий каркас, із зарядом у скляних або сіталлових оболонках. Перфоратори цього типу мають знижену термостійкість в порівнянні з корпусними перфораторами. На середніх глибинах вони мають більш високою продуктивністю і кращої пробивний здатністю, ніж інші перфоратори. При перфорації з їх використанням практично виключається засмічення свердловини осколками. Щільність перфорації приймається рівною 10 отворів / метр. Перед перфорацією гирлі обладнується малогабаритної превенторной установкою типу ППМ 125х25, розробленої інститутом ЗапСібБурНІПІ і виготовляється заводом «Тюменьбурмаш» (ВАТ «Грім»). Так як первинне розтин продуктивного пласта здійснюється з буровим розчином на водяній основі, то застосування в якості перфораційною рідини нафти і нафтопродуктів призведе до утворення в'язкої водонафтової емульсії, яка буде перешкоджати руху флюїду до привибійній зоні свердловини і сприяти зниженню коефіцієнта відновлення проникності. Тому як перфораційною рідини пропонується використовувати сольовий розчин, застосування якого набуло широкого поширення на сусідньому Ігольско-Талове родовищі. 2.9.2 Вибір методу виклику припливу з пласта Щоб одержати приплив з продуктивного горизонту, необхідний тиск у свердловині знизити значно нижче пластового. Існують різні способи зниження тиску, засновані або на заміні важкої промивної рідини на більш легку, або на плавному або різкому зниженні рівня рідини в експлуатаційній колоні. Перед початком виклику припливу гирлі свердловини обладнується фонтанною арматурою (АФ). Технологією виклику припливу передбачається застосування насосно-компресорних труб (НКТ) діаметром 73 мм а робочий тиск на гирлі не перевищує 21 МПа, то проектується застосування фонтанної арматури АФ1-65х21ХЛ. Останнім часом проглядається потреба переходу до технологій освоєння свердловин в бік ресурсозберігаючих і завдають мінімальної шкоди навколишньому середовищу методів роботи на свердловині. Найбільш повно цьому процесу відповідає освоєння свердловин за допомогою поршневого витіснення - свабірованія. У класичному вигляді свабірованіе являє собою процес періодичного спуску поршневого вузла (Свабі) під динамічний рівень рідини глушіння в НКТ і подальшого його підйому. Спуск і підйом Свабі проводиться за допомогою каротажного підйомника (ПКС-5) на геофізичному кабелі. Глибина занурення Свабі під рівень рідини, з міркування допустимого зусилля навантаження у вузлі закладення троса, що досягає 3 тонни, не перевищує 500 ... 550 м. Так як Свабі має гнучку зв'язок з гирловим обладнанням, то на останніх циклах свабірованія до нього можна приєднати реєструючі прилади (манометр, термометр, витратомір, пробовідбірник і т.д.) і поєднати процес дослідження свердловини зі стадією зниження рівня рідини, що також значно скорочує робочий час. Крім того, геофізичний кабель створює електричний зв'язок з приладом, а це передбачає не тільки реєстрацію, але й контроль за моментом початку припливу і, таким чином, своєчасно припинити свабірованіе і цілком переключитися на процес дослідження свердловини, а також отримати якісну глибинну пробу і відомості про гідродинамічних характеристик пласта. При освоєнні проектної свердловини планується застосування удосконаленої технологічної схеми свабірованія з використанням вітчизняного обладнання. Для того, щоб використовувати вітчизняні лубрикатори, що мають довжину не перевищує 2 м, необхідно мати Свабі з регульованою поперечної геометрією, що дозволяє при спуску виключити тертя між його елементами ущільнювачів і внутрішньою стінкою НКТ, що значно зменшує масу вантажу, а значить, і загальну довжину свабового вузла. Принципово новий технологічний процес являє собою спуск в свердловину НКТ, до складу яких входять пакерний вузол гідравлічного дії і зворотний клапан. При досягненні заданої глибини спуску НКТ створюється надлишковий тиск, що приводить в дію пакерний вузол. На фонтанної арматури монтується лубрикатор і далі виконуються операції відповідно до класичної технологією свабірованія, але так як затрубний простір свердловини ізольовано пакером, то для того, щоб знизити рівень рідини в НКТ на 1000 м, досить витіснити 3 ... 4 м робочої рідини, для чого необхідно зробити не більше двох-трьох циклів свабірованія Зміна поперечних розмірів Свабі відбувається шляхом подачі енергії з геофізичного кабелю, або (при порушенні внутрішнього гідродинамічного стану Свабі) при спуску його до розрахункової глибини, при якій ущільнювальні елементи Свабі повністю перекриють внутрішній перетин НКТ. Звідси виникає додаткова можливість дослідити свердловину не тільки в режимі припливу, але і в закритому режимі, коли в подпакерном просторі відбувається відновлення вибійного тиску до пластового. У цьому випадку можливе отримання інформації про стан пріскважінной зони і промислово-добивних параметрах продуктивного пласта, які неможливо отримати без застосування спеціального випробувального устаткування. Конструкції Свабі другого покоління і відпрацювання окремих елементів технології свабірованія спільно з пакерним вузлом має суттєві переваги:
3. ТЕХНІКА ДЛЯ БУДІВНИЦТВА СВЕРДЛОВИНИ 3.1 Вибір бурової установки Центральною ланкою бурового комплексу є бурова установка. При виборі бурової установки необхідно враховувати ряд основних факторів: глибина буріння, допустиме навантаження на гаку, електрофіцірованность району робіт, мета буріння. З огляду на конкретні умови буріння, а саме те, що площа ведення бурових робіт заболочена і буріння ведеться з кущових майданчиків, район забезпечений електроенергією і глибина буріння свердловин не перевищує 3200 м, обирається бурова установка типу БО 3200/200 ЕК-БМ. Згідно вимоги викладеним у бурова установка повинна відповідати ГОСТ 16293-82, при цьому також повинні виконуватися наступні умови: [Gкр] / Qбк> 0,6; (3.1) [Gкр] / QОБ> 0,9; (3.2) [Gкр] / Qпр> 1, (3.3) де Gкр - допустиме навантаження на гаку, т; Qок - максимальна вага бурильної колони, т; QОБ-максимальна вага обсадної колони, т; Qпр-параметр ваги колони при ліквідації прихвата, т. Максимальна вага бурильної колони складає Q БК = 663,7 кН = 67,7 т. Максимальна вага обсадної колони складає Q ПРО = 1132,3 кН = 115,4 т. Параметр ваги колони при ліквідації прихвата визначається за формулою: Qпр = k × Q мах тс, (3.4) де k - Коефіцієнт збільшення ваги колони при ліквідації прихвата (k = 1,3); Q мах - найбільшу вагу однієї з колон, т. Qпр = 1,3 × 1132,3 = тисяча чотиреста сімдесят два кН = 150 т. За умовою (3.1): 200/67, 7 = 2,95> 0,6. За умовою (3.2): 200/115, 4 = 1,73> 0,6. За умовою (3.3): 200/150 = 1,33> 1. З вищенаведених розрахунків видно, що всі умови виконуються, отже, бурова установка для буріння проектованої свердловини вибрана вірно. Технічна характеристика БО 3200/200 ЕК-БМ. Умовна глибина буріння, м 3200 Допустиме навантаження на гаку, кН (тс) 2000 (200) Оснащення талевої системи 5 × 6 Висота підстави (відмітка підлоги бурової), м 8,5 Ротор Р-560 Клиновий захоплення ПКР-560 Тип бурового насоса У8-6МА Потужність бурового насоса, кВт 950 Буровий вертлюг УВ-250 МА1 Компресор АВШ6/10 Талевий блок УТБК -5 × 200 Бурова лебідка ЛБ-750 Об'єм ємності для доліва, м березня 1912 Корисний обсяг ємностей бурового розчину, м 3 120 Корисний об'єм ємностей для води поза ешелону, м 3 100 Відстань від осі свердловини до краю комори, м 18 3.2 Обігрів бурової в зимових умовах Тривалість опалювального періоду в районі СФ ЗАТ «СБК» складає 244 добу, по цьому для роботи в зимових умовах необхідно передбачати обігрів бурової. Опалювальна установка на буровій призначена для забезпечення паром низького тиску опалювальних та технологічних потреб. На буровій пар витрачається на підігрів глинистого розчину в приймальних ємностях і жолобної система, підігрів викидних ліній бурових насосів, підігріву масла і двигунів внутрішнього згоряння пере їх пуском в роботу, для опалення культбудкі та насосного приміщення, для розігріву замків і бурильних труб при СПО. У зимових умовах здійснюється індивідуальний обігрів бурових установок від двох парових котлів ПКН-20. Подача пари до об'єктів бурової здійснюється по паропроводу з труб діаметром 0,1 м. У уникнення розриву паропроводу, вони виготовляються з П - подібними компенсаторами. Для регулювання подачі пари на лінії паропроводу встановлюють чавунні засувки. З котельні пар підводиться до свічникам, пульта управління бурильника і ємностей з буровим розчином. Останнє бурове обладнання, при необхідності, розігрівається сухою парою від пересувної парової установки ППУ - 3. Для членів бурової бригади на зимовий період передбачені опалювальні теплушки. Будь ласка, не зберігайте тестовий текст. |