Проектування будівництва експлуатаційної свердловини 11 на Північно-Прибережній майданчику Краснодарського

ЗМІСТ

Введення

1. Загальна частина

1.1 Загальні відомості про ділянку робіт

1.2 Геологічна характеристика ділянки робіт

1.2.1 Геологічна будова ділянки

1.2.2. Стратиграфія

1.2.3 Тектоніка

1.2.4 Вихідні дані для розробки проекту

2. Проектна частина

2.1 Вибір і обгрунтування способу буріння

2.2 Проектування конструкції свердловини,

2.2.1 Розрахунок і обгрунтування кінцевого, проміжного та початкової діаметра буріння

2.2.2 Вибір промивного агента для буріння свердловини

2.3 Техніка буріння

2.3.1 Визначення максимальної маси бурильної колони

2.3.1.1 Розрахунок бурильних труб, УБТ, компонувань бурильної колони

2.3.1.2 Розрахунок обсадних колон

2.3.2 Бурове обладнання

2.3.2.1 Вибір бурового верстата

2.3.2.2 Вибір насосної установки

2.3.2.3 Вибір силової установки

2.3.2.4 Вибір бурової вишки і талевої системи

2.4 Технологія буріння

2.4.1 Вибір породоруйнуючого інструменту

2.4.2 Розрахунок технологічного режиму буріння

2.4.3 Розрахунок осьового навантаження

2.4.4 Розрахунок частоти обертання

2.4.5 Розрахунок продуктивності насосів для буріння під кожну колону обсадочную

2.4.6 Розрахунок кількості та якості промивної рідини для буріння під кожну колону обсадочную

2.5 Цементування свердловини

3. Економічний розрахунок

3.1 Кошторисний зведений розрахунок на будівництво свердловини

4. Безпека життєдіяльності

4.1 Заходи щодо забезпечення безпечних і комфортних побутових умов

4.2 Інженерні заходи щодо забезпечення безпечних і нешкідливих умов праці на об'єкті проектування

4.3 Пожежна безпека

4.4 Охорона навколишнього середовища

Висновок

Література

ВСТУП

За останні роки, нафтова промисловість нашої країни, розвиваючись бурхливими темпами, виросла в одну з найпотужніших галузей важкої індустрії, оснащену передовою технікою, що розташовує кваліфікованими кадрами і мережею спеціальних науково-дослідних установ.

Нафта і газ - це найбільш дешеве паливо. З року в рік зростають потреби країни в моторному, реактивному, дизельному паливі, в мастильних матеріалах для різноманітних машин і механізмів та в інших численних нафтопродуктах. Крім того, нафта і газ є сировиною для одержання багатьох цінних хімічних продуктів, у тому числі синтетичного каучуку, спиртів, ефірів, технічних жирів, синтетичних тканин і т. д. Тому цілком природно, що в Російській федерації приділяли і приділяють величезну увагу розвитку нафтової і газової промисловості.

Високі темпи зростання видобутку нафти неможливі без значного приросту розвіданих запасів, без залучення в промислову розробку великого числа нових родовищ, без розширення обсягу бурових робіт, без застосування нових систем розробки і, звичайно, без відповідного технічного оснащення нафтовидобувної промисловості.

Широке застосування газу як палива і для технологічних потреб відкриває перед господарством держави необмежені можливості. Відомо, що паливо становить значну частину витрат на виробництво електроенергії, цементу, металу, скла, порцеляни, ряду будівельних матеріалів і т.д. Використання газу в цих галузях дає значний економічний ефект.

Позитивні результати застосування природного газу для технологічних потреб отримані в доменних і мартенівських цехах металургійних заводів країни. Успішно використовується газ як технологічне паливо в печах прокатних і трубопрокатних цехів. Зростання хімічної промисловості пов'язаний з розвитком видобутку нафти і газу.

Газова промисловість Краснодарського краю має велике значення в паливному балансі країни. Велика кількість газоконденсатних родовищ із значними запасами газу дозволило за короткий термін збільшити видобуток газу на Кубані.

За останні роки було здійснено технічне переозброєння в бурінні і техніки експлуатації газових і газоконденсатних свердловин Краснодарського краю. Використовуються нові прогресивні методи і техніки розвідки, буріння свердловин, облаштування промислів та експлуатація газових і газоконденсатних родовищ, розроблених і впроваджених на Кубані.

1.Загальна частина

1.1 ЗАГАЛЬНІ ВІДОМОСТІ Про ділянку РОБІТ

Ріс.1.1.Обзорная карта району робіт.

За адміністративним поділом Північно-Прибережна площа розташована на території Слов'янського району Краснодарського краю, в 130 км у північно-західному напрямку від крайового центру, в 4км на північний захід від станиці Черноерковской (рис. 1.1).

Залізнична станція "Протока" (м. Слов'янськ - на - Кубані) знаходиться в 46км на південний схід. До станиці Черноерковской веде асфальтоване шосе через станицю Петровську, яке виходить на асфальтоване шосе Слов'янськ-Ачуїво. Дорожня мережа в районі, прилеглому до площі, розвинена слабко. Більшість доріг грунтові, важкопрохідні в осінньо-зимовий період.

У орогідрографічна щодо Північно-Прибережна площа розташована в межах низовинної рівнини, зайнятої плавнями і лиманами, частиною меліорованих під рисові чеки, з мережею зрошувальних каналів. Деревної рослинності немає.

Клімат району помірно-континентальний, з середньорічною температурою +11-12 ° С. Літо порівняно сухе, жарке, з середньомісячною температурою +25 ° С. Взимку середньомісячна температура - 5 ° С, однак бувають морози до -20 ° С. Безморозний період 195 днів. Середньорічна кількість опадів 550-600мм, велика частина їх випадає в осінньо-зимовий період у вигляді дощу.

Промисловість в районі робіт практично відсутня. Населення зайняте в сільському господарстві.

Водопостачання бурових буде здійснюватися з артезіанських свердловин, пробурених на майданчиках цих свердловин.

1.2 ГЕОЛОГІЧНА ХАРАКТЕРИСТИКА ДІЛЯНКИ РОБІТ

1.2.1 Геологічна будова ділянки

Газоносний комплекс порід Прибережних родовищ включає крейдяні і третинні відклади. Нижній крейда представлений головним чином, піщано-глинистими відкладеннями, що закінчуються пачкою темних жирних глин альбу з невеликими прошарками пухких пісковиків. Верхня крейда представлений в основному карбонатної товщею - вапняками і мергелями.

У розрізі третинних порід, представлених в районі всіма ярусами палеогену і неогену, переважають піщано-глинисті відклади. Виняток становлять мергелі і вапняки форамініферового відкладень, а також прошаруй вапняків у сармати і меотис.

Найбільший інтерес представляють продуктивні, карагана-Чокракське шари середнього міоцену, які є газоносними на Прибережних площах.

Чокракське верстви представлені перешаровуються темними глинами, глинистими сланцями та пухкими кварцовими пісковиками і пісками. На більшій частині площі в нижньому розрізі Чокрак виділяється пачка глин, що не містять пісковиків. Найбільш характерною ознакою Чокракським відкладень є їх надзвичайно різка фаціальні мінливість по площі і зміна потужностей. Так коефіцієнт піщанистого їх збільшується із заходу на схід від 0,1 до 0,4 мілідарсі.

Караганскіе шари за своїм літологічним складом подібні з верхньої піщано-глинистої частиною Чокрак і представлені чергуванням бурих піщанистих глин, світлих кварцових пісків і пісковиків і жовтувато-сірих мергелів. Основною відмінністю караганскіх відкладень від Чокракським є велика їх піщанистого і менша фаціальні мінливість. Зміна потужності відбувається в тому ж напрямку, що і для Чокракським відкладень, тобто потужність зменшується на північний захід і південь від 440 до 50-100 метрів. Подстилаются Чокракське шари одноманітною товщею шаруватих, темних, бітумінозних майкопських глин з тонкими прошарками пісковиків і мергелів потужністю до 1500 метрів.

У відкладах Чокрак за результатами геолого-технологічних досліджень (механічної швидкості, дослідження шламу, газового каротажу) виділено 7 піщано-алевролітових пачок.

Пісковики і алевроліти, розкриті в інтервалах 2782 - 2783 метрів, 2793 - 2795 метрів, 2895 - 2896 метрів, і виділяються за ДМК як колектори, характеризуються підвищеними газопоказаніямі і підвищеним вмістом маслянистих битумоидов, що свідчить про їх можливу продуктивності.

Піщаний пласт в інтервалі 3021 - 3024 метрів по ДМК виділяється як колектор, за результатами геохімічних досліджень є продуктивним, що дозволяє рекомендувати його для випробування.

Піщано-алевролітовие породи, розкриті в інтервалах 2904 - 2906 метрів, 2956 - 2958 метрів, 2963 - 2964 метрів з газового каротажу характеризуються як водонасичені, проте за ЛБА виявляють ознаки УВ насичення. Характер насичення зазначених пластів неясний.

При проходці інтервалів 1580-1775 метрів, 1910-1980 метрів, 2025-2050 метрів, 2110-2125 метрів, 2280-2520 метрів спостерігалися осипи і обвали стінок свердловин, що підтверджується результатами кавернометріі. Одна з основних причин осипів і обвалів - невідповідність щільності промивної рідини поровим тискам викриті відкладень.

1.2.2 Стратиграфія

Таблиця 1.1 Літолого-стратиграфічна і геохімічна характеристика гірських порід

Четвертичная система + Куяльницький ярус Q + N ^{₃ лютого} kl

0 - 506 м

Відклади представлені чергуванням супісків, суглинків жовтувато-коричневих, пухких і глин сірувато-коричневих, в'язких, пластичних, сильно алеврітістих, слабоізвестковістих (CaCO 3 до 4%). У нижній частині переслаіваніе піску сірого, світло - сірого, поліміктовимі, ​​різнозернистий з глинами сірими, голубувато-сірими, м'якими, слабоізвестковістих (CaCO 3 до 4%).

У результаті проведених геохімічних досліджень у відкладеннях пліоцену відзначаються фонові газопоказанія (від 0.01 до 0.02%). Газ представлений легкої фракцією (метану 100%).

Кіммерійський ярус N _{² січня} km

506 - 1036 м

Верхня частина кіммерійського ярусу - піщаник світло-сірий, сірий, кварцовий, різнозернистий, слабосцементірованний з прошарками глин сірих, голубувато-сірих, в'язких, пластичних безструктурні.

Нижня частина представлена ​​глинами сірими, слабо ущільненими, в'язкими, місцями сильно алеврітістимі, слабоізвестковістимі (CaCO 3 3-4%) з рідкісними малопотужними прошарками пісковика кварцового, світло-сірого, дрібнозернистого, слабосцементірованного.

У відкладах кіммерійського ярусу за даними геохімічних досліджень фонові газопоказанія змінюються від 0 до 0.02%. Газ представлений легкої фракцією (метану 99-100%). ЛБА 0 балів.

Понтичний ярус N _{¹ Березня} pt

1036 - 1659 м

Верхня частина понтіческого ярусу до глибини 1260 м представлена ​​глинами темно-сірими, коричнево-сірими, масивними, слабоуплотненнимі, в'язкими, пластичними, слабоізвестковістимі (CaCO 3 до 12%).

Середня частина розрізу до глибини 1556 м представлена ​​чергуванням потужних (до 50-90 м) пластів пісковиків кварцових світло-сірих, тонкозернистих, слабосцементірованних на глинистому цементі і глин сірих щільних і слабоуплотненних, слабослюдістих, алеврітістих, ізвестковістих і сільноізвестковістих (СаСО ₃ від 12 до 29%).

Нижня частина ярусу - глини сірі і темно-сірі, тонкослоістих і неяснослоістие, щільні, алеврітістие, слюдяні, слабоізвестковістие (СаСО ₃ від 4 до 5%).

У результаті проведених геохімічних досліджень у відкладеннях понтіческого ярусу відзначаються, в основному, фонові газопоказанія (від 0.03 до 0.06%), з короткочасними, незначними збільшеннями газопоказаній до 0.17%. Газ представлений легкої фракцією (метан 96 - 98%, етан 2 - 4%). За даними люмінесцентно - бітумінологичеський досліджень, у відкладеннях відсутні концентрації легкого бітуму (ЛБА 0 балів). Це говорить про наявність в піщаних пропласткам понтіческого ярусу пластової води з незначною кількістю розчиненого метану.

Меотичний ярус N _{¹ Березня} mt

1659 - 1964 м

Верхня частина ярусу до глибини 1780м - глини сірі, темно-сірі, масивні, місцями тонкослоістих, нерівномірно алеврітістие, слюдяні, слабоізвестковістие (CaCO3 до 5%) з прошарками пісковика кварцового сірого і світло-сірого, різнозернистий (від дрібнозернистого до середньозернистого), слабосцементірованного карбонатно-глинистим цементом.

Середня частина до глибини 1930м представлена ​​переслаіваніе потужних до 10 - 25 м пісковиків сірих і світло - сірих, кварцових, дрібнозернистих і середньозернистих, слабосцементірованних карбонатно-глинистим цементом з глинами від сірого до темно-сірого кольору, алеврітістимі, слюдяних, ізвестковістих (CaCO3 до 8 %), щільними.

Нижня частина ярусу представлена ​​глинами сірими, темно-сірими, щільними, ділянками тонкослоістих, алеврітістимі, слюдяних, ізвестковістих (CaCO3 до 8%), з рідкими малопотужними (1-2 м) прошарками кварцового пісковику.

У відкладах меотичного ярусу фонові газопоказанія від 0.05 до 0.07% з незначними збільшеннями до 0.15%, представлені легкої фракцією: метану 94-100%, етану 0-6%. ЛБА 0 балів. Що вказує на наявність в пісковиках пластової води з незначною кількістю розчиненого метану.

Сарматський ярус N ₁ ^2-3 sr

1964 - 2510 м

Верхній сармат N _{¹ березня} sr ₃ (1964 - 2174м). Глина темно-сіра, щільна, масивна і неяснослоістая, алеврітістая, слюдяних, ізвестковістих (CaCO3 до 8-10%) з потужними прошарками (до 50 м) пісковиків кварцових іноді з вкрапленнями глауконіту, світло-сірих, від дрібнозернистих до середньозернистих, слабосцементірованних карбонатно -глинистим цементом. З глибини 2110М верхній сармат представлений глинами темно-сірими, щільними, масивними і тонкослоістих, слабослюдістимі, слабоізвестковістимі (CaCO3 до 3.7%) з малопотужними прошарками світло-сірого дрібнозернистого кварцового пісковику та коричнево-сірого доломітізірованний мергелю.

Середній сармат N _{¹ березня} sr ₂ (2174 - 2346 м) Представлений глинами сірими і темно-сірими, слабоалеврітістимі, слабослюдістимі, слабоізвестковістимі і ізвестковістих (СаСО ₃ від 1.3 до 17%), в'язка, пластична з тонкими, рідкісними прошарками вапняку світло-сірого кольору, міцного. З глибини 2300м переслаіваніе глин сірих щільних, слабоалеврітістих, слюдяних, вапняних (СаСО ₃ до 20%), мергелю доломітізірованний коричнево-сірого, міцного, алевролітів сірого і пісковика поліміктовимі сірого, дрібнозернистого, слабосцементірованного. Нижній сармат N ^{₂ січня} sr ₁ (2346-2510 м) Глина темно-сіра алеврітістая, слюдяних, масивна і тонкослоістих, неізвестковістая і слабоізвестковістая (СаСО ₃ від 0 до 5%) щільна і в'язка, пластична з прошарками доломіту різного забарвлення, міцного і пісковика кварцового, дрібнозернистого і тонкозернистого, слабосцементірованного.

У відкладення сарматського ярусу в інтервалі 1964 - 2490 м відзначалися, в основному, фонові газопоказанія (від 0.03 до 0.05%). Склад газу: метан 90-100%, етан 0-10%. За даними люмінесцентно - бітумінологичеський досліджень шламу відзначається незначна концентрація легкого бітуму "А" до 1 - 2 балів. Можна зробити висновок про наявність в даних відкладеннях водонасичених колекторів з незначною кількістю розчинених УВ.

Конкскій + Караганскій ярус N _{¹ лютого} kr + N _{¹ лютого} kn

2510 - 2738 м

Відклади представлені глинами темно-сірими алеврітістимі, сильно слюдисті, тонкослоістих, щільними і глинами тонкослоістих ізвестковістих (CaCO3 до 15%), в'язкими, пластичними з малопотужними прошарками мергелю доломітізірованний коричнево-сірого, міцного і пісковика кварцового сірого, тонкозернистого, на карбонатно-глинистому цементі , а також вапняку світло-сірого та білого. Стяжения піриту, зерна молочно-білого кальциту.

У результаті геохімічних досліджень у відкладеннях караганского ярусу середнього міоцену відзначаються, в основному, фонові газопоказанія (від 0.04 до 0.07%), з короткочасними збільшеннями газопоказаній до 0.17%. ЛБА становить 1 - 2 бали БГ МБ, іноді підвищується до 1 - 2 балів ГР МБ.

Така геохімічна характеристика говорить про присутність в даних відкладеннях легких битумоидов в розсіяному стані і вказує на наявність пластової води з незначною кількістю розчинених УВ.

В інтервалі 2490 - 2564 м відзначено різке підвищення фонових газопоказаній до 0.8 - 1.5%, з короткочасним підвищенням до 2%. Склад газу: СН ₄ 15 - 26%, С ₂ Н ₆ 0.5 - 2%, З ₃ М ₈ 0.5 - 1%, З ₄ Н ₁₀ 14 - 20%, З ₅ Н ₁₂ 35 - 60%, i З ₄ Н ₁₀ 1 - 2%, i З ₅ Н ₁₂ 10 - 15%. ЛБА 1 - 2 ГР МБ. Це пов'язано з установкою нафтової ванни при ліквідації аварії. Добавки нафти в промивну рідину ускладнюють інтерпретацію газового каротажу вказаного інтервалу.

Чокракським ярус N _{¹ лютому} ch

2738 - 3057.9 м

Розріз представлений глинистими породами з прошарками алевролітів, пісковиків і доломітізірованний мергелів. Численні стяжения піриту і пірітізірованние раковини. Зерна прозорого та молочно-білого кальциту.

Глини коричнево-сірі і темно-сірі, алеврітістие, слюдяні, полосчатиє, шаруваті, карбонатні (CaCO ₃ до 15%), щільні і глини сірі, в'язкі, пластичні, добре розмокають у воді, слабо алеврітістие, ізвестковістих.

Пісковики кварцові із зернами глауконіту сірі і світло-сірі, дрібнозернисті і тонкозернисті, слабосцементірованние, рідше щільні на карбонатно-глинистому цементі.

Алевроліти світло-сірі і коричнево-сірі, кварц-полешпатові, щільні.

Мергель доломітізірованний коричнево-сірий, міцний.

Фонові газопоказанія у відкладеннях Чокракського горизонту за даними геохімічних досліджень складають 0.03-0.06%. При розтині піщаних пачок Чокракського горизонту спостерігалося збільшення газопоказаній до 0.6-1%. У процесі газового каротажу після буріння (СПО, промивок) спостерігалися виходи пачок разгазірованного глинистого розчину до 2.5-4.7% і підвищений вміст маслянистих битумоидов при ЛБА (3 бали, колір - біло-блакитний, голубувато-жовтий). Це може свідчити про наявність в пісковиках газу або газоконденсату.

В інтервалі 2782 - 2783 м спостерігалося підвищення газопоказаній до 0.211% при збільшенні швидкості проходки до 2.99 м / ч. За даними геохімічних досліджень: ЛБА 2 бали ГР МБ, приведене до об'єму породи газосодержащіе склало 3.4, залишкове углеводородосодержаніе гірських порід по пласту F г = 2.6%, що говорить про можливе газонасичення.

Підвищення газопоказаній до 0.611% з одночасним підвищенням швидкості проходки до 5 м / год спостерігалося в інтервалі 2793 - 2795 м. За результатами геохімічних досліджень: ЛБА 2 бали ГР МБ, залишкове углеводородосодержаніе гірських порід по пласту склало F г = 2.02 - 3.3%, що говорить про можливе газонасичення пласта.

Інтервал 2895 - 2896 м характеризується підвищенням сумарних газопоказаній до 0,17%, ЛБА 3 бали БГ ЛБ, залишкове углеводородосодержаніе гірських порід складає F г = 2.2%, що говорить про можливе газонасичення пласта.

При бурінні інтервалів 2904 - 2906 м, 2955 - 2958м та 2963 - 2964 м різкого підвищення газопоказанія над фоновими не спостерігалося. Однак підвищення показань ЛБА до 2 - 3 балів ГР МБ приурочено до піщано-алевритових пластів зі швидкістю проходки до 3.55 - 3.88 м / год. Дані пласти ймовірно водонасичені, проте за ЛБА мають ознаки УВ насичення.

При бурінні інтервалу 3021 - 3024 м спостерігалося підвищення сумарних газопоказаній до 1.09%, за результатами геохімічних досліджень: ЛБА 3 бали ГР МБ, наведені газопоказанія 4.4, залишкове углеводородосодержаніе гірських порід склало F г = 3.3%. За результатами геохімічних досліджень пласт ймовірно газонасичених.

1.2.3 Тектоніка

Газоконденсатні родовища Прибережній площі відносяться до одного типу покладів - пластовому і приурочені до склепіння антиклінальних піднять.

Газ родовищ укладений в піщаних пластах різної потужності нижньокрейдових віку (альбом - АПП).

По всьому родовищу газосодержащій колектор представлений пісковиками, перешаровуються глинами; загальне число прошарків іноді сягає 10 і більше.

Потужність піщаних шарів невелика, і лише окремі пласти досягають 10-15 метрів.

Колектор, як правило, має дуже неоднорідну літологічних характеристику по розрізу, значну мінливість фізичних властивостей по вертикалі і по площі. Середні значення пористості і проникності пластів по родовищу коливається відповідно від 10 до 19% і від 0,1 до 0,6 Дарсі. Газонасичені пісковики залягають на глибинах 1450-2800 метрів. Температура пластів змінюється від 42 до 128 º С.

У період, що передує відкриттю газоконденсатних родовищ на Кубані (1952-1956 рр..), На промислових площах спостерігалися міжколонного прояви, відкрите фонтанування і гріфонообразованія.

Найбільша кількість міжколонних проявів і гріфонообразова-ний відбулося в ті періоди, коли продуктивні горизонти вже були порушені і працювали після спуску і кріплення колон.

Аналіз наявних даних показує, що 93% ускладнень на Кубані відбулося на майданах: Ново-Дмитрівської, Калузької, прибережжя-ної та Анастасієвське-Троїцької.

У тектонічному плані ці площі являють собою антиклінальні складки. Великі тектонічні порушення тут відсутні, а геологічна будова не відрізняється від інших разбурівается площ.

1.2.4 Вихідні дані для розробки проекту

Експлуатаційна свердловина № 11 розташована в межах Північно-Прибережній площі, в 0.35км північно-західніше від розвідувальної свердловини № 15 Прибережній площі, і закладена з метою експлуатації газових покладів в Чокракським відкладах.

Геолого-технологічні дослідження проводилися станцією геолого-технологічного контролю типу: "Сіріус" в інтервалі 193-3057.9 м з 01.04.05 р по 27.07.05.

Перелік основних геолого-технічних параметрів свердловини наведено в таблиці 1.2.

Таблиця 1.2 Основні геолого-технічні параметри свердловини

№ п.п.	Дані по свердловині	Проектні	Фактичні
1	2	3	4
1 2 3 4 5	Глибина свердловини Проектний горизонт Спосіб буріння Профіль свердловини Конструкція свердловини: Напрямок Ø530 мм Кондуктор Ø324 мм Тих колона Ø245/219 мм Експл. колона Ø140 мм	3025м Чокрак роторний вертикальна 30м 1020м 2600м 3025м	3057м Чокрак роторний вертикальна 30м 1020м 2600м 3055м

Обсяг виконаних геологічних досліджень наведено в таблиці 1.3.

Таблиця 1.3 Обсяг виконаних геологічних досліджень

У перспективних ділянках розрізу Чокрак проводився відбір проб бурового розчину для визначення коефіцієнта дегазації дегазатора, фактичного углеводородосодержанія бурового розчину, розрахунок коефіцієнта розведення, визначення приведеного до об'єму породи газосодержания і залишкового углеводородосодержанія гірських порід F р.

У процесі буріння проводився безперервний газовий каротаж в інтервалі 0 - 3057м з фіксуванням сумарних газопоказаній в газоповітряної суміші з бурового розчину, одночасно на ХГ вироблялося покомпонентное визначення складу газу, а також люмінесцентно-бітумінологичеський аналіз шламу.

2. ПРОЕКТНА ЧАСТИНА

2.1 ВИБІР І ОБГРУНТУВАННЯ СПОСОБУ БУРІННЯ

Бурити свердловини можна механічним, термічним, електроімпульсним та іншими способами (кілька десятків). Однак промислове застосування знаходять тільки способи механічного буріння - ударний і обертальний. Решта поки що не вийшли зі стадії експериментальної розробки. Ударний спосіб більше 50 років не застосовується на нафтогазових промислах Росії, отже на проектованої свердловині застосовуємо обертальне буріння.

При обертальному бурінні руйнування породи відбувається в результаті одночасного впливу на долото навантаження і крутного моменту. Під дією навантаження долото впроваджується в породу, а під впливом крутного моменту сколює її.

Існує два різновиди обертального буріння - роторний і з забійними двигунами.

При бурінні з забійними двигуном долото пригвинчений до валу, а бурильна колона - до корпуса двигуна. При роботі двигуна обертається його вал з долотом, а бурильна колона сприймає реактивний момент обертання корпусу двигуна, який гаситься невращающіеся ротором (в ротор встановлюють спеціальну заглушку).

При роторному бурінні потужність від двигунів передається через лебідку до ротора - спеціальному обертальному механізму, встановленому над гирлом свердловини в центрі вишки. Ротор обертає бурильну колону і пригвинченої до неї долото. Бурильна колона складається з провідної труби і пригвинчених до неї за допомогою спеціального Перевідники бурильних труб.

2.2.ПРОЕКТІРОВАНІЕ КОНСТРУКЦІЇ СВЕРДЛОВИНИ, ОБГРУНТУВАННЯ І РОЗРАХУНОК ПРОФІЛЮ ПРОЕКТНОЇ СВЕРДЛОВИНИ

Конструкція газової або газоконденсатної свердловини повинна вибиратися з урахуванням конкретних особливостей не тільки даного родовища, але й кожної окремої свердловини. Вона залежить від геологічних умов, глибини залягання і пластового тиску експлуатаційного об'єкта, фізико-механічних та інших властивостей гірських порід та характеру ускладнень в процесі буріння. Крім того, конструкція повинна розроблятися з урахуванням максимально можливої ​​економії пластової енергії і отримання великих дебітів газу. Ці дві вимоги визначають вибір діаметра експлуатаційної колони, яка в свою чергу є основним елементом конструкції свердловини, тому що від її діаметра залежать діаметри решти обсадних колон [1].

Вибір конструкції свердловини залежить також від комплексу некерованих і керованих факторів.

• До некерованих факторів слід віднести геологічні умови родовища: глибину залягання продуктивних пластів, їх продуктивність і колекторські властивості; пластові та порові тиску, а також тиску гідророзриву прохідних порід; фізико-механічні властивості і стан порід, викриті свердловиною з точки зору можливих обвалів, осипів, кавернообразованія, передачі на обсадні колони гірського тиску і т.д.

• До керованих факторів можна віднести спосіб буріння; число продуктивних горизонтів, що підлягають випробуванню; спосіб розкриття продуктивних горизонтів; матеріально-технічне забезпечення.

Конструкція свердловини вважається раціональною, якщо вона забезпечує мінімальну вартість її будівництва, а також виконання технічних (існуючі технічні засоби та матеріали, умови їх доставки), технологічних (освоєні технологічні прийоми, організація праці основних і допоміжних підрозділів) та геологічних (прояв пластових флюїдів, поглинання бурових і тампонажних розчинів, обвалообразованіе і пластичне протягом гірських порід) обмежень та вимог до надійності і довговічності свердловини (забезпечення успішного випробування, освоєння і експлуатації) [8].

2.2.1 Розрахунок і обгрунтування кінцевого, проміжного та початкової діаметрів буріння

Будівництво свердловини складається з двох послідовно йдуть процесів: буріння свердловини і її кріплення. Буріння - це руйнування порід і створення стовбура свердловини. Мета кріплення стовбура свердловини - по-перше, закріпити її стінки, зробити їх стійкими проти зусиль, створюваних бічним тиском порід, і, по-друге, ізолювати один від одного різнорідні пласти.

Основним елементом при спорудженні свердловини є її технічний розріз, тобто конструкція свердловини, яка визначається діаметром, глибиною спуску і числом обсадних колон, товщиною стінок труб, діаметром самої свердловини на різних її глибинах, висотою підйому цементу за трубами.

Для доведення обсадних колон до намічених глибин необхідно визначити діаметр стовбура свердловини. Для цього користуємося даними практики буріння - величинами зазорів просвіту і коефіцієнтів просвіту свердловини [3].

Величина зазору або просвіту свердловини визначається за формулою [4]:

β

де, β - величина зазору або просвіту, мм;

Dскв - діаметр свердловини, мм;

Dм - зовнішній діаметр муфти, мм.

Рекомендовані значення величин зазорів змінюються в межах від 15 до 50 мм і залежать від жорсткості колони, ступеня викривлення стовбура свердловини (таблиця 2.1).

Таблиця 2.1. Значення величин зазорів

Діаметр обсадних труб, мм	Зазор між стінками свердловини і Діаметром муфт цих труб не більше, мм
140 245 324	20 30 45

Якщо величину зазору свердловини віднести до діаметра свердловини, тобто [4]:

то отримаємо значення коефіцієнта просвіту свердловини. З формули (2.2) можна отримати значення діаметра свердловини, виражене через коефіцієнт просвіту і діаметр муфти [4]:

Якщо величину 1 / (1-2η) позначити через ƒ, то отримаємо [4]:

Dскв = ƒD м (2.2.4)

З формули видно, що діаметр свердловини можна визначити множенням діаметра муфти обсадної колони, що підлягає спуску в свердловину, на розрахунковий коефіцієнт ƒ (таблиця 2.2).

Таблиця 2.2 Діаметри колони і муфти і значення коефіцієнтів

Обсадна колона	Діаметр колони, мм	Діаметр муфти, мм	Значення коефіцієнта ƒ
Кондуктор Проміжна колона Експлуатаційна колона	324 245 140	351 264 160	1,14 1,17 1,18-1,35

На підставі даних таблиці 2.2 знаходимо, що максимальним діаметром долота під 140-мм колону буде:

Dmin = 1,19 x 160 = 190,5 мм

Щоб пропустити долото діаметром 190,5 мм через проміжну колону обсадних труб, мінімальний діаметр останньої повинен бути:

Dкол = 190,5 + 6 = 200,5 мм

Для проміжної колони, виходячи з технологічних міркувань, вибираємо труби діаметром 245 мм і пробурити стовбур свердловини під дану колону долотом згідно з формулою (2.2.4):

Dскв = 1,17 x 264 = 308,8 мм

Зі стандартних типорозмірів вибираємо долото діаметром 295,3 мм.

Щоб долото діаметром 293,7 мм пропустити через колону труб, кондуктор повинен мати діаметр 324 мм. Далі визначаємо діаметр долота під стовбур свердловини для спуску кондуктора:

Dскв = 1,14 x 351 = 400 мм

Для буріння свердловини під кондуктор вибираємо долото діаметром 393,7 мм [5].

Таким чином, передбачається наступна конструкція свердловини № 11 Північно-Прибережній:

• Шахтне напрямок довжиною 30 метрів і діаметром 530 мм, спускається для запобігання гирла від розмиву буровим розчином і для обв'язки гирла з жолобної системою, забивається електровібратори;

• Кондуктор діаметром 324 мм спускається на глибину 1020 метрів, цементується до гирла. Призначений для ізоляції та запобігання вод господарсько-питного призначення, перекриття нестійких відкладів і установки противикидні обладнання.

• Проміжна колона діаметром 245 мм спускається на глибину 2450 метрів, цементується до гирла. Призначена для перекриття нестійких відкладів понту, меотис; верхнього, середнього і більшої частини нижнього сармата і установки противикидні обладнання.

• Експлуатаційна колона діаметром 140 мм спускається на глибину 3025 метрів, цементується в інтервалі 3025-1850 метрів. Служить для роз'єднання розкритих пластів, випробування та експлуатації продуктивного горизонту [5].

2.2.2 Вибір промивного агента для буріння свердловини

Стовбур свердловини тривалий час знаходиться в необсаженном стані при значному всебічному тиску, що є причиною обвалів і осипів, що викликають посадки, затягування, прихвати бурильного інструменту, недоходи обсадних колон до проектних глибин. Проходка стовбура свердловини в нестійких породах також ускладнює процес буріння, так як такі породи сприяють обвалів і внаслідок цього прихватами бурильного інструменту. Крім цього, в деяких районах, схильних до карстоутворення, стовбур свердловини іноді потрапляє у величезні каверни [6].

Ідеальний буровий розчин, який застосовується при бурінні свердловин, повинен відповідати наступним вимогам:

• сприяти підвищенню швидкості проходки;

• дозволяти підтримувати низький вміст твердої фази, завдяки чому до мінімуму знижується небезпека забруднення пласта;

• підвищувати стійкість стовбура, інгібувати схильні до ускладнень породи і забезпечувати збереження цілісності вибуреної породи, завдяки чому полегшується її видалення;

• забезпечувати підтримку на стабільному рівні статичної напруги зсуву і поліпшену очищення стовбура без надмірних пульсацій тиску в процесі спускопідйомні операцій;

• виявляти низьку токсичну і високу термостабільність;

• давати можливість заощаджувати кошти, при цьому витрати на контролювання і підтримання необхідних властивостей бурового розчину з лишком окупаються.

Для усунення ускладнень свердловину бурять з застосуванням високоякісної промивної рідини. Безперервна циркуляція промивної рідини в стовбурі свердловини забезпечує не тільки очищення вибою від вибуреної породи, а й охолодження і змащення долота.

Глинисті розчини, вживані як промивної рідини, глінізіруют стінки свердловини і утримують в підвішеному стані вибурену частинки породи в спочиваючої рідини, тобто в період припинення циркуляції. Вони є одним з найбільш поширених видів промивальних рідин, що застосовуються при бурінні нафтових і газових свердловин. Оброблені хімічними реагентами вони утворюють стійку суспензійному-колоїдну дисперсну систему з невеликою водоотдачей і необхідними структурно-механічними якостями. При нормальних умовах буріння неважко регулювати їх параметри [9].

Глинистий розчин - це суміш дрібних частинок глини з водою, приготована так, що частки глини знаходяться в підвішеному стані.

Глинистий розчин готується безпосередньо на буровій за допомогою гліномешалок [8].

Для вибору бурового розчину скористаємося інформацією про гірські породи, їх проникності, пластових тисках і номінальних діаметрах свердловини представлених в таблицях 1.1 та 2.2. Відповідно до геолого-технічними умовами визначаємо компонентний склад бурового розчину, однаковий для всіх інтервалів: інгібований полімер-глинистий розчин, до складу якого входять бентонітовий глінопорошок, вода, обважнювач (барит), ССБ, ФХЛС, нафту, графіт, хромати, емульгатори, піногасник, КМЦ.

Технологічні параметри бурового розчину приведені в таблиці 2.3.

Таблиця 2.3 Технологічні параметри бурового розчину

Інтервал		Параметри розчину			Реології. св-ва		Зміст
від, м	до, м	пліт- ність, кг / м ³	услов. в'яз-ть з	водо- віддача см ³ / 30 '	пласт. в'яз-ть мПа * с	динам напряж СДВ, ДПА	колоід фази	піску		твердої фази
										всього
							об. %			вага,%
0 1020 2010 2232 2312 2391 2489 2581 2697 2803 2907	1020 2010 2232 3212 3291 2489 2581 2697 2803 2907 3076	1150 1180 1260 1360 1460 1560 1640 1720 1860 1980 2130	35-45 35-45 35-45 35-45 40-50 40-50 40-50 40-50 40-50 40-60 40-60	4-5 3-3,5 3-3,5 3-3,5 3-3,5 3-3,5 3-3,5 3-3,5 3-3,5 3-3,5 3-3,5	20 30 30 30 40 45 45 45 50 50 50	70 70 70 70 85 90 90 100 120 140 150	3,0 3,0 3,0 3,0 2,9 2,7 2,6 2,5 2,3 2,2 2,0	2 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1	9,4 11,3 16,3 22,5 28,8 35,0 40,0 45,0 53,8 61,3 70,6	21,2 24,8 33,5 43,0 51,2 58,3 63,4 68,0 75,1 80,4 86,2

2.3ТЕХНІКА БУРІННЯ

2.3.1 Визначення оптимальної маси бурильної колони

2.3.1.1 Розрахунок бурильних труб, УБТ, компонувань бурильної колони

Бурильна колона є сполучною ланкою між долотом, що знаходяться на вибої свердловини, і буровим обладнанням, розташованим на поверхні. Вона призначена для підведення енергії (механічної, гідравлічної, електричної) до долоту, забезпечення подачі бурового розчину до забою, створення осьового навантаження на долото, сприйняття реактивного моменту долота і забійного двигуна.

Основні елементи, складові бурильну колону, - провідна труба (квадратна штанга), бурильні труби, бурильні замки, муфти, Перевідники, центратори бурильної колони, обтяжені бурильні труби (УБТ).

Для передачі обертання БК від ротора або реактивного моменту від вибійного двигуна до ротора при одночасному осьовому переміщенні БК і передачу бурового розчину від вертлюга в БК служать провідні бурильні труби [6].

При бурінні нафтових і газових свердловин застосовують ВБТ збірної конструкції, що складаються з квадратної товстостінній штанги 2 з просвердленим каналом, верхнього штангового Перевідники (ПШВ) 1 з лівосторонньою різьбленням і нижнього штангового Перевідники (ПШН) 3 з правосторонньою різьбленням.

Для захисту від зносу замкової різьблення ПШН, що піддається багаторазовим згвинчуванням і розгвинчування при нарощуванні БК і спуско-підйомних роботах, на ПШН додатково нагвинчують запобіжний Перевідники.

За ТУ 14-3-126 передбачається випуск ВБТ з розмірами сторін квадратної штанги 112х112, 140х140, 155х155. Розмір приєднувальних різьби, відповідно, З-117 (З-121; З-133); З-140 (З-147); З-152 (З-171).

Квадратні штанги для ВБТ виготовляють довжиною до 16,5 м зі сталі груп міцності Д і К (межа плинності 373 і 490 МПа), а Перевідники ПШН і ПШВ - зі сталі марки 40ХН (з межею плинності 735 МПа).

Бурильні труби становлять основну частину колони. Вони пристосовані до тривалого згвинчення - розгвинчування. Промисловість випускає бурильні труби довжиною 6 ± 0.6; 8 ± 0.6; 11.5 ± 0.9 м, зовнішнім діаметром 60, 73, 89, 102 мм. Труби діаметром 114, 127, 140 і 168 мм випускають довжиною 11.5 ± 0.9 м.

В даний час в нафтогазовій промисловості широко використовуються сталеві бурильні труби з привареними замками

Бурильна труба складається із трубної заготовки і приєднувальних решт (замкової муфти і замкового ніпеля). Останні з'єднуються з трубної заготівлею або за допомогою трубної різьби (профіль по ГОСТ 631) і являють собою бурильну трубу збірної конструкції, або за допомогою зварювання. Для згвинчування в свічки на приєднувальних кінцях нарізається замкова різьба по ГОСТ 5286 (на ніпелі зовнішня, на муфті внутрішня). Для збільшення міцності з'єднань кінці трубних заготовок "висаджують", тобто збільшують товщину стінки [10].

Сталеві бурильні труби з привареними замками призначені переважно для роторного способу буріння, але також використовуються і при бурінні з забійними гідравлічними двигунами.

ТБП випускають у відповідність з ГОСТ Р 50278 трьох різновидів:

- ПВ - з внутрішньої висадкою;

- ПК - з комбінованою висадкою;

- ПН - із зовнішніх висадкою.

Виготовляють трубні заготовки зі сталі груп міцності Д, Е, Л, М, Р з межею плинності, відповідно: 373, 530, 637, 735, 882 МПа довжиною 12 м. Приєднувальні кінці - бурильні замки виготовляють згідно з ГОСТ 27834-95 зі сталі 40 ХН (межа плинності 735 МПа) для труб зі сталі груп міцності Д, Е. Для труб зі сталі груп міцності Л, М, Р замки виготовляються із сталі 40ХМФА (межа плинності 980 МПа).

При роторному бурінні колона бурильних труб служить для передачі обертання долоту і подачі бурового розчину до вибою свердловини.

Для збільшення ваги і жорсткості БК в її нижній частині встановлюють УБТ, що дозволяють при відносно невеликій довжині створювати частиною їхньої ваги необхідне навантаження на долото [3].

В даний час найбільш широко використовуються наступні типи УБТ:

• гарячекатані (УБТ), які виготовляються за ТУ 14-3-385;

• збалансовані (УБТС), які виготовляються за ТУ 51-744.

УБТ цих типів мають аналогічну беззамкових (відсутні окремі приєднувальні кінці) товстостінну конструкцію і поставляються в комплекті. Комплект УБТ має одну наддолотного трубу з двома муфтовими кінцями, а інші - проміжні (верхній кінець Муфтова різьблення, нижній - ніпельна). Гарячекатані ОБТ виконуються гладкими по всій довжині. На верхньому кінці УБТС виконується конусна проточка для кращого захоплення клинами при спуско-підйомних роботах.

Гарячекатані ОБТ використовуються переважно при бурінні з забійними гідравлічними двигунами.

Збалансовані УБТ використовують переважно при роторному способі буріння. УБТС виготовляють із сталей марки 38ХН3МФА (межа плинності 735 МПа) і 40ХН2МА (межа плинності 637 МПа). Канал у таких труб просвердлений, що забезпечує його прямолінійність, а зовнішня поверхня піддана механічній обробці, що забезпечує рівну товщину стінки і круглий перетин. Обкатка різьби роликами і її фосфатування, термічна обробка кінцевий (0,8-1,2 м) поверхні труб значно підвищують їх міцнісні показники [4].

Діаметр бурильних труб повинен складати 60-65%, а діаметр УБТ -75-85% від діаметра долота. Тому при бурінні проектованої свердловини будуть використовуватися бурильні труби діаметром 127мм (вес1м-31, 9 кг), а УБТ-діаметром 178 мм. (Вес1м-156 кг)

Визначимо вага снаряда за формулою:

Q кр = k * α * q * L * (1 - γ _ж / γ _ст), (2.3.1.)

де k - коефіцієнт, що враховує сили тертя колони бурильних труб об стінки свердловини, а також можливі прихвати її породою (при підйомі снаряда k = 1,25-1,5; при підйомі обсадних труб k = 1,5-2,0);

α - коефіцієнт, що враховує збільшення ваги труб за рахунок з'єднують їх елементів (для муфтової-замкового α = 1,1);

q - вага 1 м труб, кг;

L - довжина колони труб, м;

γ _ж - питома вага промивної рідини, г / см ^3;

γ _ст - питома вага матеріалу бурильних труб (для сталі 7,85 г / см ^3).

Вага інструменту під колону діаметром 324 мм:

Q кр = 1,25 * 1,1 * 31,9 * 1020 * (1-1,18 / 7,85) = 38028 кг = 38 т.

Вага інструменту під колону діаметром 245 мм:

Q кр = 1,25 * 1,1 * 31,9 * 2450 * (1-1,7 / 7,85) = 83 821 кг = 83.8 т.

Вага інструменту під колону діаметром 146 мм:

Q кр = 1,25 * 1,1 * 31,9 * 3025 * (1-2,13 / 7,85) = 96859кг = 96.8т.

Вага інструменту можна також розрахувати за наступною формулою:

Q кр = (P при + Р перев + Рубт + Рбур.тр + Рвед.тр + Рвертл) * (1 - γ _ж / γ _ст), (2.3.2.)

Для цього необхідно знати довжину обважнених бурильних труб. Обчислимо її за формулою:

L УБТ = k * Р / (q * (1 - γ _ж / γ _ст)),

де Р - осьове навантаження на породоразрушающий інструмент, Н;

q - вага 1 м УБТ, кг;

k - коефіцієнт завищення ваги УБТ (k = 1,25-1,5).

При бурінні під колону діаметром 324 мм:

L УБТ = 1,25 * 104054 / (1560 * (1-1,18 / 7,85)) = 98 м.

Застосовуємо 4 свічок УБТ діаметром 178 мм по 25 м.

При бурінні під колону діаметром 245 мм:

L УБТ = 1,25 * 83271 / (1560 * (1-1,7 / 7,85)) = 85.5 м.

Застосовуємо 4 свічок УБТ діаметром 178 мм по 25 м.

При бурінні під колону діаметром 140 мм:

L УБТ = 1,25 * 81207 / (1560 * (1-2,13 / 7,85)) = 89 м.

Застосовуємо 4 свічок УБТ діаметром 178 мм по 25 м.

Для створення необхідного навантаження на долото можна використовувати УБТ різного діаметру.

Обчислимо вага бурового снаряда при бурінні під колону діаметром 324 мм:

Q кр = (P при + Рпер + L УБТ * q УБТ + L бур.тр * q бур.тр + L вед.тр * q вед.тр + Рвертл) * (1 - γ _ж / γ _ст), (2.3 .3.)

Q кр = (37,8 +15 +98 ^* 156 +922 * 31,9 +16 * 124,3 +6700) * (1-1,18 / 7,85) = 45426 кг = 45.4т.

Обчислимо вага бурового снаряда при бурінні під колону діаметром 245 мм:

Q кр = (P при + Рпер + L УБТ * q УБТ + L бур.тр * q бур.тр + L вед.тр * q вед.тр + Рвертл) * (1 - γ _ж / γ _ст), (2.3 .4.)

Q кр = (37,8 +15 +85.5 ^* 156 +2364.5 * 31,9 +16 * 124,3 +6700) * (1-1,7 / 7,85) = 76056 кг = 76Т.

Обчислимо вага бурового снаряда при бурінні під колону діаметром 140 мм:

Q кр = (P при + Рпер + L УБТ * q УБТ + L бур.тр * q бур.тр + L вед.тр * q вед.тр + Рвертл) * (1 - γ _ж / γ _ст), (2.3 .5.)

Q кр = (37,8 +15 +89 ^* 156 +2936 * 31,9 +16 * 124,3 +6700) * (1-2,13 / 7,85) = 84887кг = 84.9т.

Перевідники призначені для з'єднання елементів БК з різьбами різних типів і розмірів. Перевідники згідно з ГОСТ 7360 поділяються на три типи:

1. Перевідники перехідні, призначені для переходу від різьблення одного розміру до різьби іншого. ПП мають замкову різьбу одного розміру називаються запобіжними.

2. Перевідники муфтові для з'єднання елементів БК, розташованих один до одного ніпелями.

3. Перевідники ніпельні для з'єднання елементів БК, розташованих один до одного муфтами.

Перевідники кожного типу виготовляють із замкової різьбленням як правого, так і лівого спрямування нарізки. Різьба повинна відповідати ГОСТ 5286-75 для бурильних замків.

ГОСТ 7360 передбачає виготовлення 90 типорозмірів Перевідники, які охоплюють практично всі необхідні випадки їх застосування.

Приклад умовного позначення Перевідники типу ПП з різьбами муфтової З-147, ніпельної З-171: П - 147/171 ГОСТ 7360

Те ж, але з лівою різьбою: П - 147/171-Л ГОСТ 7360

Перевідники виготовляються зі сталі марки 40ХН (межа плинності 735 МПа).

Калібратори служать для вирівнювання стінок свердловини і встановлюються безпосередньо над долотом. Використовуються як лопатеві калібратори з прямими (К), спіральними (КС) і похилими лопатями (СТ), так і шарошечні. Діаметри калібратора і долота повинні бути рівні. Матеріал озброєння - твердий сплав (К, КС), алмази (СТ), "Славутич" (КС). При бурінні проектної свердловини передбачається використання калібратора лопатевого спіралеподібного (КОР).

Центратори призначені для забезпечення суміщення осі БК з віссю свердловини в місцях їх установки.

Стабілізатори, що мають довжину в кілька разів більшу в порівнянні з довжиною центраторів, створені для стабілізації зенітного кута свердловини.

2.3.1.2 Розрахунок обсадних колон

Обсадні труби служать для кріплення стовбура свердловини. За ГОСТ 632-80 вітчизняні обсадні труби випускаються наступних діаметрів і товщини:

Таблиця 2.5 Діаметри і товщина обсадних труб

Æ, мм

114.3

127.0

139.7

146.1

	168.3	177.8
s, мм	5.2 - 10.2	5.6 - 10.2	6.2 - 10.5	6.5 - 9.5	7.3 - 12.2	5.9 - 15.0
193.7	219.1	244.5	273.1	298.5	323.9	339.7
5.2 - 10.2	7.6 - 15.1	7.9 - 15.9	7.1 - 16.5	8.5 - 14.8	8.5 - 14.0	8.4 - 15.4

351.0	377.0	406.4	426.0	473.3	508.0
9.0 - 12.0	9.0 - 12.0	9.5 - 16.7	10.0 - 12.0	11.1	11.1 - 16.1

Група міцності стали "Д", "К", "Е", "Л", "М", "Т". Труби маркуються тавруванням і фарбою. При спуску в свердловину обсадні труби шаблоніруют.

Визначимо вагу обсадної колони діаметром 324мм за формулою:

Робс = L обс * q обс, де (2.3.6.)

Робс. - Довжина обсадної колони, м; q обс. - Вага 1 м обсадних труб, кг.

Р _обс. = 1020 * 74.7 = 76 194 кг = 76,2 т. Р _{обс в р-рі} = Р _обс * (1-1,18 / 7,85) = 64.8т

Визначимо вагу обсадної колони діаметром 245мм:

Р _обс. = 2450 * 70.8 = 173 460 кг = 173,5 т. Р _{обс в р-рі} = Р _обс * (1-1,7 / 7,85) = 135.3т

Визначимо вагу обсадної колони діаметром 140 мм:

Р _обс. = 3025 * 30.7 = 92 867 кг = 92,9 т. Р _{обс в р-рі} = Р _обс * (1-2,13 / 7,85) = 67.8т

Порівнявши вага обсадних колон і вага бурового снаряда при бурінні під кожну з колон можна зробити висновок що найважчою є обсадна колона діаметром 245мм.

Експлуатаційні та проміжні колони обсадних труб працюють в найбільш важких умовах. Наприклад, в процесі спуску колон обсадних труб по мірі їх нарощування збільшується навантаження, зумовлена ​​силами власної ваги. Після того як колона доведена до забою і встановлена ​​на забій, труби частково розвантажуються від розтягуючих зусиль. Сили зовнішнього тиску, що діють на труби в процесі спуску колони і зумовлені різницею тиску стовпів рідини за трубами і всередині їх, по своїй величині незначні.

Проміжна колона труб працює в дещо інших умовах, ніж експлуатаційна. Проміжна колона в основному працює на розтяг від власної ваги, а також від сил, створюваних внутрішнім тиском. Найбільшого значення внутрішній тиск досягає в момент закінчення продавкі цементу за колону, а також при збільшенні питомої ваги глинистого розчину всередині обсадних труб по відношенню до питомої ваги розчину, що залишився в затрубному просторі.

В експлуатаційній колоні величини осьових зусиль і зовнішнього тиску неоднакові по довжині колони. Осьові зусилля досягають найбільшого значення у самої верхньої труби в момент спуску. Найбільші зовнішні сили, що приводять до зминання, проявляються у самих нижніх труб колони при зниженні рівня рідини в колоні в процесі експлуатації свердловини. Крім того, на нижні труби в фільтрової зоні свердловини можуть діяти і пластові тиски, які досягають значних величин в процесі експлуатації свердловини.

Крім основних зусиль зминання і розтягування, що діють на колону, в обсадних трубах виникають також додаткові напруги. Вони виникають тоді, коли доводиться ходити колону при її прихватах, різкому гальмуванні під час спуску, вигині колони і т.д. Ці напруги, що виникають в результаті зазначених явищ, в деякій мірі компенсуються запасом міцності обсадних труб.

При підборі окремих секцій обсадних колон потрібно приймати такі запаси міцності:

1.В розрахунках технічних колон на Страгивает навантаження - 1,3;

2.При розрахунку експлуатаційних колон на Страгивает навантаження - 1,15-1,20;

3.При розрахунку експлуатаційних колон на зминання:

а). запас міцності для інтервалу висоти підйому цементного розчину - 1,3;

б). запас міцності вище інтервалу підйому цементного розчину - 1,15.

Запас міцності на Страгивает навантаження гирла свердловини становить [4]:

де, pстр - Страгивает навантаження, кН;

Qmax - вага колони обсадних труб, кН.

Затрубний мнуть тиск, що створюється стовпом глинистого розчину на нижню трубу [4]:

де, Н - глибина, на яку опускається обсадна труба, м;

γ - питома вага бурового розчину, кг / м ³

Кондуктор Ø 324 мм рфакт1 = 1020.1150 / 10 = 11,73 МПа

Пром. колона Ø 245 мм рфакт2 = 2450.1460 / 10 = 35,77 МПа

Екс. колона Ø 140 мм рфакт3 = 3025.2130 / 10 = 64,43 МПа

При запасі міцності на стиск рівним m, потрібно встановлювати труби, які можуть витримати зовнішнє мнуть тиск, що дорівнює [4]:

pсм = pфакт m (2.3.9)

Кондуктор Ø 324 мм рсм1 = 11,73 · 1,3 = 15,2 МПа

Пром. колона Ø 245 мм рсм2 = 35,77 · 1,3 = 46,5 МПа

Екс. колона Ø 140 мм рсм3 = 64,43 · 1,15 = 74,1 МПа

Результати обчислень занесемо в таблицю 2.6.

Таблиця 2.6 Дані діаметрів колон і типи різьб різних марок сталі

діаметр колони мм	тип різь- бового з'єдн.	марка стали	товщина стінки, мм	Вага, кН		довжина колони	Тиск, МПа
				1 пог. м труби	загальний		pфакт	pсм
324 245 140	ОТТМ ОТТГ VAМ	Д М N-80	9,5 12,0 10,54	0,747 0,708 0,307	762 1735 929	1020 2450 3025	11,73 35,77 64,43	15,2 46,5 74,1

Фірмою "Валурек" (Франція) розроблена високогерметічное з'єднання VАМ. З'єднання забезпечує газогерметічность при великих розтягуючих і згинальних зусиллях.

2.3.2 Бурове обладнання

2.3.2.1 Вибір бурового верстата

Бурові установки - це комплексні системи, які включають усі основні й допоміжні агрегати і механізми, які необхідні для будівництва свердловин.

Бурову установку вибирають за її допустимої максимальної вантажопідйомності, яка зумовлює з деяким запасом ваги в повітрі найбільш важких бурильної і обсадної колон.

Для прийнятої за вантажопідйомністю і умовної глибині буріння бурової установки в залежності від регіональних умов, пов'язаних зі ступенем облаштування (дороги, лінії електропередач, водопостачання тощо) і кліматичною зоною, вибирають тип приводу, схему монтажу і транспортування, а також враховують необхідність комплектування опалювальними установками, додатковими агрегатами та обладнанням.

Бурові установки діляться на дві категорії:

• для буріння глибоких експлуатаційних та розвідувальних свердловин;

• для буріння неглибоких структурних і пошукових свердловин.

Кожна категорія бурової установки має декілька класів, які забезпечують найбільшу ефективність буріння свердловин певної глибини і конструкції. Кожній буровою установкою, при певній потужності її двигунів, максимально допустимому навантаженні на гаку можна пробурити свердловини різної глибини і конструкції. Для порівняльної оцінки потужності та класу бурової установки, для глибокого буріння беруть допустиме навантаження на гаку і номінальну глибину свердловини кінцевого діаметра 190,5 мм, які можуть бути досягнуті при використанні бурильної колони з бурильними трубами діаметром 127мм і масою 1м труб 31,9 кг. При роботі з бурильними трубами інших діаметрів і маси глибина буріння цієї ж буровою установкою може значно відрізнятися від його умовної глибини.

Бурові установки для експлуатаційного і глибокого розвідувального буріння стандартизовані. ГОСТ 16293-82 (СТ РЕВ 2446-80) передбачає 11 класів бурових установок для буріння свердловин глибиною 1250-12500 м і більше.

Вид бурової установки для одного і того ж класу визначається низкою факторів:

• умовами буріння (рівнина, гори, ліси, болота, море, температура навколишнього повітря і її коливання, сила вітру та ін);

• метою буріння (розвідницьке або експлуатаційне);

• типом свердловини (вертикальна або похила);

• способом буріння (роторним або забійними двигунами);

• технологією буріння (гідравлічна потужність на вибої, типи і властивості бурового розчину, метод спуску і підйому колон);

• геологічними умовами буріння (характер бурим порід, можливі ускладнення, аномальне пластовий тиск, температура на глибині, ступінь агресивності підземних вод).

Таблиця 2.7 Вага обсадних колон різного призначення

Найменування колони	Вага колони в повітрі, в кН
	кондуктор	проміж. колона	експл. колона
	Ø 324 мм	Ø 245 мм	Ø 140 мм
Обсадна колона Бурильна колона (при бурінні під дану обсадну)	762,0 534	1735,0 974	929,0 1163

Відповідно до п.2.5.6.ПБ НГП (РД-08-624-03) максимальна вага бурової колони не повинен перевищувати 0,6 і обсадної колони - 0,9 від вантажопідйомності бурової установки.

Максимальна вага обсадної колони, кН: Gок макс = 1735.0

Максимальна вага бурильної колони, кН: Gбк макс = 1163.0

З урахуванням розрахункових значень ваги колон, максимальне навантаження на гаку повинна бути:

- Для обсадної колони, кН QМИН = Gок макс / 0,9 = 1927,8

- Для бурової колони, кН QМИН = Gбк макс / 0,6 = 1938.3

Таким чином, вантажопідйомність бурової установки повинна бути не менш 1938.3 кН.

Відповідно до очікуваної максимальним навантаженням на гаку, економічно вигідним для даного району видом приводу і наявністю парку бурових установок у філії "Кубаньбургаз", для будівництва свердловини приймається бурова установка "БУ3200/200ЕУК-2М" з допустимою навантаженням на гаку 2000 кН при оснащенні 5x6 , з технічними характеристиками:

Таблиця 2.8 Характеристика бурової установки "БУ3200/200ЕУК-2М"

Допустиме навантаження на гаку, кН	2000
Умовна глибина буріння, м	3200
Швидкість підйому гака при ходіня колони, м / с	0,2 ± 0,05
Швидкість підйому елеватора (без навантаження), м / с, не менше	1,5
Розр. потужність на вхідному валу підйомного агрегату, кВт	670
Діаметр отвору в столі ротора, мм	700
Розрахункова потужність приводу ротора, кВт	370
Потужність бурового насоса, кВт	950
Вигляд приводу	Е
Висота підстави (відмітка підлоги бурової), м	7,2
Просвіт для установки стовбурової частини превенторів, м	5,7

2.3.2.2 Вибір насосної установки

В установках глибокого буріння застосовуються поршневі насоси марок У8-4, У8-5М, Б14-200, БРН-1, УНБ-600А (У8-6МА2) та інші, що мають подачу 15-50 л / с при тиску нагнітання 10-60 МПа . Подача насоса визначається за формулою [4]:

де η 0 = 0,85 - 0,95 - об'ємний к.к.д. насоса, що враховує витоку рідини, наявність в ній газу і інерцію спрацьовування клапанів,

F - площа, яка визначається по внутрішньому діаметру циліндричної втулки,

S = 2R - хід поршня або плунжера,

R - радіус обертання кривошипа,

n - частота обертання кривошипа,

z - число циліндрів,

f - площа поперечного перерізу штока.

Для регулювання витрати рідини, що нагнітається в бурильну колону, широко застосовується метод зміни частоти обертання кривошипа (корінний вал насоса) за допомогою коробки передач або шляхом заміни циліндрових втулок, що мають різні внутреннии діаметри. Вихід рідини часто регулюється шляхом скидання частини її на злив у приймальний умпф.

Для бурової установки БО 3200/200 ЕУК-2М в комплект входять два поршневих насоса УНБ-600А (У8-6МА2) (установка насосна блокова), з основними параметрами див. таблцу 2.9:

Таблиця 2.9

Буровий насос для промивки свердловини в конкретних геологічних

умовах вибирається за технологічно необхідної кількості промивної рідини і развиваемому при цьому тиску для подолання втрат напору в елементах циркуляційної системи бурової.

Кількість необхідної промивної рідини при бурінні під експлуатаційну колону складає 12 л / с. Визначимо тепер втрати тиску в циркуляційній системі, знаючи які можна вибрати найбільш раціональну компоновку бурильного інструменту, обгрунтовано підібрати бурові насоси і повніше використовувати їх потенційні можливості.

Втрати напору, кГс / см ^2, в циркуляційній системі бурової при роторному бурінні визначаються за формулою:

Р _Σ = Р _м + Р _Б.Т + Р _кп + Рд (2.3.11.)

де Р _м - втрати напору при русі бурового розчину в наземних трубопроводах від насосної частини до колони бурильних труб, включаючи стояк у бурової, буровий шланг, а також вертлюг і провідну трубу (втрати шпора в зовнішній обв'язці бурової - маніфольд);

Рб.т - втрати напору при русі бурового розчину в бурильних трубах і замкових з'єднаннях (втрати тиску залежать від глибини свердловини);

Р _кп. - Втрати напору при русі бурового розчину в затрубному кільцевому просторі свердловини (втрати тиску залежать від глибини свердловини);

Р _д - втрати напору при русі бурового розчину через промивні отвори бурового долота;

Р _м, Р _д - не залежать від глибини свердловини, а Р _бт .. і Р _кп. збільшуються з глибиною свердловини.

При циркуляції очисного агента втрати напору, кГс / см ^2, різні при прокачуванні води і глинистого розчину і залежать від їх властивостей та витрати.

Р _м = 82,6 * λ * L е. * γ * Q ² / d ^5, (2.3.12.)

де λ - Безрозмірний коефіцієнт гідравлічних опорів при русі в трубах;

Q - витрата бурового розчину, л / с;

γ - питома вага розчину, г / см ^3;

d - внутрішній діаметр бурильних труб, см;

L е - еквівалентна довжина наземних трубопроводів, яка визначається за формулою:

L е = L н * (d / d н) ⁵ + L з * (d / d з) ⁵ + L ш * (d / d ш) ⁵ + L в * (d / d в) ⁵ +

+ L в.тр * (d / d в.тр) ⁵ + L е.ф * (d / d е.ф) ⁵ (2.3.13.)

де d н, L н - внутрішній діаметр і довжина нагнітальної лінії, що йде від бурових насосів до стояка;

d с, L з - внутрішній діаметр і довжина стояка в бурової;

d ш, L ш - внутрішній діаметр і довжина бурового шланга;

d в, L в - внутрішній діаметр стовбура вертлюга і його довжина;

d е.ф, L е.ф - діаметр і еквівалентна довжина фільтра, встановлюваного під провідною трубою;

d в.тр , L в.тр - Внутрішній діаметр і довжина провідної труби.

L е = 30 * (0,107 / 0,114) ⁵ +15 * (0,107 / 0,114) ⁵ +15 * (0,107 / 0,09) ⁵ +2,5 * (0,107 / 0,09) ⁵ + +16 * (0,107 / 0,1) ⁵ +2 * (0,107 / 0,114) ⁵ = 96,85 м.

Р _м = 82,6 * 0,026 * 96,85 * 2,13 * (12) ² / (10,7) ⁵ = 0.5 кГс / см ^2.

Р _бт. = 82,6 * λ * γ * Q ² * (1 + l е / l) * L _б / d ^5,

де L б - довжина бурильної колони, м;

l _Е - еквівалентна довжина замкових з'єднань, м;

l - відстань між замковими з'єднаннями, м.

Р _бт. = 82,6 * 0,026 * 2,13 * (12) ² * (1 +3,5 / 11) * 3025 / (10,7) ⁵ = 18.5 кГс / см ^2.

Р _кп = 82,6 * λ 1 * γ * Q ² * L / [(Д _С - d _н) ³ * (Д _с + d _н) ^2],

де λ 1, - коефіцієнт гідравлічних опорів при русі бурового розчину в кільцевому (затрубному) просторі;

Д _з - діаметр свердловини (долота), см;

d _н - зовнішній діаметр бурильних труб, див.

Втрати тиску від замкових з'єднань в кільцевому просторі становлять невелику величину, тому нею зазвичай нехтують.

Р _кп = 82,6 * 0,027 * 2,13 * 12 ² * 3025 / [(19.05-12,7) ³ * (19.05 +12,7) ^2] = 8 кгс / см ^2.

Втрати напору, кГс / см ^2, в долоті залежать від конфігурації промивних отворів, від кількості та площі їх перетину, витрати очисного агента (бурового розчину).

Рд = С * γ * Q ^2, (2.3.14.)

де С - коефіцієнт, що характеризує втрати напору в промивних отворах долота, який можна обчислити за формулою:

З = 0,51 / (μ ² * f 0 ²⁾ (2.3.15.)

де μ - коефіцієнт витрати,

f 0 - сумарна площа перерізів промивних отворів, см ^2.

З = 0,51 / (0,65 ² * 13,05 ²⁾ = 7 * 10 ^-3

Р _д = 7 * 10 ^-3 * 2,13 * 12 ² = 2,15 кГс / см ^2.

Обчислимо сумарні втрати напору при бурінні

Р _Σ = Р _м + Р _Б.Т + Р _кп + Рд

під експлуатаційну колону:

Р _Σ = 0.5 +18.5 +8 +2,15 = 29.15 кГс / см ^2.

під технічну колону:

Р _Σ = 127-7 кГс / см ^2.

під кондуктор:

Р _Σ = 120.4 кГс / см ^2.

Таким чином, технологічно необхідну кількість (витрата) промивної рідини для забезпечення своєчасного і безперебійного виносу шламу із забою по затрубному простору і очищення стовбура свердловини з урахуванням втрат тиску, забезпечить нам насос УНБ-600А.

2.3.2.3 Вибір силової установки

Під силовим приводом розуміється комплексний пристрій, що здійснює перетворення електричної енергії або енергії палива в механічну і забезпечує управління перетвореної механічної енергії:

Основними елементами силового приводу є двигун, передавальні пристрої (механізми) від нього до виконавчого механізму та влаштування системи управління.

Привід основних виконавчих механізмів бурової установки (лебідки, бурових насосів, ротора) називається головним приводом. Залежно від виду двигуна і типу передачі він може бути електричним, дизельним, дизель-гідравлічним, дизель-електричним і газотурбінним. Найбільш широко застосовують у сучасних бурових установках електричний, дизельний, дизель-гідравлічний, дизель-електричний приводи.

Основними перевагами електричного приводу змінного струму є його відносна простота в монтажі та експлуатації, висока надійність, економічність. У той же час бурові установки з цим типом приводу можна використовувати лише в електрифікованих районах.

Дизельний привід застосовують в районах, не забезпечених електроенергією необхідної потужності. Важливими перевагами двигунів внутрішнього згоряння (ДВЗ) при використанні їх як привід є: високий к. п. д., невелика витрата палива і води і невелика маса на 1 кВт потужності. Основний недолік ДВС - відсутність реверсу, тому необхідно спеціальний пристрій для отримання зворотного ходу. ДВС типу дизель допускають перевантаження не вище 20%. Для їх обслуговування потрібний кваліфікований обслуговуючий персонал.

Дизель-гідравлічний привід складається з ДВС і турбопередачі. Турбопередача - це проміжний механізм, вбудований зазвичай між дизелем і трансмісією. Застосування турбопередачі забезпечує: плавний підйом вантажу на гаку; роботу двигуна, якщо навантаження на гаку більше тієї, яку зможе подолати ДВС, в цьому випадку двигун буде працювати при понижених, але цілком стійких обертах; велику довговічність передачі.

Найбільшою перевагою володіє привід від електродвигунів постійного струму, в конструкції якого відсутні громіздкі коробки зміни передач, складні з'єднувальні частини і т. п. Електричний привід постійного струму має зручне управління, може плавно змінювати режим роботи лебідки або ротора в широкому діапазоні.

Дизель-електричний привід складається з приводного електродвигуна, пов'язаного з виконавчим механізмом; генератора, що живить цей електродвигун; дизеля, що приводить в обертання генератор.

Силові приводи підрозділяють на індивідуальний і груповий. Індивідуальним називається такий привід, який приводить в дію один виконавчий механізм або окремі його частини. Груповим називається такий привід, який приводить в дію два і більше виконавчих механізму.

Технологія буріння нафтових і газових свердловин має свої особливості і пред'являє певні вимоги до силового приводу.

У процесі буріння основна частина потужності споживається буровими насосами і ротором, а в процесі спуско-підйомних операцій - лебідкою і компресором. Робота насосів в процесі буріння характеризується постійністю навантаження на силовий привід. Під час спуско-підйомних операцій привід має різко змінну навантаження - від нульової (холостого ходу двигунів) до максимальної. При підйомі інструменту зі свердловини необхідно забезпечити на початку підйому кожної свічки плавне включення лебідки і поступове збільшення швидкості підйому, так як різке включення і миттєве збільшення швидкості можуть призвести до розриву талевого каната або поломці обладнання. При ліквідації аварій в свердловині привід часто працює з різко змінними навантаженнями, що перевищують розрахункові.

До силового приводу бурових установок пред'являються наступні вимоги: відповідність потужності умов роботи і Виконавчого механізмів, гнучкість характеристики, достатня надійність та економічність.

Гнучкість характеристики визначається здатністю приводу автоматично або за участю оператора швидко пристосовуватися в процесі роботи до змін навантажень і швидкостей роботи виконавчих механізмів за умови раціонального використання потужності.

Навантаження і швидкості бурової лебідки і ротора у процесі роботи можуть змінюватися у великих межах (1:4 - 1:10). Двигуни не володіють такою гнучкою характеристикою, тому в приводах сучасних бурових установок застосовують пристрої штучної пристосування, тобто між двигуном і виконавчим механізмом встановлюють проміжні передачі.

2.3.2.4 Вибір бурової вишки і талевої системи

Бурова вишка призначена для підйому і спуску бурильної колони і обсадних труб у свердловину, утримання бурильної колони на вазі під час буріння, а також для розміщення в ній талевої системи, бурильних труб і частини обладнання, необхідного для здійснення процесу буріння.

В даний час при бурінні на нафту і газ використовують металеві вишки баштового та щоглового типів. З вишок щоглового типу застосовуються А-подібні.

Її вибір здійснюється по висоті Н, м, і за вантажопідйомністю Q.

Визначимо висоту вежі (Н, м) за формулою:

Н = k * L _св, (2.3.16.)

де k - коефіцієнт, що попереджає затягування бурового снаряда в кронблок при його перепідйому (зазвичай k = 1,2-1,5);

L _св - довжина свічки, що залежить від глибини свердловини, м.

Приймаються k = 1,5; L _св = 24 м.

Н = 1,5 * 24 = 40 м.

Таким чином, вишка ВМУ-45 * 200У, що входить в комплект обраної бурової установки, цілком підходить для виконання робіт, що.

Талева (поліспастовая) система бурових установок призначена для перетворення обертального руху барабана лебідки в поступальний (вертикальне) переміщення гака та зменшення навантаження на гілки канату.

Через канатні шківи кронблока і талевого блоку у визначеному порядку пропускається сталевий Талевий канат, один кінець якого кріпиться нерухомо, інший кінець, званий ходовим (провідним), кріпиться до барабана лебідки.

По вантажопідйомності і числа гілок каната в оснащенні талеві системи поділяють на різні типорозміри. У бурових установках вантажопідйомністю 50 - 75т використовують талеві систему з числом шківів 2Х3 і 3Х4; в установках вантажопідйомністю 100 - 300т застосовують число шківів 3Х4, 4х5, 5х6 і 6х7. У позначенні системи оснащення перша цифра показує число канатних шківів талевого блоку, а друга цифра число канатних шківів кронблока.

Зробимо розрахунок оснащення і вибір талевого каната.

Обчислимо кількість робочих гілок за формулою:

m = Q кр / Рл * η m, (2.3.17.)

де Q кр - вага бурового снаряда, Н;

Р _л - вантажопідйомність лебідки верстата, Н;

η m - ККД талевої системи, рівний 0,8 - 0,9.

Так як найбільшу вагу (173,5 т) буде мати тих. колона діаметром 245мм, то виробляти розрахунок будемо тільки для цієї колони:

m = 1735000 / (200000 * 0,9) = 10 гілок.

Загальна кількість гілок канату при симетричній системі дорівнює:

m ₀ = m +2

m ₀ = 10 +2 = 12.

Отже, буде застосовуватися оснащення 5x6.

Довжина талевого каната в оснащенні L _{про c.} залежить від числа струн m в ній і корисної висоти вежі h _n.

L _{про c} ⁼ (m +2) * h _n + l _3, (2.3.18.)

де 1 ₃ = 30 м - довжина каната, намотуваного на барабан.

L _{про c} = (12 +2) * 40 +30 = 590 м.

Тоді вага каната

G _к = L _{про c} * q _к, (2.3.19.)

де q _до - Вага 1 м каната.

G _к = 590 * 33,8 = 19942 Н = 19,94 кН.

Визначимо найбільшу статичне навантаження на рухливі струни канату талевої системи:

Р _{т з} = L * q + l _УБТ * q _УБТ + G _тс (2.3.20.)

де L - довжина бурильних труб, м;

q - вага 1 м бурильних труб, Н;

l _УБТ - довжина ОБТ, м;

q _УБТ - вага 1 м УБТ, Н;

G _тс - вага талевого блоку, каната і гака, Н. Розрахуємо G _тс:

G _тс = G _тб + G _каната + G _гака (2.3.21.)

G _тс = 67000 +19942 +35000 = 121942 Н = 121,94 кН.

Для снаряда при бурінні під колону діаметром 324 мм:

L = 922 м, q = 319 Н. l _УБТ = 98 м, q _УБТ = 1.56 кН.

Р _тс = 922 * 319 + 98 * 1560 +121942 = 568940 = 568.94 кН.

Статичне навантаження на 1 струну:

Р = Р _тс / m,

де m - число гілок талевої системи.

Р = 568.94/12 = 47.41 кН.

Для снаряда при бурінні під колону діаметром 245 мм:

L = 2364.5, q = 319Н, l _УБТ = 85.5м, q _УБТ = 1.56 кН;

Р _тс = 2364.5 * 319 +85.5 * 1560 + 121942 = 1009608Н = 1009.608 кН.

Статичне навантаження на 1 струну:

Р = 1009.608 / 12 = 84.13 кН.

Для снаряда при бурінні під колону діаметром 140 мм:

L = 2936 м, q = 319 Н, l _УБТ = 89 м, q _УБТ = 1,56 кН.

Р _тс = 2936 * 319 +89 * 1560 + 121942 = 1197366 Н = 1197.366 кН.

Статичне навантаження на 1 струну:

Р = 1197.366/12 = 99.78 кН.

Для тих. колони діаметром 245мм:

L _к = 2450 м, q = 708 Н,

Р _тс = 2450 * 708 + 121942 = 1856542Н = 1856.542кН.

Статичне навантаження на 1 струну:

Р = 1856.542/12 = 154.7 кН.

Враховуючи обчислені статичні навантаження, вибираємо сталевий Талевий канат правою хрестової звивання типу ЛК-РО конструкції 6x31 +1 м. с. діаметром 32 мм (за ГОСТ 16853-88).

Таблиця 5

Основу техніко-технологічних рішень при бурінні нафтових і газових свердловин складає технічний проект, зміст якого визначає всі основні технічні рішення, номенклатуру і кількість технічних засобів для реалізації обраної технології на всіх етапах будівництва свердловин. Ефективність технологічних рішень визначається ступенем наукової обгрунтованості прийнятих рішень та достовірністю вихідної інформації. При цьому велику роль відіграє накопичений у регіонах досвід, так як проектування багатьох технологічних процесів вимагає постійного уточнення математичних моделей і логічних принципів вибору технологічних рішень в залежності від конкретизації геолого-геофізичних умов буріння.

2.4.1 Вибір породоруйнуючого інструменту

Вибір типу породоруйнуючого інструменту базується на інформації про фізико-механічні властивості порід і літологічному будові розрізу порід і, багато в чому, залежить від конкретних регіональних умов.

Долото є робочим інструментом, що руйнують породу і здійснюють поглиблення забою в процесі буріння свердловини.

Ефективність руйнування різноманітних за своїми фізико-механічними властивостями гірських порід може бути досягнута при різному дії на них зубів долота. Одні породи руйнуються від ударів або в результаті дроблення, інші - під дією зсуву або різання, треті - внаслідок комбінації цих дій.

Для однорідних твердих порід необхідні долота з великим дробящего дії; для м'яких однорідних порід - долота з великим сдвігающе-сколювальні дією і високими гострими зубами, а для твердих порід, що перемежовуються м'якими пропластками, слід застосовувати долота не тільки з дробящего дії, а й зрушуючим.

За призначенням бурові долота поділяються на три види:

• долота суцільного буріння - для поглиблення забою по всій площі;

• колонкові долота - для поглиблення забою по кільцю з залишенням в центрі нервибуренного стовпчика (керна) породи, який у подальшому витягується на поверхню;

• долота спеціального призначення, що використовуються для різних допоміжних робіт: розбурювання цементного каменю в колоні, забурювання (зарізання) другого похилого стовбура, виправлення кривизни свердловини, ловильних робіт, розширення окремих інтервалів стовбура свердловини і так далі

За характером руйнування породи всі бурові долота класифікуються наступним чином.

• долота режуще-сколювальні дії, що руйнують за родом лопатями, нахиленими в сторону обертання долота. Призначені вони для розбурювання м'яких порід.

• долота дробяще-сколювальні дії, що руйнують за родом зубами або штирями, розташованими на шарошка, які обертаються навколо своєї осі і навколо осі долота. При обертанні долота поряд з дробящего дії зуби (штирі) шарошок, прослизаючи із забою свердловини, сколюють (зрізують) породу, за рахунок чого підвищується ефективність руйнування порід. Слід зазначити, що випускаються бурові долота та бурильні головки тільки дробить дії. При роботі цими долотами породи руйнуються в результаті динамічного впливу (ударів) зубів шарошок по вибою свердловини. Перераховані долота та бурильні головки призначені для розбурювання неабразівних і абразивних середньої твердості, твердих, міцних і дуже міцних порід.

• долота істірающе-ріжучої дії, що руйнують породу алмазними зернами або твердосплавними штирями, що розташовуються в торцевій частини долота або в кромках лопатей долота. Долота з алмазними зернами і твердосплавними штирями в торцевій частині застосовуються для буріння неабразівних порід середньої твердості і твердих; долота лопатеві армовані алмазними зернами або твердосплавними штирями - для розбурювання переміжних по твердості абразивних і неабразівних порід.

Долота для суцільного буріння та бурильні головки для колонкового буріння призначені для поглиблення свердловини. Випускаються вони різних типів, що дозволяє підбирати потрібне долото.

Найбільше поширення в практиці буріння нафтових і газових свердловин отримали шарошечні долота дробяще-сколювальні дії з твердосплавним або сталевим озброєнням.

Три лапи зварюють між собою. На верхньому кінці конструкції нарізана замкова приєднувальна різьблення. Кожна лапа в нижній частині завершується цапфою, на якій проточені бігові доріжки під кульки і ролики. На цапфі через систему підшипників встановлюється шарошка з біговими доріжками. Тіло шарошки оснащене фрезерованими сталевими зубами, розміщеними по вінцях. На торці з боку приєднувальних різьби вибиваються шифр долота, його порядковий номер, рік виготовлення.

Шарошечні долота виготовляють як з центральної, так і з бічним системою промивки. На лапах долота з бічним гідромоніторний системою промивки виконані спеціальні потовщення - припливи з промивальним каналами і гніздами для установки гідромоніторним насадок

При центральній промиванні забою краще очищаються від шламу центр забою і вершини шарошок, шлам безперешкодно виноситься в наддолотного зону. Однак при високій швидкості поглиблення забою важко підвести до долоту необхідну гідравлічну потужність, необхідну для якісної очистки вибою (перепад тиску на долото з центральною промиванням не перевищує 0,5-1,5 МПа). Бічна гідромоніторним промивка забезпечує кращу очищення найбільш зашламованной периферійній частині вибою, дозволяє підвести до долоту велику гідравлічну потужність (перепад тиску на долота з гідромоніторний промиванням досягає 5-15 МПа). Однак потужні струмені бурового розчину, що виходять з гідромоніторним насадок екранують транспортування шламу через отвори між секціями долота, тому частина шламу циркулює деякий час в зоні дії шарошок і переізмельчается, а частина - транспортується в зазорах між стінкою свердловини і спинками лап. Тому часто переходять на асиметричну систему промивання, заглушаючи одну або дві гідромоніторним насадки для підвищення пропускної здатності основних транспортних каналів долота.

За ГОСТ 20692 "Долота шарошечні" передбачається випуск доліт діаметром 76-508мм трьох різновидів: одно-дво-і трьох-шарошкових. Найбільший обсяг буріння нафтових і газових свердловин припадає на трехшарошечние долота діаметрами 190,5; 215,9; 269,9; 295,3 мм.

За матеріалом озброєння шарошечні долота діляться на два класи:

1 клас - долота з фрезеровані сталевим озброєнням для буріння малоабразивних порід (М, МС, С, СТ, Т, ТК);

2 клас - долота з вставним твердосплавним озброєнням для буріння абразивних порід (МОЗ, ССЗ, СЗ, ТЗ, ТКЗ, К, ОК)

Умовне позначення (шифр) долота:

III - 215,9 С-ГНУ 2354, де III - трехшарошечние;

215,9 - номінальний діаметр долота, мм;

С - тип долота (для буріння порід середньої твердості);

Г - бічна гідромоніторним промивка;

Н - опора для низькооборотного буріння на одному підшипнику ковзання;

У - опора маслонаповнених з ущільнювальною манжетою;

2354 - заводський номер долота.

Типи і область застосування шарошкових доліт наведено в табл. 2.10.

Таблиця 2.10 Типи і область застосування шарошкових доліт

Геологічний розріз Північно-Прибережній площі в основному представлений наступними породами: піщаник, глини, доломіт, алевроліти.

Після вивчення залягання порід Північно-Прибережній площі вибираємо під буріння кожної колони свій тип долота:

• під кондуктор Ø 324 мм ІІІ 393,7 М-ГВ

• під проміжну колону Ø 245 мм ІІІ 295,3 RХ + С

• під експлуатаційну колону Ø 140 мм ІІІ 190,5 МС-ГАУ

2.4.2Расчет технологічного режиму буріння

Спосіб буріння свердловини вибирається з урахуванням ряду факторів, основними з яких є геологічні умови буріння; глибини і діаметри свердловини; призначення свердловини; рельєф місцевості, умови транспортування вантажів, віддаленість точки буріння від виробничої бази, а також масштаби бурових робіт і ступінь їхньої концентрації. Найбільш складним і відповідальним розділом технології проводки свердловини є режим буріння, який визначається в залежності від гідрогеологічних умов, фізико-механічних властивостей прохідних порід і типу вживаного устаткування і інструменту.

При проектуванні технологічного процесу проводки свердловини для окремих інтервалів буріння встановлюється відповідний режим.

Під режимом буріння розуміється сукупність основних чинників, що визначають швидкісні і якісні показники, які безпосередньо впливають на ефективність руйнування породи. До таких факторів належать тип долота, осьове навантаження на долото, швидкість обертання ротора, кількість і якість подається в свердловину промивної рідини. Правильне поєднання елементів режиму буріння визначається в залежності від фортеці прохідних порід, профілю зубів і характеру їх розташування у шарошкових доліт, діаметра долота і бурильного інструменту, глибини свердловини, а також типу, кількості та стану бурового обладнання.

Під оптимальним чи раціональному режимом буріння розуміється сукупність параметрів, які забезпечують найкращі техніко-економічні показники як якісні, так і кількісні. До якісних показників слід відносити величину відхилення стовбура пробуреної свердловини від вертикалі, ступінь глінізаціі колектора; до кількісних - швидкість проходки, величину довбання долота та ін

Існуючі в даний час режими буріння для свердловини встановлені практично; поінтервально для кожного горизонту порід режими буріння вказані в геологічному вбранні.

2.4.3Расчет осьового навантаження

Осьове навантаження на долото слід встановлювати, змінюючи швидкість руху, тобто подачі на забій бурильного інструменту. Навантаження на долото повинна створюватися вагою бурильних і обважнених труб. Збільшення осьового навантаження сприяє зростанню швидкості проходки, яка може змінюватися в залежності від міцності та інших характеристик прохідних порід.

На буровому верстаті встановлений гідравлічний індикатор ваги (гів-6-2М1), який показує вагу вільно підвішеного інструменту; навантаження визначається як різниця первісної ваги інструменту і ваги інструменту, частково поставленого на забій. За діаграмою індикатора ваги можна проаналізувати час, витрачений на буріння та інші допоміжні операції.

Осьова навантаження на долото створюється за рахунок застосування обважнених бурильних труб. Довжина обважнених бурильних труб (УБТ) підраховується таким чином, щоб 75% їх загальної ваги створювали навантаження на долото, а 25% їх ваги створювали силу, розтягувальну колону бурильних труб. Ця закономірність прийнятна при співвідношенні діаметрів бурильних труб і долота 1:2. . Осьове навантаження на долото з ​​урахуванням показників механічних властивостей гірських порід і конструктивних даних про площу контакту робочих елементів долота з вибоєм визначимо за формулою [4]:

Р _Д = a р F _k (2.4.1)

де, a - емпіричний коефіцієнт, що враховує вплив забійних умов на зміну твердості (a = 0,3-1,59);

р - твердість породи, визначається за методикою Л. А. Шрейнер, Па;

F _k - площа контакту зубів долота з вибоєм в мм ^2, визначається за формулою В. С. Федо рова

F _k = * Hd (2.4.2)

де, Д - діаметр долота, мм,

h = 0,95 - коефіцієнт перекриття,

d = 1мм - притуплення зубів долота.

Звідси знаходимо максимальну осьове навантаження на долото під кожну колону:

Кондуктор Ø 324 мм РД1 = 104,05 кН

Пром. колона Ø 245 мм РД2 = 83.27 кН

Екс. колона Ø 140 мм РД3 = 81.21 кН

За існуючими нормами максимальна допустима навантаження на трехшарошечние долото знаходиться в рекомендованих межах.

2.4.4 Розрахунок частоти обертання

Свердловини можна бурити при двох режимах:

1. великій швидкості обертання ротора і малої осьового навантаження на долото;

2. невеликій швидкості обертання ротора і підвищеної осьовим навантаженням.

Швидкість обертання ротора і осьове навантаження на долото прямо пропорційні механічної швидкості проходки, однак це положення справедливе тільки для порід середньої твердості. При бурінні в твердих породах осьове навантаження на долото потрібно збільшувати, а швидкість обертання ротора знижувати.

Швидкість обертання ротора знижується при збільшенні діаметру долота, зменшенні діаметру бурильних труб, збільшення абразивності прохідних порід, при переході з пласта меншою твердості в пласт більшої твердості, а також при бурінні чергуються пластів невеликої потужності. У зв'язку з тим, що велика швидкість обертання ротора викликає значні інерційні напруги, для кожного діаметра бурильного інструменту на підставі розрахунку встановлюється допустима швидкість обертання ротора, яка визначається за формулою [4]:

де D - діаметр бурильних труб, мм;

n - допустима швидкість обертання ротора;

L - довжина обертових бурильних труб, м;

ε = 2,1 · 10 кг / см ² - модуль пружності;

g = 9,8 м / сек ² - прискорення сили тяжіння;

q - вага 1 м бурильних труб, кг.

Знаходимо швидкість обертання ротора при бурінні під кожну колону (діаметр бурильних труб - 127мм, вага 1м бурильних труб - 31.9кг, довжина L1 = 1020м L2 = 2450м L3 = 3025м):

Кондуктор Ø 324мм n1 = 80об/мін II - швидкість обертання

Пром. колона Ø 245 мм n2 = 100об/мін III - швидкість обертання

Екс. колона Ø 140 мм n3 = 90об/мін III - швидкість обертання

2.4.5 Розрахунок продуктивності насосів для буріння під кожну колону обсадних

Продуктивність насосів визначаємо за формулою [4]:

Q = 0,785 (D ² сквк - d ² бт) V

де D - діаметр свердловини;

к = 1,1-1,12 - коефіцієнт кавернозний;

d - діаметр бурильної труби;

V = 0,5-0,8 м / с - швидкість висхідного потоку.

Звідси для буріння під кожну колону отримуємо:

Кондуктор Ø 324 Q = 0,785 (0,155 ∙ 1,1 - 0,02) 0,5 = 0,059 м ³ / с = 59 л / с

Пром. колона Ø 245 Q = 0,785 (0,087 ∙ 1,1 - 0,02) 0,6 = 0,036 м ³ / с = 36 л / с

Екс. колона Ø 140 Q = 0,785 (0,036 ∙ 1,12 - 0,02) 0,8 = 0,012 м ³ / с = 12 л / с

Виходячи з обчислених значень продуктивності вибираємо необхідну кількість насосів, діаметр втулок і кількість подвійних ходів:

Кондуктор Ø 324 Q = 59 л / с (2 насоса, ДВТ = 160мм, 65 х / хв)

Пром. колона Ø 245 Q = 36 л / с (2 насоса, ДВТ = 130мм, 65 х / хв)

Екс. колона Ø 140 Q = 12 л / с (1насос, ДВТ = 130мм, 50 х / хв)

2.4.6 Розрахунок кількості та якості промивної рідини для буріння під кожну колону обсадних

При бурінні обертальним способом у свердловині постійно циркулює потік рідини, яка раніше розглядалася лише як засіб для видалення продуктів руйнування (шламу). В даний час вона сприймається, як один з головних чинників забезпечують ефективність всього процесу буріння.

При проведенні бурових робіт циркулює в свердловині рідина прийнято називати - буровим розчином або промивної рідиною.

Буровий розчин крім видалення шламу повинен виконувати інші, в рівній мірі важливі функції, спрямовані на ефективне, економічне, і безпечне виконання і завершення процесу буріння. З цієї причини, складу бурових розчинів і оцінка його властивостей ставав темою великого обсягу науково-практичних досліджень та аналізу.

В даний час у світовій практиці спостерігається тенденція зростання глибин буріння свердловин, а як наслідок, і збільшення небезпеки виникнення при цьому різних ускладнень. Крім того, постійно посилюються вимоги більш повної і ефективної експлуатації продуктивних порід. У зв'язку з цим буровий розчин повинен мати склад і властивості, які забезпечували б можливість боротьби з більшістю з можливих ускладнень і не має негативного впливу на колекторські властивості продуктивних горизонтів.

Вибір типу бурового розчину до теперішнього часу не має формалізованих правил і тому проводиться на підставі аналізу практики буріння і досвіду інженерів з бурових розчинів.

Основа вибору допустимих типів бурових розчинів - відповідність їх складів разбурівается породам на всьому інтервалі буріння до спуску обсадної колони.

Процедура вибору типу бурового розчину складається з наступних операцій: отримання від геологічної служби інформації про розрізі свердловини; ідентифікацію порід розрізу; встановлення типів бурових розчинів, які можуть бути використані при розбурюванні порід даного класу; визначення оптимальної послідовності застосування бурових розчинів.

Розріз свердловини розбивають на інтервали, для кожного з яких вибирають допустимі типи бурових розчинів, причому на кожному інтервалі ними можуть бути тільки розчини, що застосовуються на всіх вище розташованих інтервалах в межах не обсадженої частині свердловини. Потім розраховують вартість 1 м ³ кожного розчину, допустимого на даному інтервалі.

На наступному етапі визначають обсяги розчинів, необхідні для буріння кожного інтервалу. На останньому етапі розраховують кількість матеріалів і хімічних реагентів, необхідних для реалізації обраної послідовності бурових розчинів з урахуванням витрат матеріалів на підтримку властивостей розчину.

У результаті за всіма інтервалам буріння повинна бути отримана наступна інформація: найменування та компонентний склад бурового розчину, його необхідний обсяг і вартість, витрати матеріалів на підтримку властивостей бурового розчину, ступінь його очищення.

Визначаємо кількість бентонітової глини та води для приготування 1м ³ розчину за формулою [4]:

G _г = r _г (r _гр - r _в) / r _г - r _в (2.4.4)

де, r _г - щільність глини, т / м ³ (r _г = 2 ¸ 2,7 т / м ³⁾

r _в - щільність води, т / м ³

G _г = = 0,455 т / м ³

Обсяг глини в 1м ³ розчину складе [4]:

V _г = G _г / r _г (2.4.5)

Vг = 0,455 / 2,6 = 0,175 м ³ / м ³

Об'єм води буде дорівнює [4]:

V _в = 1 - V _г (2.4.6)

Vв = 1 - 0175 = 0,825 м ³ / м ³

Кількість глини, потрібної для приготування 1м ³ розчину з урахуванням вологості глини, визначаємо за формулою [4]:

G _г = r _г (r _гр - r _в) / r _г - r _в (1 - n + n r _г) (2.4.7)

де, n - вологість глини, частки одиниці. Для практи чних розрахунків приймають n = 0.05-0.1

G _г = = 0,505 т / м ³

Обсяг глини в 1м ³ розчину складе

V _г = 0,505 / 2,6 = 0,194 м ³ / м ^3.

Обсяг кількості бурового розчину для буріння під кожну колону визначаємо за формулою [4]:

Vбр = LS

де L - довжина ствола;

S - поперечний переріз стовбура.

Кондуктор Ø 324 мм Vбр1 = 1020 · 0,12 = 124м ³

Пром. колнна Ø 245 мм Vбр2 = (1020 · 0.08) + 1430 · 0,07 = 180м ³

Екс. колона Ø 140 мм Vбр3 = (2450 · 0,045) +575 · 0,03 = 128м ³

Хімічна обробка розчинів.

Хімічну обробку глинистого розчину роблять для зниження водовіддачі і зменшення товщини глинистої кірки, отримання мінімального значення статистичного напруги зсуву, зниження в'язкості, кращого закріплення нестійких порід.

Хімічна обробка глинистого розчину забезпечує отримання розчинів певних якостей відповідно до геолого технічному поряд. Для обробки розчинів застосовуються такі хімічні реагенти: каустична сода, кальцинована сода, вуглелужних реагент (УЩР), торфощелочной реагент (ТЩР), рідке скло, нафту, кістковий і кератіновий клей і ін Для обважнення глинистих розчинів застосовують тонкомолоті мінерали: гематит, магнетит, барит.

2.5 Цементування свердловин

Роз'єднання пластів при існуючій технології кріплення свердловин - завершальний і найбільш відповідальний етап, від якості виконання якого значною мірою залежить успішне будівництво свердловини. Під роз'єднанням пластів розуміється комплекс процесів і операцій, що проводяться для закачування тампонажного розчину в затрубний простір (тобто у простір за обсадної колоною) з метою створення там надійної ізоляції у вигляді щільного матеріалу, що утворюється з часом в результаті затвердіння тампонажного розчину. Оскільки як тампонажного найбільш широко застосовується цементний розчин, то і для позначення робіт по роз'єднання використовується термін "цементування".

Цементний камінь за обсадної колоною повинен бути достатньо міцним і непроникним, мати хороше зчеплення (адгезію) з поверхнею обсадних труб і зі стінками стовбура свердловини. Високі вимоги до цементного каменю обумовлюються різноманіттям його функцій: щільне заповнення простору між обсадної колоною і стінками стовбура свердловини; ізоляція і роз'єднання продуктивних нафтогазоносних горизонтів і проникних пластів; попередження поширення нафти або газу в затрубному просторі під впливом високого пластового тиску; заякоріваніе обсадної колони в масиві гірських порід; захист обсадної колони від корозійного впливу пластових вод і деяка розвантаження від зовнішнього тиску.

Слід зазначити, що роль і значення цементного каменю залишаються незмінними протягом всього терміну використання свердловини, тому до нього пред'являються вимоги високої стійкості проти впливу негативних факторів.

Існує кілька способів цементування. Вони розрізняються схемою подачі тампонажного розчину в затрубний простір і особливостями використовуваних пристроїв. Можливі два варіанти подачі тампонажного розчину в затрубний простір:

• розчин, закачаний всередину цементованої обсадної колони, проходить по ній до башмака і потім надходить у затрубний простір, поширюючись знизу вгору (по аналогії з промиванням називається цементуванням за прямою схемою);

• тампонажний розчин з поверхні подають у затрубний простір, по якому він переміщається вниз (цементування по зворотній схемі).

У промислових масштабах застосовують способи цементування за прямою схемою. Якщо через башмак обсадної колони в затрубний простір продавлюють весь тампонажний розчин, спосіб називається одноступінчастим (одноцікловим) цементуванням. Якщо обсадна колона на різних рівнях оснащена додатковими пристосуваннями (заливальним муфтами), що дозволяють подавати тампонажний розчин у затрубний простір поінтервально на різній глибині, спосіб цементування називається багатоступінчастим (багатоциклової). Найпростіший і найбільш поширений спосіб - цементування в два ступені (двоступенева). Іноді виникає необхідність не допустити проникнення тампонажного розчину в нижню частину обсадної колони, розташовану в інтервалі продуктивного пласта, тоді цей інтервал у затрубному просторі ізолюється манжетою, встановленої на обсадної колони, і сам спосіб цементування називається манжетні. Виділяються також способи цементування потайних колон і секцій, оскільки тампонажний розчин у цьому випадку закачують по бурильної колоні, на якій спускають секцію або потаємну колону.

Розрахунки при цементуванні свердловини - важлива частина проектування заключного етапу будівництва свердловини. Стосовно конкретних місцевих умов проводиться метод суцільного одноступінчатого цементування обсадної колони. Розрахунок цього цементування включає:

• визначення обсягу цементного розчину;

• встановлення кількості сухого цементу (або суміші цементу з наповнювачами), вибір типу цементу;

• визначення необхідної кількості води та реагентів для замішування, визначення обсягу продавочной рідини;

• встановлення допустимого часу цементування свердловини;

• визначення числа агрегатів та цементно-змішувальних машин;

• визначення можливого максимального тиску в кінці процесу цементування.

Обсяг свердловини відповідає обсягу цементного розчину [5]:

де k - коефіцієнт кавернозний;

H - висота підйому цементного розчину;

D - діаметр свердловини;

d - діаметр обсадної колони.

Коефіцієнт кавернозному складає 1,10 - 1,12.

Кондуктор Ø 324 мм: Vцр1 = (3,14 / 4) (1,1 · 0,394 ² - 0,324 ²) 1020 = 52,6 м ³

Пром. колона Ø 245 мм: Vцр2 = (3,14 / 4) (1,1 · 0,2903 ² - 0,245 ²) 2450 = 63м ³

Екс. колона Ø 140 мм: Vцр3 = (3,14 / 4) (1,1 · 0,1905 ² - 0,140 ²) 1 175 = 23,5 м ³

Для приготування 1м ² цементного розчину потрібно цементу [5]:

q = ρ ц ρ в / (ρ в + mρ ц) (2.5.2)

де ρ ц - щільність цементу;

ρ в - щільність води;

m - водо-цементне відношення.

Кондуктор Ø 324 мм: q1 = 2900.1000 / (1000 +0,5 · 2900) = 1184кг

Пром. колона Ø 245 мм: q2 = 3015.1000 / (1000 +0,48 · 3015) = 1232кг

Екс. колона Ø 140 мм: q3 = 3500.1000 / (1000 +0,34 · 3500) = 1598кг

звідси щільність цементного розчину буде [5]:

ρ ц.р. = Q (1 + m) (2.5.3)

Практично щільність цементного розчину визначається ареометром.

Загальна кількість цементу [5]:

G = kцqVц.р. (2.5.4)

де kц = 1,03-1,05 - коефіцієнт, що враховує втрати цементу при вантажно-розвантажувальних роботах.

Кондуктор Ø 324 мм: G1 = 1,04 · 1184.52, 6 = 64,8 т

Пром. колона Ø 245 мм: G2 = 1,04 · 1232.63 = 80,7 т

Екс.колонна Ø 140 мм: G3 = 1,04 · 1596.23, 5 = 39т

Число цементно-змішувальних машин приймається з урахуванням розрахункового обсягу цементу за умови, що на кожну з них можна завантажити приблизно 20 т матеріалу (n1 = 3, n2 = 4, n3 = 2).

Загальний об'єм води при цьому становить [5]:

Vв = Gц / (kцkв ρ в) (2.5.5)

де kв = 1,01-1,05 - коефіцієнт, що враховує втрати води.

Обсяг продавочной рідини для транспортування цементного розчину в затрубний простір можна визначити за формулою [5]:

де Δ = 1,03-1,05 - коефіцієнт стисливості продавочной рідини.

Кондуктор Ø 324 мм: V1 = 1,04 · 0,785 · 0,324 ² (1020 - 10) = 86,6 м ³

Пром.колонна Ø 245мм: V2 = 1,04 · 0,785 · 0,245 ² (2450 - 10) = 119,6 м ³

Екс. колона Ø 140 мм: V3 = 1,04 · 0,785 · 0,14 ² (3025 - 10) = 48,2 м ³

Величина максимального тиску в кінці продавкі обчислюється за формулою [5]:

p = p1 + p2 (2.5.7)

де p1 - тиск, обумовлений різницею питомих ваг у трубах і затрубному просторі;

p2 - гідравлічні втрати тиску.

Тиск, обумовлений різницею ваг у трубах і затрубному просторі, знаходимо за формулою [5]:

Гідравлічні втрати тиску точно розрахувати поки неможливо. Для приблизних розрахунків використовуємо орієнтовні формули Р. І. Шищенко:

а) для свердловин глибиною до 1000м - р2 = 0,001 L + 0,8, МПа;

б) для свердловин глибиною понад 1000м - р2 = 0,001 L + 1,6, МПа.

Час цементування колони [5]:

Тцем = tц + tпц + 10 (2.5.9)

де tц - час закачування цементного розчину;

tпц - час продавкі цементного розчину;

10 - час, необхідний для виконання операції по закладанню в заливальне голівку пробки.

Час закачування цементного розчину і час продавкі цементного розчину знаходимо за формулами [5]:

tц = Vц.р / Qср (2.5.10)

tпц = Vж / Qср (2.5.11)

де Qср = 0,020 м ³ / с - середня продуктивність насосів цементувальних агрегатів.

Кондуктор Ø 324 мм: tц1 = 52,6 / 0,02 = 44мін

Пром. колона Ø 245мм: tц2 = 63 / 0,02 = 53мін

Екс. колона Ø 140 мм: tц3 = 23,5 / 0,02 = 20хв

Кондуктор Ø 324 мм: tпц1 = 86,6 / 0,02 = 72мін

Пром. колона Ø 245 мм: tпц2 = 119,6 / 0,02 = 100мін

Екс. колона Ø 140 мм: tпц3 = 48,2 / 0,02 = 40хв

Потрібне кількість цементувальних агрегатів визначаємо за такою формулою [5]:

де u = 1,5 м / сек - середня швидкість висхідного потоку цементного розчину.

Обчислені значення заносимо в таблиці.

Таблиця 2.11 Загальні відомості про цементуванні обсадних колон.

Наїм. колони	Діаметр, мм		Коеф. кавер- нознос.	Характеристика секцій			Інтервал цементування		Плотн. цем.р., кг / м ³
	колон- ни	сква- жіни		ін-вал вуст., м		кол-во ступі.
				від	до		від	до
Кондуктор Пром. колона Екс. колона	324 245 140	394 295,3 190,5	1,10 1,10 1,12	1020 2450 3025	0 0 0	1 1 1	1020 2450 3025	0 0 1850	1780 1820 2150

Таблиця 2.12 Дані до розрахунку цементування колон