Усинское нефтяное месторождение расположено к северо-востоку от г. Печоры в нижнем течении реки Колвы и находится в зоне развитой инфраструктурой.
Залежь нефти в пермо-карбоновых отложениях Усинского месторождения массивная и расположена на глубинах от 1280 до 1950 м. Пермо-карбоновая залежь приурочена к порово-кавернозно-трещинным коллекторам сакмарского и артинского ярусов нижней перми, верхнего карбона, московского и башкирского ярусов среднего карбона. Залежь массивная сводовая. Положение водонефтяного контакта по скважинам изменяется от отметки минус 1288 и до минус 1342 и. При этом отмечается тенденция понижения ВНК к своду структуры.
С учетом особенностей геологического строения различных частей разреза и условий их формирования принята следующая схема выделения эксплуатационных объектов: нижний объект — от ВНК до репера Р 3 , содержит 19% балансовых запасов; средний объект — между реперами Р3 и Р4 , содержит 46% балансовых запасов и верхний объект — между реперами Р4 и кровлей продуктивной толщи, содержит 35% балансовых запасов.
Разработка пермо-карбоновой залежи осложнена ее законтурным заводнением, а также тем, что эксплуатационный объект представляет собой аномально тяжелую нефть, плотностью при 20°С от 0,954 до 0,968 г/см 3 , высокосмолистая (17-21%), сернистая (1,89-2,11%), беспарафинистая (0,08-0,6%), с низким содержанием легких фракций (до 200°С выкипает 5,5-8%, до 300°С-23-26,5%).
Поэтому для эффективности добычи нефти возможно использование термлифта, с помощью паронагнетательных скважин.
На территории месторождения протекает одна из крупнейших рек Севера — Колва, в бассейне которой выделена природоохранная зона, шириной в 1 километр. Поэтому запасы нефти под этой зоной остаются неохваченными разработкой. Для расширения зоны охвата пласта и его добычи предполагается бурить горизонтальные скважины.
Растворенный в нефти газ типичный для тяжелых нефтей и содержит метана 85,4%, этана 4,6%, пропана и более тяжелых углеводородов 4,0%, азота и редких 4,6%, углекислого газа 1,4%.
Покрышкой для нижнепермско-среднекаменноугольной залежи служит верхнепермские терригенные красноцветные отложения, причём нижние пласты верхнепермских песчаников пропитаны загустевшей нефтью, сделавшей их практически непроницаемыми. По-видимому, характер нефти нижнепермско-среднекаменноугольной залежи определяется низкими изолирующими свойствами покрышки и воздействием на неё гипергенных факторов.
Методы разработки месторождений высоковязких нефтей и природных битумов
... Залежи тяжелых нефтей встречаются на всех диапазонах глубин от 300 метров до глубин свыше 1500 метров. При этом доля балансовых запасов высоковязких нефтей ... месторождения используются в качестве объектов опытно-промышленной разработки высоковязкой нефти и природных битумов. Такие компании ... кроме больших запасов нефти, оно содержит огромные запасы титановой руды – более 40% всех запасов титанового ...
Дальнейшие перспективы увеличения разведанных запасов нефти Усинского месторождения определяются возможностью выявления залежей в силурийских отложениях на глубинах около 5000 м.
2. Техническая часть
2.1 Давления по разрезу скважины
2.1.1 Пластовое давление
Р ГИДР = gh (2.1)
Интервал 0 — 1270
Р ПЛ = РГИДР
Р ПЛ = 10009,81270 = 12,5 МПа
Интервал 1270 — 1310
Р ПЛ = 11 МПа
2.1.2 Градиенты пластового (порового) давления
G ПЛ = 100, где: (2.2)
G ПЛ — градиент пластового давления, ;
- Р — пластовое (горное) давление, МПа;
Н — глубина скважины по вертикали до рассматриваемой точки, м.
Интервал 0 — 1270
G ПЛ = 100= 0,98 МПа / 100м
ДП 02009562 — 090800 — 1.7 — 02
Интервал 1270 — 1310
G ПЛ = 100 = 0,84 МПа / 100м
2.1.3 Градиенты горного давления
G ГОРН = 10-4 g [ni Li + Ѕ П LП ] / Н, где: (2.3)
G ГОРН — градиент горного давления, МПа / 100м;
g — ускорение свободного падения, м/с 2 ;
- i — номер пласта с отличной от других плотностью породы (сверху вниз);
ni — плотность горной породы, кг/м3 ;
L i — толщина i — того пласта, м.
Н = Li + Ѕ L П (2.4)
Интервал 0 — 1270
Н 1 = Ѕ L1 =Ѕ 1270 = 635 м
G ГОРН = 10-4 9,81 ( Ѕ 25001270)/635 = 2,45 МПа / 100м
Интервал 1270 — 1310
Н 2 = L1 + Ѕ L2 = 1270+ Ѕ (1310 — 1270) = 1290 м
G ГОРН = 10-4 9,81 (25001270+ Ѕ 2500(1310 -1270))/1290=2,45 МПа/100 м
2.1.4 Горное давление
Р ГОРН = GГОРН Н/100 (2.5)
Интервал 0 — 1270
Р ГОРН = 2,45 = 31,1 МПа
Интервал 1270 — 1310
Р ГОРН = 2,45 = 26 МПа
2.1.5 Давление гидроразрыва
Р Г.Р. = (РГОРН — РПЛ ) + РПЛ , где: (2.6)
- коэффициент Пуассона.
Интервал 0 — 1270
= 0,32
Р Г.Р. = (31,1- 12,5) + 2,212,5 = 21,3 МПа
Интервал 1270 — 1310
= 0,32
Р Г.Р. = (26 — 11) + 11 = 18 МПа
2.1.6 Градиенты гидроразрыва
G Г.Р. = 100 (2.7)
Интервал 0 — 1270
G Г.Р. = 100 = 1,68 МПа / 100м
Интервал 1270 — 1310
G Г.Р. = 100 = 1,37 МПа / 100м
Результаты расчётов давлений и их градиентов по разрезу скважины
Таблица 2.1
Индекс стратиграфического подразделения |
Интервал залегания по вертикали, от — до, (кровля — подошва) |
Градиенты |
Давления в кровле — подошве, МПа |
||||||||
Пластового давления, МПа / 100м |
Порового давления, МПа / 100м |
Горного давления, МПа / 100м |
Гидроразрыва, МПа / 100м |
Геотермический, 0 С/ 100м |
Пластовое |
Поровое |
Горное |
Гидроразрыва |
|||
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
10 |
11 |
|
Q |
0 — 1270 |
0,98 |
0,98 |
2,45 |
1,68 |
3 |
0-12,5 |
0-12,5 |
0-31,1 |
0-21,3 |
|
P 2 sd |
1270 — 1310 |
0,84 |
0,84 |
2,45 |
1,37 |
3 |
12,5-11 |
12,5-11 |
31,1-26 |
21,3-18 |
|
2.2 Конструкция скважины
Совмещённые графики градиентов давлений
Таблица 2.2.
Глубина, м |
Индекс стратиграфического подразделения |
Осложнения |
Пластовое (поровое) давление, МПа |
Давление гидроразрыва, МПа |
Графики градиентов давлений: пластового и гидроразрыва, МПа / 100м |
Глубина спуска обсадных колонн, м |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7426 324 245 168 |
|
1270 |
Подваливание стенок скважин |
12,5 |
21,3 |
||||
1310 |
Подваливание стенок скважины , нефтепроявления |
11 |
18 |
||||
2.3 Обоснование глубин спуска и диаметров обсадных колонн
Глубины спуска обсадных колонн выбираются исходя из совмещённых графиков давлений, имеющихся осложнений и из опыта бурения.
Выбор диаметров долот производится совместно с определением количества и диаметров спускаемых обсадных колонн.
Диаметр долота (Д) при бурении под обсадную колонну:
Д = Д М + вм , где: (2.8)
Д М — диаметр муфт спускаемой обсадной колонны, мм;
в м — требуемый диаметральный зазор между стенками скважины и муфтой обсадной колонны, мм.
Принимаем диаметр хвостовика Д Х = 127 мм, безмуфтовые.
в м =15 мм — для обсадных труб 114 127 мм.
Наружный диаметр предыдущей обсадной колонны Д ОК , внутри которой должно пройти долото диаметром ДД вычисляется:
Д ОК = ДД + вд + 2 t, где: (2.9)
в д — требуемый диаметральный зазор между долотом и внутренней полостью обсадных труб, мм;
в д = 10 20 мм, причём увеличивается с увеличением ДД ;
- t — толщина стенки обсадных труб, мм.
1. Определяем диаметр долота для бурения под хвостовик:
Д Х = 127 + 15 = 142 мм
Принимаем стандартный ближайший диаметр долота: Д Х = 139,7 мм
2. Определяем наружный диаметр эксплуатационной колонны:
Д Э.К. = 139,7 + (10 20) + 2 10 = 169,7 149,7 мм
Принимаем стандартный ближайший диаметр эксплуатационной колонны: Д Э.К. = 168 мм
3. Определяем диаметр долота при бурении под эксплуатационную колонну:
Д Д Э.К. = 168 + 25 = 193 мм
Принимаем стандартный ближайший диаметр долота при бурении под эксплуатационную колонну: Д Д Э.К. = 215,9 мм
4. Определяем наружный диаметр промежуточной колонны:
Д ПК = 215,9 + (10 20) + 2 10 = 245,9 255,9 мм
Принимаем стандартный ближайший диаметр промежуточной колонны: Д ПК = 245 мм
5. Определяем диаметр долота при бурении под промежуточную колонну:
Д ДП К = 245 + 30 = 275 мм
Принимаем стандартный ближайший диаметр долота при бурении под промежуточную колонну: Д ДП К = 295,3 мм
6. Определяем наружный диаметр кондуктора:
Д К = 295,3 + (1020) + 2 10 = 325,3 335,3 мм
Принимаем стандартный ближайший диаметр кондуктора: Д К = 324 мм
7. Определяем диаметр долота при бурении под кондуктор:
Д Д К = 324 + 45 = 369 мм
Принимаем стандартный ближайший диаметр долота при бурении под кондуктор: Д Д К = 393,7 мм
8. Определяем наружный диаметр направления:
Д Н = 393,7 + (1020) + 2 10 = 423,7 433,7 мм
Принимаем стандартный ближайший диаметр направления: Д Н = 426 мм
9. Определяем диаметр долота при бурении под направление:
Д Д Н = 426 + 55 = 481 мм
Принимаем стандартный ближайший диаметр долота при бурении под направление: Д Д Н = 490 мм
Конструкция скважины
№ п/п |
Название колонны |
Интервал установки, м |
Номинальный диаметр ствола скважины (долото), мм |
Номинальный наружный диаметр одноразмерной части, мм |
Необходимость спуска колонны |
||
от |
до |
||||||
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
|
1 |
Направление |
0 |
20 |
490 |
426 |
Для крепления верхних неустойчивых пород, а также предотвращения размыва устья скважины. |
|
2 |
Кондуктор |
0 |
400 |
393,7 |
324 |
Для предупреждения пресных водоносных горизонтов и перекрытия неустойчивых отложений. |
|
3 |
Промежуточная |
0 |
1810 |
295,3 |
245 |
Для перекрытия неустойчивых отложений. |
|
4 |
Эксплуатационная |
0 |
3810 |
215,9 |
168 |
Для изоляции продуктивных горизонтов и извлечения газа на поверхность |
|
5 |
Хвостовик |
3810 |
4810 |
139,7 |
127 |
Для изоляции продуктивных горизонтов и извлечения газа на поверхность |
|
Рабочее давление комплекта ПВО должно быть не ниже давления опрессовки той обсадной колонны, на которую оно устанавливается, и проходные диаметры превенторов должны быть не меньше внутренних диаметров обсадных колонн, исходя из этого условия принимаем:
- На кондуктор
- На эксплуатационную колонну
Устьевое давление и ПВО, Таблица 2.4
Наименование обсадной колоны оборудованной ПВО |
Диаметр обсадной колонны, мм |
Интервал спуска колонны по длине ствола, от-до (снизу — вверх) |
Давление, МПа |
Тип ПВО |
||
Пластовое |
Устьевое |
|||||
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
|
Кондуктор |
324 |
400 — 0 |
3,92 |
10,1 |
ОП2-35035 |
|
Промежуточная |
245 |
1810 — 0 |
11 |
0,96 |
ОП2-35035 |
|
Эксплуатационная |
168 |
3800 — 0 |
11 |
0,96 |
ОП2-35035 |
|
Хвостовик |
127 |
4810-3800 |
11 |
0,96 |
||
2.5 Профиль ствола скважины, Скважина горизонтальная
Проекции профиля горизонтальной скважины
Таблица 2.5
Участок |
Интервал по вертикали, м |
Длина интер-вала по вер тикали, м |
Зенитный угол, град |
Горизонтальное смещение, м |
Длина по стволу,м |
|||||
от |
до |
в на-чале |
в кон-це |
интер-вала |
общее |
интервала |
общее |
|||
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
10 |
|
1.Вертикаль-ный |
0 |
450 |
450 |
0.0 |
0.0 |
0 |
0 |
450 |
450 |
|
2.Набор угла с отклонителем |
450 |
548 |
98 |
0.0 |
20.0 |
17 |
17 |
100 |
550 |
|
3.Неориентируемый набор угла |
548 |
1280 |
732 |
20.0 |
64.0 |
659 |
676 |
1000 |
1550 |
|
4.Набор угла при выходе на горизонтальный участок |
1280 |
1310 |
30 |
64.0 |
90.0 |
125 |
801 |
260 |
1810 |
|
5.Горизонтальный участок |
1310 |
1310 |
0 |
90.0 |
90.0 |
3000 |
3801 |
3000 |
4810 |
|
2.7 Буровые промывочные жидкости
2.7.1 Инженерно — геологическое обоснование разреза
020:
Интервал представлен супесями, суглинками, песками и глиной с галькой, гравием, и валунами различных пород.
20400:
Интервал представлен переслаиванием глин и песчаников. Он осложнён подваливанием стенок скважин.
4001270:
Интервал представлен переслаиванием глин и песчаников. Здесь возможно подваливание стенок скважины.
12701310:
Основная задача при бурении этого интервала — это качественное вскрытие продуктивного пласта.
2.7.2 Выбор плотности бурового раствора
1. Условия предупреждения нефтегазоводопроявления.
min = , где: (2.12)
- коэффициент запаса, зависящий от глубины
max = , где: (2.13)
Р — допустимая величина репрессии на пласт
Р = Р СКВ — РПЛ (2.14)
до глубины 1200 м: = 1,11,15; Р 1,5 МПа
1200 — 2500 м: = 1,051,1; Р 2,5 МПа
более 2500 м: = 1,041,07; Р 3,5 МПа
Если min max , то выбираем min .
Если min max , то выбираем max .
Интервал 0 — 400м:
min = = (1100 1150) кг/м3
max = = 1380 кг/м3
Принимаем =1150
Интервал 0 — 1280м:
min = = (920 964) кг/м3
max = = 1070 кг/м3
Принимаем = 1050 кг/м 3
Интервал 0 — 1310м:
min = = (900 940) кг/м3
max = = 1050 кг/м3
Принимаем = 1050 кг/м 3
2.7.3 Предварительный расчёт пластической вязкости и динамического напряжения сдвига
= 0,033 10 -3 — 0,022 Пас
0 = 8,5 10-3 — 7 Па
Интервал 20 400м:
= 0,033 10 -3 1150 — 0,022 = 0,016 Пас
0 = 8,5 10-3 1150 — 7 = 2,78 Па
Интервал 400 1280м:
= 0,033 10 -3 1050 — 0,022 = 0,013 Пас
0 = 8,5 10-3 1050 — 7 = 1,9 Па
2.7.4 Расчёт статического напряжения сдвига
Базовая формула:
t = , где: (2.15)
1 — минимальное значение СНС для удержания частиц в зависимости от диаметра и типа долота
1 = , где: (2.16)
Д m — размер частицы шлама из — под долота, который определяется по одной из формул:
Для долот типа М, МС, С, СТ.
Д m = 0,35 + 0,037ДД (2.17)
Для долот типа Т, ТК, К, ОК, ИСМ, АБИ, всех долот с буквой З.
Д m = 0,25 + 0,025ДД (2.18)
r — плотность частиц выбуренной породы,
- плотность бурового раствора,
m — коэффициент зависящий от формы частиц,
к — коэффициент учитывающий вязкость раствора, объёмное содержание выбуренной породы в растворе и забойном остатке, а так же характеристику частиц выбуренной породы.
к = — (2.19)
В = , где: (2.20)
Д — средний диаметр частиц выбуренной породы,
- пластическая вязкость бурового раствора,
С — концентрация выбуренной породы в объёме бурового раствора, которую можно оценить:
С = , где: (2.21)
V П — объём выбуренной породы в рассматриваемом интервале,
V Ц — объём циркулирующего раствора,
Е — степень очистки бурового раствора от выбуренной породы,
Е до 0,35 при одноступенчатой очистке,
Е до 0,65 при двухступенчатой очистке,
Е до 0,85 при трёхступенчатой очистке,
Е до 0,9 при четырёхступенчатой очистке,
С 0 — объёмная концентрация выбуренной породы в призабойном участке,
С 0 = 0,5 при бурении в глинах,
С 0 = 0,85 при бурении в неустойчивых глинисто-песчаных и песчаных породах,
h — высота осадка на забое скважины,
h = 50 300 см (обычно 100 см)
Если используется утяжелённый буровой раствор, то определяется К У .
Если К У К, то в базовую формулу используют КУ .
Если К У К, то используют К.
К У = ,где: (2.22)
m 1 — коэффициент формы частиц утяжелителя,
m 1 = 1,8 2
С У — концентрация утяжелителя в объёме раствора в долях %,
С У = , где: (2.23)
ИСХ — плотность раствора до обработки утяжелителем,
У — плотность утяжелителя,
Д У — среднее значение диаметра утяжелителя,
Д У = 0,005см — барит, 0,001 см — карбонатная мука,
Д У 1 — максимальный размер частиц утяжелителя, который может быть удержан буровым раствором при значении СНС = 1
Д У 1 = (2.24)
t — время покоя (измерения СНС)
1 МИН t= 60 с
10 МИН t= 600 с
Интервал 0400
Очистка трёхступенчатая, Д Д = 393,7 мм, = 1150 кг/м3 , тип долота: М, шарошечное, ККАВ = 1,3
V П = 0,785ДД 2 ККАВ Н = 0,785393,72 1,340010-6 = 63,3 м3
Д m = 0,35+0,03739,37 = 1,8 см
V Ц = VИСХ + VП = 0 + 63,3 = 63,3 м3
С = = 0,075
1 = =173 дин/см2 = 17,3 Па
В = = 0,4
К = — = 0,014
1 = =79 дПа
10 = =154 дПа
Интервал 4001810:
Очистка трёхступенчатая, Д Д = 295,3 мм, = 1050 кг/м3 , тип долота: С, СЗ, шарошечное, ККАВ = 1,3
V П = 0,785ДД 2 ККАВ Н = 0,785295,32 1,3181010-6 = 161 м3
V ИСХ = 0,7850,3042 400= 29 м3
V Ц = VИСХ + VП = 29 + 161 = 190 м3
Д m = 0,25+0,02529,53 = 0,99 см
С = = 0,06
1 = =78 дин/см2 = 7,8 Па
В = = 0,38
К = — = 0,023
1 = =45 дПа
10 = =72 дПа
Интервал 1810 — 3810
Очистка трёхступенчатая, Д Д = 215,9мм, = 1050 кг/м3 , тип долота: СЗ, шарошечное, ККАВ = 1,3
Д m = 0,25+0,02521,59 = 0,79 см
V П = 0,785ДД 2 ККАВ Н = 0,785215,92 1,3381010-6 = 181 м3
V ИСХ = 0,7850,2252 1810= 72 м3
V Ц = VИСХ + VП = 72 + 181= 253 м3
С = = 0,054
1 = =94 дин/см2 = 9,4 Па
В = = 0,38
К = — = 0,019
1 = =50 дПа
10 = =86 дПа
Интервал 3810 — 4810
Очистка трёхступенчатая, Д Д = 139,7мм, = 1050 кг/м3 , тип долота: СЗ,
шарошечное, К КАВ = 1,3
Д m = 0,25+0,02513,97 = 0,6 см
V П = 0,785ДД 2 ККАВ Н = 0,785139,72 1,3381010-6 = 75 м3
V ИСХ = 0,7850,1542 3810= 70 м3
V Ц = VИСХ + VП = 70 + 75= 145 м3
С = = 0,039
1 = =71 дин/см2 = 7,1 Па
В = = 0,38
К = — = 0,042
1 = =51 дПа
10 = =68 дПа
2.7.5 Анализ возможных рецептур буровых растворов
Интервал 020:
Для бурения под направление выбираю техническую воду в качестве промывочной жидкости.
Интервал 20400:
На данном интервале бурения рекомендую применить в качестве буровой промывочной жидкости, стабилизированную глинистую суспензию
- Вода
- Глинопорошок ПБМБ 30 — 40 кг/м 3
- КМЦ-600-85.1 1,5 — 2 кг/м 3
Интервал 4001310:
На данном интервале бурения рекомендую применить в качестве буровой промывочной жидкости, стабилизированную глинистую суспензию со смазочной добавкой
- Вода
- Глинопорошок ПБМБ 30 — 40 кг/м 3
КМЦ — 600-85.1
- Desco 2 — 3 кг/м3
Valube NT
Пеногаситель (Defoamer P) 3
2.7.6 Поинтервальный расчёт расхода матерьялов и химических реагентов
Интервал 20400:
Д Д = 393,7 мм; VМЕХ = 600 м/ст.-мес.; ДОК = 426 мм ( = 12 мм)
V ИСХ = VСКВ + VЁМК (2.25)
V СКВ = 0,785 0,4022 20 = 2,5 м3
V ИСХ = 2,5 + 40 = 42,5 м3
V i = ni li , где: (2.26)
n i — норма расхода бурового раствора на 1 м проходки, м3
l i — длина интервала по стволу, м
V i = 1,16 380 = 440,8 м3
V = V ИСХ + Vi = 42,5 + 440,8 = 483,3 м3
Q Г/П = nГ/П V = 0,089 483,3 = 43 т
Q КМЦ = nКМЦ в с V = 0,006 1 1 483,3 = 2,9 т
Интервал 4001810:
Д Д = 295,3 мм; VМЕХ = 600 м/ст.-мес.; ДОК = 324 мм ( = 11 мм)
V ИСХ = 0,785 0,3022 400 + 120 = 148 м3
V i = 0,46 1410 = 648,6 м3
V = V ИСХ + Vi = 148 + 648,6 = 796,6 м3
Q Г/П = 0,035 796,6 = 27,9 т
Q КМЦ = 0,006 1 1.33 796,6 = 6,4 т
Q Desco = 0,002 1 1 796,6 = 1.6 т
Q Defoamer P = 0,003 1 1 796,6 = 2,4 т
Q Valube NT =5 1 1 796,6 = 3983 л
Интервал 18103810:
Д Д = 215.9 мм; VМЕХ = 600 м/ст.-мес.; ДОК = 245 мм ( = 10 мм)
V ИСХ = 0,785 0,2252 1810 + 120 = 192 м3
V i = 0,24 3810 = 914,4 м3
V = V ИСХ + Vi = 192 + 914,4 = 1106,4 м3
Q Г/П = 0,035 1106,4 = 38,7 т
Q КМЦ = 0,006 1 1,33 1106,4 = 8,8 т
Q Desco = 0,002 1 1 1106,4 = 2,2 т
Q Defoamer P = 0,003 1 1 1106,4 = 3,3 т
Q Valube NT =5 1 1 1106,4 = 5532 л
Интервал 38104810:
Д Д = 139,7 мм; VМЕХ = 600 м/ст.-мес.; ДОК = 168 мм ( = 7 мм)
V ИСХ = 0,785 0,1542 3810 + 120 = 191 м3
V i = 0,1 4810 = 481 м3
V = V ИСХ + Vi = 191 + 481 = 672 м3
Q Г/П = 0,035 672 = 23,5 т
Q КМЦ = 0,006 1 1,33 672 = 5,4 т
Q Desco = 0,002 1 1 672 = 1,33 т
Q Defoamer P = 0,003 1 1 672 = 2 т
Q Valube NT =5 1 1 672 = 3360 л
2.7.7 Обоснование показателей фильтрации
Таблица 2.6
Интервал |
Ф30 |
|
1 |
2 |
|
0 — 20 |
15 см3 |
|
20 — 1810 |
8 — 12 см3 |
|
1810 — 4810 |
4 — 8 см3 |
|
2.7.8 Обоснование условной вязкости
Таблица 2.7
Интервал |
У. В. |
|
0 — 20 |
35 — 40 |
|
20 — 1810 |
35 40 |
|
1810 — 4810 |
20 25 |
|
2.7.9 Технологический регламент буровых растворов
Таблица 2.8
Н, м |
Литологическое описание |
Осложнения, РПЛ, МПа |
Конструкция скважины |
Состав и свойства промывочных жидкостей |
|||
Тип и состав промывочных жидкостей |
|||||||
Компоненты |
Расход, т |
Параметры промывочной жидкости |
|||||
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
|
0 — 20 |
Песок с гравием и галькой |
Подваливание стенок скважины |
Направление Д = 426 мм |
Техническая вода |
|||
20 — 400 |
Неустойчивые глинистые породы с редкими прослоями песчаников |
Разрез не устойчив, РПЛ = 3,92 |
Кондуктор Д = 324 |
Вода Глинопорошок КМЦ-600-85,1 |
43 2,9 |
=1150кг/м3 =0,016Пас 0=2,78Па СНС1=79дПа СНС10=154дПа Ф30=8-12см3 У.В.=35-40с |
|
400 — 1810 |
Глины, алевролиты с редкими прослоями песчаников |
Подваливание стенок скважины, РПЛ = 11 |
Промежуточная колонна Д = 245 мм |
Вода пресная Глинопорошок ПБМБ, КМЦ-600-85.1 Desco Valube NT Defoamer P |
27,9 6,4 1,6 3983 2,4 |
=1050кг/м3 =0,013Пас 0=1,9Па СНС1=45дПа СНС10=72дПа Ф30=8-12см3 У.В.=35-40с |
|
1810 — 3810 |
Известники нефтенасыщенные, |
Поглощение бурового раствора, нефтепроявления. РПЛ = 11 |
Эксплуатационная колонна Д = 168 мм |
Вода пресная Глинопорошок ПБМБ, КМЦ-600-85.1 Desco Valube NT Defoamer P |
38,7 8,8 2,2 5532 3,3 |
=1050кг/м3 =0,013Пас 0=1,9Па СНС1=50дПа СНС10=86дПа Ф30=4-8см3 У.В.=20-25с |
|
3810-4810 |
Известники нефтенасыщенные |
Поглощение бурового раствора, нефтепроявления Рпл=11 мПа |
Хвостовик Д = 127 мм |
Вода пресная Глинопорошок ПБМБ, КМЦ-600-85.1 Desco Valube NT Defoamer P |
23,5 5,4 1,33 3360 2 |
=1050кг/м3 =0,013Пас 0=1,9Па СНС1=51дПа СНС10=68дПа Ф30=4-8см3 У.В.=20-25с |
|
2.8 Углубление горизонтальной скважины
2.8.1 Выбор типомоделей долот по интервалам бурения под каждую обсадную колонну
Интервал 0 — 20м:
Выбираем долото типа 490,0 С — В
Интервал 20 — 400 м:
Выбираем долото типа 393,7 С — ГВ
Интервал 400 — 1810м:
Выбираем долото типа 295,3МС — ГВ
Интервал 1810 — 3810м:
Выбираем долото типа 215,9 С — ГВУ — R190А.
Интервал 3810 — 4810м:
Выбираем долото типа 139,7 С — ГАУ — R223.
2.8.2 Выбор способов и режимов бурения под каждую обсадную колонну
Типомодели долот и режимы бурения
Таблица 2.9.
Интервал бурения по длине ствола от — до, м |
Типомодель применяемых долот |
Способ бурения (типоразмер забойного двигателя) |
Параметры режима бурения |
||||
Осевая нагрузка на долото, кН |
Частота вращения долота, об/мин. |
Подача насоса, л/с |
Плотность бурового раствора, кг/м3 |
||||
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
|
0 — 20 |
490,0 С — В |
Роторный |
Собственный вес |
120 |
50 |
1000 |
|
20 — 400 |
393,7 С — ГВ |
Роторный |
240 |
120 |
35,9 |
1150 |
|
400-500 |
295,3 МС — ГВ |
Турбинный (ТО-240) |
120 |
ТО — 240 |
35,9 |
1050 |
|
500 — 1810 |
295,3 МС — ГВ |
Роторный |
140 |
120 |
35,9 |
||
1810-3810 |
215,9 С — ГВУ — R223 |
Турбинный (ДГ — 172) |
160 |
ДГ — 172 |
19,3 |
1050 |
|
3810-4810 |
139,7 С — ГАУ — R190А |
Турбинный (ДГ1- 95) |
120 |
ДГ1 — 95 |
19,3 |
1050 |
|
2.8.3 Выбор компоновок бурильных колонн и их нижней части
При бурении вертикальных участков скважины необходимая длина УБТ для создания осевой нагрузки на долото рассчитывается по формуле:
L УБТ = , где: (2.27)
W — осевая нагрузка, кН
К Д — коэффициент безопасности, КД = 1,175
К 0 = 1 — , где: (2.28)
Ж — плотность бурового раствора, г/см3 ;
СТ — плотность стали, СТ = 7,85 г/см3 ;
- В — суммарный вес КНБК в воздухе.
На невертикальных участках наклонно направленных и сильно искривленных скважин потребная длина УБТ рассчитывается по формуле6
L 0 = , где: (2.29)
К К — коэффициент, учитывающий влияние на величину WКР скручивающего момента, динамических усилий; принимается, что КК = 0,9 при бурении с забойным двигателем и КК = 0,8 при роторном бурении;
W КР — критическая осевая сжимающая нагрузка на нижний конец бурильных труб, вычисляется по формуле:
W КР = , где: (2.30)
q, EI — соответственно вес погонного метра и жёсткость при изгибе первой секции бурильных труб;
- r — полу разность диаметров скважины и тела бурильной трубы;
S — интенсивность зенитного искривления скважины, радиан/м
Интервал 400 — 1810 м:
Диаметр активной части КНБК выбирается из условия:
Д 01 = (0,85 0,75) ДД , при ДД 295,3
Д 01 = (0,75 0,65) ДД , при ДД 295,3
Д 01 = (0,75 0,65) 393,7= 295 — 255 мм
Принимаем Д 01 = 229 мм, m = 273 кг, d01 = 90 мм, g01 = 2,67 кН/м
Диаметр УБТ основной части:
Д 02 0,75 Д01
Д 02 171,8 мм
Принимаем УБТ основной части УБТС 178 мм, m = 163,7 кг, d 02 = 71,4 мм, g02 = 1,6 кН/м
Диаметр бурильных труб:
Д Б.Т. 0,75 Д02
Д Б.Т. 133,5
Принимаем трубы ТБВК 127
Длина активной части УБТС 229 — 36 м
Длина основной части:
L 02 = =203
Принимаем 198 м
КНБК и бурильные трубы
Таблица 2.8
Участок |
КНБК |
Интенсивность искривления, град./100 м |
|
1 |
2 |
3 |
|
Кондуктор |
393,7 С — ГВ долото 203 мм УБТС — 36 м КЛС — 393,7 мм 178 мм УБТС — 198 м 127 мм ТБВ — остальное |
||
Набор угла при зарезке наклонного ствола ориентируемой КНБК |
295,3 С-ГВ долото;
АБТ 170 — 25 м телесистема или ТСИО «Печора»;
Переводник 0,5 — 0,7 м 127 мм ТБВ остальное |
10 |
|
Набор угла неориентируемой КНБК (гибкая компоновка) |
215,9 С-ГВУ — R190А долото;
178 мм УБТС — 2 м; 146 мм УБТС — 2 м 104 мм УБТС — 6 м 146 мм УБТС — 2 м 178 мм УБТС — 75 м 127 мм ТБВ остальное |
5 |
|
Горизонтальный участок ( под обсадную колонну Д = 168 мм) |
215,9 С-ГВУ — R190А — долото;
127 мм ТБВ — ; 178 мм УБТС — 180 м; 203 мм УБТС — 180 м;
|
10 |
|
Горизонтальный участок ( под обсадную колонну Д = 127 мм) |
139,7 С-ГАУ — R223 — долото;
ДГ1 — 95 КС — 139 мм 127 мм ТБВ — ; 178 мм УБТС — 180 м 203 мм УБТС — 180 м; переводник ( 0,5 — 0,7 м) |
||
2.8.4 Расчёт бурильных колонн
Интервал 400 1810 м:
УБТ 229, g 01 = 2,67 кН/м
УБТ 178, g 02 = 1,6 кН/м
На УБТ устанавливаем трубы ТБВ 127 мм; группы прочности Д, = 10 мм, длиной 1573 м, m = 29,5 кг, g = 0,292 кН/м
Расчёт секции на прочность:
, где: (2.31)
k — коэффициент учитывающий сопротивление движению труб, k = 1,15
Q Б i — вес i-той секции труб в жидкости
Q КН — вес жидкости в КНБК
Р — перепад давления в забойном двигателе и долоте
F К — площадь канала труб m-ной секции
Q Б i = gi li k0 , где: (2.32)
g i , li — соответственно вес1 п.м. и длина i-той секции труб
Q Б i = 0,292 1573 0,87 = 399,6 кН
Q КН = (l01 g01 + l02 g02 ) k0 (2.33)
Q КН = (36 2,67 + 198 1,6) 0,87 = 359 кН
Р = 6 ПР. Ж. (2.34)
Р = 6 1,05 = 6300 кПа
F К = /4 0,1072 = 8,99 10-3 м2
Q Р = 1,15 (399,6 + 359) + 6300 8,99 10-3 = 929 кН
Напряжение растяжения в теле трубы в верхнем сечении:
Р = , где: (2.35)
F m — площадь поперечного сечения тела трубы
F m = /4 (0,1272 — 0,1072 ) = 3,67 10-3 м2
Р = = 253 МПа
Крутящий момент и касательное напряжение в верхнем сечении
М К = 0,577, где: (2.36)
Р — растягивающее напряжение в рассматриваемом сечении,
К = 1,1 — при роторном бурении на невертикальных участ ках в наклонно- направленной скважине,
W К — полярный момент сопротивления сеченя тела трубы
W К = /16 (ДН 3 — dВ 3 ) (2.37)
W К = /16 (0,1273 — 0,1073 ) = 1,62 10-4
М К = 0,577= 10,8 кН м
= (2.38)
= = 67 МПа
Расчёт изгибающих напряжений
М U = , где: (2.39)
EI — жёсткость труб при изгибе,
R — общий радиус искривления,
Е = 2,06 10 11 для стали
Е = 7,06 10 11 для АБТ
I = , где: (2.40)
Д Н , dВ — наружный и внутренний диаметр труб
R = , где: (2.41)
f С — стрела прогиба (радиальный зазор по бурильному замку)
f С = Ѕ (ДС — dЗАМ ), где: (2.42)
Д С , dЗАМ — соответственно диаметр скважины и бурильного замка,
z — длина полуволны изогнутой колонны
z = z 0 , где: (2.43)
Q — осевое усилие в трубах,
g — вес 1 п.м. труб в воздухе, кН/м,
для стальных труб l W = 0,970 n
для АБТ l W = 0,568, где:
n — частота вращения долота, об/мин
I — см 4
l W — м
z 0 — длина полуволны в нейтральном сечении, м
z 0 = (2.44)
I = = 6,33 10 -6 м4
EI = 2,06 10 11 6,33 10-6 = 1322 кН м
f С = Ѕ (0,2953 — 0,178) =0,0587 м
l W = 0,970 120= 539 м
z 0 == 12,8 м
z = 12,8 = 44,1 м
R = = 3360 м
М U = = 0,4 кН м
U = MU /WU , где: (2.45)
W U — осевой момент сопротивления сечения тела трубы
W U = Ѕ WК (2.46)
W U = Ѕ 1,62 10-4 = 0,81 10-4
U = 0,4/(0,81 10-4 ) = 4,9 МПа
Расчёт эквивалентных напряжений
Э = , (2.47)
Э =
Рассчитываем эквивалентное напряжение и сопоставим с допустимым:
258,3 265,7 МПа — условие прочности выполняется.
Фактический коэффициент запаса статической прочности
n Ф = (2.48)
n Ф = = 1,44
Проверка использования клинового захвата
Q P , где: (2.49)
Q Р — растягивающее усилие в m-ной секции труб (снизу вверх) в момент отрыва долота от забоя,
Q Т.К. — осевое усилие, при котором напряжение в теле трубы, зажатой в клиновой захвате, достигает предела текучести, кН
Q Т.К. = , где: (2.50)
Т — предел текучести труб, Т = 372 МПа,
F m — площадь сечения тела трубы, мм2 ,
С — коэффициент обхвата ПКР, для ПКР — 560: С = 0,9,
d СР — средний диаметр трубы, мм,
n К — коэффициент запаса прочности при использовании клинового захвата, nК = 1,1
l К — длина рабочей части клина, принимается lК = 0,4 м.
Клиновой захват ПКР — 560, l К = 0,4 м, С = 0,9
d СР = Ѕ (0,127 + 0,107) = 0,117 м
Q Т.К. = = 1145 кН
929
929 1041 — клиновой захват использовать можно.
Проверка усталостной прочности
n У = , где: (2.51)
n — запас прочности в предположении, что = 0
n — запас прочности в предположении, что Р = К = 0
n У — нормативный запас прочности
n У nУ = 1,5
n = , где: (2.52)
а — амплитуда переменных напряжений изгиба,
В — временный предел прочности, МПа,
m — среднее постоянное напряжение изгиба, МПа
Для вертикального ствола:
m = U = 4,9 МПа
а = 0,5 m = 2,45 МПа
Р = 253 МПа
= 67 МПа
По справочнику: -1 = 67 МПа; В = 637 МПа
n = 0,577 (2.53)
n = = 13,62
n = 0,577 = 3,2
n У = = 3,12 1,5, т.е. БТ удовлетворяют условию усталостной прочности
Результаты расчётов бурильных труб
Таблица 2.9
Наименование и диаметр спускаемой обсадной колонны, мм |
Глубина спуска обсадной колонны по длине ствола, м |
Характеристика труб |
Вес в воздухе, кН |
Предел текучести труб, кН |
Коэффициент запаса прочности |
|||||||||
Тип секции |
Длина секции, м |
Диаметр, мм |
Группа прочности, марка стали |
Толщина стенки, мм |
1 м трубы |
секции |
Нарастающий |
На статическую нагрузку |
На прочность в клиновом захвате |
На выносливость |
||||
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
10 |
11 |
12 |
13 |
14 |
|
Кондуктор, 324 |
400 |
КНБК ТБВ |
234 166 |
— 127 |
— Д |
— 10 |
— 0,289 |
437 45 |
437 482 |
— 1655,4 |
— 2,8 |
— 2,3 |
— 10,9 |
|
Промежуточная колонна, 245 |
1810 |
КНБК ТБВ |
234 1576 |
127 |
Д |
10 |
0,289 |
437 440 |
919 1359 |
|||||
Эксплуатационная колонна, 168 |
3810 |
КНБК ТБВ |
100 300 |
— 127 |
— Д |
— 10 |
— 0,289 |
186,7 116,1 |
186,7 302,8 |
— 1655,4 |
— 3,3 |
— 2,74 |
— 10,9 |
|
Хвостовик, 127 |
4810 |
КНБК ТБВ УБТ УБТ |
10 4440 180 180 |
— 127 178 203 |
— Д |
— 10 49 61 |
— 0,289 1,53 2,1 |
63,5 67,2 275,4 378 |
63,5 130,7 406,1 784,1 |
— 1350 1250 |
— 3,1 1,4 |
— 1,1 1 |
— — — |
|
2.9 Расчёт гидравлических параметров промывки скважины, выбор насосов и втулок
Производительность насоса должна удовлетворять двум основным требованиям:
а) обеспечить полную очистку забоя от шлама,
б) обеспечить вынос шлама по кольцевому пространству на поверхность
Для соблюдения условия (а) достаточно:
1) Q = g F З , где: (2.53)
g — удельная промывка на единицу площади забоя
При бурении шарошечными, лопастными, оснащёнными алмазотвёрдосплавными композициями, твёрдым сплавом долотами достаточно иметь g = 0,050,065 л/с/см 2 . Меньшее значение относят к случаям бурения в твёрдых породах, и с утяжелённым буровым раствором, большее значение в мягких породах.
F З — площадь забоя, см2
2) Необходимо обеспечить достаточную удельную гидравлическую мощность на долоте
Q = , где: (2.54)
Р g — перепад давления на долоте, МПа,
N У — удельная гидравлическая мощность на долоте, кВт/см2 ,
N У = 0,13 VМ 1/3 , где: (2.55)
V М — ожидаемая механическая скорость бурения, м/ч
Приоритетным является соблюдения условия (1)
Для соблюдения условия (б) достаточно:
Q = 0,0785 V КП (ДС 2 — dН 2 ), где: (2.56)
Д С , dН — диаметры скважины и бурильных труб, см,
V КП = (0,2 0,4) м/с
Исходя из изложенного, порядок выбора подачи насоса следующий: по формулам (2.53) и (2.54) находят диапазон возможных значений Q; определяют варианты количества насосов и втулок; ориентируется «max» допустимое давления нагнетания:
Р ДОП = 0,8 РНТ , где: (2.57)
Р НТ — табличное «max» давление нагнетания для данных насосов и диаметров втулок.
Потери давления в бурильных трубах и УБТ
Р Т = , где: (2.58)
К = 0,025 — для СБТ и УБТ,
К = 0,02 — для АБТ,
d В — внутренний диаметр труб, см
Потери давления в гидромониторных насадках долота
Р У = или (2.59)
Р У = 0,0006 VU 2 , где: (2.60)