Усинское нефтяное

Отчет по практике
Содержание скрыть

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.

17 стр., 8059 слов

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 ... 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

7

426 324 245 168

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

интер

вала

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 minmax , то выбираем min .

Если minmax , 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 У1 — максимальный размер частиц утяжелителя, который может быть удержан буровым раствором при значении СНС = 1

Д У1 = (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 = 0,785ДД2 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 = 0,785ДД2 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 = 0,785ДД2 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 = 0,785ДД2 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;

  • переводник 0,5 — 0,7 м;
  • ТО -240;

АБТ 170 — 25 м

телесистема или ТСИО «Печора»;

  • УБТС2 — 203 — 75 м;

Переводник 0,5 — 0,7 м

127 мм ТБВ остальное

10

Набор угла неориентируемой КНБК

(гибкая компоновка)

215,9 С-ГВУ — R190А долото;

  • переводник 0,5 — 0,8 м;
  • К-215,9 мм;

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;

  • КС — 215,9 мм;
  • ДГ — 172;
  • ОЭЦ -212 мм;

127 мм ТБВ — ;

178 мм УБТС — 180 м;

203 мм УБТС — 180 м;

  • переводник (0,5 — 0,7 м );

10

Горизонтальный участок

( под обсадную колонну Д = 127 мм)

139,7 С-ГАУ — R223 — долото;

  • КС — 139 мм;

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 Бi — 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 Бi = gi li k0 , где: (2.32)

g i , li — соответственно вес1 п.м. и длина i-той секции труб

Q Бi = 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 (ДН3 — dВ3 ) (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 Ккоэффициент 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 VМ1/3 , 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 КПС2 — dН2 ), 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 VU2 , где: (2.60)