Выбор и обоснование способа бурения нефтяных скважин

Определяется утечки промывочной жидкости через уплотнение вала забойного двигателя Qу=0,0005.

Определяется площадь  промывочных отверстий по формуле:

Ф=(Q – Qу)/ Vд  м².                                       (2.71)

 

Ф=(0,030 – 0,0005)/ 80=0,000368  м².

Применяются три насадки  с внутренним диаметром 12 мм.

Таким образом, из вышеприведенных  расчетов видно, что суммарные потери давления в трубном и затрубном  пространствах меньше давления развиваемого буровым насосом типа УНБТ-950 при  диаметре цилиндровых втулок 160 мм, следовательно технологический режим промывки скважины выбран верно.

 

 

2.3.9. Обоснование  критериев рациональной отработки  долот

Под показателем отработки  долот, в настоящее время, обычно подразумевают данные, позволяющие  оценить результаты его эксплуатации, в данных условиях, эффективность бурения. К показателям отработки породоразрушающего инструмента относят:

Проходка на долото.

Продолжительность (срок службы) работы.

Механическая скорость бурения.

Стоимость бурения единицы  длины ствола скважины.

Проходка на долото –  позволяет судить об объемах полезной работы, выполненным конкретным буровым инструментом в линейных единицах – данные пробуренного ствола скважины. Для трехшарошечных и лопастных долот этот показатель, как правило, совпадает с проходкой на рейс, так как они в большинстве случаев выходят из строя в течении первого же рейса. Низкие значения проходки на долото приходятся на высокооборотный турбинный способ бурения в очень крепких формациях, а высокие – на низкооборотный – роторный способ при разбуривание относительно мягких пород. Максимальную проходку на долото можно получить при полном износе долота, то есть при длительной его работе на забое.

Продолжительность работы инструмента – дополняет первый. Он характеризует работу инструмента уже не со стороны её объема, а со стороны её длительности. По оценке работы вспомогательно-технологического инструмента это весьма важно и указанный показатель приобретает функцию основного.

Увеличение длительности работы инструмента может привести не только к полезным результатам, которые особенно ощутимы в глубоком бурении, где прирост рассматриваемого показателя по отношению к продолжительности спускоподъемных, подготовительно-заключительных и иных работ особенно ценен, но и отрицателен.

Отрицательные результаты могут быть выражены чрезмерным износом инструмента (вплоть до аварии или необходимости перебуривания ствола из-за уменьшения диаметра). Работа долота может прерваться при возникновении критической ситуации, определяемой бурильщиком, которая наступает под действием одного, реже нескольких обстоятельств следующего характера:

а) Экономического (обычно вследствие изменения свойств пород  бурение которых данным долотом оказывается экономически не выгодным). 

б) Физического (предельно  допустимое изнашивание долот по вооружению, его диаметру, опоре шарошки или сочетанием того и другого).

в) Технологического (необходимость  срочной замены забойного двигателя, элементов бурильной колонны, аварии).

г) Геолого-технологического (достижение глубины, на которой необходимо переходить на долото другого диаметра, отбирать керн, проводить каротаж, цементировочные работы).

Механическая скорость – является производной от проходки на долото по времени и поэтому  неразрывно связана с первыми  двумя показателями. Она характеризует  интенсивность процесса бурения. Максимальная механическая скорость может быть достигнута сокращением времени пребывания долота на забое. Поэтому об оптимальном времени пребывания долота на забое судят не по проходке за рейс и не по механической скорости, а по рейсовой скорости проходки. Средняя механическая скорость равна:

V_M=h/t  м/час,                                                     (2.72)

 

где  h - прохода на долото, м;

 t - время бурения интервала, час.

Стоимость проходки единицы  длины скважины обычно выражается стоимостью 1 метра бурения.

Минимизация стоимости  единицы проходки ствола скважины главное  и непременное требование, которому должны удовлетворять выбор оптимальных значений параметров инструмента.

Из всех перечисленных  параметров наиболее подходящим является рейсовая скорость бурения, максимально учитывающая все факторы, поэтому в качестве основного критерия отработки долот выбирается этот показатель.

Чтобы рассчитать максимальную рейсовую скорость на ведущей трубе  ставят метку и по ней определяют количество пробуренных метров за определённый промежуток времени (обычно 5 минут). Рейсовую скорость находят, подставив данные значения в формулу:

V_P= Н_В / ΣТ_Б +Т_СПО  м/час,                                         (2.73)

 

 где Н_В – проходка за отрезок времени, м;

Т_Б  - время бурения, час;

Т_СПО  - время СПО, час.

Через определенный равный предыдущему  интервал времени, заново рассчитывают рейсовую скорость, учитывая, что Н_В равно сумме пробуренных метров за два интервала, а Т_Б равно времени, затрачиваемому на бурение этих интервалов. И так далее пока последующие расчетные значения не будут меньше предыдущего значения. Тогда поднимают инструмент и производят замену долота. 

 

2.3.10. Технология  бурения на участках направленного  изменения кривизны скважины  и при вскрытии продуктивного пласта

 

Технологические причины  искривления скважины связаны с  режимными параметрами процесса бурения.  К их числу относятся: осевая нагрузка на породоразрушающий  инструмент, частота вращения инструмента, количество и качество промывочной  жидкости.

       Повышение осевой нагрузки всегда приводит к увеличению интенсивности искривления скважины. Это объясняется увеличением прогиба КНБК, возрастанием отклоняющей силы, увеличением разработки стенок скважины, что приводит к увеличению угла перекоса. 

Повышение частоты вращения колонны бурильных труб практически всегда сопровождается уменьшением интенсивности искривления. Это можно объяснить кинематикой движения КНБК в скважине. При малой частоте вращения колонна вращается в основном вокруг своей оси, а при большой – вокруг оси скважины.

Расход и качество промывочной жидкости также оказывают  влияние на искривления скважин. В мягких породах при повышенном расходе промывочной жидкости стенки скважины размываются более интенсивно, угол перекоса увеличивается, что приводит к увеличению интенсивности искривления.

Для бурения  скважины на различных интервалах проектируются  следующие         компоновки.

Интервал 0 – 100 м (вертикальный):

Долото III СЗГВ 295,3 (ГОСТ 20692-75).

Калибратор 5КС 295,3 (ТУ-26-02-963-83).

3ТСШ – 240 (ТУ 26-02-367-71).

Переводник ПП 147/171 (ГОСТ 7360-82).

ЛБТ 147x11 (ГОСТ 23786-79) – остальное.

Интервал 100 – 294 м (набор  параметров кривизны):

Долото СЗГВ 295,3 (ГОСТ 20692-75).

Калибратор 5КС 295,3 (ТУ-26-02-963-83).

ТО – 240К (ГОСТ 26673-85).

Телесистема «СИБ – 1».

ЛБТ 147x11 (ГОСТ 23786-79) – остальное.

Интервал 294 – 650 м (стабилизация параметров кривизны):

Долото III СЗГВ 295,3 (ГОСТ 20692-75).

Калибратор 5КС 295,3(ТУ-26-02-963-83).

3ТСШ – 240 (ТУ 26-02-367-71).

УБТ – 203x90 (ТУ-39-076-74) –24 м.

Переводник ПП 147/171 (ГОСТ 7360-82).

ЛБТ 147x11 (ГОСТ 23786-79) – остальное.

Интервал 650 – 2550 м (стабилизация параметров кривизны):

Долото III МЗГВ 215,9 или III СГВ 215,9 (ГОСТ 20692-75).

Калибратор 9К 215,9 (ТУ-26-02-963-83).

Стабилизирующая коронка СТК – 214 (ТУ-26-02-852-83).

3ТСШ1 – 195 (ГОСТ 26673-85).

УБТ – 178 x90 (ТУ-39-076-74) –24 м.

ЛБТ 147x11 (ГОСТ 23786-79) – 250 м.

ТБПВ 127x9 (ГОСТ 23786-79) – 450 м.

ЛБТ 147x11 (ГОСТ 23786-79) – остальное.

Интервал 2550 – 2785 м (интенсивное  снижение зенитного угла до 0⁰):

Долото 8 ½ PDC

Калибратор 9К 215,9 с номинальным  диаметром 0,214 м (ТУ-26-02-963-83).

Д2 – 195 (ГОСТ 26673-85).

ЛБТ 147x11 (ГОСТ 23786-79) – 250 м.

Переводник ПП 133/147 (ГОСТ 7360-82).

ТБПВ 127x9 (ГОСТ 23786-79) – 450 м.

Переводник ПП 147/133 (ГОСТ 7360-82).

ЛБТ 147x11 (ГОСТ 23786-79) – остальное.

Отклоняющая компоновка для проведения исправтельных работ  при бурении интервала под  эксплуатационную колонну.

Долото III МЗГВ 215,9 (ГОСТ 20692-75).

Калибратор 9К 215,9 с номинальным  диаметром 0,214 м (ТУ-26-02-963-83).

ТО – 195К (ГОСТ 26673-85).

Телесистема «СИБ – 1».

ЛБТ 147x11 (ГОСТ 23786-79) – 250 м.

ТБПВ 127x9 (ГОСТ 23786-79) – 450 м.

ЛБТ 147x11 (ГОСТ 23786-79) – остальное.

В каждой компоновке после  турбины ставится обратный клапан.

Предложенные компоновки являются типовыми на площади Игольско-Талового месторождения. 

Конечная цель бурения  – получение промышленного притока  нефти и газа из продуктивных пластов. Получение начального притока нефти  и газа из пласта в большой степени  зависит от технологии первичного вскрытия продуктивного горизонта: состава и свойств промывочной жидкости, длительности воздействия её на продуктивную залежь, от качества работ по разобщению пластов от других проницаемых горизонтов.

При выборе промывочной  жидкости для вскрытия продуктивного пласта следует учесть следующие требования:

1. фильтрат бурового раствора не должен способствовать набуханию глинистых частиц, увеличению гидрофильности породы;
2. состав фильтрата должен быть таким, чтобы при проникновении в пласт не происходило физических и химических взаимодействий сопровождающих образование нерастворимых осадков;
3. содержание частиц твёрдой фазы в буровом растворе должно быть минимальным;
4. поверхностное натяжение на контакте “фильтрат-порода” должно быть наименьшим;
5. показатель фильтрации должен быть минимальным;
6. степень минерализации фильтрата должна быть близка к степени минерализации пластовых вод.

Руководствуясь опытом бурения в данном регионе и  выше перечисленными требованиями, выбираем для первичного вскрытия пласта –ингибированный полимерный буровой раствор, содержащий в своем составе биополимеры, полисахариды, ингибиторы глинистых минералов. Данный буровой раствор наиболее дешевый в применении и оказывает наименьшее отрицательное воздействие на окружающую среду, чем при использовании других буровых растворов.

Параметры бурового раствора:

 – удельный вес, равный 1,080 Н/см³;

По «ПБ в НиГП»  плотность бурового раствора, при  вскрытии продуктивного горизонта  определяется по формуле (2.74)

 

  ρ_б.р. = (Р_пл+ Р_пл ∙ 5/100)/ g·Н                                                  (2.74)

 где Н – глубина кровли продуктивного пласта, м.

P_пл- пластовое давление, МПа;

       Н-глубина скважины,

ρ_б.р = (27,79 + 27,79 ∙ 5/100)∙10⁶/(9,81∙2760)=1080 кг/м³.

– условная вязкость, равная 25 сек;

 – показатель фильтрации, равный 6–4 см³/30 мин;

• статическое напряжение сдвига СНС, равное СНС₁/СНС₁₀ = 10/20 дПа.

Параметры бурового раствора при вскрытии продуктивного горизонта  представлены в таблице 2.10.

 

Таблица 2.10 Параметры раствора при вскрытии продуктивного горизонта

 

Удельный вес, Н/м3	Условная  вязкость, сек	Показатель фильтрации, см3/30 мин	Содержание песка, %	СНС1/10, дПа	рН
1,08×104	25	4 - 6	1	10/20	7-8

 

 

 

2.4. Технические  средства и режимы бурения  при отборе керна

 

Так как скважина эксплуатационная, отбор керна не предусмотрен.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

2.5. Проектирование  процессов заканчивания скважин

 

2.5.1 Расчет  обсадных колонн

Обсадная колонна является ответственной инертной конструкцией, несущей различные по характеру и величине нагрузки.

На колонну действуют:

• Растягивающие нагрузки от собственного веса.
• Сжимающие нагрузки от собственного веса, возникающие при разгрузке колонны, установленной на забой.
• Осевые нагрузки (динамические), возникающие в период неустановившегося движения колонны.
• Осевые нагрузки, обусловленные трением о стенки скважины.
• Осевые нагрузки от избыточного давления и температуры при цементировании и эксплуатации.
• Наружное и внутренне избыточное давление.
• Изгибающие нагрузки при искривлении колонны в результате потери устойчивости и при работе в наклонных скважинах.

В зависимости от назначения будут  также действовать и  силы трения.

 Обсадные колонны  на протяжении многолетней службы  подвергаются воздействию окружающей  среды, прежде всего пластовых  вод и газов, которые достаточно агрессивны и способны вызвать интенсивную коррозию металла. Кондуктор во время бурения, а эксплуатационная колонна при испытании, подземных и капитальных ремонтах скважин истираются долотами, замками и муфтами бурильных и насосно – компрессорных труб и другим оборудованием, спускаемым в скважину. Так что при конструировании обсадной колонны необходимо учитывать эти особенности.