Технология и техника строительства скважины.

2 Технология и техника строительства скважины

     2.1 Выбор профиля и проектирование конструкции скважины
     
     На Баклановском месторождении наиболее распространён четырёхинтервальный профиль бурения скважин.
     Исходные данные:
     - глубина скважины по вертикали Н = 2530 м;
     - глубина продуктивного пласта Нкр=2410 м, Нп=2445 м;
     - отход (смещение) A=1225,91 м;
     - глубина вертикального участка h1=410 м;
Набор зенитного угла будем осуществлять при бурении под тех.колонну.    

Таблица 2.1 –Конструкция скважины
Наименование колонны
?  колонны  (мм)
Глубина спуска (м)
Направление
426
50
Кондуктор
324
380
Техническая колонна
245
1230
Эксплуатационная  колонна
168
2950


Рисунок 2.1 – Проект бурения
     В данном случае конструкция скважины будет представлена четырьмя колоннами. В интервале 0-50 м – направление, 0-830 м – кондуктор, 0-1230 техническая колонна и в интервале 0-2950 м эксплуатационная колонна. 
     Для предотвращения размыва устья скважины, для соединения устья 
с очистной системой буровой установки, для перекрытия верхних водоносных горизонтов хозяйственно-питьевого назначения в конструкции скважины предусматривают направление, которое спускается до глубины 50 м.
     Для крепления верхних неустойчивых интервалов разреза, изоляции водоносных горизонтов от загрязнения, установки противовыбросового оборудования, а также для подвески последующих обсадных колонн предусматривают спуск кондуктора. Глубину спуска кондуктора необходимо выбирать с таким расчетом, чтобы в случае частичного или полного выброса промывочной жидкости при дальнейшем углублении скважины и заполнения последней пластовой жидкостью не произошло гидроразрыва пород, лежащих ниже башмака, давлением, возникшим в стволе после герметизации устья превентором.
     
     
     Рисунок 2.2– Совмещённый график градиентов давлений
     По конструкции скважины и рабочему давлению подходит обвязка колонной головки типа ОКК2 35-168?245?324 K2.
     Так как рабочее давление не превышает 35 МПа, по рабочему давлению подходит ПВО типа ОП5-35/80х35, включающее в себя: превентор кольцевой (универсальный) ПК- 230?35; два плашечныхпревентора ПП-230?35. Данный комплект ПВО имеет номинальный диаметр проходного сечения 230 мм, а следовательно в случае выброса может загерметизировать устье как при спущенной бурильной колонне, так и при колонне обсадных труб.
     Схема монтажа ПВО представлена на рисунке 2.3.
     

     1, 2 – универсальный и два плашечныхпревентора; 3 – устьевая крестови-на; 4, 6 – задвижки с гидравлическим и ручным управлением; 5 – манометр 
с запорным и разрядным устройствами; 7 – регулируемые дроссели с гидравли-ческим и ручным управлением; 8 – отбойная камера с разрядным устройством
     Рисунок 2.3– Схема монтажа ПВО

     2.2 Выбор промывочных жидкостей по интервалам бурения

     Качество бурового раствора должно  обеспечивать успешную проводку скважины, крепление ее обсадными колонными и эффективное вскрытие продуктивного пласта. Используемый буровой раствор и химические реагенты, применяемые для его обработки, должны быть малоопасными с точки зрения охраны окружающий среды. При бурении под направление и кондуктор разбуриваются неустойчивые глинистые отложения и рыхлые песчаники, поэтому буровой раствор должен обладать высокой выносящей способностью, хорошей смазочной способностью для предотвращения прихватов инструмента и обеспечивать сохранение устойчивости стенок скважины. 
     Для бурения используется глинистый раствор наработанный на предыдущих скважинах. Для получения необходимых параметров буровой раствор обрабатывается химическими реагентами. Бурение под эксплуатационную колонну производится на полимер - глинистом растворе, оставшемся после бурения интервала под кондуктор, который разбавляется технической водой и обрабатывается химическими реагентами для достижения необходимых параметров. Необходимые параметры бурового раствора, утвержденные заказчиком, представлены в таблице 2.2.

Таблица 2.2–Характеристика промывочной жидкости
Интервал бурения, м
Удельный вес, г/см3
Вязкость, сек
Водоотдача,
см3/30мин
Тип промывочной
жидкости
0-50
1,02-1,12
55-70
<40
Полимер-бентонитовый
SB GN
50-380
1,12
45-65
<15

380-1230
1,28
40-60
<12
Соленасыщенный NaCL-полимерсахаридный
1230-1970
техническая вода
Техническая вода
1970-2950
1,16
45-65
<6
Гипсо-известковый SB ALK

     Рассмотрим химические реагенты, применяемые для приготовления раствора:
     Карбоксиметилцеллюлоза (КМЦ) – натриевая соль простого эфира целлюлозы и гликолевой кислоты. Чем выше степень полимеризации КМЦ, тем выше е? термостойкость и стабилизирующее действие на буровой раствор, поэтому наиболее эффективны реагенты марки КМЦ-600 и КМЦ-700. Представляет собой мелкозернистый порошкообразный материал белого или кремоватого цвета, содержание влаги не более 10%. Хорошо растворяется в воде, при подогреве растворимость улучшается. Применяется для регулирования фильтрационных свойств буровых растворов, рекомендуемые концентрации КМЦ 
в пресных растворах – до 0,5%. Реагент эффективен в области рН раствора 6-9. Приготовление водного раствора КМЦ на буровой производится в глиномешалках или с помощью гидромешалки ГДМ-1. Глиномешалка МГ 2-4 заполняется водой, загружается расчетное количество реагента со скоростью 10-15 минут на мешок, перемешивается до получения равномерной консистенции, доливается водой до полного объема, после чего производится дополнительное перемешивание в течение 20-30 минут. Приготовление раствора КМЦ осуществляется из расчета получения 2-5% водного раствора, на практике обычно используется 1-2% водный раствор КМЦ.
     НТФ – нитрилтриметилфосфоновая кислота – порошок белого цвета, эффективно снижает вязкость глинистого раствора, хорошо растворяется в воде, оптимальная концентрация 0,01-0,03% мас. от объема бурового раствора. Не требует специального приготовления, но для более равномерной обработки бурового раствора рекомендуется использовать в виде водного раствора 1-10% концентрации.
     Кальцинированная сода (Na2CO3) – мелкокристаллический порошкооб- разный продукт белого цвета, плотностью 2500 кг/м 3 , содержание основного вещества 99%, водорастворим, применяется для связывания ионов кальция и магния  в буровом растворе, а также может применяться для регулирования рН раствора и с целью улучшения диспергирования глинопорошков. Для обработки бурового раствора применяется в виде раствора 5-10% концентрации, который готовят по технологии, аналогичной приготовлению КМЦ, но время дополнительного перемешивания водного раствора в глиномешалке составляет 10-15 минут.
     ФК-2000 – экологически безопасная смазочная добавка на основе растительного подсолнечного масла по эффективности многофункционального воздействия на буровой раствор (значительное улучшение антиприхватных, смазочных и ингибирующих свойств, снижение коэффициента поверхностного натяжения на границе фильтрат бурового раствора - углеводород) соответствует лучшим зарубежным смазочным материалам. Смазочная добавка разработана специально для условий Западной Сибири при бурении горизонтальных и наклонно-направленных скважин. По внешнему виду – жидкость, склонная к пастообразованию при низких температурах, от светло-желтого до темно-коричневого цвета с запахом подсолнечного масла. Смазочная добавка  упаковывается в металлические 200 л бочки.
     Хлористый калий (KCl)– белый зернистый порошок плотностью           1990 кг/м3, хорошо растворяется в воде, используется как источник ионов калия в буровом растворе. В нашей стране технический KCl выпускается в виде серовато-белого мелкокристаллического порошка или спрессованных гранул различных оттенков красно-бурого цвета.
     ГКЖ – применяется в качестве гидрофобизирующей добавки, предотвращающей диспергирование, гидратацию и переход глин в буровой раствор 
и обеспечивающий вследствие этого сохранение хороших реологических свойств раствора. Придает термостойкость буровому раствору.
     Сайпан– высокомолекулярный акриловый полимер. Основная функция – снижение фильтрации. Дополнительная функция – стабилизация раствора 
и флокуляция выбуренной породы.Эффективен в растворах с высоким и низким содержанием твердой фазы.

Таблица 2.3 – Параметры и тип промывочной жидкости

Параметры
Тип бурового раствора

Полимер-бентонитовыйSBGN
СоленасыщенныйNaCL-полимерсахаридный
Техническая вода
Гипсо-известковый SB ALK
Интервал, м
50-380
380-1230
1230-1970
1970-2950
Плотность, г/см3
1,12
1,28
1,02
1,16
Условная вязкость, с
45-65
40-60
-
45-65
Водоотдача, мл/30мин
?15
?12
-
?6-8
РН
8-9
9,5-10
-
9,5-10,5
СНС, фунт/100фут2
5-15/8-25
5-9/7-18
-
6-11/7-20
Объем, м3
108
160
66
87
     Определим объем промывочной жидкости по интервалам бурения
     V=ПR2L,
где R – радиус колонны, м,
     L – длина интервала, м
     Vпол= 3,14?(0,324)2?330=108 м3.
     Аналогично подсчитаем на другие интервалы
     Vсол= 3,14?(0,245)2?850=160 м3,
     Vтехн= 3,14?(0,168)2?740=66 м3,
     Vгипс = 3,14?(0,168)2?980=87 м3.

     2.3 Выбор способа бурения

     В настоящее время глубокие нефтяные скважины бурят вращательным способом с передачей вращения долоту с устья скважины от ротора через колонну бурильных труб или с передачей вращения долоту непосредственно от гидравлического (винтового забойного двигателя (ВЗД)) или электрического забойного двигателя – электробура.
     Основные требования к выбору способа вращения долота определяются необходимостью обеспечения успешной проводки ствола скважины, при возможных осложнениях, с высокими технико-экономическими показателями. Поэтому приемлемый вид бурения должен допускать использование такой техники и технологии проводки ствола, которые наиболее полно отвечали бы условиям предупреждения осложнений и их ликвидаций, и качественного вскрытия продуктивного пласта, а также достижение высокого качества ствола скважины, её конфигурации и наиболее высоких механических скоростей, наибольших проходок на долото, а также применение различных типов долот, в соответствии с механическими и абразивными свойствами пород.
     Одним из основных критериев для выбора того или иного способа бурения служит возможность передавать на забой достаточную мощность при любых глубинах бурения с наименьшими потерями и достаточный крутящий момент, для создания надлежащей осевой нагрузки.
     Целесообразность применения тех или иных способов бурения и их раз-новидностей (ударно-вращательное, турбинно-роторное, реактивно-турбинное, с промывкой различными буровыми растворами, различными долотами) определяется с учетом геологических, технических и экономических факторов. Эти решения должны пересматриваться по мере совершенствования технологии и техники бурения (долот, труб, растворов) и изменения, уточнения условий проводки скважин. Возможно сочетание нескольких способов при проводке различных участков одной и той же скважины.
     Забуривание скважины и бурение под направление производим роторным способом, так как при применении этого способа легче решается ряд техничес-ких сложностей.
     В дальнейшем углублении скважины применение роторного способа ста-новится нецелесообразным, так как возникают наибольшие трудности в борьбе с самопроизвольным искривлением, возможность возникновения аварий из-за поломки бурильной инструмента.
     Эти вопросы сравнительно легче решить, при бурении забойными дви-гателями. Применение ВЗД для углубления скважины также нецелесообразно, так как они обладают низкой частотой вращения, поэтому их эффективней при-менять в породах твердых и очень твердых, а в нашем разрезе таких пород сравнительно мало. К тому же их недолговечность делает невыгодным приме-нение этих двигателей в данных условиях.
     Применение в качестве забойного двигателя электробура, вместе с рядом преимуществ, по сравнению с турбобуром, требует усложнения забойного и на-земного оборудования, исключает проведение каких либо работ внутри буриль-ной колонны, что может сказаться на возможности ликвидации аварий и ослож-нений, а также создает дополнительное сопротивление движению жидкости. Что неизбежно скажется на долговечности насосного оборудования.
     При выборе способа бурения следует также учитывать распространен-ность, опыт работы персонала и простоту осуществления того или иного способа. Таким образом, очевидно, что при проводке основного ствола скважины наиболее рациональным способом является винтовой.
     Следовательно, интервал (0-380 м) под направление бурится роторным способом, а оставшийся интервал (380-2950 м) бурится винтовым способом. 
      
     2.4 Выбор компоновки бурильного инструмента

Компоновка бурильной колонны:
     - под кондуктор 324 мм 50-380 м:  долото 393,7; УБТ203-18 м; КЛС-390; УБТ203-36 м; СБТ 127?9,19 «Л»;
     - под техническую колонну 245 мм: интервал 380-1230 м; долото 295,3 (PDC);  ДРУ – 240 3/4 (1,5 гр); КОБ-240; П/ориентационный – 203 мм; НУБТ с PrecisionPulse-203 мм-9,43 м; НУБТ-203 мм-9,43 м; П/П-203(163/152); УБТ 203-27 м; Яс 203; УБТ 203-27 м; УБТ 178-18 м; ТБПК 127?9,19 «Л»-ост.
     - под эксплуатационную колонну 168-мм, интервал 1230-2950 м: долото 215,9 (SK716; DSHI516M-E1); WF-675 QLE6750(1,50)+CTK-212; ЦЛ-210; НУБТ-172 Pony-4,4 м; IDS+PDS-1,1 м; Т/С 6 ? Hel-9,46 м; НУБТ-172-9,43 м; П/П (133/133); ТБТ-127-81 м; Яс-165(гидравлический); ТБТ-127-54м; ТБПК 127`9,19 «Л»-ост.
     
     2.5 Расчет бурильных колонн

     Проведем расчет колонны бурильных труб для бурения под эксплуатационную колонну [6].
     Руководствуясь практикой бурения на данной площади, выбираем следующие диаметры бурильных труб  и  долота:  Dд = 215,9 мм,  DТБТ = 127 мм, 
     DСБТ = 127х9 мм.
Диаметр ТБТ выбирается из конструкции скважины и условия обеспечения необходимой жесткости труб. Для нормальных условий при бурении долотом 215,9 мм принимается ТБТ диаметром 127 мм. Диаметр бурильных труб принимаем Дбтравный 127 мм.
     
     Так как 0,1 > 0,75...0,85, то необходимо в компоновку включить одну свечу ТБТ диаметр 159 мм для недопущения большой концентрации напряжений в этом переходном сечении.
     Длина TБТ определяется из условия, что бурильная колонна не переходила в III форму устойчивости
                                  (2.1)
где     g0 – вес погонного метра TБТ;
       – коэффициент облегчения жидкости;
     Gд – нагрузка на долото;
     Gзд – вес забойного двигателя;
        – средний зенитный угол в интервале установки TБТ;
Находим ?кр = 43,1 м; РкрIII=106037,8 Н.
Определяем длину УБТ ?0
     .
     Примем длину ТБТ равной 60м, 5 труб по 12 м.
     Выбираем СБТ диаметром 127 мм
     .
     Длину СБТ находим из условия, что алюминиевые трубы должны находится в растянутом положении
(Gт+GУБТ + GСБТ)??Gg ;                                             (2.4)                                         
  (2.5)
         Принимаем ?СБТ = 648 м (27 свечей).
     Выбираем DЛБТ, из условия ?0,7, отсюда DЛБТ=147 мм.
     Длина ЛБТ определяется на практике (в КНБК не входит) по формуле
     ?ЛБТ = Нскв - ?УБТ - ?Т - ?СБТ = 2230-648-60-25,7=1496,3 м.
     Принимаем ?ЛБТ = 1500 м (60 свечей).
     Кроме этого в интервале набора и стабилизации зенитного угла необходимо  центрирование колонны.
Проведем расчет на прочность при подъеме с промывкой.
     Проводится проверка условия 
     sсум? [s ],                                                                      (2.6)
где    sсум= sр+sи; 
     [s ]= sт/n, 
где     n = 1,45 – нормативный коэффициент запаса, 
     sт – предел текучести трубы.
     Расчёт ведётся по уравнению Сушона
     Тв = Тнехр(???f)+ ??q???exp(0.5???f)?(cos???fsin??),                      (2.7)
где     f – коэффициент сопротивления движению,f=0.15;
     ? – коэффициент учитывающий Архимедову силу;
      – средний зенитный угол;
     Da – изменение пространственного угла на участке;
     q  – вес погонного метра трубы;
     Тв,Тн – усилие на верхнем и нижнем конце участка.
     Для примера приведём расчёт Тв для участка 1-2, остальные участки рассчитываются аналогично.
     ТВ1-2= 93,5000ехр(0,16?0,15)+0,84?322?648?ехр(0,5?0,16?0,15)(cos15,8+ 
+0,15sin0,15)=280279 Н;
     sр= Тв/F ,                                                                                       (2.8)
где    F===0,0034 м2;
     sр=280279/0,0034=82,4 МПа;
     sи=,	  (2.9)
где    Е = 2,1.1011 Па модуль Юнга;
     I – момент инерции сечения;
     I= . 10-6  м4;
     W – момент сопротивления сечения,
     W = 73. 10-6  м3;
     sи = = 260600 Па;
     sсум= sр+sи=82,4+0,26 = 82,6 МПа.
     Для СБТ 
     сум. 
     Для ЛБТ 
     сум.
     Следовательно условие прочности выполняется.

     2.6 Проектирование режима бурения

2.6.1 Разработка гидравлической программы промывки скважины
     Гидравлическая программа проводки скважины представляет собой выбор расхода промывочной жидкости по интервалам бурения, выбор типа забойного двигателя, а также определение типа и количества насосов, обеспечивающих необходимый расход промывочной жидкости.
     Выбор расхода промывочной жидкости производится с учётом рабочих характеристик забойных двигателей. Установление необходимого режима работы буровых насосов выбор ВЗД по интервалам бурения производится с помощью НТС-номограммы, в случае турбинного бурения. Расход промывочной жидкости выбирается из условий:
     - удаление шлама с забоя;
     - вынос шлама на поверхность;
     - обеспечение нормальной работы ВЗД.
     Расход промывочной жидкости, необходимый для очистки забоя находится из условия ?15?:
     ;                                                                                     (2.10)
где q – удельный  расход  жидкости,  q=0,57- 0,65 м/с; Fз – площадь забоя, м2;
     ;                                                                                           (2.11)
где k – коэффициент кавернозности, к=1,03…1,1;
     Под кондуктор:                 
     ;
     .
     Под эксплуатационную колонну: 
     ;
     .
     Расход жидкости, необходимый для подъёма шлама в кольцевом пространстве, определяется из условия:
     ;                                                                            (2.12)
где Fкп – площадь кольцевого пространства, м2; 
     Fт – площадь поперечного сечения бурильных труб;
     Uос – скорость оседания частиц шлама, определяется по формулеРеттингера, м/с :
     ;                                              (2.13)
где плотность  породы, кг/м3;
     плотность  жидкости  в  данном  интервале, кг/м3;
     – эквивалентный  диаметр  частиц  шлама, м;
     Под кондуктор: 
     ; 
     ;
     ;
     .
     Под эксплуатационную колонну: 
     ;
     ;
     ;
     .
     Расход  жидкости,  необходимый  для  работы  ВЗД:
     ;                                   (2.14)
где – расход жидкости, применённый на стенде при pс=1000 кг/м3;
      – удельный момент  на  долоте, м;
      – нагрузка на долото, кН;
     – момент ВЗД при расходе Qс;
 – коэффициент, учитывающий трение в осевой опоре ВЗД,           – для  ВЗД с резино-металической опорой;
     ДРУ-240:  
     ;
     WF-675 QLE6750:   
     .
     Для определения оптимального режима работы буровых насосов необходимо построить НТС–номограмму – совмещённый  график гидравлических характеристик насоса, гидравлического забойного двигателя и скважины.
     Гидравлической характеристикой скважины называется зависимость потерь давления в элементах циркуляционной системы, исключая ВЗД, от расхода промывочной жидкости и глубины скважины
     Строим характеристики насоса, ВЗД и скважины (рисунок 2.4). 
     

     
     1,2,3–потери давления на глубинах 1000 м, 2000 м, 2950 м соответственно
     Рисунок 2.4– НТС-номограмма
     Из НТС-номограммы следует, что бурить можно ВЗД.
     WF-675 QLE6750. Количество насосов УНБ - 600 два, расход промывочной жидкости будет составлять  , . При этом бурение можно вести во всем интервале эксплуатационной колоны.
     По интервалам бурения определяется тип и расход промывочной жидкости. В таблице представлены показатели промывочной жидкости.
     
Таблица 2.4 – Показатели промывочной жидкости
Интервалы
Параметры промывочной жидкости

0-380
Полимер-бентонитовый SBGN: Y= 1,12±0,03 г/см3; УВ= 45-65 с;  Ф< 15 мл/30мин;  ДНС = 18-25 фунт/100фут2; ПВ = 14-20 сПз;  рН = 8,0-9,0;
380-1230
Соленасыщенный по NaCl полисахаридный: Y = 1,28±0,03 г/см3; 
УВ = 40-60 с; ПВ= 15-18 сПз; ДНС = 16-20 фунт/100фут2;
1230-2000
Тех. вода с праестол 2500:   Y= 1,02 г/см3; песка < 1,0 %
2000-2950
Гипсо-известковый SB ALK: Y= 1,16г/см3; УВ = 45-65 с;                      ПФ= 6 (в интервале 1970-2447м) 8 (в интервале 2447-2950м) мл/30мин; ДНС = 22-25 фунт/100фут2; ПВ= 15-23 сПз; СНС= 6-11/7-20 фунт/100фут2; рН = 9,5-10,5; песка < 0,5 %; МБТ при вскрытии прод. горизонта <30 кг/м3;  смазка =2,3(3) %.

2.6.2 Расчет рабочих характеристик забойных двигателей
     Выписываем энергетические характеристики турбины ВЗД
WF-675 QLE6750 ; ; ; ; ;  ; .[16]
     По формулам подобия определяем n0, Mm, Nmc:
     ;                               
;                          (2.15)                                                                                     .                               (2.16)
     Определяем частоту холостого вращения и тормозной момент:
     ;                                                           (2.17)
     .                          (2.18)
     Выписываем конструктивные размеры ВЗД:
     – средний диаметр проточной части турбины;
     – диаметр вала ВЗД;
      и – соответственно внутренний и наружный радиусы вращения.
     Вычисляем: 

где .                         (2.19)
     Средний радиус вращения:
     .           (2.20)                                  
     Учитывая, что раствор высококачественный, со смазочными добавками, удельная нагрузка значительная, опора имеет средний ресурс работы и хорошо приработана, принимаем минимальное значение коэффициента трения , тогда:
     – удельный момент в опоре.
     Потери крутящего момента в опоре: 
     .
     Оцениваем значение  потери крутящего момента при вращении ненагруженного долота:
     .
     Вычисляем разгонный момент:
     .                                                              
     Определяем разгонную частоту вращения: 
     .
     Минимальная устойчивая частота вращения:    
     
     Величина .
     Определяем наибольшую осевую нагрузку на долото:
     .   
     Выбираем забойный двигатель, и уточняем осевую нагрузку и частоту вращения обеспечивающие безаварийную работу.
     В таблице представлены характеристики забойных двигателей.
     
Таблица 2.5 – Характеристики забойного двигателя
Интервал
Вид забойного двигателя
Осевая нагрузка, кН
Частота вращения долота, 
мин -1
380-1230
ДРУ-240 3/4 (1,5 гр)
80-150
190
1230-1970
WF-675 QLE6750 (1.5 гр)
80-140
150
1970-2950
WF-675 QLE6750  (1.5 гр)
80-140
150
     
     По результатам расчета строим графики рабочих характеристик ВЗД (рисунок 2.5).
     
     
      Рисунок 2.5– Рабочие характеристики ВЗД
     В зоне, где  работа ВЗД нежелательна, так как в этой зоне возникают сильные вибрации, что приводит к быстрому выходу из строя ВЗД, поэтому эту зону выделяем как “запретную”. Оптимальной является зона, где обеспечивается , т.е. .
     
2.6.3 Составление проектного режима бурения
     Окончательный выбор проектного режима бурения произведен на основании обобщения результатов предыдущих подразделов и представлен в таблице 2.6.
     
Таблица2.6 – Режима бурения
Интервал
 
Долота 
Интервал 
Мех. ск-ть
Привод 
Режим бурения

Размер, мм
Тип долота 
от 
до
 м/час 
Ротор/ВЗД/Турбобур 
Нагрузка на долото, т
Об/мин 
кондуктор
393,7
DS419 (519)
50
380
49,0
ВСП
6 - 12
120-150
Техническая 
колонна
295,3
DS519S (619)
380
1230
30,0
ДРУ-240 3*4             
8-15
40/190
Эксплуатационная колонна
215,9
DSHI516M-E1
1230
1970
25,0
WF675-QLE6750 
8-14
40-60/150 

215,9
SK716(516) 
1970
2200
21,0
WF675-QLE7850
8-14
40-60/130 



2200
2950
13,0



     

     2.7 Первичное вскрытие продуктивного пласта

     При вскрытии продуктивного пластакак вертикальным, так и наклонным стволом образуется зона пониженной проницаемости вокруг ствола скважины.Степень снижения проницаемости определяется главным образом свойствами фильтрата раствора, радиусом зоны проникновения фильтрата бурового раствора в пласт, глинистостью и природной (начальной) проницаемостью пласта, проницаемостью зоны кольматации вокруг ствола скважины. Дополнительный перепад давлений, необходимый для преодоления фильтрационных сопротивлений из-за «загрязнения» приствольной зоны скважины оценивается безразмерной величиной скинэффектаS. Буровой раствор для первичного вскрытия продуктивного пласта должен отвечать следующим основным требованиям:
     - раствор должен иметь низкий ПФ (4-3 см3/30мин по ВМ-6) и формировать тонкую корку на стенках скважины;
     - фильтрат раствора должен оказывать ингибирующее действие на глинистые минералы пласта-коллектора;
     - фильтрат должен иметь низкое поверхностное натяжение и обладать обратимой гидрофобизирующей способностью по отношению к поверхности поровых каналов пласта;
     - время, в течение которого буровой раствор находится в контакте с поверхностью вскрываемого бурением пласта, должно быть как можно меньше;
     - репрессия на пласт от гидростатического столба раствора должна быть минимальной и в то же время должна отвечать требованиям 
     Правил безопасности в НГП;
     - импульсы гидродинамического давления при спускоподъемных операциях и возобновлении циркуляции раствора должны быть также минимальными. Это достигается, при прочих равных условиях, при низких значениях СНС и невысоких значениях динамического напряжения сдвига (ДНС). Запрещается допускать высокие значения СНС10 (свыше 40дПа), предельного динамического напряжения сдвига ?о (свыше 40 дПа) и высокие значения пластической вязкости с целью предупреждения возникновения высоких импульсов давления и больших гидравлических потерь.Выбуренная порода не должна переходить в раствор, иными словами. Должно быть обеспечено ингибирование системы и должна быть организована хорошая очистка раствора от выбуренной породы. Параметры СНС, ДНС и вязкости регулируются типом и концентрацией реагента - структурообразователя и ингибирующих добавок: формирующаяся в процессе вскрытия пласта зона кольматации должна иметь малую глубину; при заканчивании скважин с открытым забоем предпочтение следует отдавать буровому раствору с кислото или нефтерастворимой твердой фазой.
     С точки зрения вскрытия продуктивного пласта предпочтительнее использование рецептуры бурового раствора на основе КМЦ и ГКЖ (основной), которая оказывает меньшее отрицательное влияние на продуктивный пласт, чем рецептура на основе акриловых полимеров.

     2.8 Выбор конструкции и расчет обсадных колонн

2.8.1 Расчет обсадных колонн
     Максимальные наружные избыточные давления возникают при окончании продавки цементного раствора: 
     - на устье;
- на глубине 2500 м:    
- на глубине 2900 м:            Максимальные внутренние избыточные давления возникают при опрессовке колонны после  момента «стоп»: 
     - на устье
     - на глубине 2500 м:  

     - на глубине 2900 м:
     	Подбор компоновки эксплуатационной колонны ведем по эпюрам (рисунок 2.6) наружных избыточных давлений с учетом внутренних давлений и страгивающих нагрузок.
     Расчет по наружному избыточному давлению:
     , – коэффициент запаса прочности на смятие, для продуктивного горизонта.


      – наружные избыточные давления при окончании продавки цементного раствора;  – внутренние избыточные давления при опрессовке эксплуатационной колонны
     Рисунок 2.6– Совмещенный график внутренних и наружных избыточных давлений
     Выбираем трубы ОТТМ с толщиной стенки 9,2 мм, группы прочности Д:
      [14].
     Проверка по внутреннему избыточному давлению:
     , , – коэффициент запаса прочности;
     – верно.
     Проверка на растяжение по резьбовому соединению:
     , ;
     
     – верно.

     2.8.2 Обоснование технологической оснастки и спуска обсадных колонн
     Для спуска обсадных колонн необходимо применять клиновые  захватные устройства, элеваторы для обсадных труб следует использовать при спуске первых 250-300 метров труб. Подтаскивание обсадных труб следует производить при навинченных предохранительных кольцах, которые нужно снимать при полной готовности к навинчиванию. Навинчивание резьбовых труб в начале необходимо вручную или механическим ключом с последующим до креплением машинным ключом. Обсадную трубу нужно заменить другой, если при навинчивании она не довинчивается на 6-ть или более ниток или заходит в муфту на всю высоту резьбы, или наблюдается отклонение её верхнего конца от вертикального положения, свидетельствующие о несоосностирезьб, или при достижении максимального крутящего момента. Через каждую подаваемую для спуска обсадную трубу необходимо пропускать шаблон, специально закрепив за указанной операцией одного из помощников бурильщика.
     Перед соединением труб резьба муфты должна быть покрыта соответствующей смазкой для повышения герметичности резьбовых соединений и снижения сил трения при свинчивании. В процессе спуска обсадной колонны собратным клапаном, не обеспечивающим самозаполнение колонны жидкостью, необходимо производить долив бурового раствора в колонну через определенное количество спущенных труб, равное допустимой высоте их опорожнения. При использовании обратного клапана, обеспечивающего саморегулироваемое заполнение колонны буровым раствором, необходимо контролировать характер заполнения по объёму вытесняемой жидкости и нагрузке на крюке. 
     Допустимые посадки и затяжки при спуске колонны должны быть регламентированы местными нормами. Допуск обсадных колонн, оборудуемых противовыбросовой установкой или фонтанной арматурой следует производить на подогнанных патрубках с целью исключения газоэлектросварки при оборудовании устье скважины. По окончании спуска колонны скважина промывается, параметре раствора должны соответствовать тем, которые указаны в проекте. 
     Данные по элементам оснастки сведены в таблицу 2.7.
     
Таблица 2.7 – Оснастка обсадной колонны
Название колонны
Наименование элемента
Шифр
элемента
оснастки



Направление
Башмак
БК-426
Кондуктор
Обратный клапан
ЦКОД-324

Башмак
БК-324
Техническая колонна
Устройство ступенчатого цементирования
УСЦ-245

Обратный клапан
ЦКОД-245

Башмак
БК-245
Эксплуатационная
Обратный клапан
ЦКОД-168

Башмак
БК-168

     2.9 Цементирование обсадных колонн
     
     2.9.1 Обоснование способа цементирования
     Для цементирования обсадных колонн необходимо применять серийно выпускаемые тампонажные материалы.
     Направление и кондуктор цементируется нормальным тампонажным раствором плотностью 1850 кг/м3 с использованием портландцемента ПЦТ1-50 и добавкой хлористого кальция. Подъем цементного раствора за колонной до устья.
     Эксплуатационная колонна цементируется тампонажным раствором с использованием цемента ПЦТ1-50 и добавкой ПВС-ТР для снижения фильтрации и обеспечения седиментационной устойчивости в интервале от башмака колонны и выше на 300 м и плотностью 1820 кг/м3. Цементирование эксплуатационной колонны в интервале от 2400 м до устья осуществляется с использованием облегченного тампонажного раствора плотностью 1870 кг/м3 , приготовленного на основе цемента ПЦТ 1-500.
     Тампонажные материалы и растворы на их основе должны соответствовать диапазону статических температур в скважине по всему интервалу цементирования. В качестве замедлителя сроков схватывания цемента рекомендуется использовать НТФ в концентрации 0,02…0,03 % к массе сухого цемента (применительно к конкретной скважине концентрация НТФ должна быть уточнена перед началом работ по цементированию).
     Тампонажные смеси должны готовиться на централизованной базе с помощью специальных дозировочных устройств. В качестве ускорителя схватывания цемента при цементировании кондуктора рекомендуете: использовать хлористый кальций.

Таблица 2.8–Данные по цементированию колонн
Наименование
Направление
Кондуктор
Тех.колонна
Эксплуатационная колонна





Диаметр колонны, мм
426
324
245
168
Группа прочности
Д
Д
Е
R-95
Центраторы/турболизаторы, шт
нет
нет
20
70/10
Установка"башмака", м
54
380
1227
2937
Установка ЦКОД, м
-
356,5
1135
2913
Установка УСЦ, м
-
-
557
-
Количество труб, шт
5
33
102
255
Тип цемента
ПТЦ-1-50
ПТЦ-1-50
ПТЦ-1-50
Dyckerhov "G"
Объем ц. раствора, м?
8,5
29
18,5+23
36,10
Количество цемента, т
9/7
40
55
40
Плотность ц.р., г/см?
1,82
1,82
1.87
1,54; 1,9
Тип буфера
тех.вода
тех.вода+
TSP
буфер+TSP+Scavenger
буфер+TSP+TunedSpacer
Объем буфера, м?
3
6
9,6
18,9
Тип продавочной жидкости
раствор
раствор
раствор
соль. раствор
Объем продавки, м?
5,8
29
49
52,5


Продолжение таблицы 2.8
Наименование
Направление
Кондуктор
Тех.колонна
Эксплуатационная колонна





Плотность пр.жидк., г/см?
1,12
1,12
1,34
1,17
Давление рабочее, атм
3
35
50
110
Давление "стоп", атм

60
100
165
Циркуляция
да
да
да
да
Выход на устье, м?
нет
3м3/1,81
3м3/1,40
1,5м3/1,12
     
     2.9.2 Выбор цементировочной техники и режимов ее работы
     В процессе цементирования обсадных колонн используется цементировочное оборудование Российского производства: цементировочные агрегаты ЦА-320, цементосмесительные машины 2СМН-20, блок-манифольд 1БМ-700, осреднительные емкости УСО-20. Для контроля процесса цементирования используется российская станция контроля цементирования (СКЦ-2М-80). Использование БМ-700 облегчает и ускоряет обвязку трубопроводов цементировочных агрегатов и более эффективно осуществляет централизованное управление процессом цементирования благодаря включению в схему станции контроля цементирования СКЦ-2М-80. 
     Количество цементосмесительных машин типа 2СМН-20 с вместимостью бункера 14,5м3 для приготовления цементного раствора:
     ;                                                                                           (2.21)
где  – насыпная плотность сухой тампонажной смеси, кг/м3;
      – ёмкость бункера смесительной машины, м3.                                        
     Цементный раствор:
     
     Облегченный цементный раствор:
     
     Производительность смесителя 2СМН-20 по цементному раствору:
     ;                                                                                (2.22)
где – производительность водяного насоса;
     .
     Производительность смесителя 2СМН-20 по облегченному цементному раствору:
     
     Определим число цементировочных агрегатов для закачки чистого цементного раствора и облегчённого цементного раствора.
     Так как производительность смесителя по чистому цементному раствору и облегчённому цементному раствору 20,1 и 18,6 л/с, а максимальная производительность ЦА-320 – 14,5 л/с, то с каждым смесителем должно работать по два агрегата.
     Для приготовления цементного и облегчённого цементного растворов необходимо четыре 2СМН-20.
     Для подачи воды и начала продавки необходимо два ЦА-320.
     Для закачки цементного и облегчённого цементного растворов .......................