Материал: Бурение скважин на нефть и газ

где k - коэффициент увеличения ствола скважины(k = 1.1-1.25)

Определение удельного веса цементного раствора:

γ ц.р. = (γц*γв*(1+m))/(m*γц +γв) = 3,15*1,0*(1 + 0,5) / (0,5*3,15 + 1) = = 4,725 / 2,575 = 1,835 г/см³

где γц,γв - соответственно удельный вес сухого цемента и воды m - водоцементное отношение.

Определение потребного количества сухого цемента:

ц = e*(1/1+m)* γц.р.* Vц.р. = (1,04 / (1+0,5))*1,83*42,541 = 54 Т.

где e - коэффициент, учитывающий потери сухого цемента при транспортировке и затворении (e = 1.03─1.05)

Определение потребного раствора количества воды для затворения цемента:

в = m*Qц = 0,5*54 = 27 м³

Определение объема продавочной жидкости:

пр. = ∆*(π/4)*d²вн.ср. *(L-h0) = 1,04*0,785*0,0982 *(3000-20) = = 0,0096*2432,9 = 23,4 м³

где ∆ - коэффициент, учитывающий сжатие жидкости (∆ = 1.03─1.05)

Определение конечного давления при цементировании:

Определение давления в цементировочной головке в конце цементирования:

= Pгидр.+0.1*[(L-hц)* γ г.р.+(hц-h0)* γ ц.р.-(L-h0)*γ пр.ж.]+(15─20) = = 76 + 0,1 ((0 + (3000 - 20)*1,835 - (3000 - 20)*1 ) + 17 = 341,83 атм.

где Pгидр. - гидравлическое сопротивление, атм.:

гидр. = 0.02*L + 16 = 0,02*3000 + 16 = 76 атм.

Определение производительности цементировочного агрегата в конце цементирования:

∑q =(π/4)*(k²*D²-d²)*Vвосх = 0,785*(1,12 *0,1462 - 0,1142)*2 = = 0,785*(1,21*0,0213 - 0,013 )*2 = 0,785*( 0,026 - 0,013 )*2 = 2 м3/с = 20 л/с

Определение необходимого количества цементировочных агрегатов по скорости:

= ∑q/qIV + 1 = (20 / 19,7) + 1 = 1,015 + 1 = 2,015 ≈ 3 шт.

где

∑q - необходимый расход для обеспечения заданной скорости поднятия цементного раствора за эксплуатационную колонну, л/с;- производительность выбранного агрегата на высшей скорости, л/с.

Определение количества цементных машин:

= Q/20 = 54/20 = 3шт.

.4 Определение продолжительности цементирования обсадной колонны

Возможность начала закачки определяется следующим условием:

> Pг ≈ 131>78 - условие выполняется!

где Pг - максимальное давление, развиваемое ЦА на наивысшей скорости, атм;г - давление на преодоление в скважине гидравлических сопротивлений, атм.

Весь объем цементного раствора будет закачан на IV скорости.

Определение высоты столба продавочной жидкости в колонне при работе агрегата на IV скорости:

=(L*(d²вн.+k²*D²с- d²э.к.)+(k²*D²с-d²э.к.)*(10*( PIVH - Pг))/( γ ц.р.-γ г.р.)-(4*Vц.р./π))/(( k²*D²с-d²э.к.)* (γ ц.р.-γ пр.ж.)/(γ ц.р.-γ г.р.)+d²вн.) = ((81,816+0,018*10*(131-78)/(1,835-1,2)) - 52,2) / (0,018*1,312+0,0096) = = ((81,816+0,018*10*(131-78)/0,635) - 54,2) / (0,018*1,312+0,0096) = 1292 м.

Определяем постоянные элементы для данной формулы:

= L*(d²вн.+k²*D²с- d²э.к. = 3000*(0,0982 + 1,22 * 0,1462 - 0,1142) = 3000*(0,0096+1,44*0,0213-0,013) = 3000*0,0273 = 81,816

b = (k²*D²с-d²э.к.) = 1,22 *0,1462 - 0,1142 = 0,018

c = (γ ц.р.*γ пр.ж.)/(γ ц.р.-γ г.р.) = (1,835-1,0) / (1,835-1,2) = 0,835/0,635 = 1,312= 4*Vц.р./π = 4*42,541 / 3,14 = 54,2

Определение высоты подъема цементного раствора за колонной на IV скорости агрегата:

= ((4*Vц.р./π )-d²*(L-lIV1))/(k²*D²с-d²э.к.),м.

т.е. lIV2 = (Z-d²*(L-lIV1))/b = 54,2-0,1142 * (3000-1292) / 0,018 = =(54,2-22,204) / 0,018 = 1777,5 м.

Определение высоты столба продавочной жидкости в колонне при работе агрегата на III скорости:

=(a+b*(10*(PIII - PIV)/(γ ц.р.-γ г.р.)-Z)/(b*c+d²вн.) = = ((81,816+0,018*10*(182-131)/0,635) - 54,2) / 0,033 = 1115 м.

Определение высоты подъема цементного раствора за колонной на III скорости агрегата:

lIII2 = (Z-d²*(L-lIII1))/b = (54,2-0,1142 *(3000-2917,35)) / 0,018 = (54,2-0,013*82,65) / 0,018 = 2951,4 м.

Определение высоты столба продавочной жидкости в колонне при работе агрегата на II скорости:

=(a+b*(10*( PII - PIII)/( γ ц.р.-γ г.р.)-Z)/(b*c+d²вн.) = (81,816+0.018*(10*( 270 - 182)/( 1.835-1.25)-54.2) / 0,033 = 1592,75 м.

Определение высоты подъема цементного раствора за колонной на II скорости агрегата:

lII2 = (Z-d²*(L-lII1))/b = =(54.2-0.114²*(3000-1592,75))/0.018 = 1994.4 м.

Определение количества продавочной жидкости, закачиваемой на различных скоростях агрегата:

пр.= e*(π*d²вн./4)*lIV1 = 1,04*3,14*0,0982 *1292 / 4 = 10,13 м3пр.= e*(π*d²вн./4)*( lIII1 - lIV1) = 1,04*3,14*0,0982 *1115/4 = 8,74 м³пр.= Vпр.-VIVпр.-VIпр - VIIIпр = 23,4 - 8,74 - 2 - 10,13 = 2,53 м³

пр. = 2 м³

Определяем время работы одним агрегатом на разных скоростях:

= ((VIVц.р.+ VIVпр.)*1000)/(qIV*60) = ((42,541+ 10,13)*1000)/(19.7*60) = 45.1 мин.= (VIIIпр.*1000)/(qIII*60) = (8,74*1000)/(14.2*60) = 10,26 мин.= (VIIпр.*1000)/(qII*60) = (2,53*1000)/(9,6*60) = 4,39 мин.= 2*1000)/(qI*60) = 2*1000)/(6.5*60) = 5,13 мин.

Общее время цементирования:

T/ = tI + tII + tIII + tIV = 5,13+4,39+10,26+45,1 = 64,9 мин.

С учетом подготовительно-заключительных работ:

ц = T/ + 15 = 64,9+15 = 79,9 мин.

заб. = tср. + 0.025L = 0+0,025*3000 = 75ºC

где tср. - среднегодовая температура воздуха, ºC L - глубина скважины, м.

Определяем количество агрегатов: по времени схватывания:

ца = (Tц./0.75*Tскв.)+1 = (79,9/0,75*1,05)+1 = 2,015 ≈ 3 шт.

по скорости:

= ∑q/qIV+1 = (20/19,7)+1 = 2,015 ≈ 3 шт.

Фактическое время цементирования:

факт. = T//nца +15 = (64,9/3)+15 = 36,6 мин.

.5 Выбор буровой установки

Выбор буровой установки производится по 3-м ниже перечисленным показателям.

) глубина бурения Lскв = 3000м.

) грузоподъемность на крюке:

э.к = 54475,2 кг =0,55мНп.к =qп.к*Lскв = 26,8*1960 = 52528кг. = 0,53м.б.к = (Lскв.+0,1*Lскв)*300 = (3000+0,1*3000)*300 = 1000000 Н. = 1,00 мН

)        Вид привода: электрический

По представленным данным выбираем буровую установку Уралмаш 3000БЭ.

Основные технические характеристики буровой установки:

) Максимальная грузоподъемность: 1,7 МН

) Рекомендуемая глубина бурения: 3000 м.

) Максимальная оснастка талевой системы: 5х6

) Длина свечи: 27 м.

) Максимальное натяжение ходовой ветви талевого каната: 210 кН.

) Диаметр талевого каната: 28 мм.

) Вид привода: электрический переменного тока

) Тип привода: разделительный

) Мощность на барабане лебедки: 661 кВт.

) Лебедка: У2-2-11

.6 Режим бурения

это совокупность параметров обеспечивающих проходку скважины:

.1 Осевая нагрузка:

Рос.= Руд.*Дд. , кН.

где Руд. - удельная нагрузка (кгс/см) - табличное значение

Дд. - диаметр долота (см.)

Р1 = 400*44,45 = 177,84 кН.

Р2 = 600*29,53 = 177,18 кН.

Р3 = 600*21,27 = 127,62 кН.

Р4 = 1000*14,61 = 141,60 кН.

Частота вращение долота:

= 60V/ П*Дд., об/мин.

где V- окружная скорость, м/с. - табличное значение

Дд. - диаметр долота, м.

= 60*3,1 / 3,14*0,4445 = 186/1,396 = 133,24 об/мин= 60*2,3 / 3,14*0,2953 = 138/0,927 = 148,87 об/мин= 60*2,3 / 3,14*0,2127 = 138/0,668 = 206,59 об/мин= 60*1,2 / 3,14*0,1461 = 72/0,445 = 161,8 об/мин

Количество бурового раствора:

= 0,07*Fзаб. , л/с.

где Fзаб. = (Д2д. - d2б.тр)*П / 4 - площадь забоя , см².= 0,07*(44,452 - 33,972)*3,14 / 4 = 44,17 л/с= 0,07*(29,532 - 24,292)*3,14 / 4 = 15,5 л/с= 0,07*(21,272 - 16,832)*3,14 / 4 = 9,3 л/с= 0,07*(14,612 - 11,432)*3,14 / 4 = 4,55 л/с

2. Теоретическая часть

Вскрытие пласта и освоение скважины.

Вскрытие продуктивных горизонтов должно быть проведено качественно. Причин снижения продуктивности горизонта много, но одной из основных причин считается проникновение в пласт инородных жидкостей и частиц породы. При бурении скважины выбирается такой буровой раствор ,чтобы гидростатическое давление его столба было больше пластового давления.

При разбуривании продуктивного горизонта следует снижать противодавление на горизонт до безопасного, т.е. до того значения, при котором не может быть открытого фонтанирования. При вскрытии продуктивного горизонта следует применять высококачественный буровой раствор, имеющий минимальную водоотдачу, или буровые растворы на углеводородной основе.

При вскрытии продуктивных горизонтов с низким пластовым давлением, особенно тщательно следует выбирать буровой раствор, поскольку может происходить интенсивное поглощение бурового раствора горизонтом, сопровождающиеся оттеснением нефти от забоя скважины и значительным ухудшением фильтрационных свойств пород призабойной зоны. Для вскрытия продуктивных горизонтов с низким пластовым давлением применяют специальные буровые растворы на нефтяной основе, эмульсионные буровые растворы, глинистые растворы с добавление поверхностно активных веществ, аэрированные жидкости.

Промывка скважины.

Промывка скважины является важнейшим элементом процесса вращательного бурения.

В настоящее время разработано и применяется в практике бурения большое количество промывочных жидкостей, обладающих различными структурно-механическими и физико-химическими свойствами, отвечающими требованиями бурения в различных горно-геологических условиях.

В практике бурения находят применение разнообразные промывочные жидкости, однако наиболее распространенными остаются - техническая вода и в осложненных условиях - глинистые растворы, как наиболее простой и дешевый тип буровых растворов, с помощью которых возможно решение многих технологических задач.

Выбор типа промывочной жидкости определяется геолого-техническими условиями бурения, составом и свойствами проходимых пород, способом бурения; опытом буровых работ и экономической эффективностью.

Для данного проекта скважины проектируется использование глинистого раствора в качестве промывочной жидкости.

Глинистое сырье имеет широкое распространение. Для приготовления промывочных жидкостей используются порошкообразные глины, в том числе бентонитовые, а также различные местные комовые глины. Производство глинопорошков организовано на ряде заводов из высококачественных глин и бентонита. Качество глинопорошков регламентируется ТУ 39-043-74.

Испытание колонны на герметичность.

При истечении срока схватывания и твердения цементного раствора скважину нужно испытать на герметичность. В скважину закачивают воду под давлением. Давление опрессовки должно на 20% превышать максимальное устьевое давление, которое может возникнуть при эксплуатации данной скважины.

Колонна считается герметичной, если не наблюдается перелива воды или выделения газа, а также, если за 30 мин. Испытания давление снижается не более чем на 5 кгс/см*см при опрессовке давлением более 70 кгс/см*см. Отчет времени начинается спустя 5 мин. После создания давления.

Для испытания обсадных колонн опрессовкой обычно пользуются цементировочным агрегатом. Для испытания обсадных колонн на герметичность путем понижения уровня пользуются компрессором или желонкой, опускаемой в скважину на канате.

При испытании труб на герметичность может оказаться, что колонна негерметична. Одним из первоначальных мероприятий по устранению негерметичности является определение места утечки в колонне. Для этого проводят исследования резистивиметром, который служит для измерения удельного сопротивления жидкости. После замера электросопротивляемости однородной жидкости внутри колонны получают диаграмму равного сопротивления, выраженную прямой линией по оси ординат. Вызвав снижением уровня в колонне приток воды и вновь замерив сопротивления, получают другую диаграмму, точки отклонения которой от первой диаграммы связаны с местом течи в колонне.

После установления места течи в колонне производят дополнительное цементирование по способу Н.К. Байбакова, опуская трубы, через которые будет прокачиваться цементный раствор на 2 м. ниже места течи.

3. Мероприятия по технике безопасности

Буровые работы

Работы по бурению скважин могут быть начаты только на законченной монтажом буровой установке при наличии геолого-технического снаряда и после оформления акта о приемке буровой установки в эксплуатацию.

До пуска буровой установки должна быть тщательно проверена работа всех механизмов, состояние смазки, крепления ограждений, исправность механизма управления, совпадение оси вышки с центром скважины и т.д. Выявленные недостатки подлежат устранению до ввода буровой установки в эксплуатацию.

Оборудование, инструменты, полы, перила, лестницы буровых установок следует содержать в исправности и чистоте.

При неисправности Буровое оборудование (станки, двигатели, насосы и т.д.) необходимо устанавливать в соответствии с требованиями их эксплуатации и типовым схемам монтажа.