Организация обеспечения безопасности скважин на предприятии

СОДЕРЖАНИЕ

 

ВВЕДЕНИЕ.............................................................................................3

1. Расчёт конструкции скважины.........................................................6

1.1. Проектирование профиля скважины................................................6

1.2. Определение диаметров обсадных колонн и диаметров долот...10

1.3. Выбор буровых растворов и их химическая обработка по интервалам бурения…………………………………………………………..11

1.4. Обоснование параметров бурового раствора………………….12

1.5. Определение потребного количества бурового раствора………16

2. Выбор способа бурения……………………………………………..18

2.1. Проектирование режима бурения………...……………………....18

2.2. Выбор расхода промывочной жидкости…………………………20

2.3. Выбор бурового насоса……………………………………………22

2.4. Построение НТС – номограммы и определение режима работы насоса…………………………………………………………………………..23

2.5. Расчет рабочих характеристик забойных двигателей…………...26

2.6. Составление проектного режима бурения……………………..28

2.7. Расчет и выбор конструкции обсадных колонн, компоновка их низа и обоснование технологической оснастки…………………………….28

3. Цементирование обсадных колонн…………………………………33

3.1. Расчет необходимого количества материалов…………………...33

3.2. Общая потребность в цементировочной технике……………….35

3.3. Расчёт времени цементирования…………………………………36

3.4. Контроль качества цементирования……………………………...37

4. Освоение скважины…………………………………………………39

4.1. Выбор метода вторичного вскрытия и жидкости для его проведения………………………………………………………………….…39

4.2. Выбор метода вызова притока из пласта………………………..41

5. Подземный ремонт скважин………………………………………...43

5.1 Понятие подземного ремонта скважин…………………………...43

5.2. Колтюбинг, как более совершенный метод……………………...44

5.3. Оборудование и инструмент, которые применяются при спускоподъёмных операциях………………………………………………...47

6. Техника безопасности и охрана окружающей среды……………..65

7. Техника для строительства скважины……………………...………86

7.1 Выбор буровой установки…………………………………..……..86

7.2. Обогрев буровой в зимних условиях……………………………..88

ЗАКЛЮЧЕНИЕ………………………………………………………...89

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННОЙ ЛИТЕРАТУРЫ……………….…..91

 

 

ВВЕДЕНИЕ

 

Данный дипломный проект выполнен па основе материалов в районе деятельности БП «Тюменбургаз».

Увеличение фонда добывающих нефтяных скважин, в том числе механизированных, сопряжено с постоянным ростом числа подземных ремонтов скважин.

Подземным ремонтом скважины называется комплекс работ, связанных с предупреждением и ликвидацией неполадок с подземным оборудованием и стволом скважины.

При ремонтных работах скважины не дают продукции. В связи с этим простои скважин учитываются коэффициентом эксплуатации Кэ, т.е. отношением времени фактической работы скважин к их общему календарному времени за месяц, квартал, год. Коэффициент эксплуатации в среднем составляет 0,94-0,98.

Подземный ремонт скважин условно можно разделить на текущий и капитальный. Текущим ремонтом скважин (ТРС) называется комплекс работ, направленных на восстановление работоспособности скважинного и устьевого оборудования, и работ по изменению режима эксплуатации скважины, а также по очистке скважинного оборудования, стенок скважины и забоя от различных отложений (парафина, гидратных пробок, солей, продуктов коррозии). Текущий ремонт скважин подразделяют на: планово-предупредительный (или профилактический) и восстановительный.

Планово-предупредительный ремонт скважин - это ремонт с целью предупреждения отклонений от заданных технологических режимов эксплуатации скважин, вызванных возможными неполадками в работе, как подземного оборудования, так и самих скважин. Планово-предупредительный ремонт планируется заблаговременно и проводится в соответствии с графиками ремонта.

Восстановительный ремонт скважин - это ремонт, вызванный непредвиденным резким ухудшением технологического режима эксплуатации скважин или их остановкой из-за отказа насоса, обрыва штанговой колонны и т.п.

Капитальным ремонтом скважин (КРС) называется комплекс работ, связанных с восстановлением работоспособности обсадных колонн, цементного кольца, призабойной зоны, ликвидацией сложных аварий, спуском и подъемом оборудования при раздельной эксплуатации и закачке

В настоящее время более 90 % всех ремонтов выполняется на скважинах с ШСНУ и менее 5 % - с УЭЦН.

При подземном ремонте скважин проводятся следующие операции:

а) транспортные - доставка оборудования на скважину;

б) подготовительные - подготовка к ремонту.

в) спускоподъемные -подъем и спуск нефтяного оборудования;

г) операции по очистке скважины, замене оборудования, ликвидации мелких аварий;

д) заключительные - демонтаж оборудования и подготовка его к транспортировке.

В данной выпускной квалификационной работе рассматривается операция проведения капитального ремонта скважин, а именно технология проведения КРС, оборудование и инструмент, применяемый при КРС, охрана труда и правила пожарной безопасности при КРС, а также меры по охране окружающей среды и недр при спускоподъемных операциях.

 

 

1. Расчёт конструкции скважины

1.1. Проектирование профиля скважины

 

Исходные данные:

1. Глубина скважины по вертикали (Н), 2750 м.

2. Отход (А), 1500 м.

3. Длина вертикального участка (h₁), 200 м.

4. Глубина спуска кондуктора (L), 650 м.

Способ бурения – турбинный

Выбираем 4-х интервальный профиль с участками – вертикальный, набора, стабилизации, спада зенитного угла.

Набор зенитного угла осуществляется при бурении под кондуктор.

Определим вспомогательный угол a' по формуле

(2.1)

Очевидно, что максимальный зенитный угол будет больше a',

a_ор = a'+5⁰ = 35⁰.

Выберем угол вхождения в пласт a_к =20⁰.

Средний радиус искривления в интервале увеличения зенитного угла 0…35⁰ составит R₁ = 700 м.

Средний радиус кривизны на участке падения зенитного угла от 35⁰ до 20⁰ равен:

Максимальный зенитный угол рассчитываем по формуле:

где A₁ = A+R₂ (1-cos a_к)=1500+2225(1-cos20⁰)=1634 м

H₁ = H+R₂ sin a_к = 2750+2225 sin20⁰ = 3511 м

Подставляя полученные значения находим a = 34⁰

Находим длины участков ствола скважины ℓ_i и их горизонтальные a_i и вертикальные h_i проекции.

1. Вертикальный участок

а₁ = 0; h₁ = 200 м; ℓ₁ = h₁ = 200 м

2. Участок набора зенитного угла

a₂ = R₁ (1-cos a) = 700(1-cos 34⁰) = 120 м

h₂ = R₁ sin a = 700 sin 34⁰ = 391,4 м

ℓ₂ = R₁ a/57,3 = 700×34/57,3 = 415,4 м

3. Участок стабилизации

a₃ = h₃ ×tg a = 1675,4×tg 34⁰ = 1133 м

h₃ = H₁ – (h₁ +h₂ +h₄) = 2750 - (200+391,4+483,2) = 1675,4 м

ℓ₃ = h₃ /cos a = 1675,4/cos 34⁰ = 2020,9 м

4. Участок спада зенитного угла

a₄ = R₂ (cos a_к - cos a) = 2225(сos 20⁰ - cos 34⁰) = 246,2 м

h₄ = R₂ (sin a - sin a_к) = 2225(sin 34⁰ - sin 20⁰) = 483,2 м

ℓ₄ = R₂ (a-a_к)/57,3 = 2225×(34-20)/57,3 = 543,6 м

Таблица 1.1 - Результаты расчётов

Участок	аi, м	hi, м	ℓi, м
1. Вертикальный
2. Набор зенитного угла		391,4	415,4
3. Стабилизации		1675,4	2020,9
4. Спада зенитного угла	246,2	483,2	543,6
5. Сумма	1499,5

 

 

1.2. Определение диаметров обсадных колонн и диаметров долот

 

Обоснование производим по графику совмещенных давлений.

Как видно из графика, по разрезу скважины несовместимых интервалов бурения нет. Поэтому, выбирая конструкцию скважины следует исходить из других условий. В данном случае с целью перекрытия обвалоопасных глин люлинворской и талицкой свит, на глубину 650 м спускается кондуктор с установкой башмака в плотные ганькинские свиты.

Эксплуатационаая колонна спускается до забоя (2750 м) с целью укрепления стенок скважины и размещения в ней технологического оборудования для эксплуатации скважины, разобщения пластов.

Диаметр эксплуатационный колонны задается заказчиком, исходя из условий эксплуатации, проведения исследовательских, геофизических, ремонтных работ. Эксплуатационную колонну диаметром 168 мм выбираем в соответствии с требованиями заказчика.

Диаметр долота:

, ∆=5÷10 мм,

где D_м = 0,186 м – диаметр муфты обсадной колонны,

,

Кондуктор: D_к = D_д +2×δ, где δ – зазор между долотом и внутренней поверхностью кондуктора, принимается равным от 3 до 10 мм.

D_к =0,2159+2 ^. 6 ^. 10³ =0,2279 м

Диаметр кондуктора принимаем равным 0,2445 м.

Определим диаметр долота при бурении кондуктора:

D_д.к =0,270+2 ^. 8 ^. 10^-3 =0,286 м.

Диаметр долота при бурении под кондуктор 0,2953 м.

Результаты расчетов представлены в таблице 2.2.

Таблица 1.2 - Конструкция скважины

Наименование колонны	Глубина спуска, м	dд., мм	dтруб, мм
Кондуктор	0-650	295,3
Эксплуатационная колонна	0-2750	215,9

 

1.3. Выбор буровых растворов и их химическая обработка по интервалам бурения

 

Тип бурового раствора и его параметры выбираем из условия обеспечения устойчивости стенок скважины и обеспечения необходимого противодавления на флюидонасыщенные пласты, которые определяются физико-химическими свойствами горных пород слагающих разрез скважины (таблица 1.2) и пластовыми давлениями (таблица 1.5). При выборе растворов следует руководствоваться опытом, накопленным при бурении в проектном горизонте. Выбор типов и параметров промывочной жидкости производим согласно регламенту по буровым растворам, который принят на данном предприятии, который представлен в таблице 2.3.

При бурении под кондуктор используется наработанный на предыдущей скважине или приготовленный из глинопорошка, глинистый раствор. Бурение под эксплуатационную колонну ведется на полимерглинистом растворе, получаемом из раствора оставшегося после бурения предыдущего интервала, путем его дообработки.

Таблица 1.3 - Поинтервальная химическая обработка буровых растворов

Интервал бурения, м	Наименование химреагентов и материалов	Плотность раствора, г/см3	Плотность, г/см3	Норма расхода, кг/м3
0-690	Глинопорошок	1,18	2,6	307,125
Сайпан	1,40	0,36
Габройл HV	1,85	0,13
ФК-2000	1,0	1,41
Вода	1,0	870,975
690-2930	Глинопорошок	1,10	2,6	187,688
Сайпан	1,40	1,32
Габройл HV	1,85	0,14
НТФ	1,18	0,07
Кальциниров. сода	2,5	0,16
ТПФН	2,5	0,09
ФК-2000	1,0	3,640
Каустическая сода	2,02	0,08
Na КМЦ 80/800	1,0	1,6
СНПХ ПКЦ-0515	0,87	200 л. на скважину
Вода	1,0	916,802
2930-3180	Глинопрошок	1,08	2,60	136,5
Сайпан	1,40	1,32
Габройл HV	1,85	0,14
НТФ	1,18	0,07
Калициниров. сода	2,5	0,16
ТПФН	2,5	0,09
ФК-2000	1,00	3,640
Nа КМЦ 80/800	1,0	1,6
Каустическая сода	2,,02	0,08
Вода	1,0	938,0

1.4. Обоснование параметров бурового раствора

 

Бурение под кондуктор

- пластовое давление:

=

- превышение гидростатического давления над пластовым (репрессия) 10-15%, принимается равным 15%:

- плотность бурового раствора:

С учетом горно-геологических условий и практики бурения эксплуатационных скважин на близлежащих месторожденияхх и разведочных скважинах плотность бурового раствора принята .

Бурение под эксплуатационную колонну до глубины изменения параметров раствора для вскрытия продуктивного пласта превышение гидростатического давления над пластовым (репрессия) должно составлять 10-15% в интервале 650-1200 м и 5-10% в интервале 1200-2500 м., в интервале от 2500 м и до проектной глубины 4-7%:

в интервале 650-1200 м

- максимальное пластовое давление:

- превышение гидростатического давления над пластовым (репрессия) принимается 11%:

- плотность бурового раствора:

в интервале 1200-2500 м

- пластовое давление при вскрытии продуктивного пласта:

- превышение гидростатического давления над пластовым (репрессия) с учетом технологических особенностей наработки бурового раствора и обеспечения устойчивости ствола скважины репрессия принимается равной 10%:

- плотность бурового раствора:

.

в интервале 2500-2650 м

- максимальное пластовое давление:

- превышение гидростатического давления над пластовым (репрессия) из расчета 7%:

- плотность бурового раствора:

.

Бурение под эксплуатационную колонну до вскрытия продуктивного пласта в интервале 2500-2650 м возможно с превышением гидростатического давления над пластовым не более чем на 35 кгс/см².

- плотность бурового раствора из расчета репрессии 35 кгс/см²:

.

Плотность бурового раствора для бурения интервала 2500-2650 м принимается 1,10 г/см³.

Бурение под эксплуатационную колонну при вскрытии продуктивного пласта до глубины 2750 м должно осуществляться с превышением гидростатического давления над пластовым (репрессия) 4-7%. С учетом обеспечения устойчивости ствола скважины в вышележащих интервалах и предотвращения нефтеводопроявлений превышение гидростатического давления над пластовым принимается 7%:

- пластовое давление при вскрытии продуктивного пласта:

- превышение гидростатического давления над пластовым (репрессия) из расчета 7%:

- плотность бурового раствора:

.

Далее представлены основные принципы выбора других параметров буровых растворов.

При выборе вязкости необходимо учитывать, что она в большинстве случаев оказывает отрицательное влияние на процесс бурения, поэтому нужно стремиться к ее минимальному значению (в данном случае УВ = 25…30 сек.), минимизация вязкости позволяет увеличить механическую скорость бурения, поддерживать на высоком уровне скорость восходящего потока в затрубном пространстве, то есть обеспечивать качественную очистку ствола скважины, струя маловязкого раствора теряет гораздо меньше энергии на пути от насадки долота до забоя, чем струя высоковязкого, что делает возможной более качественную очистку забоя скважины. Показатель фильтрации, при бурении в продуктивных горизонтах принимается не более 5…6 см³ за 30 мин по прибору ВМ-6 (в нашем случае 5…6 см³ за 30 мин), во избежание загрязнения пласта фильтратом раствора, что в дальнейшем затрудняет их освоение и эксплуатацию, вследствие почти необратимого ухудшения коллекторских свойств. В непродуктивных пластах допускается несколько большие значения показателя фильтрации.

Способность бурового раствора выносить выбуренную породу на дневную поверхность и удерживать ее, после прекращения циркуляции, определяется статическим напряжением сдвига (СНС). Значение СНС для выполнения этой задачи должны быть не менее 15 – 20 дПа.

Содержание абразивной фазы («песка») в буровом растворе, с целью уменьшения изнашивания инструмента и бурового оборудования, допускается не более 1%. Результаты расчетов сведем в таблицу 2.4.

Таблица 1.4 - Параметры бурового раствора

Интервал бурения, м	Плотность, кг/м3	Условная вязкость, с	Фильтрация по ВМ-6, см3 /30 мин	Толщина корки, мм	СНС, Па	pH	Содержание песка, %
от	до	1 мин	30 мин
			30…35	6…8	1,5			7-8	1…2
			25…30	5…6				7-8	1…2
			25…30	4…5	0,5
			25…30	4…5	0,5				0,5

 

1.5. Определение потребного количества бурового раствора

 

Объём запаса бурового раствора на поверхности дополнительно к объёму раствора, который находится в циркуляции, должен быть не менее двух объёмов скважины.

Максимальный объём скважины при бурении под эксплуатационную колонну составляет:

V_скв =0,785(Д_к ^2. L_к +d_Д ² (L₂ -L_к) ^. К_к1 +d_Д ² (L_c -L₂₎ ^. К_к2) = 0,785(0,2267^2. 690+ 0,2159^2. (2557 – 690)^. 1,7 + 0,2159² (3180 – 2557)^. 1,1)=208 м³

где:

Д_к - внутренний диаметр кондуктора, м;

L_к - глубина спуска кондуктора по стволу, м;

L₂ - начало интервала глубины скважины с коэффициентом кавернозности К_к2;

L_c - глубина скважины по стволу, м;

d_Д - диаметр долота при бурении скважины под эксплуатационную колонну, м;

К_к1, К_к2 - коэффициенты кавернозности.

Необходимый объем запаса бурового раствора на поверхности должен составлять 2V_скв = 416 м³.

Для хранения запаса бурового раствора в теле куста предусматривается строительство амбара объемом 500 м³.

 

 

 

2. Выбор способа бурения

2.1. Проектирование режима бурения

 

Основные требования к выбору способа вращения долота определяются необходимостью обеспечения успешной работы, проводки ствола скважины с высокими технико-экономическими показателями.

Выбор способа бурения зависит от технической оснащённости предприятия (парк буровых установок, буровых труб, забойных двигателей и т.п.), опыта бурения в данном районе.

Для бурения данной скважины выбираем бурение с помощью гидравлических забойных двигателей. Турбинный способ обладает рядом преимуществ по сравнению с роторным способом бурения:

· механическая скорость выше, чем при роторном способе бурения;

· облегчает отклонение ствола в требуемом направлении;

· можно использовать все виды промывочной жидкости за исключением аэрированной;

· возможность применения в колонне бурильных труб легкосплавных и тонкостенных стальных труб;

· улучшаются условия работы, отсутствуют шум и вибрация.

Исходные данные:

1) Глубина скважины по стволу – 3180 м;

2) Тип долота – III-215,9 МЗ-ГВ;

3) Конструкция низа бурильной колонны:

· долото III-215,9 МЗ-ГВ-R155;

· турбобур 3ТСШ1-195;

· УБТ Æ 178 мм – 10 м;

· ТБПВ 127х9;

· ЛБТ 147х9;

4) Параметры промывочной жидкости:

· r = 1100 кг/м³;

· УВ = 25¸30 сек;

· ПФ = 5¸6 см³ /30мин.

Таблица 2.1 - Компоновки низа бурильной колонны (КНБК)

№№	Элементы КНБК
Типоразмер, шифр	Наружный диаметр, мм	Длина, м	Масса, кг	Примечание
	III 295,3 СЗ-ГВ-R175	295,3	0,40		Бурение вертикального интервала под кондуктор
	8 КС 295,3 МС	295,3	0,90
	Т 12РТ-240	240,0	8,20
	8 КС 290,0 МС	290,0	0,90
	УБТС2-203	203,0
	III 295,3 СЗ-ГВ-R175	295,3	0,4		Бурение под кондуктор с набором зенитного угла
	8 КС 295,3 МС	295,3	0,90
	ТО2-240	240,0	10,20
	УБТС2-203	203,0
	СИБ-1	172,0	9,60
	III 295,3 СЗ-ГВ-R175	295,3	0,40		Бурение под кондуктор со стабилизацией зенитного угла, проработка ствола скважины
	8 КС 295,3 МС	295,3	0,90
	СТК-290		0,20
	2ТСШ1-240	240,0	16,5
	УБТС2-203	203,0
	III 215,9 МЗ-ГВ-R155	215,9	0,40		Бурение под эксплуатационную колонну со стабилизацией зенитного угла, проработка ствола скважины
	9 КП 215,9 МС	215,9	0,50
	УОК-215	200,0	0,40
	СТК-213,0	213,0	0,20
	3ТСШ1-195	195,0	25,70
	УБТС-178	178,0	72,00
	МF-15	215,9	0,40		Бурение под эксплуатационную колонну со стабилизацией зенитного угла
	9 КП 215,9 МС	215,9	0,50
	УОК-215	200,0	0,40
	3ТСШ1-195	195,0	25,70
	УБТС-178	178,0	72,0
	MF-15	215,9	0,40		Бурение под эксплуатационную колонну с естественным снижением зенитного угла (вскрытие продуктивного пласта одним долблением)
	9 КП 215,9 МС	215,9	0,50
	3ТСШ1-195	195,0	25,70
	СИБ-1	172,0	9,60
	УБТС-178	178,0	72,00
	215,9 МСЗ-ГНУ-R71	215,9	0,40		Резервная компоновка для корректировки ствола скважины
	9 КП 215,9 МС	215,9	0,50
	ДВО-195	195,0	7,70
	СИБ-1	172,0	9,60
	УБТС-178	178,0

 

Примечание:

1. Возможно использование других типов долот отечественного или импортного производства по коду IADC 437, 447Х, 545Х.

2. КНБК уточняется технологической службой бурового предприятия в процессе бурения по результатам инклинометрии.

2.2. Выбор расхода промывочной жидкости

 

– выбор расхода промывочной жидкости осуществляется исходя из условия удовлетворительной очистки забоя:

где q = 0,65 м/с – удельный расход;

F_з – площадь забоя;

где D _д – диаметр долота.

D _д = 215,9 мм;

м²;

м³ /с.

– выбор расхода, исходя из условий выноса наиболее крупных частиц шлама:

где U_oc – скорость оседания крупных частиц шлама;

F_кп – площадь кольцевого пространства, м²;

где d_ш – средней диаметр крупных частиц шлама;

r_п – плотность породы, кг/м³;

r - плотность промывочной жидкости, кг/м³.

d_ш =0,0035+0,0037×D _д; (2.17)

где D_тр – диаметр турбобура, м.

d_ш =0,0035+0,0037*0,2159 = 0,0043 м;

0,36 м/с;

м²;

м³ /с.

– выбор расхода из условия нормальной работы турбобура:

где М_уд – удельный момент на долоте;

G – вес турбобура;

М_с – момент турбобура при расходе Q_c жидкости r_с;

r - плотность жидкости, при которой будет использоваться турбобур.

к – коэффициент учитывающий потери момента в осевой опоре турбобура равный 0,3.

Параметры забойного двигателя 3ТСШ1-195:

М_g = 1200 Нм; Q_c = 0,03 м³ /с; r_с = 1000 кг/м³; r = 1100 кг/м³, М_с =1500 Н/м.

м³ /с.

Из трех расходов Q₁, Q₂, Q₃ выбираем максимальный расход: 0,03 м³ /с и далее в расчетах будем принимать этот расход.

2.3. Выбор бурового насоса

 

Выбор бурового насоса производится из условия обеспечения расхода бурового раствора, не ниже расчетного, при расчетном давлении. По результатам гидравлических расчетов для успешного доведения скважины до проектной глубины требуется насосы, развивающие производительность Q³ 0,03 м³ /с при давлении Р ³ 12,7 МПа.

По таблице 56 выбираем буровой насос с [P] = 13,9 МПа при диаметре втулок d_вт = 170 мм –У8-6МА.

Заключительной стадией гидравлического расчета скважины является построение НТС – номограммы.

Для этого занесем в таблицу теоретические и фактические подачи и давления насоса при различных диаметрах втулки.

Теоретические подачи и давления насоса берем из таблицы 56.

Фактическая подача определяется по формуле:

где к – коэффициент, учитывающий работу насоса на всасывании (к = 0,85);

Q – теоретическая подача.

Таблица 2.2 - Давления и подачи У8-6МА

Диаметр втулки, мм	Допустимое давление, МПа	Теоретическая подача, м3 /с	Фактическая подача, м3 /с
		0,0317	0,0269
	13,9	0,0355	0,03018
	12,2	0,0404	0,03434

 

 

2.4. Построение НТС – номограммы и определение режима работы насоса

 

НТС – номограмма – это совмещенная характеристика насоса, турбобура и скважины.

Для того, чтобы обеспечить заданный расход Q = 0,03 м³ /с при давлении Р ³ 12,7 МПа необходимо использовать данные по насосу для трех втулок указанных в таблице 2.9.

Для значений расходов высчитываем характеристику скважины (это зависимость потерь давления в элементах бурильной колонны от подачи и глубины спуска).

Расчёт ведется для 3-х расходов Q₁ = 26,9 л/с; Q₂ = 30 л/с; Q₃ = 34,3 л/с и для трех глубин Н₁ = 3180 м; Н₂ = 2000 м; Н₃ = 1000 м.

Потери давления в элементах бурильной колонны рассчитываются по формулам подобия:

- для турбулентного режима, - для ламинарного режима.

Характеристика скважины при глубине спуска бурильной колонны на 3180 м

Таблица 2.3 - Потери давления в элементах бурильной колонны

Участок БК	Длина труб L, м	Q, л/с
	26,9	34,33
Внутри труб
ЛБТ		1,42	1,14	1,86
СБТ		0,64	0,51	0,84
УБТ		0,37	0,27	0,48
3ТСШ1-195	25,7	4,3	3,46	5,63
Долото	-	2,1	1,69	2,75
SDРтр	-	8,83	7,07	11,56
В кольцевом пространстве
ЛБТI		0,93	0,75	1,22
ЛБТII		0,22	0,18	0,29
СБТ		0,14	0,11	0,18
УБТ		0,17	0,14	0,22
3ТСШ1-195	25,7	0,34	0,27	0,45
SDРкп	-	1,8	1,45	2,36
SDР	-	10,63	8,52	13,92

Характеристика скважины при глубине спуска бурильной колонны на 2000 м

Таблица 2.4 - Потери давления в элементах бурильной колонны

Участок БК	Длина труб L, м	Q, л/с
	26,9	34,33
Внутри труб
ЛБТ		0,78	0,63	0,98
СБТ		0,64	0,51	0,84
УБТ		0,37	0,27	0,48
3ТСШ1-195	25,7	4,3	3,46	5,63
Долото	-	2,1	1,69	2,75
SDРтр	-	8,19	6,59	10,66
В кольцевом пространстве
ЛБТI		0,36	0,29	0,47
ЛБТII		0,22	0,18	0,29
СБТ		0,14	0,11	0,18
УБТ		0,17	0,14	0,22
3ТСШ1-195	25,7	0,34	0,27	0,45
SDРкп	-	1,23	0,99	1,61
SDР	-	9,42	7,58	12,27

Характеристика скважины при глубине спуска бурильной колонны на 1000 м

Таблица 2.5 - Потери давления в элементах бурильной колонны

Участок БК	Длина труб L, м	Q, л/с
	26,9	34,33
Внутри труб

 

Продолжение таблицы 2.5

ЛБТ		0,24	0,19	0,31
	СБТ		0,64	0,51	0,84
	УБТ		0,37	0,27	0,46
	3ТСШ1-195	25,7	4,3	3,46	5,63
	Долото	-	2,1	1,69	2,75
	SDРтр	-	7,65	6,15	10,0
	В кольцевом пространстве
	ЛБТII		0,14	0,11	0,18
	СБТII		0,042	0,04	0,048
	СБТI		0,068	0,05	0,089
	УБТ		0,17	0,14	0,22
	3ТСШ1-195	25,7	0,34	0,27	0,45
	SDРкп	-	0,76	0,61	0,99
	SDР	-	8,41	6,76	11,0

Таблица 2.6 - Характеристика скважины

Q, л/с L, м	26,9		34,33
	3,03	3,77	4,92
	3,85	4,78	6,19
	4,79	5,99	7,84

Таблица 2.7 - Характеристика турбобура

Q, л/с L, м	26,9		34,33
	3,73	4,64	6,08

По НТС – номограмме выбираем втулку диаметром 0,17 м и подачей 0,030 м³ /с, которая обеспечивает промывку скважины и очистку забоя скважины от шлама, бурения до заданной глубины 2750 м с минимальными потерями давления. В начале бурения будем иметь запас по давлению, что может быть использовано, например, для усиления гидромониторного эффекта.

 

2.5. Расчет рабочих характеристик забойных двигателей

 

Рабочей выходной характеристикой турбобура называется зависимость частоты вращения, момента и мощности на валу турбобура (на долоте) от осевой нагрузки на долото.

Определение необходимых данных для расчёта

Параметры турбины n, M, DP определяются из выражений

где n_c, M_c, DP_c - соответственно частота вращения, момент турбин и перепад давления в турбобуре при расходе жидкости Q_c плотностью r_c.

Из n_c = 6,33 об/с, М_с = 1,5 кН×м, DP_c = 3,9 МПа

Определяем параметры турбины

Определим коэффициент трения m

Для турбобуров с шаровой опорой m = 0,05¸0,08

Выбираем m = 0,065.

Рассчитываем средний радиус трения

Определяем гидравлическую нагрузку в турбобуре

Р_г = 0,785(DP_т × Д_с ² +DP_д ×Д_в ²)+В, (2.36)

где Д_с - средний диаметр турбин турбобура

Д_в - диаметр вала турбобура (шпинделя) в место установки ниппеля (сальника), Д_в = 0,135 м

Д₁, Д₂ - размеры шаровой опоры или резинового кольца подпятника осевой резинометаллической опоры,

Д₁ = 0,149 м, Д₂ = 0,124 м.

DP_т, DP_д - перепад давления в турбобуре и долоте

В – веса вращающихся деталей и узлов турбобура (валов и роторов турбин), маховых масс, центраторов, долота, В = 0,5×М_т ×g+М_м ×g+М_ц ×g+M_г ×g,

где М_м, М_т, М_г, М_ц – маховая масса, масса турбобура, долота, центраторов соответственно;

g – ускорение силы тяжести

Р_г = 0,785(4,3×10⁶ ×0,130² +2,1×10⁶ ×0,135²)+23950 =110,6кН

Из выбираем М_уд = 6×10^-3 м

Определим момент на долоте при G = 0, обусловленный трением долота о стенки скважины и промывочную жидкость,

М₀ = 550Д_д = 550×0,2159 = 118,7 Н×м

Основные расчетные уравнения

- Определяем частоту вращения вала турбин по формуле (2.37)

n_i = n/М [ 2M-(M₀ +M_уд ×G_i +mr / G_i -P_г /) ] (2.37)

- Определяем момент на долоте

М_д = М_уд ×G_i +550Д_д (2.38)

- Определяем вырабатываемую мощность в турбобуре

N_i =M_д ×n_i ×2π(2.40)

Результаты расчетов сводим в таблице 2.15.

Таблица 2.8 - Результаты расчетов

G, кН				110,6
ni, об/с	10,3	10,0	9,72	9,66	8,08	6,07
Мд, Нм	118,7	418,7	718,7	782,3	1018,7	1318,7
Ni, кВт	7,68	26,35	43,87	47,46	51,69	50,27

2.6. Составление проектного режима бурения

 

Выбор проектного режима бурения скважины производим в соответствии с пунктами 2.2; 2.7.1; 2.7.2, а также исходя из опыта бурения скважин и выбранные данные сводим в таблицу 2.16.

Таблица 2.9 - Сводная таблица режима бурения

Интервал бурения, м	Диаметр долота, мм	Тип забой-ного двига-теля	Расход, м3 /с	Давление, Мпа	Нагрузка на долото, кН	Параметры промывочной жидкости
от	до	r, кг/м3	УВ, с	ПФ, см3 / 30мин
		295,9	ТСШ-240	0,056		10-12			6¸8
		215,9	3ТСШ-195	0,030					5¸6

Из графика видно, что турбобур останавливается при n_i < 0,4 n_p, а при | Р_г -G_i | < 10 кН наблюдается усиленная вибрация турбобура и бурильного инструмента. На рис.2.3 видно, что турбобур устойчиво работает в области нагрузок (0¸100) ×10³ Н и (120¸250) × 10³ Н

 

2.7. Расчет и выбор конструкции обсадных колонн, компоновка их низа и обоснование технологической оснастки

 

Расчет эксплуатационной колонны:

Исходные данные для расчета:

Цементный раствор от 2557 до 2750 м. Облегченный цементный раствор от 2557 до 450 м. Выше 450 м находится буровой раствор. Продавку цементного раствора в заколонное пространство осуществляется технической водой ρ=1000 кг/м³.

Под названием «технологическая оснастка» подразумевается набор устройств, которыми оснащают обсадную колонну для обеспечения ее спуска и качественного цементирования. Выбранная технологическая оснастка представлена в таблице 2.17.

Таблица 2.10 - Технологическая оснастка обсадных колонн

№ п/п	Название колонны	Элементы технологической оснастки колонны	Суммарная на колонну
наименование, шифр, типоразмер	ГОСТ, ОСТ, МРТУ, МУ и т.п. на изготовление	масса элемента, кг	интервал установки	количество элементов на интервале, шт.	количество, шт	масса, кг
от	до

 

	Кондуктор	Башмак БКМ-245 Обратный клапан ЦКОДМ-245 Центратор ЦЦ-4-245 Пробка ПП-219´245	ОСТ 39-011-87 ТУ 39-1443-89 ТУ 39-1442-89 ТУ 39-1086-85
	Эксплуатационная	Башмак БКМ-168 Обратный клапан ЦКОДМ-168 Центратор ЦЦ-168	ОСТ 39-011-87 ТУ 39-1219-87 ТУ 39-1220-88
Пакер ПГМД1-168 Комплект разделительных пробок с фиксатором КРПФ 168´178	НПО «Буровая техника» НПО «Бурение»

Примечание:

1. Количество и порядок расстановки элементов технологической оснастки уточняется в плане работ на крепление по результатам окончательного каротажа.

2. Допускается применение импортных заколонных проходных гидравлических пакеров.

Выбор обсадной колонны производим из условия недопущения смятия и разрыва колонны, страгивания резьб при спуске.

Максимальное наружное избыточное давление Р_ни = 23,25 МПа, поэтому для первой секции выбираем трубы, имеющие:

Р_кр1 ≥ Р_ни ×[n₁ ],

Р_кр1 ³23,25×1,2=31,6 Мпа

Выбираем трубы диаметром 168 мм и толщиной стенки δ = 10,6 мм, с группой прочности «Е», имеющие следующие характеристики:

Р_кр = 44,0 МПа, Р_т = 60,7МПа, Р_стр = 2010 кН.

Длина 1-ой секции l₁ =110 м (60 м плюс 50 м выше кровли эксплуатационного объекта). Вес ее определяется по формуле:

Q_i =q_i ×l_i, (2.40)

где Q_i – вес соответствующей i-ой секции, кН;

q_i - вес 1м трубы соответствующей i-ой секции, кН;

l_i – длина соответствующей i-ой секции, кН.

Q₁ =0,414 × 110 =45,5 кН.

По эпюре находится давление Р_{НИ Z} на уровне верхнего конца 1-ой секции на глубине 3070 м Р_{НИ Z} =24,8 МПа. Следующая секция имеет толщину 8,9 мм для которых Р¹ _КР =24,1 МПа. Определяется значения Р_КР2 для труб второй секции. Из условий двухосного напряжения с учетом растягивающих нагрузок от веса 1-ой секции по формуле:

P^I _{КР i+1} = P_{КР i+1} × (1-0,3× (Q _i /Q _i+1)) МПа, (2.41)

где Q_i – вес предыдущей секции, кН;

Q_{i +1} – растягивающая нагрузка при которой напряжения в теле трубы достигают предела текучести для определяемой секции, кН;

P_{КР i +1} – наружное избыточное давление на глубине установки определяемой секции, МПа.

P^I _КР2 = 24,8× (1-0,3× (45,5/1686))=24,6 МПа.

Глубина спуска 2-ой секции принимается равной 2970 м.

Толщина стенки труб 2-ой секции принимается 8,9 мм. Так как наружные избыточные давления к устью продолжают уменьшаться, то трубы с данной толщиной стенки их выдержат. Дальнейший расчет проводится из условия прочности на страгивающие нагрузки в резьбовом соединении. Длина секции определяется по формуле:

li=([P] - ∑Q_{i -1})/q_i,м, (2.42)

где q_i – вес 1 м труб искомой секции, кН;

∑Q_{i -1} – общий вес предыдущих секций, кН;

[P] – допустимая нагрузка на растяжение, кН.

Допустимая нагрузка на растяжение определяется по формуле:

[P]=Р_СТ /n^I ₃, кН, (2.43)

где Р_СТ – страгивающая нагрузка для соединений труб соответствующей секции, кН.

[P]=1640/1,3= 1261,5 кН.

Длина 2-ой секции определяется по формуле (2.42):

l₂ =(1261,5-45,5)/0,354=3435 м

Принимается длина 2-ой секции 3070. Тогда вес 2-ой секции по (2.40):

Q^I ₂ =3070 × 0,354=1086,8 кН.

Вес 2-х секций составит ∑Q^I = 45,5+1086,8=1132,3 кН.

Сводные данные о конструкции обсадной колонны приведены в табл. 2.18.

Таблица 2.11 - Сводные данные о конструкции обсадной колонн

№ п.п. секции	Группа прочности	Толщина стенки, мм	Длина секции, м	Вес,кН	Интервал Установки, м
секции	суммар-ный	1 м труб
I	E	10,6		45,5	45,5	0,414	3180 -3070
II	E	8,9		1086,8	1132,3	0,354	3070 - 0

 

3. Цементирование обсадных колонн

3.1. Расчет необходимого количества материалов

 

Для облегчения качественного крепления обсадной колонны выбираем портландцемент ПЦТ-ДО-50.

Определяем водоцементное отношение для облегченного цементного раствора и для цементного раствора по формуле:

(2.44)

где ρ_ц = 2920 кг/м³ – плотность цементного раствора;

– для облегченного цементного раствора:

– для цементного раствора:

Найдем необходимый объем:

– облегченного цементного раствора:

– цементного раствора:

Объем воды для приготовления:

(2.47)

– для цементного раствора:

– для облегченного цементного раствора:

Количество цементировочной техники:

(2.48)

где ρ_нас –насыпная плотность цементного порошка;

V_бунк –объем бункера цементосмесительной машины СМН-20;

Для приготовления цементного раствора:

Для приготовления облегченного цементного раствора:

Всего потребуется для приготовления и закачки цементных растворов 3 машины 2СМН-20.

Производительность смесителя 2СМН-20 по цементному раствору:

(2.49)

где Q _В – производительность водяного насоса, л/с;

Производительность смесителя 2СМН-20 по облегченному цементному раствору:

(2.50)

где Q _В – производительность водяного насоса, л/с;

Число цементировочных агрегатов для закачки цементного раствора (ЦА-320):

Так как производительность смесителя по цементному раствору 21,8 л/с, а максимальная производительность ЦА-320 - 14,5 л/с, то с каждым смесителем должно работать по два агрегата:

для закачки цементного раствора.

Число цементировочных агрегатов для закачки облегчённого цементного раствора:

Так как производительность смесителя по облегчённому цементному раствору 16,73 л/с, а максимальная производительность ЦА-320 - 14,5 л/с, то с каждым смесителем должно работать по два агрегата:

для закачки облегчённого цементного раствора.

3.2. Общая потребность в цементировочной технике

 

Для приготовления цементного и облегчённого цементного растворов необходимо три машины 2СМН-20.

Для подачи воды и начала продавки необходимо два агрегата ЦА-320.

Для закачки цементного и облегчённого цементного растворов необходимо шесть агрегатов ЦА-320.

Всего необходимо восемь цементировочных агрегатов ЦА-320.

Также для цементирования используем блок манифольдов 1БМ-700 и станцию контроля цементировании СКЦ-2М-80.

Таблица 3.1 - Распределение тампонажных материалов

Смеситель	ЦА	Материал	Цемент, т	Вода, м3	Буф. ж., м3	Продавка, м3
		ОЦР	14,153	7,08	11,36
	ОЦР	7,08	11,36
		ОЦР	14,153	7,08	11,36
	ОЦР	7,08	6,62
		ЦР	3,843	0,87	4,8
	ЦР	0,87	4,8
-		Подача воды
-

3.3. Расчёт времени цементирования

 

Буферная жидкость:

Облегченный цементный раствор:

Цементный раствор:

Продавка:

Итого времени t=104,3×1,05=1 ч. 49 мин.

Расчетное время цементирования меньше, чем время начала схватывания, цементного раствора (t_нсхв»3:20-3:40).

3.4. Контроль качества цементирования

 

Наиболее эффективным методом, позволяющим получить максимальную информацию о качестве цементирования обсадной колонны не зависимо, от температуры и плотности тампонажного камня, является акустическая цементометрия. Для контроля качества цементирования обсадной колонны применяют акустические цементомеры АКЦ-1 и АКЦ-2. путем совместной интерпретации кривых акустической цементограммы представляется возможным:

- определить высоту подъема тампонажного раствора за обсадной колонной;

- о