.

Техніка і технологія буріння свердловини (курсова робота)

Язык: украинский
Формат: курсова
Тип документа: Word Doc
8 8503
Скачать документ

Курсова робота

Техніка і технологія буріння свердловини

Метод розкриття та випробовування

продуктивних горизонтів.

Продуктивні горизонти розкурюються не перекриваючи попередньо вище
залягаючи породи обсадними трубами. Після розкурювання продуктивних
пластів їх буде закріплено експлуатаційною колоною і зацементовано. Для
сполучення внутрішньої порожнини обсадної колони з продуктивним
горизонтом у колоні, цементному камені будуть викопані отвори шляхом
кумулятивної перфорації.

Випробування продуктивних пластів буде проводитись знизу вверх шляхом
заміни бурового розчину на воду, пониженням рівня в свердловині, а при
необхідності і операції.

Схема первинного розкриття продуктивного горизонту приведена на рисунку
1.1.

Інтервал перфорування 4130-4150 м.

1 – обсадна колона;

2 – цементний камінь;

3 – водоносний горизонт;

4 – продуктивний горизонт;

5 – перфораційні отвори.

2. Техніка і технологія буріння проектної свердловини.

2.1 Конструкція свердловини.

Визначення кількості обсадних колон та глибини їх спуску.

Для визначення кількості та інтервалів спуску обсадних колон необхідно
визначити зони не сумісні з умовами буріння. Для виділення вказаних зон
будуємо суміщений графік тисків, тобто суміщений графік зміни
коефіцієнтів аномальності пластових і порових тисків, та індексів тиску
поглинання гідро розриву, а також коефіцієнта стійкості порід.

Коефіцієнт аномальності пластового тиску знаходимо за формулою:

; (2.1)

де, ?в – густина води, кг/м3;

Н – глибина визначення (Ка), кг;

Рпл – пластовий тиск, Па.

Індекс тиску поглинання знаходимо за формулою:

; (2.2)

де, Ргр – тиск гідро розриву, Па;

Коефіцієнт стійкості знаходимо за формулою:

; (2.3)

де, ?в – густина промивальної рідини зменшена на 10 %, кг/м3;

Наведемо приклад розрахунку коефіцієнтів для інтервалу 0-1470 м.

Аналогічно проводимо розрахунок для наступних інтервалів. Результати
розрахунків заносимо в таблицю 2.0.

Таблиця 2.0 – Гірничо-геологічна характеристика профілю свердловини.

Глибина, м Пластовий тиск, МПа Тиск гідро розриву, МПа Ка Кп Кст

1470

2170

2350

2860

3170

3500

3610

4120

4165

4200 14,7

22,78

24,67

30,03

33,28

36,75

37,90

43,26

43,76

44,10 26,46

39,06

49,35

51,48

57,06

63,00

64,98

74,16

74,97

75,60 1,019

1,07

1,07

1,07

1,07

1,07

1,07

1,07

1,07

1,07 1,83

1,83

2,14

1,83

1,83

1,83

1,83

1,83

1,83

1,83 1,16

1,16

1,38

1,16

1,16

1,16

1,16

1,16

1,16

1,16

За отриманими результатами будуємо суміщений графік коефіцієнта
аномальності та індексу тиску гідро розриву.

З графіка визначаємо зони несумісні з умовами буріння за якими з
врахуванням специфічних умов та особливостей будівництва свердловини,
встановлюємо кількість обсадних колон та глибини їх спуску.

Кондуктор спускаємо на глибину 350 м з метою перекриття верхньої
нестійкої частини розрізу свердловини та ізоляції питних вод.

Перша проміжна колона спускається до глибини 2150 м, для перекриття зон
схильних до поглинання, осипів та обвалів стінок свердловини, а також
для ізоляції інших зон промивних ускладнень.

Друга проміжна колона спускається на глибину 2800 м, так як в даному
інтервалі є солі (бімофіт) то необхідно перейти на буровий орозчин з
більшою густиною ?бр=1400 кг/м3 для чого і служить друга проміжна
колона.

Експлуатаційну колону спускаємо на глибину 4200 м, для перекриття
горизонтів схильних до часткового поглинання, осипання стінок
свердловини і експлуатації продуктивного горизонту.

Для закріплення устя свердловини від розмиву буровим розчином при
бурінні під кондуктор передбачено спуск шахтного направлення з глибиною
установок 30 м.

Визначимо відносну густину промивальної рідини для буріння під кожну
колону за формулою:

?0=Кр·Ка; (2.4)

де, Кр – коефіцієнт резерву (безпеки)

Таблиця 2.1 – Коефіцієнти безпеки і репресії.

Глибина свердловини ? 1200 1200-2500 > 2500

Кр

[Ррепр], МПа 1.1-1.15

1.5 1.05-1.1

2.5 1.04-1.07

3,5

При виборі відносної густини промивальної рідини, потрібно провірити чи
репресія на пласт не перевищує нормативних значень [Ррепр]. При цьому
відносна густина промивальної рідини повинна відповідати таким умовам:

?0?Кст; (2.5)

?0?Ка+[Ррреп]/?в·g·Н; (2.6)

Приведемо розрахунок відносної густини для інтервалу 4165-4200 м.

?0(min)=1,07·1,04=1,11;

?0(mах)=1,07·1,07=1,14;

?0(mах)=1,07+3,5·106/1000·9,81·4200=1.150

1,11?1,16

Для даного інтервалу умова виконується. Аналогічно проводимо розрахунок
для інших інтервалів. Результати розрахунків заносимо в суміщений графік
тисків.

Вибір видів обсадних колон

Вибір проводимо в залежності від довжини колони, глибини спуску, виду
свердловини, способу спуску обсадних колон, тобто суцільно і по
частинам.

Спуск кондуктора проектуємо спускати однією секцією. Враховуючи, що
глибина спуску незначна, тиск на цій глибині незначний, тому для
кондуктора вибираємо труби муфтові з трикутною різьбою.

Спуск проміжних колон проектуємо спускати на частинах, секціями. Для
комплектування колони вибираємо труби з трапецієвидною різьбою з муфтами
(ОТТМ). Детальніше про вибір видів проміжних колон обговорено в
спеціальному питанні.

Спуск експлуатаційної колони проектуємо опускати в два прийоми,
враховуючи, що труби мають недостатню міцність на розтяг. Місце стиковки
уточнимо. Для експлуатаційної колони вибираємо труби типу ОТТМ.

Обґрунтування інтервалів тампонування кожної з колон.

Згідно “Єдиних технічних правил ведення робіт при будівництві
свердловин” передбачено цементування обсадних колон в таких інтервалах.

Кондуктор цементується по всій довжині, проміжна колона у всіх
пошукових, розвідувальних, параметричних, опорних і газових свердловинах
незалежно від глибини цементується до устя, і в нафтових свердловинах
глибиною більше 3000 м також по всій свердловині.

Експлуатаційна колона всіх свердловин, крім експлуатаційних, які будуть
спускатися в проектну свердловину, будуть цементуватись до гирла.

Враховуючи досвід тампонування свердловин на даній площі, а також всі
можливі ускладнення всі колони будемо цементувати до гирла.

Проектування діаметрів обсадних колон і доліт.

Проектування діаметрів обсадних колон і доліт будемо проводити “знизу
вверх”.

Діаметр експлуатаційної колони вибирають виходячи із максимально
очікуваних дебітів нафти.

Приблизні співвідношення діаметрів експлуатаційних колон і дебітів
наведені в таблиці 2.2.

Таблиця 2.2 – Співвідношення діаметрів експлуатаційних колон і дебітів
для нафтових свердловин.

Сумарний дебіт, м3/добу 300

Приблизний Діаметр експлуатаційної колони, мм 114 127-140 140-146
168-178 178-194

При дебіті 138 м3/добу діаметр експлуатаційної колони згідно таблиці 2.2
приймаємо 146 мм.

Діаметр долота для буріння під експлуатаційну колону визначаємо за
формулою:

(2.7)

де dmax – діаметр муфти, м

?к – мінімально необхідний радіальний зазор для вільного проходження
колони у свердловину при спуску.

Таблиця 2.3 – Залежність величини зазору від діаметра

Зовнішній діаметр обсадної колони, мм 114-127 140-168 178-194 219-245
273-299 324-351 ? 377

Радіальний зазор, мм 7-10 10-15 15-20 20-25 25-25 30-40 40-50

Діаметр муфти згідно [2] рівний

Dmax=166 мм,

=166+2·12=190 мм

190,5 мм

Визначаємо внутрішній діаметр проміжної колони:

де, ? – величина зазору, ?=5-10 мм.

=190,5+10=200,5 мм.

Цьому діаметру відповідають труби по ГОСТ 632-80 із зовнішнім діаметром

.

=219,1 мм

Діаметр долота для буріння під 1 проміжну колону згідно [2] для 219,1
мм.

Dmax=249 мм ?К=20 мм

=249+2·20=289 мм.

=305,3 мм

Вибираємо внутрішній діаметр під ІНСТРУМЕНТИ проміжну колону

=295,3+10=305,3 мм

=305,3+2·10=325,3 мм

=324 мм.

Діаметр долота для буріння під ІНСТРУМЕНТИ проміжну колону згідно [2]
для 324 мм.

dmax=351 мм

=351+2·20=391 мм

=393,7 мм

Вибираємо внутрішній діаметр під кондуктор

=Dg+?=393,7+7=400,7 мм

=400,7+2·10=420,7 мм

=426,0 мм.

Вибираємо діаметр долота для буріння під кондуктор

dmax=451 мм, ?к=30 мм

=451+2·30=511 мм

=490 мм

Діаметр направлення вибираємо на 50 мм більше зовнішнього діаметра
кондуктора.

+50=426?0+50=476,0 мм

Результати розрахунків зводимо в таблицю 2.4

Таблиця 2.4 – Результати розрахунків проектування діаметрів доліт і
обсадних колон.

Назва колони Глибина спуску, м Зовнішній діаметр колони, м Діаметр
долота, м Інтервал цементування, м

Направлення

Кондуктор

Проміжна

Проміжна

Експлуатаційна 30

350

2150

2800

4200 0,476

0,426

0,324

0,219

0,146 РШ-50

0,490

0,3937

0,2953

0,1905 Забутовка

0-350

0-2150

0-2800

0-4200

Рисунок 2.2 – Схема конструкції свердловини

2.2 Спосіб буріння

Як вихідну інформацію для прийняття рішення про спосіб буріння
використовуємо слідуючи дані: глибина буріння свердловини, вибійна
температура, діаметр долота, профіль ствола свердловини, тип
породоруйнівного інструменту і бурового розчину.

На основі вищесказаного, а також покладаючись на досвід буріння в даному
районі, вибираємо роторний спосіб буріння свердловини. Проводячи аналіз
попередньо пробурених різними способами свердловин, а також аналіз
техніко економічних показників слід відзначити, що при роторному
способові буріння собівартість метра проходки буде найменша, а так, як
собівартість метра проходки є основним критерієм при виборі способу
буріння, то роторний спосіб буде самим оптимальним.

Таблиця 2.5 – Рекомендовані області використання

способів буріння.

Геолого-технічні умови буріння Спосіб буріння

Роторний Гідравлічні двигуни Електробури

Глибина буріння, м: до 3500

3500-4200

зверх 4200

Вибійна температура, ?С: до 140

Зверх 140

Діаметр долота, мм: до 190

більше 190

Профіль стовбура: вертикальний

похило-скерований

Породоруйнівний інструмент

?

Двох і трьох лопатеві, шарошкові типу М

Шарошкові типів: МС, МСЗ, С, СЗ, СТ, Т, ТЗ, ТК, ТКЗ, ОК, К

Багато лопатеві твердосплавні: стихаючої дії

Алмазні

Тип циркуляційного агенту: гази, піни

Високоаеровані розчини

Низькоаеровані розчини

Бурові розчини з густиною, кг/м3: до 1800

Більше 1800 +

+

+

+

+

+

+

+

2

+

+

+

+

+

+

+ +

+

+

+

+

3

+

+

+

+ +

+

+

+

+

4

+

+

+

+

+

+

+

2.3 Породоруйнівний інструмент

Вибір породоруйнівного інструменту проводиться враховуючи дані про
фізико-механічні властивості гірських порід та літологічного розрізу
свердловини. Вибір типу інструменту залежить також від конкретних
реологічних властивостей, які обумовлюють можливі швидкості буріння та
собівартості метра проходки.

Для вибору продуктивного інструменту використовують класифікаційну
таблицю гірських порід по категоріям твердості.

Таблиця 2.6 – Класифікаційна відповідність гірських порід по категоріям
твердості.

Тип долота Гірська порода Категорія твердості

М

МЗ

МС

МСЗ

С

СЗ

СТ

Т

ТЗ

ТК

ТКЗ

К

ОК м’яка

м’яка абразивна

м’яка з пропластками середньої твердості

м’яка абразивна з пропластками середньої твердості

середньої твердості

абразивна середньої твердості

середньої твердості з пропластками твердої

тверда

тверда абразивна

тверда з пропластками міцної

тверда абразивна з пропластками міцної

міцна

дуже міцна 1-2

1-3

3-4

3-5

4-5

4-6

5-6

6-7

6-8

7-8

7-10

8-10

10-12

2.4 Бурильна колона

Враховуючи геолого-технічні умови та спосіб буріння, а також
рекомендовані співвідношення між діаметрами доліт, ОБТ та бурових труб
(табл. 2.8) вибираємо бурильні труби 114,3 мм типу ТБПВ.

Таблиця 2.8 – Рекомендовані співвідношення між діаметрами доліт, ОБТ та
бурильних труб

Діаметр долота , мм Зовнішній діаметр , мм

ОБТ БТ

120,6 95/89 73

139,7; 145 114; 120/108 89

151 120; 133/108; 114 89; 101,6

165,1 133; 146/120 101,6; 114,3

190,5 159/146 114,3

215,9 178/159 127

244,5 203/178 139,7

266,9 219; 229/203 139,7

295,3; 320 229; 245; 254/219 139,7

349,2 245; 254/229 139,7

393,7 і більше 273; 299/254 139,7; 168,3

Примітка. В таблиці 2.8 приведені рекомендовані співвідношення діаметрів
доліт та ОБТ для нормальних (чисельник) і для ускладнених (знаменник)
умов буріння. Також вибираємо діаметр бурильних труб та ОБТ щоб
витримувалися такі співвідношення:

dобт/Dg=0,75-0,85 (2.9)

dбт/dобт=0,75-0,8 (2.10)

dобт, Dg, d,n — відповідно діаметр ОБТ, долота та бурильних труб.

146/190,5=0,76

114,3/146=0,78

Умова виконується

Визначаємо необхідну довжину ОБТ за формулою:

;

де

lОБТ – довжина ОБТ, м;

k – коефіцієнт резерву, k =1,2-1,25

Gдол – осьове навантаження на долото, Н;

GКНБК – вага КНБК, Н;

(ПР – густина промивальної рідини, кг/м3;

(М- густина металу (сталі), кг/м3;

qОБТ – вага 1 м ОБТ, Н/м.

(м);

заокруглюємо в більшу сторону до величини, яка кратна довжині свічки.

=282 м.

Визначаємо критичну довжину ОБТ за формулою:

(2.12)

– критична довжина ОБТ, м;

Е – модуль пружності матеріалу (сталі), Н/м2;

І – момент інерції при згині, м4.

(2.13)

м4

м

) то для попередження можливого викривлення ствола свердловин необхідно
передбачити встановлення в колоні ОБТ центруючих пристроїв.

Проектуємо діаметр, довжину і товщину стінки наддолотного комплекту
бурильних труб. Для цього вибираємо з труб групи міцності “Е” з товщиною
стінки ?=10,9 мм і довжиною 250 м.

Розрахунок бурильної колони на статичну міцність

Умова статичної міцності бурильної колони при роторному способі буріння
згідно четвертої терорії в загальному випадку має такий вигляд:

, (2.14)

де (е – еквівалентне напруження, Па;

(ОС- осьові напруження (розтягу або стиску), Па;

(ЗГ – напруження згину, Па;

(КР – напруження кручення, Па;

(Т- межа текучості матеріалу труби, Па;

n – коефіцієнт запасу міцності

Таблиця 2.9 – Коефіцієнт запасу міцності

Свердловина Буріння вибійними двигунами Роторне буріння

Вертикальна

Похилоскерована 1,3/1,35

1,3/1,40 1,40/1,45

1,45/1,50

Примітка: в чисельнику нормальні, а в знаменнику ускладнені умови
буріння

, (2.15)

де Gi-1 – сумарна вага всіх секцій колони, розташованих нижче
проектованої, Н;

li, qi, Fi – відповідно довжина, вага одного метра та площа поперечного
перерізу тіла труби секції, що розраховується м, Н/м, Н/м2;

GТ – навантаження, яке створюється внаслідок перепаду тиску, Н;

, (2.16)

де (рД, (рОБТ – відповідно перепад тиску в долоті і турбобурі, Н/м2;

dВ – найменши внутрішній діаметр, м2;

, (2.17)

де f – стрілка прогину, м;

ln – довжина півхвилі згину, м;

WЗГ – момент опору при згині, м3;

, (2.18)

де DC – діаметр свердловини, м;

dЗМ – зовнішній діаметр замка, м;

, (2.19)

де w – кутова швидкість, с-1;

g – прискорення вільного падіння, м/с2;

Z – віддаль від нейтрального перерізу ((ОС=0) до того місця в колоні,
де шукають довжину півхвилі згину, м. Знак “+” – для розтягнутої, а знак
“-” для стиснутої частини колони

, (2.20)

де МКРі-1 – круглий момент, що передається нижче розташованій секції,
Нм;

МКРі – крутннй момент на холосте обертання, Н м;

WКРі – момент опору при крученні, м3.

Для розрахунку першої секції бурильної колони

,

де Мд – момент на долоті, Нм

Мхо КНБК – момент на холосте обертання КНБК, Нм.

При розрахунку наступних секцій додається момент на холосте обертання
попередньої секції.

,

де в – коефіцієнт, який залежить від викривлення свердловини (таблиця
)

dі – зовнішній діаметр розраховуваної секції бурильної колони, м;

lі – довжина розраховуваної секції бурильної колони, м.

У формулу (2,14) замість напружень (ОС, (ЗГ, (КР підставляють відповідні
їм значення з формул (2,15), (2,17) та (2,20). Розв’язують квадратне
рівняння відносно “li”.

(2.21)

де,

(2.22)

d=(Gi-1·?+Pr); (2.23)

S=gi·? (2.24)

(2.25)

; (2.26)

(2.27)

Результати розрахунку бурильної колони на статичну міцність приведені в
таблиці 2.10. Цей розрахунок проводимо на ЕОМ.

Цей розрахунок є перевірочний і полягає у визначенні узагальненого
коефіцієнта запасу міцності з врахуванням осьових, дотичних, згинаючих
та знакозмінних напружень в перерізах над долотом, між першою та другою
ОБТ, між першою та другою бурильними трубами та на усті свердловини.

Програма для розрахунку бурильної колони на міцність приведена в додатку
А.

Узагальнений коефіцієнт запасу міцності на витривалість знаходять за
формулою:

, (2.28)

де n – фактичний узагальнений коефіцієнт запасу міцності на
витривалість;

n( – запас міцності за нормальними напруженнями, вирахуваний при умові,
що дотичні напруження відсутні;

n( – запас міцності за дотичними напруженнями, врахований за умови, що
нормальні напруження відсутні.

Таблиця 2.10 – Конструкція бурильних колон

Інтервал, м Довжина секції, м Тип труб (шифр) Група міцності Товщина
стінки Діаметр колони Наростаюча вага

від до

0

350

2800 350

2150

4200 6

24

12

1898

210

24

114

1240

960

462

282

250

1728

1044

248 УБТС1

ОБТ

УБТС1

ТБПВ

ТБПВ

УБТС1

ОБТ

ТБПВ

ТБПВ

ТБПВ

ОБТ

ТБПВ

ТБПВ

ТБПВ

ТБПВ Д

Д

Д

Д

К

Д

Д

Д

К

Е

Д

Е

Д

К

Е 0,098

0,084

0.069

0,010

0,010

0.069

0,065

0,009

0.009

0,009

0.038

0,0109

0,0086

0.0109

0,0109 0,272

0,245

0,229

0,140

0,140

0,229

0,203

0,127

0,127

0,127

0.146

0,114

0,114

0,114

0,114 25,8

75,5

32,13

682,3

891.5

64,2

249,3

409,9

303,2

1505,5

284,9

80,9

466,17

337,9

1460

, (2.29)

де (-1 – межа витривалості при симетричному циклі навантажень, Па.

, (2.30)

Осьові (ОС, згинаючі (ЗГ та крутні (дотичні) (КР напруження знаходять за
формулами (2.15), (2.17) та (2.20).

Фактичний узагальнений коефіцієнт запасу міцності на витривалість
повинен бути більший за нормальний або дорівнювати йому.

Нормальний коефіцієнт запасу міцності на витривалість при роторному
способі буріння дорівнює 1,5.

Результати розрахунку бурильної колони на витривалість приведені в
таблиці 2.11.

Таблиця 2.11 – Результати розрахунку бурильної колони на витривалість

№ секції Довжина секції, м Внутрішній діаметр труби, м Зовнішній діаметр
замка, м Зовнішній діаметр труби, м Коефіцієнт запасу міцності

1

2

3 286

3908

0 0,068

0,092

0,092 0,146

0.140

0,140 0,146

0.114

0,114 2,55

1,59

1,71

Розрахунок бурильної колони на витривалість проводимо на ЕОМ. Програма
для розрахунку приведена в додатку Б.

2.5 Режим буріння

Проектувати параметри режиму буріння проводимо в такій послідовності:

1. Визначаємо бажане осьове навантаження на долото GД.

Навантаження на долото визначається за питомим навантаженням.

,

де g0 – питоме навантаження на одиницю діаметра долота, Н/м;

DД – діаметр долота, м.

Таблиця 2.12 – Питоме навантаження для різних типів доліт.

Тип долота Три шарошкові долота

g0·105 М МС С Т К

Н/м 15

Gд=8·0,1905·105=152,4·103 Н

Розраховану величину осоьового навантаження на долото порівнюємо з
допустимим (паспортним) для даного типорозміру долота [Gд].

152,4 кН?200кН

Умова виконується.

2. Визначення швидкості обертання долота з умови забезпечення
необхідного часу контакту зуба долота з породою.

Для шарошкових доліт швидкість обертання долота визначається за
формулою:

,

де ?Д – швидкість обертання долота, с-1;

dШ – діаметр шарошки, м;

tmin – мінімально необхідний час контакту зуба долота з породою, с
tmin=(3-8)·10-3 с.

с

Z – максимальна кількість зубів, Z=20-22 шт.

Діаметр шарошки визначається за формулою:

; (2.33)

м

с-1

Враховуючи спосіб буріння, рекомендовані частоти обертання трьох
шарошкових доліт, а також досвіду буріння на даній площі приймаємо
частоту обертання долота 60 об/хв., тоді

; (2.34)

с-1

Дана частота забезпечується при обертанні ротора УР-560 на першій
швидкості.

3. Визначаємо витрату промивної рідини.

Витрату промивальної рідини вибирають із двох умов:

а) із умови очищення вибою свердловини від вибуреної породи

,

де Q1 – витрата промивальної рідина, м3/с;

q0 – питома втрата промивальної рідини, м/с;

FВИБ – площа вибою свердловини, м2;

q0 =0,35-0,5 м/с – при роторному способі та електробурінні;

q0=0,5-0,7 м/с – при бурінні гідравлічними вибійними двигунами.

Площа вибою визначається за формулою:

; (2.36)

б) із умови транспортування шламу в кільцевому просторі

,

де (МІН – швидкість руху рідини в кільцевому просторі, м/с; (МІН
=0,3-1,4 м/с.

FКП – площа кільцевого простору, м2;

; (2.38)

м3/с

Q2=0,8·0,011=0,0088 м3/с

Після визначення режимних параметрів (GД, wД, Q) перевіряємо можливість
їх реалізації.

Перевірка осьового навантаження GД та швидкості обертання wД проводиться
за крутним моментом, який не повинен перевищувати момент, що передається
ротору і не створювати небезпечних напружень в бурильній колоні.

МКР ( МР (2.39)

де МКР – крутний момент, який передається бурильній колоні, Н·м;

МР – момент, який передається ротору(формула ) Н·м.

, (2.40)

де МД – момент на долоті, Н·м;

МХО – момент, необхідний на холосте обертання бурильної колони, Н·м.

, (2.41)

;

де, а0 – емпіричний коефіцієнт, для порід середньої твердості а0=0,7-0,8

Н·м

, (2.42)

де Мпаср – паспорте значення моменту, який передається на ротор;

Мn – момент, який витрачається на подолання опорів в наземній системі
передач від двигуна до ведучої труби.

Значення Мпаср – береться з технічної характеристики бурової установки

(2.43)

=370 кВт – потужність ротора УР-560.

Н·м

, (2.44)

де k1 i k2 – дослідні коефіцієнти

k1=1100 Н·м – при приводі ротора через лебідку;

k2=11 Н·м·с.

Мп=110+1,1·6,28=1169 Н·м

Мр=58910-1169=57741 Н·м

Мкр=4377,5 Н·м vкр то рух бурового розчину турбулентний.

Тоді через число Рейнольда визначається:

; (2.50)

Коефіцієнт гідравлічного опору:

; (2.51)

Втрати тиску:

; (2.52)

Якщо VVкр.кп, то режим руху турбулентний.

; (2.59)

; (2.60)

; (2.61)

Якщо Vкп

2.6 Ускладнення при бурінні Ускладнення – це порушення технологічного процесу, який порушує пнормальний хід процесу буріння свердловини. Основні принципи ускладнень: Складні гірничо-геологічні умови буріння в окремих горизонтах (наявність нестійких або розчинних порід, несприятливі характеристики пластових флюїдів); Невідповідність інформаційного забезпечення про гірничо-геологічні умови фактичним даним; Невідповідність технічного проекту на буріння свердловини, насамперед конструкції свердловини, гірничо-геологічним умовам буріння; Організаційні фактори: несвоєчасним постачанням буровими інструментами і матеріалами, низька кваліфікація і виконавча дисципліна бурового персоналу. Враховуючи досвід буріння на Софіївській площі в процесі буріння свердловини можливі такі ускладнення: - осипи і обвали стінок свердловини; - поглинання бурового розчину; - нафтоводопрояви; В результаті осипання та обвалювання порід розширюється ствол свердловини, ускладнюється транспортування частинок розбурених порід, що обвалилися, на денну поверхню, зростає аварійність бурильних труб із-за збільшення стріли прогину труб, може виникнути прихоплювання бурильної колони. Для попередження осипання і обвалювання порід необхідно використовувати інгібовані промивальні рідини, гідрогелі або рідини на вуглеводневій основі з мінералізованою водною фазою, які не викликають зменшення міцності порід, і підтримувати густину промивальної рідини на рівні, достатньому для збереження стійкості стінок свердловини. Причиною поглинання бурового розчину є порушення рівноваги гідравлічного тиску в свердловині і поглинаючому горизонті, які призводять до відходу технологічної рідини в пласт. Обґрунтований вибір ефективних способів ліквідації поглинань можливий при наявності таких даних про кожний поглинаючий пласт: глибина залягання, пластовий тиск, характеристика флюїдів і відомості про між пластові перетоки, гідродинамічна характеристика, літологія. Основні методи для попередження поглинань можна умовно розділити на три групи: Регулювання властивостей промивних рідин; Управління гідродинамічною обстановкою в свердловині про виконанні різних технологічних операцій (буріння, спуск-підйом, цементування та ін). Зміна характеристик поглинаючого пласта. Основним способом, який дозволяє керувати станом свердловини у випадку припливу пластового флюїду і запобігти нерегульованим викидам промивальної рідини, є герметизація устя проти викидним обладнанням. Схема приведена на рис. 2.3. Запроектовані режимні параметри, типи і параметри бурових розчинів приведені вище дозволять при їх дотриманні пробурити свердловину без ускладнень. Рисунок 2.3 Схема монтажу проти викидного обладнання. 1,2 – універсальний і плашковий превентори; 3 – гирлова хрестовина; 4,6 – засувки з гідравлічними і ручним управлінням; 5 – манометр; 7 – регульовані дроселі з ручним і гідравлічним управлінням; 8 – відбійна камера з розрядним пристроєм. 2.7 Промивання свердловини 2.7.1 Встановлення рецептури та особливості обробки промивальних рідин, розрахунок необхідної кількості реагентів та обважнювачів. При виборі типу промивальної рідини основним критерієм є максимально можливе попередження ускладнень (осипання, обвалювання стінок свердловини, поглинання, каверноутворення і т. д.) та забезпечення необхідних техніко-економічних показників, а при бурінні в продуктивних горизонтах – якісне їх первинне розкриття. Також для вдалого вибору типу промивальної рідини необхідно враховувати практичний досвід спорудження свердловин на даному і сусідньому родовищах. Для буріння в інтервалі 7-30 м будемо використовувати глинистий розчин до складу якого входять: бентонітовий глинопорошок, вода, графіт. В інтервалі буріння під кондуктор 30-350 м та першу проміжну колону 350-2150 м доцільно використовувати полімерний буровий розчин, який характеризується низьким вмістом глинистої фази, що сприяє покращенню показників буріння (підвищення механічної швидкості проходки і проходки на долото). Для приготування полімерного розчину необхідно: осптонітовий глинопорошок, вода, гіпан, Na2CO3, KCl, KOH, графіт, СМАД. В інтервалі буріння під другу проміжну колону 2150-2800 м будемо використовувати соленасичений буровий розчин, так як в цьому інтервалі (2170-2350 м) зустрічаються солі (бімофіт). Крім глини, води, солі і нафтопродуктів стабілізований соленасичений розчин містить солестійкий полімерний реагент (крохмал, КМЦ чи акриловий полімер). Розчин призначений для буріння в солях з пропластками глинистих відкладів. Термостійкість розчину залежить від використання полімерного реагента і може складати 100-140-220 ?С. Для приготування розчину необхідно: бентонітовий глинопорошок, Na2CO3, KМЦ, КССБ, NaОН, нафта, вода. В інтервалі 2800-3500 та 3500-4200 м будемо використовувати мінералізований розчин з густиною 1180 кг/м3. До складу розчину входить: налигорскітовий глинопорошок, вода, КМЦ, КССБ, NaCl, NaОН, нафта, графіт, сульфазол. Розрахунок параметрів промивальної рідини. 1. Густина промивальної рідини розраховується по формулі: ; (2.69) де, Рпл – пластовий тиск на глибині Н, МПа; ?Р – різниця між гідростатичним і пластовим тиском, Па. при Н2500 м, ?Р=(4-7)% Рпл, але не більше 3,5 МПа;

кг/м3;

кг/м3

2. Статична напруга зсуву визначається за формулою:

; (2.70)

де, d0 – діаметр частин породи, які утримуються в звішеному стані, м;

?п – дослідний коефіцієнт, який залежить від розмірів частинок породи.

Таблиця 2.13 – Залежність коефіцієнта m від діаметра

частинок породи.

d0, см 0,2 1,0 1,5 2,0 2,5 3,0 4,0

m 2,5 2,25 2,15 2,0 1,8 1,7 1,6

гПа

3. Фільтрація промивальної рідини визначається за формулою:

; (2.71)

де, ?Р – різниця між гідростатичним і пластовим тиском, МПа

см3/30 хв.

Аналогічно проводимо розрахунки для всіх інших інтервалів.

Результати розрахунку параметрів промивальної рідини заносимо в таблицю.

Таблиця 2.14 – Результати розрахунку параметрів

промивальної рідини

Назва розчину Інтервал, м Густина кг/м3 Умовна в’яз-кість Фільтрація,
см3/30 хв СНЗ, гПа Кірка, мм

від до

Через 1 хв Через 10 хв

Глинистий

Полімерний

Полімерний

Соленасичений

Мінералізований 0

30

350

2150

2800 30

350

2150

2800

4200 1110

1120

1180

1400

1180 30

35

30

55

40 11,0

8,0

6,0

10,0

8,0 25

30

30

35

25 30

40

40

50

35 1,05

1,0

1,0

1,0

0.5

2.7.2 Спосіб приготування та обчистки промивальних рідин.

Промивальні рідини можна готувати безпосередньо на буровій або
централізовано на глинозаводі, який обслуговує дільницю чи район.
Рідину, що приготовлена на заводі, транспортуючи або спеціально
прикладеними до бурових трубопроводами або в автоцистернах.

Для приготування промивальної рідини із порошкоподібних матеріалів
використовують спеціальний блок обладнання (рис. 2.4). Такий блок
включає в себе два суцільнометалевих бункери від 20 до 50 м3 кожний.
Бункери призначені для зберігання і подачі в камеру змішувача
порошкоподібних матеріалів (глинопорошків, бариту і т. д.).

Для приготування промивальної рідини насосом подають дисперсійне
середовище в ежекторний гідро змішувач через штуцер. Так, як рідке
середовище витікає із штуцера з великою швидкістю, то в камері змішувача
виникає вакуум.

Під дією вакууму порошкоподібний матеріал з бункера по рукаву поступає в
камеру змішувача, де змішується з рідиною, і по зливній трубі
направляється в ємність. Для рівномірного розподілу компонентів
промивальної рідини по всьому об’єму в ємності встановлені механічні
лопатеві перемішувачі, які приводяться в дію з допомогою
електродвигунів.

І – глинопорошок із автоцементовоза;

ІІ – надлишкове повітря;

ІІІ – повітря для аерації;

ІV – вода від насоса.

1 – розвантажувальний пристрій;

2 – повітряні фільтри;

3 – бункера;

4 – гумово тканні гофровані рукави;

5 – лійка;

6 – гідравлічний змішувач;

7 – зливна труба;

8 – ємність;

9 – штуцер.

Рисунок 2.4 – Схема блоку приготування промивальних рідин.

Для приготування промивальних рідин з порошкоподібних глин
використовують ежекторні мішалки.

Така мішалка складається із заглибини для завантаження порошку, камера
змішування з соплом, ємності і зварної рами, на якій змонтовані всі
елементи.

Промивальну рідину необхідно очищувати від вибуреної породи, абразивних
частинок, що міститься у вихідному матеріалі, а деколи від надлишкової
твердої фази.

Очищення промивальної рідини проводиться двома способами: гідравлічним і
примусовим.

Гідравлічний спосіб очищення оснований на природному осіданні уламків
вибуреної породи під дією сили тяжіння. При цьому способі рідина
самостійно звільняється від уламків вибуреної породи, протікаючи по
жолобній системі.

При примусовому способі промивальна рідина очищається з допомогою
спеціальних механізмів.

Основним механізмом в очисній системі для видалення з промивальної
рідини великих фракцій частинок вибуреної породи є вібраційне сито.
Найпростіше вібраційне сито являє собою металеву раму, встановлену з
допомогою амортизаторів на міцній основі під деяким кутом до горизонту.
На рамі змонтовано решето з прогумованою поверхнею і натягнутою зверху
сіткою з нержавіючого стального дроту, часто із спеціальним проти
абразивним покриттям. Рама приводиться в рух з частотою від 100 до 2000
коливань за хвилину з допомогою електродвигуна через ексцентричний вал.

Для кращого очищення промивальної рідини на буровій встановлюють гідро
циклон.

Гідро циклон складаєтьсяз вертикального циліндра з тининціальним ввідним
патрубком, конуса, зливної труби і регулювального пристрою з насадкою.
Промивальну рідину з відстійника подають спеціальним відцентрованим
насосом через патрубок в циліндр під над лишковим тиском 0,2-0,3 МПа.
Оскільки патрубок приварений до циліндра тангенціально, то промивальна
рідина набуває в циліндрі обертового Рузу. Під дією відцентрової сили
рідина розшаровується: найважчі частинки відкидаються до периферії, а
найлегші концентруються ближче до центра, в середніх ділянках
поперечного перерізу гідро циклона.

Продуктивність гідро циклону залежить від його діаметра і надлишкового
тиску на вході. Для нормальної роботи очисної системи продуктивність
пісковідділювача повинна приблизно на 25 %, а муловідділювача на 50 %
перевищувати найбільшу витрату бурових насосів при бурінні свердловини.

Для вилучення частинок, більших 40 мкм, використовують батарею
гідроциклонів діаметром 150 мм і більше, в якій паралельно працюють
декілька гідро циклонів. Умовно батарею гідро циклонів діаметром не
менше 150 мм називають пісковідділювачем. Для вилучення твердих частинок
розміром від 25 до 40 мкм використовують гідро циклони діаметром меншим
ніж 100 мм, батарею яких називають муловідділювачем.

Для видалення газу із розчину використовують вакуумний дегазатор.
Дегазатор складається із двох однакових вертикальних дегазаційних камер.
Кожна камера оснащена збірником дегазованої рідини, прийомним клапаном,
зливним клапаном і пап лавовим регулятором рівня рідини.

2.7.3 Розрахунок кількості промивальної рідини

та матеріалів для її приготування.

Визначаємо необхідну кількість розчину та матеріалів при бурінні під
експлуатаційну колону.

Загальний об’єм бурового розчину, необхідний для буріння даного
інтервалу визначаємо за формулою:

Vп.р.=Vбур+Vп.є.+Vж+аVсв; (2.72)

де, Vбур – об’єм промивальної рідини, необхідний для механічного буріння
свердловини, м3;

Vп.є. – об’єм прийомних ємностей бурових пластів, м3; Vп.є.=(10-40 м3);

Vж – об’єм жалобної системи, м3; Vж=(4-7м3);

а – коефіцієнт, який враховує запас промивальної рідини (а=1,0-1,5);

Vсв – об’єм свердловини, м3;

Знайдемо об’єм промивальної рідини, необхідний для механічного буріння
свердловини:

Vбур=n1l1+n2l2+…+nnln; (2.73)

де, n1, n2, nn – норми розходу промивальної рідини на 1 м проходки з
врахуванням комерційної швидкості буріння, діаметра свердловини і якості
промивальної рідини, n = 0,18.

l1, l2, ln – інтервали буріння долотом одного діаметра.

Vбур=0,18·1400=252 м3;

Об’єм свердловини визначаємо за формулою:

; (2.74)

де, d – внутрішній діаметр проміжної колони, м;

Dсв – діаметр свердловини, м;

К – коефіцієнт кавернозності;

l0, lн – відповідно довжина обсадної і не обсадженої частини
свердловини, м.

м3

Тоді загальний об’єм промивальної рідини буде рівний:

Vпр=252+25+5+1,25·133=448,2 м3.

Кількість глини для приготування бурового розчину знайдемо за формулою:

; (2.75)

де, ?гл – густина глини, кг/м3;

?в – густина води, кг/м3;

n – коефіцієнт, що враховуа вологість глинопорошку,

n=0,05-0,1

кг

Об’єм води для приготування бурового розчину визначаємо за формулою:

; (2.76)

Визначаємо значення зовнішніх надлишкових тисків згідно розрахункової
схеми

Для положення рівнів, показаних на рис. 2.5 зовнішні надлишкові тиски
згідно із вказаною конструкцією визначаються за такими формулами:

Рисунок 2.5 Схема для визначення зовнішніх надлишкових тисків.

при Z=1; Рзн=0

при Z=Нпк; Р1зн=?гсgНпк; (2.79)

при Z=Н; Р2зн так, як Ка1,15

Умова виконується.

Зробимо перевірку на розтяг для другої секції

=1108кН (додаток 6[3])

470,8?1108 кН

Умова виконується.

Зробимо перевірку на внутрішній надлишковий тиск

=38.6 МПа;

38,6/21=1,83>1,15

Умова виконується.

Оскільки з висотою зовнішній надлишковий тиск падає, а внутрішній
надлишковий тиск має невелике значенння, то розрахунок другої секції
проводимо із умови розтягу:

; (2.93)

де, [Р] – допустиме розтягуюче навантаження для труб даної секції, Н.

Першу секцію складаємо із труб групи міцності D з ?=7,7 мм, Ркр1=26.7
МПа;

l1=1020/0,265=3850 м;

Зробимо перевірку на внутрішній надлишковий тиск

Рвн=Рт/n2; n2=1,15 (2.94)

23,7?31,8/1,15=27,65

Умова виконується.

Вага першої секції.

Q1=2500·0.265=662.5 кН.

Останніх сто шарів комплектуємо із труб групи міцності D з ?=9,5 мм, з
Ркр=37,1 МПа.

Q2=100·0,321=32.1 кН

Вага двох секцій Q=Q1+Q2=662,5+32,1=694.6 кН.

Результати розрахунку в таблиці 2.18.

Таблиця 2.18 – Результати розрахунку обсадної колони

Номер секції Довжина секції, м Група міцності Товщина стінки, мм
Інтервал установки Вага секції, кН Наростаюча вага, кН

від до

1

2

3

4 100

1500

2500

100 D

D

D

D 9,5

8,5

7,7

9,5 4200

4100

2600

100 4100

2600

100

0 35.8

435

662.5

32.1 35.8

470.8

1133.3

1165,4

Рисунок 2.8 – Схема конструкції експлуатаційної колони.

Таблиця 2.19 – Параметри обсадних колон.

Інтервал,м Довжина секції, м Вага секції, m Нароста-юча вага, m
Діаметр,мм Група міцно-сті Товщи-на стінок, м

Від (верх) До (низ)

0 30 30 4,9 4,9 0,476 D 0,010

0 350 350 37,3 37,3 0,426 D 0,01

2050

100

0 2800

2050

100 100

1950

100 8,7

14,8

8,7 8,7

84,8

96 0,324

0,324

0,324 D

D

D 0,011

0,0095

0,011

2370

2140

100

0 2800

2370

2140

100 430

230

2040

100 18,9

14,9

81,6

5,2 18,9

33,8

115,3

120,5 0,219

0,219

0,219

0,219 D

P-110

D

D 0,010

11,99

0,010

0,0095

2.9 Цементування обсадних колон

2.9.1 Спосіб цементування

Спосіб цементування вибираємо в залежності від глибини свердловини,
висоти інтервалів цементування, температури і тиску на вибої
свердловини, а також характеристики гірських порід.

Враховуючи вище сказане, вибираємо двохступеневе цементування.

2.9.2 Вибір густини і складу тампонажного розчину

Густина цементного розчину повинна задовольняти умову:

?min??ц.р.??max; (2.95)

де, ?min – нижня границя густини із умови забезпечення кращого заміщення
бурового розчину тампонажним, можливості контролю величини висоти
підйому цементного розчину, кг/м3

?min=?с.т.+??; (2.96)

де, ?б.р. – густина бурового розчину, яким заповнена свердловина перед
цементуванням.

?? – мінімальна необхідне перевищення густини цементного розчину проти
бурового, яке складає ??=200-250 кг/м3

?max – верхня границя густини цементного розчину із умови попередження
нагинання цементного розчину, кг/м3.

(2.97)

де, Рпр – тиск гідро розриву пласта, Па;

Нп – глибина залягання поглинаючого горизонту в підошві, м;

h1др – висота підйому цементного розчину над поглинаючим горизонтом, м;

а – коефіцієнт безпеки, а=1,1-1,3;

Восер – узагальнений коефіцієнт гідравлічних втарт в затрубному
просторі.

; (2.98)

де, В01, В02 – коефіцієнти гідравлічних втрат відповідно в
незакріпленому і закріпленому інтервалах свердловини;

В незакріпленому інтервалі коефіцієнт гідравлічних втрат вираховується
по формулі:

; (2.99)

де, ? – коефіцієнт гідравлічних втрат, ?=0,025;

Vкп – швидкість підйому цементного розчину в кільцевому просторі,
ВКП=1,5-2,0 м/с;

Кк – коефіцієнт кавернозності, лінійний;

D – діаметр свердловини, м;

d – зовнішній діаметр обсадної колони, м;

В закріпленому інтервалі:

; (2.100)

– внутрішній діаметр попередньої колони, м;

d – зовнішній діаметр колони, що цементується, м.

?min-1180+220=1400 кг/м3

В01=0,025·1,52/2(0,1905·1,07-0,146)=0,486;

В02=0,025·22/2(0,199-0,146)=0,94;

;

кг/м3

1400??ц.р.?2300 кг/м3.

Вибір тампонажного розчину.

Основними критеріями, які обумовлюють склад тампонажних розчинів є
пластовий тиск, тиск гідро розриву порід, температура на вибої, висота
цементування, агресивність пластових вод.

Згідно ГОСТу-1581-85 вибираємо для приготування цементного розчину
портландцемент марки ПТЦ-100.

Так, як у нас двохступеневе цементування знайдемо місце установки муфти.

Місце установки муфти знаходимо за формулою:

(2.101)

де, ?цр – густина цементного розчину, кг/м3;

КПР – густина промивальної рідини, кг/м3;

Н – глибина свердловини, м.

м.

Для того, щоб під час цементування протитиск на продуктивні пласти, а
відповідно їх кальматація були мінімальні, цементувальну муфту
розрахунок дозволяє нам встановити на 200 метрів вище башмака проміжної
колони, тобто на глибині 2600 м.

2.9.3 Розрахунок цементування.

Вихідні дані:

Глибина свердловини Н=4200 м.

Висота цементного стакана для двохступеневого цементування 30 і 20 м.

Густина цементного розчину ?цр=1820 кг/м3.

Густина продавочної рідини КПР=1180 кг/м3.

Густина сухого цементу ?ц=3150 кг/м3 для ПТЦ-100.

Водоцементне відношення W=0,5.

Внутрішній діаметр проміжної колони dвп=0,199 м

Розрахунок прямої секції

розрахунок необхідної кількості матеріалів.

Необхідна кількість цементного розчину визначається за формулою:

Vцр=Fкп1hцр1+Fкп2hцр2+F0hc; (2.102)

Де, Fкп – площа поперечного перерізу в кільцевому просторі в
незакріпленій частині свердловини, м2:

; (2.103)

Fкп1=0,785(0,19052·1,15-0.1462)=1,6·10-2 м2;

В закріпленому інтервалі

Fкп2=0,785(0,1992-0.1462)=1,4·10-2 м2;

F0 – площа внутрішнього перерізу обсадної колони, що цементується в зоні
розміщення цементного стакана:

F0=?/4·d2вн; (2.104)

де, dвн – внутрішній діаметр обсадної колони в зоні розміщення
цементного стакану, м.

F0=0,785(127·10-3)2=1,27·10-2 м2;

Тоді кількість цементного розчину

Vц.р.=1,6·10-2·1400+1,4·10-2·200+1,27·30=25,58 м3,

Необхідна кількість сухого цементу:

; (2.105)

де, ? – коефіцієнт втрат сухого цементу, ?=1,05.

кг=32.589 т

Необхідна кількість води для змішування цементного тіста:

Vв=Мц·W; (2.106)

Vв=32,589·0,9=16,3 м3.

Необхідний об’єм продавочної рідини:

Vпр=Fоср(Н-hс)·?; (2.107)

де, Fоср – середнє значення площі внутрішнього перерізу обсадної колони.

Fоср=?/4·d2вср; (2.108)

; (2.109)

де, l, dв1, l2, dв2 – довжини і внутрішні діаметри секцій обсадних труб
з різними товщинами стінок;

? – коефіцієнт стиснення рідини.

м;

Fоср=1,68·10-2·0,785=1,32·10-2 м2;

Vпр=1,32·10-2(4200-30)·1,05=57,9 м3.

Вибір цементувальних агрегатів.

Вибір цементувальних агрегатів проводимо по тиску на цементувальній
головці в кінці цементування.

Рк=Р?+Рг; (2.110)

де, Р? – тиск, який створюється за рахунок зміни бурового розчину на
цементний, Па.

Р?=(?ц.р.-?пр)(Н-hс)g; (2.111)

Р?=(1820-1180)(1600-30)·9,81=9,85·106 Па.

Рг=А0(Н-hс)?пр+?01hцр1·?цр+?02hцр2·?цр; (2.112)

де, А0 – узагальнений коефіцієнт гідравлічних втрат в трубах при
турбулентному режимі руху;

; (2.113)

де, Vт – швидкість руху рідини в середині обсадної колони;

;

Рг=0,391(4200-30)·1180+0,48·1400·1820+0,94·8200·1820=3,48·106 Па;

Рк=9,85+3,48=13,33 МПа.

По тиску на цементувальній головці в кінці цементування вибираємо
цементувальний агрегат ЦА-320М.

3. Встановлення режиму роботи цементувальних агрегатів.

Виписуємо характеристику агрегату ЦА-320М.

Таблиця 2.20 – Подача і тиск, які розвиває цементувальний агрегат

Діаметр втулок, мм Швидкість Подача, Q, м3/с Тиск, МПа

125 І

ІІ

ІІІ

ІV 2,3

4,3

8,1

14,5 24

19

10

6

Для визначення початкової швидкості, при якій починаємо закачку
цементного розчину, порівнюємо Рг з тисками, які розвиває агрегат. Так,
як Рг-РІV, то закачку цементного розчину проводимо на ІV передачі.

4. Продавка цементного розчину.

Визначаємо константи цементування.

; (2.114)

l0=H-h0; (2.115)

; (2.16)

де, h0 – висота розчину в момент спів падання його рівнів в колоні і
кільцевому просторі, м;

а – коефіцієнт, який показує на скільки метрів понижується рівень в
колоні при підвищенні тиску на цементувальній головці на 1 МПа.

м

l0=4200-592=3608 м;

м/МПа

Знаходимо висоти стовпів продавочної рідини, які будуть зачувати на
різних швидкостях:

; (2.117)

; (2.118)

; (2.119)

; (2.120)

=3608+57,05(6-3,48)=3752 м;

Переходимо на третю швидкість:

=57,05(10-6)=228 м;

Переходимо на другу швидкість:

=57.05(13,33-10)=190 м;

Робимо перевірку по сумі висот стовпів продавочної рідини.

; (2.121)

3752+228+190=420-30

Умова виконується.

Знаходимо об’єми продавочної рідини, які закочувалися агрегатами на
кожній швидкості.

VІпр=hІпр·Fосер·?; (2.122)

VІVпр=3752·1,32·10-2·1,05=52,01 м3;

VІІІпр=228·1,32·10-2·1,05=3,16 м3;

VІІпр=190·1,32·10-2·1,05=2,73 м3;

Робимо перевірку по об’ємам

;

52,01+3,16+2,73=57,9 м3;

Умова виконується.

5. загальний час закачки розчинів при роботі одного агрегату.

Тц=ТІVцр+Тп+ТІVпр+ТІІІпр+ТІІпр; (2.123)

де, ТІVпр, ТІІІпр, ТІІпр – час закачки агрегату на відповідній
швидкості, хв.;

Тп – час на закладення або звільнення продавочних пробок і промивку
ліній, хв.;

Тп=15 хв.

; (2.124)

; (2.125)

де, QІV,ІІІца – продуктивність цементувального агрегату, м3/с;

хв.;

хв.;

хв.;

Тоді загальний час дорівнює:

Тц=89,18+6,5+10,58+15=121,26 хв.

6. Визначаємо необхідну кількість цементувальних агрегатів.

а) По часу схоплення цементного розчину.

; (2.126)

де, Тсхопл – час початку схоплення цементного розчину, хв.;

Тсхопл=1,7 годин=102 хв для ПТЦ-100.

;

б) для технічно необхідної швидкості підйому цементного розчину в
затрубному просторі

; (2.127)

Кількість агрегатів приймаємо більше із одержаних за двома розрахунками
значення.

Приймаємо 5 агрегатів.

7. Загальний час цементування при умові роботи декількох агрегатів.

; (2.128)

хв..

8. Визначимо необхідну кількість змішувачів.

а) по вмістимості бункера

; (2.129)

де, Мб – вмістимість бункера зміщувача, Т:

Для зміщувача 2СМН-20

Мб=20т.

шт.

б) по продуктивності

; (2.130)

– сумарна продуктивність всіх агрегатів при роботі на максимальній
швидкості.

– максимальна продуктивність одного змішувача.

шт

Кількість машин приймаємо більшість із одержаних за двома розрахунками.
Приймаємо 3 зміщувача.

Розрахунок другої секції.

Розрахунок необхідної кількості матеріалів.

Необхідну кількість цементного розчину визначаємо за формулою (2.102).

Vцр=1,4·10-2·2600=36,4 м3

Необхідна кількість сухого цементу визначаємо за формулою (2.105)

кг=46.4 т

Рисунок 2.10 – Схема для розрахунку цементування другої секції.

Необхідну кількість води визначаємо за формулою (2.106)

Vв=46,373·0,5=23,186 м3;

Необхідний об’єм продавочної рідини знаходимо за формулою (2.107)

Vпр=1,32·10-2(2600-20)·1,05=35,75 м3.

Вибір цементувальних агрегатів.

За формулою (2.111) знаходимо тиск, який створюється за рахунок зміни
бурового розчину на цементний

Р?=(1820-1180)(2600-20)·9,81=16,19·106 Па

Рг=0,391(260-20)·1180+0,94·2600·1820=5,63·106 Па

Рк=16,19+5,63=21,82 МПа

По тиску на цементувальній головці в кінці цементування вибираємо
цементувальний агрегат ЦА-320М.

3. Встановлення режиму роботи цементувальних агрегатів.

Для визначення початкової швидкості, при якій починаємо Рг з тисками,
які розвиває агрегат. Так, як РгВказівки з кріплення свердловин. Підготовчі роботи до спуску обсадних колон. Спуску обсадної колони повинна передувати ретельна перевірка і підготовка як всіх її елементів, так і бурового обладнання, механізмів та інструментів, які будуть використовуватись при спуску. Підготовка колони. Підготовка і перевірка обсадної колони здійснюється перш за все на трубній базі. Візуально оглядають всі труби, призначені для спуску в дану свердловину, і відбраковують ті з них, в яких виявлені явні дефекти (тріщини, вм’ятини, кривизна, пошкодження різьби тощо). Після огляду труби піддаються інструментальному контролю з допомогою дефектоскопічних установок. Муфти і труби, овальність яких перевищує допуски стандарту, відбраковують. Труби, при огляді і контролі яких не виявлено дефектів, опресовують водою. Значення тиску опресовування обсадних труб наводяться у стандартах. Труби опресовують на спеціальному стенді. Труба та її з’єднання вважають герметичним, якщо протягом 30 с тиск не зміниться. На буровій об садні труби знову піддаються огляду, перевіряють овальність жорсткими подвійними шаблонами відповідних діаметрів. При складанні кожну трубу нумерують, заміряють її довжину, номер труби, її довжину, наростаючу довжину колони заносить у спеціальний журнал. Підготовка ствола свердловини. До початку спуску колони у свердловину повинні бути завершені всі дослідження і вимірні роботи (каротажні, кавернометрія, інклінометрія і т. д). Після одержання нової кавернограми виявляють ділянки звужень ствола свердловини і уточнюють місця встановлення на колоні цементувальних ліхтарів і скребків. Ділянки звужень, виступів і перегинів ствола свердловини ретельно проробляють новими долотами і розширюють до нормального діаметра. Після пророблення і промивання свердловини часто проводять її масштабування. Після закінчення шаблонування свердловину промивають з метою повного видалення шламу. Підготовка бурового обладнання. При спуску обсадної колони часто суттєво зростає навантаження на бурове обладнання. Тому до початку спуску необхідно ретельно перевірити справність всього обладнання, надійність його кріплення, співвісність вишки, стола ротора і устя свердловини. На бурову повинен бути завезений справний інструмент для спуску обсадних труб (елеватори, хомути і т. д). Спуск обсадних колон. Спуск обсадних колон – одна з двох найвідповідальніших операцій у циклі будівництва свердловини. До спуску колони приступають відразу ж після завершення описаних вище підготовчих робіт. Спочатку збирають низ обсадної колони, а потім до нього нарощують об садні труби. Для підвищення герметичності різьбових з’єднань використовують різноманітні мастила (Р-2, Р-402, УС-1, ФУМ, УС-ОТ), а також покриття поверхонь різьби м’якими металами (цинк, алюміній). Перед загвинчуванням ретельно очищають різьбу вільного від муфти кінця обсадної труби і наносять на неї на неї тонкий шар мастила. Обсадні труби згвинчують механізованими ключами і докручують машинними ключами з контролем величини крутного моменту з допомогою моментоміра. Величина крутного моменту закріплення різьбового з’єднання регламентована і залежить від діаметра труби. При відстані манометра контроль за закріпленням ведуть за величиною осьового натягу. Якщо після прикладення регламентованої величини моменту над торцем муфти залишається більше двох вільних витків різьби або після згвинчування вручну різьба повністю зайшла в муфту, з’єднання підлягає відбракуванню. Труби відбраковують і в тому випадку, якщо при згвинчуванні зірвана різьба. Інститут ВНДІКР нафта рекомендує підтверджувати швидкість спуску кожної труби експлуатаційної колони не більше 1 м/с, проміжної 0,8 м/с, а кондуктора – не більше 0,5 м/с. При спуску колони із зворотнім клапаном, який допускає її заповнення промивальною рідиною, необхідно контролювати повноту заповнення, стежачи за об’ємом рідини, що витікає із свердловини і навантаженням на гак, а якщо клапан закритий і само заповнення не відбувається, в колону періодично доливають рідину після спуску кожних 200-400 м труб, залежно від їх діаметра. Під час доливу колону необхідно розходжувати з метою уникнення прихоплення. Підготовчі роботи і цементування обсадних колон. До початку цементування обсаддних колон (за 4 години) на буровій повинна знаходитись необхідна кількість цементувальних агрегатів ЦА-320М, змішувальних машин 2СМН-20, а також станція контролю цементування та блок маніфольду 1БМ-700. Застосування блок-маніфольду 1БМ-700 дозволяє зменшити втрати часу на обв’язку цементувального обладнання. Контроль режимних параметрів процесу цементування здійснюється за допомогою СКЦ-2М. Ця станція забезпечує контроль таких параметрів: густина цементного розчину, тиск прокачування рідини, продуктивність насосів та об’єм прокачуваного тампонажного розчину та продавочної рідини. Схема розміщення і обв’язки обладнання при цементуванні свердловини, зображена на рис. 2.11. 2.10.4 Заключні роботи після цементування. По закінченню терміну ОЗЦ, який в даному випадку складає 24 години, перевіривши якість цементування, повному витісненню промивальної рідини, міцність контакту цементного каменб із обсадною колоною і стінками свердловини, а також герметичність обсадної колони. Із цією метою використати акустичний каротаж АКЦ-4. Для перевірки герметичності обсадних труб провести опресовку колони. Гирло свердловини обв’язати за допомогою колонної головки КГ-3х700К. Вставивши фонтанну арматуру АФ6А-30/50х700К. Герметичність обсадної колони додатково перевіряють зниженням рівня води на 900 м. Колону визначають герметичною, якщо за 8 годин спостереження рівень рідини не піднімається вище як на 1-2 метри. 1 – цементувальний агрегат; 2 – цементозмішувальна машина; 3 – блок маніфольда; 4 – станція контролю цементування; 5 – цементувальна головка; 6 – лінія подачі продавочної рідини. Рисунок 2.11 – Схема розміщення і обв’язки цементувального обладнання при тампонуванні експлуатаційної колони. Дослідження та освоєння продуктивних горизонтів. З метою оцінки продуктивності окремих горизонтів і підвищення ефективності випробування свердловини, а також для визначення пластових тисків, в процесі буріння проектується провести випробування об’єктів у відкритому отворі за допомогою випробувача пластів на бурильних трубах. Випробування пластів в процесі буріння включає комплекс робіт, що забезпечують збудження припливу, відбір проб пластового флюїду, виявлення характеру нафтогазовмісту в пластах, визначення основних гідродинамічних характеристик пласта. Вторинне розкриття здійснюють за допомогою кумулятивної перфорації, використовуючи перфоратор типу ПКС-105. Перед перфорацією свердловину ретельно промивають і заповнюють промивальною рідиною, яка повинна задовольнять вимоги первинного розкриття пласта. Під час проведення перфорації свердловина в зоні перфораційних об’єктів повинна бути заповнена спеціальною перфораційною рідиною, що має низькі закупорювальну дію (без вмісту твердої фази, води тощо), або перфорацію слід проводити при депресії. В якості спеціальної рідини використовуємо водні розчини солей кальцію. СНЗ за 1 і 10 хв, гПа – 15-25/50-70; пластична в’язкість, сПз – 18-25; динамічне напруження зсуву, гПа – 40-50; рН – 8-9; мінералізація, % - 26-28; вміст іонів магнія,% - до 5. 4.4 Рекомендований склад мінералізованого розчину для буріння в бімофітах в кг на 1 м3: - глинопорошок палилорскітовий 100-120; - КМЦ 3-5; - КССБ (рідка) 120-150; - хлористий натрій (калій) 200-250; - ЕКР 30-40; - каустична сода 10-12; - вапно Ca(ОН)2 15-18; - нафта 100-200; - піногасник 2-5; - тарин 20-30; - баритовий обважнювач (?=4000-4200 кг/м3) 140-150; - ПАР до 0,1. 4.5 Регулювання швидкості розчинення солей магнія проводиться заміною концентрації іонів магнія в системі бурового розчину, чим їх більше, тим розчинність менша. Однак збільшення в розчині іонів магнія більше 3 % рідко погіршує властивості розчину – ростуть показники фільтрації і умовної в’язкості. 4.5.1 Умовна в’язкість бурового розчину збільшується не тільки за рахунок коагуляційного загустіння, а в зв’язку з випаданням в осадок хлористого натрію у відповідностях з даними таблиці 2.2.4. Продовження таблиці 2.2.3 Пристрій для відгвинчування з-х шарошкових доліт Заспокоювач талевого капата Стежка для розтяжних капатів вишок Пристрій для безпечної подачі бурових труб від підсвічника до ротора Пристрій для доливу свердловини при підйомі бурильного інструмента Люлька універсальна верхнього робочого для спуску бурильних колон Пристрій захисного відключення ОТД УТК СРК УПС-2 ЛОКУ ЗОРТ-12 Черт № 360.00 СБ (ВНИИТБ) ТУ-39/5-350-75 ТУ-39/5-01-223-76 ТУ-39-01-05-463-79 ТУ-26-16-7-76 Изм № 1-1980 ТУ-39-01-05-807-2 ТУ-39-01-05-293-71 Спеціальні засоби диспетчеризації на буровій не передбачається. Допоміжне устаткування та інструмент Рекомендується мати на буровій слідуючий ловильний інструмент і допоміжний для першочергових робіт по ліквідації найбільш розповсюджених видів аварій: колокол К для захвату за тіло труби; колокол наскрізний КС для захвату за замок, муфту, ОБТ; колокол гладкий для захвату за тіло труби; колокол гладкий для захвату за замок, ОБТ; воронку до коло кола; мітчик універсальний МБУ; мітчик спеціальний МСЗ; центруючий пристрій до мітчиків; ловитель плашковий ЛПБ або ЛБПС; ловитель магнітний; гідровідхилювач ловильного інструменту; наголовник для гідро імпульсів. При проведенні на свердловині спеціальних робіт із НКТ, випробовувачем пластів, геофізичними приладами і т. п.) на бурову доставляється ловильний інструмент для ліквідації можливих аварій з цими пристроями. Весь ловильний інструмент повинен бути обладнаний перевідниками для з’єднання з бурильною колоною. Спеціальне питання. Технологія кріплення свердловин в текучих солях. 2.13.1 Загальні положення При кріпленні свердловини в зоні залягання текучих солей в ряді випадків виникають аварійні ситуації, які приводять до згину проміжних колон і ліквідації свердловин. На родовищах Прилуцького УБР текучі солі представлені високо розчинними магнієво-калієвими хемогенними породами (бімофіти, карноліти, олівін і інші), залягають на глибині 1900-2500 м, мають потужність від 6 до 25 метрів). Основною причиною руйнування кріплень в цій зоні являється надлишкове одностороннє радіальне навантаження колони гірським тиском при течії ядра текучих солей в утворюючій ся “бімофітовій” каверні, визначення величини якого і методика розрахунку не передбачені інструкцією по розрахунку обсадних колон для нафтових і газових свердловин. В результаті одностороннього радіального навантаження обсадної колони,, закріпленої в цементному камені вище і нижче “бімофітової” каверни, може утворюватися її поперечний згин, виривання із різьбового з’єднання муфт, руйнування і зім’яття труб, так як величина діючих горизонтальних навантажень суттєво перевищує їх стійкість до зберігання форми січення при використанні обсадних труб з максимальною товщиною стінки і найвищою групою міцності. В спеціальному питанні відзначений комплекс міроприємств по забезпеченню міцності кріплень свердловини в інтервалі текучих солей, регламентуються вимоги, засоби і матеріали для здійснення технологічного процесу, а також правил підготовки і проведення окремих операцій. 2.13.2. Основний зміст і вимоги, які ставляться до технологічного процесу 2.1 Сутність технологічного процесу заключається в обмеженні швидкості течії бішофіта і об’єму каверни, що утворюється при бурінні і кріпленні, а також забезпеченні безаварійного спуску, цементування і запобігання руйнування цементного кільця в обсадній колоні в зоні “бішофітової” каверни за рахунок використання нижче приведеного комплекса практичних рішень і технологічних операцій. 2.1.1 Конструкція свердловини повинна передбачувати спуск першої проміжної колони (324 мм) до покрівлі нижньопермських відкладів і нижньої секції другої проміжної колони (219 мм) на 30-50 м нижче покрівлі верхнього карбону, для перекриття хемогенних відладів. 2.1.2 Вскриття відкладів проводити з промивкою мінералізованим буровим розчином з густиною, достатньою для збереження рівноважного стану солей. 2.1.3 Спуск 219 мм проміжної колони проводити двома секціями зі стиковкою на глибині 500 м вище покрівлі пласта бішофіта. 2.1.4 Нижня секція 219 мм проміжної колони в інтервалі залягання текучих солей ±50 м комплектується імпортними трубами марки Р-110 з товщиною стінки 13,84 мм, що повністю відповідає вимогам інструкції. Вище лежачий інтервал секції до УСК і нижче лежачий інтервал до підошви соляних відкладів комплектуються імпортними трубами марки Р-110 з товщиною стінки 11,99 мм. Решту частину обсадної колони розраховується по інструкції [3]. 2.1.5 В процесі буріння і перед спуском нижньої секції колони провести комплекс ГДС для визначення розміру “бішофітової” каверни і швидкості течії бішофітів. 2.1.6 Для попередження продовженого згину колони в зоні “бішофітової” каверни розвантаження секції на вибій при її спуску допускають не більше ніж на 5 тон. 2.1.7 З метою підвищення щільності контакта цементного кільця з обсадною колоною і підвищення корозійної стійкості каменя цементування інтервала хемогенних відкладів проводити корозійностійкими розширюючимся тампонажним матеріалом (КРТМ) по рецепті інтитута “Укрлипропиннефть” чи суміш цементів ШПЦС-120 з тампонажним портландцементом ПЦТ. 2.1.8 Для видалення бурового розчину із “бішофітової” каверни при цементуванні в якості першої порції буферної рідини приймається пластова вода (вода за творення) в кількості, рівній двом об’ємам каверни. В випадку ,якщо об’єм каверни менше 7,5 м3, кількість першої порції буферної рідини приймається рівною 15 м3. Якщо об’єм каверни більше 12,5 м3, то кількість першої порції буферної рідини приймається рівною 25 м3. 2.1.9 З метою найбільш повного заповнення “бішофітової” каверни тампонажним розчином здійснити його продавку на структурно-гравітаційному режимі. 2.1.10 В процесі закачки, продавки і змиття тампонажного розчину, а також ОЗЦ підтримують протитиск на бішофітовий пласт по затрубному просторі не менше чим тиск стовпа бурового розчину з густиною, при якій швидкість течії бішофітів не перевищує 2 мм/год. 2.1.11 Для стабілізації напруги обсадної колони в період руху “бішофітьового ядра” встановити всередині неї розвантажувальний цементний стакан. 2.2 При підготовці ствола свердловини, обсаднолї колони проведенню робіт по її спуску і цементуванню необхідно користуватись правилами і вимогами інструкції по цементуванню [4], робочим проектом будівництва свердловини і технологічними регламентами [5] з врахуванням рекомендацій дійсної конструкції. 2.3 Використання тампонажного матеріалу КРТМ рекомендується при температурі в текучих солях до 70?С, при більш високій температурі використовувати суміш цемента ЩПЦС-120; ПЦТ-100 в співвідношенні 80:20. 2.4 З метою попередження ускладнень при спуску і цементуванні нижньої секції проміжної колони в зоні залягання бішофітів (зміна об’єму каверни, затяжок і посадок колони та ін.) необхідно здійснювати ці роботи після закінчування буріння інтервала і проведення ГДС без організаційних простоїв. 2.13.3 Технологічні засоби і матеріали, які необхідні для здійснення технологічного процесу. 3.1 реагенти і матеріали для обробки бурового розчину: - глинопорошок помигорскітовий по ТУ 39-01-08-658-81; - карбоксометилцелюлоза (КМЦ) по ТУ 6-09-2344-78; - конденсована сульфіт спиртова барда (КССБ) по ТУ 39-09-22-74; - хлористий натрій (NaCl) по ТУ 6-13-14-77; - екструзивний крохмальний реагент (ЕКР) по ТУ 18-8-14-80; - гідроксид натрію (NaOH) по ГОСТ 2263-79; - гідроксид кальцію (Ca(OH)2) по ГОСТ 9262-77; - нафта по ГОСТ 9965-76; - піногасник (СВЖС) по ТУ 38-10743-78; - тарин по ТУ 38-3012-85; - баритовий обважнював по ТУ 39-126-76; - ПАВ (сульфазол) по ТУ 6-10-1043-79; - ФХЛС по ТУ 39-01-08-348-78. Обладнання для приготування і очистки бурового розчину: - глиномішалка МГ 2-4 по ТУ 39-01-396-73; - блок приготування бурового розчину БПР-70 по ТУ 26-02-898-81; - циркуляційна система ЗНС-3Д по ТУ 26-02-189-73; - сито вібраційне СВ-2Б по ТУ 39-01-08-416-78; - фрезерно-струмінний млин ФСМ-3 конструкції ВНСН; - пісковідділювач ІПГК по ТУ 26-02-881-78; - муловіддділювач НГ-45 по ТУ 26-02-885-79; - дегазатор ДВС-2 по ТУ 39-01-08-677-81; - загрузни глини в глиномішалку Г-3 по ГОСТ 2103-78; - стрічковий транспортер. Розширюючийся тампонажний матеріал, який вміщує 70-80 % портландцемента ПЦТ-ДО-100 по ГОСТ 1581-85 і 20-30 % електрофільтрової пилі шамотнообжилового виробництва (ШП) по ГОСТ 23037-73. Корозійностійка тампонажна суміш із 80 % цемента ШПЦС-120 і 20 % ПЦТ-ДО-100. Пластова вода хлоркальцієвого типу густиною не менше 440±10 кг/м3. Реагенти-сповільнювачі схоплення тампонажного розчину: - ферохромлігшнлсульфанат ФХЛС по ТУ 39-01-08-348-78; - пітролотриметилфосфатна кислота НТФК по ТУ 02-1171-79; - біхромат калія (хром пик) по ГОСТ 2652-71; - синтетична випоколіяна кислота СВК по ТУ 6-09-3938-75; 3.6 Обсадні труби: - діаметром 219 мм імпортного виробництва по стандарту АНІ марки Р-110 і вітчизняного виробництва по ГОСТ 632-80. 3.7 Технологічна оснастка обсадних колон: - башмак БП-219 по ГОСТ 26-02-227-71, БКМ по ОСТ 39-011-87; - зворотній клапан тарілчастий по ТУ 26-02-238-70; - зворотній клапан дросельний ЦКОД по ТУ 39-01-08-281-77, ЦКОМ по ТУ 39-1219-87; - зворотній клапан конструкції Прилуцького УБР; - опорне кільце “стоп” по ТУ 26-02-245-70; - пробка ПП-219х245 по ТУ 39-208-76; - пристрій для спуску 219 мм колони секціями УСК конструкції ЦНІЛ “Укрнафта” чи Прилуцького УБР; - центра тор жорсткий Ц-219 конструкції БЦБПО. 3.8 Цементувальне обладнання: - цементно-змішуючі машини 2СНН-20, УСБ-30, ЗАС-30 по ТУ 26-19-59-79; - цементувальні агрегати ЦА-320М по ТУ 26-02-30-79; - цементувальні агрегати АЦ-700 і АЦ-400; - універсальний насосний блок УНБ-630/400; - усереднюючи ємність конструкції Полтавського УБР; - станція контролю цементування СКЦ-2М по ГОСТ 12997-77; - блок маніфольда БМ-700 по ТУ 45-1549-75; 3.9 Технологічні засоби для лабораторних досліджень: - консистометр цементного розчину КЦ-3 по ТУ 25-04-02-032-057-78; - установка для визначення термінів схоплення тампонажного розчину УС-1 ТУ 25-6754-0019-87; - прилад МНН-100 для визначення міцності зразка цементного каменя на згин; - лабораторна мішалка по ту 25-02-03-1865-78. 3.10 Реагенти і обладнання по п. 3.1; 3.2; 3.4; 3.6; 3.7 забезпечуються Прилуцьким УБР, а по п. 3.3; 3.8 і 3.9 Полтавським тампонажним управлінням. 2.13.4 Склад, властивості і технологія використання бурових розчинів 4.1 Для промивки свердловини при бурінні нижньопермських хемогенних відкладів використовуються мінералізований обважений глинистий розчин з регульованим вмістом магнієвих солей, який позволяє утворювати необхідний протитиск, обмежувати розчинність солей, а також запобігти загустіванню і коагуляції розчину. 4.2 Перехід на мінералізований розчин проводять після спуску 324 мм проміжної колони, її цементування і розкурювання цементного стакана слідуючим чином. 4.2.1 Буровий розчин, який знаходиться в циркуляційній системі густиною 1140-1160 кг/м3 частково (до 30 %) складуть вв амбар з одночасним вводом хлористого натрію (водного розчину) і КССБ до густини 1260 кг/м3 (при соленості 14-17 %). Подальше підвищення густини розчину проводять обважненням баритом, густиною 4000-4200 кг/м3, до густини 1360 кг/м3. 4.2.2 При досяганні густини розчину до 1360 кг/м3 почати буріння верхньої частини хемогенних відкладів (галіта) з таким розрахунком, щоб при звичайному засоленні до насичення і допоміжним обважненням баритом досягнути густини розчину 1500 кг/м3 за 30-50 м до вскриття пласта бішофіта. 4.2.3 Стабілізація мінералізованого розчину проводиться реагентами КМЦ, КССБ, ЕКР (з каустичною содою) при промивках і бурінні. 4.2.4 Для покращення структурно-механічних властивостей і запобіганню випадання бариту вводиться в розчин полигорскітовий глинопорошок. 4.2.5 З метою покращення змащуючи, протиприхоплюючих властивостей і гідравлічних характеристик розчину в якості добавок застосовують нафту і тарин. 4.2.6 Для підвищення інгібуючого ефекта і зменшення каверноутворення в пропластках глинистих порід, розчин обробляється гідроксидом кальцію (Ca(OH)2. 4.3 Переметрии і властивості бурового розчину при вскритті і бурінні в бішофітах на площах Срібнянського ДДВ повинні підтримуватись в наступних межах: - густина, кг/м3 – 1500±20; - умовна в’язкість, с – 40-50; - показник фільтрації, см3/30 хв – 8-12; 2.13.5 Підготовчі роботи 5.1 Для конкретної свердловини, яка має в геологічному розрізі інтервали текучих гірських порід, на основі проектних і фактичних даних, технологічною службою УБР складається план робіт в якому визначається: - перелік і послідовність проведення операцій технологічного комплекса при бурінні, кріпленні і замірах величини каверн і швидкості течії порід; - компоновка і порядок спуску нижньої секції обсадної колони; - потрібна кількість і глибини установок елементів тех.. оснастки; - необхідна кількість цемента, реагентів і других матеріалів, об’єми тампонажних, продавочних розчинів, буферних рідин; - вид і кількість цементувальної техніки; - порядок проведення процесів цементування. 5.2 УБР разом із технологічним управлінням установлює наявність необхідної кількості матеріалів і технологічних засобів для здійснення технологічного процесу і, у випадку необхідності, своєчасно приймає міри для їх отримання. 5.3 Після вскриття пласта бішофіта і всієї товщі хемогенних відкладів по заявці геологічної служби УБР проводиться комплекс ГДС і уточняється: - інтервал залягання текучих солей; - інтервал залягання соляних відкладів; - кавернозність ствола свердловини; - максимальний діаметр каверни в бішофітах; - об’єми каверн в бішофітах (методом тимчасової електрометрії Млянської ЕГНС і по максимальному діаметру); - швидкість течії солей в інтервалі бішофітової каверни 3 раза через 8 год після вскриття пласта бішофітів з повторенням через Таблиця 2.24 – Залежність кількості хлористого натрію в розчині від концентрації іонів магнію. Концентрація іонів магнію в розчині, % 1,0 2,43 4,19 4.98 5,8 6,74 8,02 Кількість хлористого натрію в розчині, який перейшов в осадок, % - - 39,7 48 48.2 74.5 100 4.5.2 При вмісті в фільтраті бурового розчину іонів магнію 8 % хлористий натрій випадає в осадок повністю, при цьому рН зменшується до 6, умовна в’язкість збільшується до “не тече”. 4.5.3 Установлення властивостей бурового розчину проводиться його вапнуванням шляхом обробки гідрооксидом кальцію, який зв’язує іони магнію по формулі: ; (2.137) в осадок а також стабілізацією КССБ, NaОН і солестійким КМЦ з розбавленням водою. 4.5.4 При умовній в’язкості розчину більше 70 с вапнування проводять вапняковим “молоком” (50 % концентрації вапна), а при в’язкості до 50 с – сухим вапном через ФСН. 4.5.5 Для попередження різкого погіршення властивостей бурового розчину при вскритті бішофітів, проводиться первинне вапнування гідроксидом чи оксидом кальцію (погашеним вапном) в кількості 2-2,5 % масових і 1 % каустичної соди до об’єму розчину з стабілізацією ЕКР, КССБ, КМЦ. 4.5.6 В процесі вскриття бішофітового пласта і буріння ствола під спуск нижньої секції 219 мм колони здійснювати контроль за вмістом в розчині іонів магнію. При збільшенні їх 3 % проводити повторне вапнування з вводом 1-1,5 % гідроксида кальція з каустиком до рН 8,5-10. Практично доповню вальне вапнування проводиться 5.4 Технологічна оснастка нижньої секції 219 мм колони повинна мати слідуючи елементи: - низ колони комплектується башмаком БП-219, башмачним патрубком і 2 зворотніми клапанами типу ЦКОД-219-2 і тарільчастим місцевого виготовлення; - стоп кільце, яке встановлюється в муфті труби на 100 м вище покрівлі бішофітів; - стиковочний прилад з роз’єднювачем УСК-219; - центра тори жорсткі, 8 штук Ц-219 виготовлення Бориславського ЦБПО з встановленням їх по 2 штуки вище і нижче “бішофітової” каверни і 4 штуки в інтервалі вище башмака 324 мм колони і нижче УСК; Глибина встановлення елементів оснастки уточнюється по даним ГДС. 5.5 По заяві УБР тампонажне управління проводить підбір рецептур тампонажного розчину із ПЦТ і ШТ з врахуванням фактичної температури з використанням цементів, хімічних реагентів, води за творення, які будуть примінятися на даній буровій. З метою виключити можливості передчасного загустівання тампонажного розчину до його змиття при проведенні аналізу передбачити зупинку мішалки консистометра КЦ-3 через 3 год на 0,5 год з послідовним продовженням проведення аналізу. Час загустівання тампонажного розчину повинен відповідати розрахованому плюс 1 годину резерву на можливість прискорення схоплення і загустівання розчину на контакті з бішофітом. 5.6 По заяві УБР тампонажне управління готовить необхідну кількість розширюючиїся тампонажної суміші шляхом сухого змішування портландцементу шамотної пилі через 2СМН-20 з послідуючим перетаруванням. 2.13.6 Технологічний процес 6.1 Після спуску проміжної колони діаметром 324 мм провести перехід на мінералізований розчин в відповідності з вказівками розділу 4. 6.2 В процесі буріння хемогенних відкладів (після вскриття бішофітів) провести комплекс ГДС для визначення об’єму каверни і швидкості течії бішофітів у відповідності з пунктом 5.2. 6.3 Після розкурювання ангідритової плити в підошві хемогенних відкладів провести комплекс ГДС і визначити вихідні дані для уточнення на спуск і цементування нижньої секції проміжної 219 мм обсадгної колони. 6.4 Провести спуск нижньої секції 219 мм проміжної колони в відповідності з п. 2.1.3 і 2.1.4. 6.5 З метою формування рівномірного цементного кільця встановити жорсткі центра тори Ц-219 на секції 219 мм колони дві штуки вище і нижче “бішофітової” каверни. 6.6 Розвантажувальний цементний стакан в середині 219 мм секції обсадної колони Встановити від вибою до глибини на 100 м вище покрівлі бішофітів, для чого на цій відмітці розмістити “стоп” к-це; 6.7 Перед початком спуску нижньої секції 219 мм обсадної колони промити свердловину на протязі 5 циклів, а по досягненні башмаком колони вибою свердловини – на протязі 2 циклів циркуляції. Продуктивність промивки така ж, як при бурінні інтервалу хемогенних відкладів. Продуктивність останнього циклу промивки в обох випадках повинна бути на 10 % більша, ніж при бурінні. 6.8 З метою запобігання поздовжнього згину в інтервалі бішофітової каверни, розвантаження колони на вибій при проведенні цементування не проводити. 6.9 Після закінчення спуску секції промити свердловину буровим розчином на протязі двох циклів циркуляції. 6.10 В якості першої порції буферної рідини прийняти воду за творення в кількості, визначеній у відповідності з п. 2.1.8. Друга порція буферної рідини (вода затворення) закачується після тампонажного розчину. Об’єм другої порції розраховується згідно інструкції (5). 6.11 Затворення тампонажних цементів проводити пластовою водою хлоркальцієвого типу густиною 1140±10 кг/м3. 6.12 Цементування нижньої секції 219 мм колони здійснювати двома порціями. 6.13 В якості першої порції тампонажного розчину в залежності від температури, застосувати породостійкий мінералізований розширюючийся тампонажний розчин чи суміш ШПЦС+ПЦТ. Рекомендовані рецепткри і властивості тампонажних розчинів приведені в таблиці. Міцність на згин цементного каменя, визначена при вибійній статичній температурі і атмосферному тиску, повинна бути не менше 3,5 МПа.

Нашли опечатку? Выделите и нажмите CTRL+Enter

Похожие документы
Обсуждение

Ответить

Заказать реферат!
UkrReferat.com. Всі права захищені. 2000-2020