Бурение на ярино-каменоложском месторождении

 

 

 

3.6.4. ПОДГОТОВКА   СКВАЖИНЫ  К   СПУСКУ

ОБСАДНЫХ   ТРУБ

Для  обеспечения  высоты  подъема цементного  раствора за колонной необходимо произвести опрессовку ствола скважины с гидромеханическим пакером на максимально ожидаемое давление при цементировании колонны. В случае поглощения бурового раствора произвести изоляционные работы.

При спуске буровой колонны на бурение перед проведением комплекса на бурение, заключаемых геофизических исследовании производятся контрольный замер длины буровой колонны для уточнения фактической глубины скважины. По результатам геофизических исследовании уточняется глубина спуска обсадной колонны, места установки элементов технической оснастки, интервалы проработки ствола, объем скважины.

После проработки и калибровки ствола на глубину спуска обсадной колонны скважина промывается до выравнивания параметров бурового раствора, соответствующих ГТН. Под кондуктор ствол скважины шаблонируется спуском 3-4 обсадных труб на бурильном инструменте, Спуск кондуктора, эксплуатационной колонн производятся с применением смазки УС-1,Р-402.

Турбализаторы устанавливаются на границах увеличения ствола скважины согласно инструктивно-технологической карте. Центраторы устанавливаются через каждые 25 м вместе со скребками.

Во избежания смятия обсадных труб, гидроразрыва пласта и поглощения бурового раствора под воздействием возникших в затрубном пространстве гидросопротивлений. Скорость спуска обсадной колонны с обратным клапаном должна быть равномерной и не превышать:

• для кондуктора - 1м/с.,
• для эксплуатационной колонны - 1,5м/с.,

В процессе спуска колонна плавно снимается с ротора и опускается в скважину. Динамические рывки, резкое торможение, разгрузка колонны или посадка ее свыше 30% от веса спускаемых труб не допускается. После спуска колонны производится промывка скважины для выравнивания параметров бурового раствора, соответствующих ГТН. Во избежания прихвата колонну периодически расхаживают не допуская разгрузки на забой и превышение допустимых напряжений.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

3.6.5.ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ  ОСНАСТКА ОБСОДНОЙ КОЛОННЫ

Таблица16.

Название колонны	Номер части колонны в порядке спуска	Элементы технологической оснастки колонны					Суммарное на колонну
		Наименование, шифр, типоразмер	Масса элемента, кг	Интервал установки, м		Количество элементов в интервале, шт
							Кол – во шт	масса, кг
				От (Верх)	До (низ)
Кондуктор	2	БКМ – 324	85	30	-	1	1	85
Техническая колонна	3	БКМ – 245-2	60	250	-	1	1	60
		ЦКОДМ – 245 - 2	57,2	240	-	1	1	57,2
		ЦЦ245/295 – 320 – 1	16,8	0	250	5	5	84
		ПП – 219/245	13,2	-	-	1	1	13,2
Эксплуатац ионная колонна	4	БКМ – 146	24	1778	-	1	1	28
		ЦКОДМ – 146 – 1	20	1768	-	1	1	25
		ЦЦ – 146/190 – 216	10	0	1778	37	37	390
		ЦТ – 146/190 – 3	10	0	1778	10	10	100
		ПДМ – 146	250	-	-	1	1	250
		ПП – 140/146	5	-	-	1	1	5

 

3.6.6.ЦЕМЕНТИРОВАНИЕ ОБСАДНОЙ КОЛОННЫ

 

Одним из основных условий качества повышения крепления скважины является наиболее полное замещение бурового раствора цементным раствором, надежное сцепление цементного камня с горными породами и обсадной колонной, герметичность обсадной колонны, надежное разобщение пластов. Цементный камень в затрубном пространстве должен удовлетворять следующим требованиям:

•     равномерно и полностью заполнять затрубное пространство;
•     обеспечить надежное сцепление цементного камня  с обсадными колоннами и горными породами;
•     прочность образца на изгиб через двое суток после цементирования должна быть не менее 2,7Мпа для чистого цемента.

Приготовление цементных растворов производится УС – 6 – 30. Цементирование эксплуатационной колонны производится ЦА – 320М. Централизованный контроль и управление процессом осуществляется СКЦ – 2М. Перед началом цементирования обсадных колонн монтируется обвязка линий высокого давления агрегатов и 16М – 700. Нагнетательная линия и цементировочная головка должны быть опрессованы на 1,5 кратное ожидаемое рабочее давление при цементировании.

        Закачку цементного  раствора в скважину начинать  после стабилизации режима работы  смесителей и получения необходимой  плотности цементного раствора. Закачку продавочной жидкости  производить на скоростях, обеспечивающих  получение расчетной критической скорости восходящего потока. Момент окончания продавливания цементного раствора определяется по повышению давления в обсадной колонне при посадке продавочной пробки на кольцо “стоп”. После снятия давления определяется работа обратного клапана. При положительном результате скважина оставляется на ОЗЦ на 48 часов. 

 

3.7.   ВЫБОР   И   РАСЧЕТ   БУРИЛЬНОЙ  КОЛОННЫ

 

Состав бурильной колонны в конце бурения скважины:

долото 0,2159 м; Д2-195; УБТ - 178,  ТУ – 19 – 3 – 385 – 79;

бурильные трубы ТБПК диаметром 127 8 мм группы прочности Д по ГОСТу 631-75 длиной L= 800 м; ЛБТ-147 11. 

масса одного погонного метра БТ qБТ = 0,000272 МН;

Допустимая растягивающая нагрузка ТБПК Рст = 1,25МН.

Перепад давления на забойном двигателе РЗД+Д  = 10 МПа.

Определяется длина УБТ:

Lубт=(к*G-Qзд+д-Рзд+д*Fк)/qуб=

т=(1,25*0,18-0,014-10*0,785*0,1112)/0,00156=74 м

где: G - осевая нагрузка на долото 18 т.

QЗД+Д - масса забойного двигателя и долота 1400 кг.

Fk - площадь трубного пространства бурильных труб, определяется по формуле

И сходя из опыта бурения на данной площади принимается Lубт =25 м.    

Определяется допустимая длина ЛБТ:

lлбт=((Рст/n-(Qубт+Qтбпв+Qзд)-Рзд*Fk)/qлбт=

=((1,24/1,3-(0,00156*25+0,000272*800+0,014)-10*0,785*0,1112)/0,000166=3533,3 м

n – запас прочности на растяжение для бурильных труб.

Определяется длина ЛБТ:

lлбт=Lн-lзд-lубт-lтбпв=1778-25-8-800=945 м

Определяется масса бурильной колонны

Qк=Qлбт+Qубт+Qтбпв+Qзд=

=0,000166*945+0,00156*25+0,000272*800+0,014=0,4277 МН

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Номер КНБК	Элементы КНБК ( до бурильных труб )								Примечание
	Номер	Тип и размер, шифр	Техническая характеристика			Суммарная длина КНБК, м		Суммарная масса КНБК, т
			Наруж ный диаметр, мм Длина, м	Длина, м	Масса, кг
1	1	Долото шнековое	600		150			0,15	Бурение под направле ние
2	1	Долото	393,7	0,53	145		17,53	3,314	Бурение под кондук тор
	3	2ТСШ1-240	240	17	3179
3	1	Долото	295,3	0,42	75		61,02	11,489	Бурение под техничес кую колонну набор зенитного угла
	2	Колибратор	295,3	1,0	289
	3	Центратор	295,3	1,0	200
	4	УБТ	203	25	4800
	5	ШО1-240	195	4,6	875
	6	2ТСШ1-240	195	17	3179
	7	МП	195	0,4	35
	8	ЛБТ	147	12	198
4	1	Долото	215,9	0,35	45		51,85             32,685	8,547             4835	Бурение под эксплуатационную колонну вертикального участка и участка снижения зенитного угла
	2	УБТ	178	25	3635
	3	3ТСШ1-195	195	25,7	4790
	4	ШМУ	195	0,8	77
	1	Долото	215,9	0,35	44
	2	Д2-195	195	8	1079
	3	ШМУ	195	0,8	77
	4	УБТ	178	25	3635

 

Рекомендуется для бурения скважины следующие компоновки по интервалам.

 

Таблица 17

 

 

 

 

3.8. ВЫБОР БУРОВОЙ  УСТАНОВКИ

Буровая установка выбирается из условия максимальной массы обсадных и бурильных труб с учетом коэффициента перегрузки:

Gок=Qок*к=0,4445*1,25=0,556 МН

Gбк=Qбк*к=0,4277*1,67=0,714МН

где: К, К1 – Коэффициенты перегрузки.

Техническая характеристика БУ – 1600  ЭУ. *
Допустимая нагрузка на крюке, кН	1000
Условная глубина бурения, м	1600
Скорость подъема крюка при расхаживании колонны, м/с	0,1
Высота основания, м	5
Скорость подъема не загруженного элеватора, м/с	1,7 – 1,8
Буровая лебедка   ЛБ – 450
Расчетная мощность на валу лебедки, кВт	300
Максимальное натяжение подвижного конца талевого каната, кН	145
Диаметр талевого каната, мм 1600   Скорость подъема крюка при расхаживании колонны, м/с 0,1 Высота основания, м 5,5 Скорость подъема не загруженного элеватора, м/с 1,95 Буровая лебедка ЛБ-750 Расчетная мощность на валу лебедки, кВт 560 Максимальное натя жение подвижного конца талевого каната, кН     200  Диаметр талевого каната, мм  Буровая вышка А-образная секционнаяканата, мм	25
Буровая вышка А – образная секционная  с 3-х гранным сечением ног
Номинальная нагрузка, кН	1200
Расстояние между ног, м	7,5
Рабочая высота, м	38,7
Буровой насос  НБТ – 475
Мощность, кВт	475
Максимальное давление, МПа	25
Ротор  Р – 560
Максимальная нагрузка на стол ротора, кН	2500
Высота вышки, м	40,6
Вертлюг
Максимальная нагрузка, кН	1000
Максимальная частота вращения ствола, об/мин.,	3,3
Диаметр проходного отверстия, мм	90

Принимается БУ – 1600  ЭУ.                                                               Таблица 18

 

 

Циркуляционная система
Суммарный объем, м3	60
Состав ПВО
ПУГ 230 350, шт.	1
ППГ 230 350, шт.	1

Выбор оснастки талевой системы:

2Т=к*Q/Рк=4*714000/40800=7

Где: Т – число оснащенных роликов талевого блока;

К – коэффициент запаса прочности талевого каната  К=3 5;

Рк – предельное разрывное усилие талевого каната.

Принимается оснастка 4 5.

 

 

 

 

Забой на начало	Шифр долота	Заводской номер	Забой ный двига тель	Заводской номер	Проходка, м	Время механ. бурения, час	Механичес кая скорость, м/ч	Параметры промывочной жидкости
								Тип промывоч.жидко сти	Плотность, кг/м3	Вязкость, с
0,0 10 30 70 101 161 221 250 337 396 520 724 943 1018 1101 1180 1279 1364 1409 1422 1499 1527 1592 1666 1756	Шнек 393,7 295,3 СЗГВ 295,3 СЗГВ 295,3 СЗГВ 295,3 СЗГВ 295,3 СЗГВ 215,9 СЗГВ 215,9 СЗГВ 215,9 СЗГВ 215,9 СЗГВ 215,9 СЗГВ 215,9 СЗГВ 215,9 СЗГВ 215,9 СЗГВ 215,9 СЗГВ 215,9 СЗГВ 215,9 СЗГВ 215,9 СЗГВ 215,9 СЗГВ 215,9 СЗГВ 215,9 СЗГВ 215,9 СЗГВ 215,9 СЗГВ 215,9 СЗГВ	107001 107001 107001 125003 125003 124704 498005 448006 488007 477008 477008 480017 489018 367019 181820 181820 607032 427800 567005 494016 607035	Ротор 2ТСШ1-240 2ТСШ1-240 ШО1-240 ШО1-240 ШО1-240 2ТСШ1-240 2ТСШ1-195 2ТСШ1-195 2ТСШ1-195 2ТСШ1-195 2ТСШ1-195 2ТСШ1-195 Д2-195 Д2-195 Д2-195 Д2-195 Д2-195 Д2-195 Д2-195 Д2-195 Д2-195 Д2-195 Д2-195 Д2-195	102 102 100 100 100 102 11 11 11 11 11 19 19 19 19 19 19 19 19 19 19 19 19 19	10 20 40 31 60 60 29 87 59 124 204 219 75 35 79 99 85 45 13 77 28 65 74 90 22	3 2,5 9,00 5,00 6,08 12,25 5,00 19,00 6,50 7,58 12,83 18,25 8,83 13,50 12,25 29,42 27,08 16,50 5,5 13,17 16 7,35 23,03 18,67 6,5	3,33 8 4,44 6,2 8,82 4,8 5,8 4,6 9,1 16,36 15,9 12 8,5 2,6 6,45 3,36 3,14 2,72 2,36 5,85 1,75 8,84 3,21 4,82 3,38	ЕГР Тех. вода Тех. вода Тех. вода Тех. вода Тех. вода Пласт. вода Пласт. вода Пласт. вода Пласт. вода Пласт. вода Пласт. вода Пласт. вода Пласт. вода Пласт. вода Пласт. вода Пласт. вода Пласт. вода Пласт. вода Пласт. вода Пласт. вода ББР ББР ББР	1050     1000               1120-1130                   1130	- - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -   16-18