Проект проводки эксплуатационной скважины глубиной 2500м на месторождении Жетыбай

 

         Дебит ранее пробуренных скважин  составил 120 м³/сут. На основании этого выбираем диаметр эксплуатационной колонны для нефтяных скважин равный 139,7мм

         Рекомендуемый зазор ∆=10мм

         Диаметр муфты d_м=153,7мм, ГОСТ 632-80

• Расчетный диаметр долот для бурения под эксплуатационную колонну:

         D_д.р.=153,7+20=173,7мм

Выбор ближайшего нормализованного диаметра долота по ГОСТ 20692-80

D_н.д.=190,5мм

- Шифр: «Долото шарошечное  III 190,5 СТ-ЦВ» – для пород средней твердости с поропластами твердых пород.

Внутренний расчетный  диаметр промежуточной колонны:

d_вн=190,5+2*5=200,5мм

Нормализованный диаметр  обсадной колонны по ГОСТ 632-80 d_пр=219,1мм с максимально допустимой толщиной стенки δ_пр=14,2мм; наружный диаметр муфты d_м=244,5мм

• Расчетный диаметр долот для бурения под промежуточную колонну:

         D_д.р.=244,5+25=269,5мм

Выбор ближайшего нормализованного диаметра долота по ГОСТ 20692-80

D_н.д.=269,9мм

- Шифр: «Долото шарошечное  III 269,9 СЗ-ГНУ» – для пород средней твердости абразивные.

Внутренний расчетный  диаметр кондуктора:

d_вн=295,3+2*5=279,9мм

Нормализованный диаметр  обсадной колонны по ГОСТ 632-80 d_к=298,5мм с максимально допустимой толщиной стенки δ_к=14,8мм; наружный диаметр муфты d_м=323,9мм

• Расчетный диаметр долот для бурения под кондуктор:

         D_д.р.=323,9+35=358,9мм

Выбор ближайшего нормализованного диаметра долота по ГОСТ 20692-80

D_н.д.=393,7мм

- Шифр: «Долото шарошечное  III 393,7 М-ГВ» – для мягких пород.

Внутренний расчетный  диаметр направления:

d_вн=393,7+2*5=403,7мм

Нормализованный диаметр  обсадной колонны по ГОСТ 632-80 d_н=406,6мм с максимально допустимой толщиной стенки δ_н=16,7мм; наружный диаметр муфты d_м=431,8мм

• Расчетный диаметр долот для бурения под направления:

         D_д.р.=431,8+40=466,8мм

Выбор ближайшего нормализованного диаметра долота по ГОСТ 20692-80

D_н.д.=490мм

- Шифр: «Долото шарошечное  III 490 С-ЦВ» – для пород средней твердости.

Внутренний расчетный  диаметр направления:

d_вн=490+2*5=500мм

Нормализованный диаметр  обсадной колонны по ГОСТ 632-80 d_н=508мм с максимально допустимой толщиной стенки δ_н=16,1мм; наружный диаметр муфты d_м=533,4мм

 

Расчетные данные диаметров  долот и колонн

Наименование колонн	Интервал бурения, м	Диаметры долот, мм	Диаметры муфты, мм	Диаметры колонн, мм
Направление	0-100	490	533,4	406,6
Кондуктор	100-550	393,7	431,8	298,5
Промежуточная колонна	550-1710	269,9	323,9	219,1
Эксплуатационная колонна	1710-2500	190,5	244,5	139,7

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

5.        Выбор бурового раствора

         Технологический процесс промывки скважины является одним из наиболее важных процессов в бурении скважины. Он включает в себя ряд технологических операция приготовления, очистки, регулирования свойств и циркуляцию бурового раствора. В настоящее время показано, что около 30% всех расходов, связанных с бурением скважин связано с буровыми растворами. Это заставляет вести постоянный поиск новых видов промывочных жидкостей, совершенствовать различные добавки для сохранения в течении длительного времени параметров бурового раствора, а также восстановления необходимых технологических свойств.

         Отличительная особенность роторного  бурения – применение промывки  скважины в процессе бурения.

         Буровые растворы выполняют множество  функций и оказывают значительные  влияния на процесс бурения  нефтяных и газовых скважин.

         Для достижения наилучших технико-экономических  показателей важен правильный  выбор типа бурового раствора, то есть его компонентного  состава и целевого назначения.

         Каждый буровой раствор имеет  свои границы применения, которые  зависят главным образом от  геологических условий: пластового  давления, вскрываемых скважиной  горизонты; устойчивости пород,  слагающих эти горизонты и  минерального состава разбуриваемых пород.

         Химические реагенты в большинстве случаев доставляют на буровую в готовом виде. Для равномерной обработки химреагенты следует добавлять в него за время, равное одному или нескольким полным оборотам всего раствора по циркуляционной системе.

 

         Определим общий объем бурового  раствора необходимого для проводки  скважины:

V_б.р.=V_п.е+V_ж+V_бур+a*V_скв;

         Где V_п.е – объем приемной емкости, принимается в зависимости от глубины скважины в пределах от V_п.е=10÷50м³;

        V_ж – объем циркуляционной желобной системы в пределах от V_ж=4÷7м³;

        V_бур – объем бурового раствора, необходимого для механического бурения скважины:

V_бур=n₁L₁+n₂L₂+…+n_nL_n;

         Где n₁,n₂,…,n_n – нормы расхода бурового раствора на 1м проходки с учетом скорости бурения, диаметра скважины и качества раствора

         L₁, L₂,…,L_n – интервалы бурения долотами одного размера, м

 

         Согласно СУСН:

         n₁=0.61         L₁=100

         n₂=0.39         L₂=450

         n₃=0.18         L₃=1160

         n₄=0.09         L₄=790

         a – числовой коэффициент учитывающий запас бурового раствора

         V_скв – объем скважины

V_скв=0,785(D₁²L₁+D₂²L₂+…+D_n²L_n);

         Где D₁, D₂,…, D_n – диаметр интервалов скважины, м

 L₁,L₂,…,L_n – длина интервалов скважины, м

 Количество глины необходимой  для 1м³ бурового раствора:

q_гл= ;

где n – влажность глинопорошка,

ρ_б – плотность бурового раствора.

Количество глинопорошка для бурения всей скважины определяется по формуле, т:

Q_гл=V_бр*q_гл;

Количество воды необходимой  для приготовления 1м³ бурового раствора:

q_в= ;

Общее количество воды необходимой  для проводки скважины, м³:

Q_в=V_бр*q_в;

 

Определим количество глины, необходимой для 1м³ бурового раствора:

q_гл=

Определим количество воды, необходимой для 1м³ бурового раствора:

q_в= 

        Определим  объем промывочной жидкости:

        V_скв= 0,785(0,490²*100+0,3937²*450+0,2699²*1160+0,1905²*790)=162,44м³  

Считаем объем промывочной  жидкости, необходимый для механического  бурения скважины:

         V_бур=0,61*100+0,39*450+0,18*1160+0,09*790=516,4м³

         V_б.р.=75+9+516,4+1,5*162,44=844,06м³

         Определим количество глинопорошка:

         Q_гл=844,06*441,176=372379кг=372,38т

         Общее количество воды необходимой  для проводки скважины:

         Q_в=844,06*0,81=863,69м³

6. Гидравлический расчет промывки скважины

         Для успешной промывки скважины в процессе бурения необходимо правильно выбрать гидравлическую программу промывки.

         Под гидравлической программой  промывки понимается выбор регулируемых  параметров процесса промывки  на основе комплексного учета  всех функций, последней с целью  повышения эффективности бурового  процесса. Номенклатура регулируемых  параметров процесса промывки  ограничена: показатели свойств  буровых растворов, подача буровых  насосов, диаметр и количество  насадок гидромониторных долот.

         При приготовлении гидравлической  программы предполагается:

• Исключить флюидопроявление из пласта и поглощение бурового раствора;
• Предотвратить размыв стенок скважины и механического диспергирования транспортируемого шлама с целью сохранения его геологической деформации и исключения наработки бурового раствора;
• Обеспечит вынос выбуренной горной породы из кольцевого пространства скважины;
• Создать условия для максимального использования гидромониторного эффекта;
• Рационально использовать гидравлическую мощность насосной установки;
• Исключить аварийные ситуации при остановках циркуляции и пуске буровых насосов.

         Гидравлические расчеты проведем  по следующей схеме. Вначале  задаемся скоростью движения  бурового раствора в кольцевом  пространстве и вычисляем требуемую  подачу насоса. По паспортной характеристике буровых насосов подбираем диаметр втулок, способных обеспечить требуемую подачу. Затем определяем гидравлические потери в системе без учета потерь давления в долоте.

         Определяем расход промывочной  жидкости из условия выноса  выбуренной породы на поверхность.

         Q=0.785(D² – d_m²)ν_кп=0.785(0.1905² – 0.127²)1=0.0158м³/с

         Где ν_кп – скорость истечения промывочной жидкости в кольцевом пространстве.

         На практике ν_кп принимают исходя из опыта бурения в данном районе, минимальный для транспортировки шлама в кольцевом пространстве выбирают в пределах 0,4-0,6м/с. В глинистых породах приходится превышать до 1,0-1,2м/с, для устранения налипания шлама на стенки скважины, и связанных с этим затяжек и прихватов инструмента.

         Расход Q=0. 0158м³/с может быть получен при работе одного насоса У8-6М диаметром цилиндровой втулки 0,130м. (Q_н=0,0189м³/с) тогда:

         Q=η*Q_н=0,85*0,0189=0,016м³/с

         При работе с втулками диаметром 130мм паспортное максимальное допустимое давление бурового насоса У8-6М, P_max=25МПа. Рабочее давления бурового насоса принимается:

         P= η* P_max=0.85*25=21.25МПа

  

         Суммарные потери давления в  циркуляционной системе

         Для роторного способа бурения:

∆P_цс=∆P_м+∆P_т+∆P_у+∆P_кп+∆P_з+∆P_д

         Где  ∆P_м – потери давления в нагнетательном трубопроводе и элементах наземного оборудования, МПа

         ∆P_т – потери давления в бурильных трубах, МПа

         ∆P_у – потери давления в УБТ, МПа

         ∆P_кп – потери давления в кольцевом пространстве, МПа

∆P_кп=∆P_кпт+∆P_кпу

         ∆P_кпт – потери давления в кольцевом пространстве, образованном стенками скважины и бурильной колонной, МПа

        ∆P_кпу – потери давления в кольцевом пространстве, образованном стенками скважины и УБТ, МПа

         ∆P_з – потери давления в замковых соединениях, МПа

         ∆P_д – потери давления в промывочных отверстиях долота, МПа

 

         Определение режима течения бурового  раствора.

         Режим течения бурового раствора определяется для каждого интервала. Определение критерий Хедстрема:

В бурильных трубах

 

         Где τ₀ – статическое напряжение сдвига бурового раствора, Па

         η – пластическая вязкость  бурового раствора, Па*с