Файл: И. О. Фамилия Технология бурения эксплуатационной скважины Верхнечонского нефтегазоконденсатного месторождения пояснительная записка.rtf

Для расчета данного профиля необходимо располагать следующими данными:

1. Глубина скважины по вертикали до кровли продуктивного пласта Нкр = 1756 м.;

2. Глубина скважины по вертикали Нв = 1789 м.;

3. Смещение А = 450 м.;

4. Азимут б = 102 о

5. Радиус круга допуска R = 50 м.;

6. Длина вертикального участка Нв = 60 м.;

7. Интенсивность набора зенитного угла iн. = 1 о/10м.;

8. Интенсивность снижения зенитного угла iсн. = -0,01 о/10м.;

1. Определяем максимальный зенитный угол.

tg б = А/Н0 = 450/1696 = 0,2653 = 14о 54' (4),

где, Н0 = Нкр. - Нв. = 1756 - 60 = 1696 м. (5),

2. Определяем радиус искривления участка набора кривизны.

Rискр. = (10/i)/0,01745 = (10/1)/0,01745 = 573 м. (6),

3. Определяем угол наклона ствола скважины по всему интервалу с учетом интенсивности набора зенитного угла.

cos б = 0,9634; б = 15 о30'.

I) 1. Определим длину участка набора кривизны с интенсивностью iн = 1 °/10 м.

l1 = 0,01745*R*б = 0,01745*573*15,5 = 154,98 м. (8),

2. Определяем вертикальную проекцию участка набора кривизны.

h1 = R*sin б = 573*sin15 о30' = 153,11 м. (9),

3. Определяем горизонтальную проекцию участка набора кривизны.

a1 = h1*tg бср = 153*tg8 o25' = 22,6 м. (10),

II) Расчет интервала стабилизации.

a2 = h2*tg бcр = 887*tg15 о30' = 245,97 м.

l2 = a2/sin бcр = 245,97/sin15 о30' = 920,53 м.

III) Расчет интервала снижения зенитного угла с интенсивностью iсн = - 0,01 °/10 м.

б = (h3*iсн)/10 = (656 * 0,01)/10 = 0,656 (11),

бср = (15,5 + 14,84)/2 = 15,17

a3 = h3*tg бср = 656 * tg15 о10' = 178,23 м.

l3 = a3/sin бcр = 179.48/sin15 о10' = 684,52 м.

Проверяем проектное смещение на забой путем сложения смещений всех интервалов.

А = а1 + а2 + а3 = 22,6 + 245,97 + 178,23 = 449,85 м.

IV) Расчет интервала от кровли продуктивного пласта до забоя.

б = (h4*iсн)/10 = (33*0,01)/10 = 0,033

бср = (14,81 + 14,84)/2 = 14,82

a4 = h4*tg бср = 33*tg14 о49' = 8,7 м.

l4 = a4/sin бcр = 8,7/sin14 о49' = 32,93 м.

Общая длина скважины по стволу:

l = 60 + 154,98 + 920,53 + 684,52 + 32,93 = 1852,96 м.

Рисунок 2. Профиль ствола скважины

3 Технология процесса бурения скважины

3.1 Выбор и обоснование способа бурения

Способ и режим бурения скважины выбраны на основе данных особенностей геолого-технических условий проходки скважин на Верхнечонском НГКМ, с учетом наличия зон осложнений, резко

меняющихся литологических пачек пород, применяемых видов промывочных растворов, технологических особенностей силового и насосного оборудования показывают, что наиболее эффективным и приемлемым способом бурения является винтовым забойным двигателем.

Ввиду того что при бурении скважины встречаются осложнения в виде поглощения и размыва соленосных пропластков в Ангарской, верхней части Бельской и Усолькой свитах проектом принимается использование полимер - солевых растворов.

Исходя из перечисленных выводов проектом принимается использование винтового забойного двигателя фирмы Шлюмберже, что обеспечит крутящий момент на долото без потерь на силы трения, чем при роторном способе, особенно при бурении наклонно-направленного участка. Снизит вибрацию на бурильную колонну и скручивание.

Роторный способ бурения целесообразен при проработке ствола скважины.

Бурение под направление диаметром 340 мм производиться шарошечными долотами диаметром 444,5 мм. Для обеспечения вертикальности ствола скважины бурение будет вестись с “навеса”. Для предупреждения размыва устья скважины и фундаментов, будет установлен приемник для бурового раствора и откачки его в мерники центробежным насосом. Бурение скважины в интервале 0-60 м предусматривается производить роторным способом. Нагрузка на долото - вес инструмента.

Частота вращения, об/мин
n =

, (2.1)
где щ - окружная скорость, м/с

D - диаметр долота, м.

n =

= 60 об/мин

подача насосов, л/с
Q = K₀S_з, (2.2)
где K₀ - коэффициент очистки забоя (0,06 - 0,1), см³/с·см²

S_з - площадь забоя, см²

Q = 0,07·642 = 45 л/с

Бурение под кондуктор диаметром 245 мм предусматривается роторным способом в интервале от 60 до 560 м с использованием шарошечных долот диаметром 311,1 мм.

Осевая нагрузка, кН

Р = Р_удD, (2.3)

где Р_уд - удельная нагрузка на долото, кН/мм

D - диаметр долота, мм.

Р = 0,5·311,1 = 160 кН = 16 т.

n =

= 74 об/мин.

Q = 0,07·871 = 61 л/с.

Бурение под эксплуатационную колонну диаметром 168 мм интервала 560-1850 м ведётся винтовым забойным двигателем (ВЗД) долотами диаметром 215,9 мм. Буровые насосы должны быть снабжены втулками 150 мм.

Р = 0,9·215,9 = 200 кН = 20 т.

n =

= 110 об/мин.

Q = 0,07·365 = 25,5 л/с.

Бурение открытого ствола в интервале 1850-2050 м ведётся ВЗД долотами диаметром 139,7 мм.

Р = 0,9·139,7 = 125 кН = 12,5 т.

n =

= 180 об/мин.

Q = 0,07· 274= 20 л/с.

3.2 Выбор и обоснование породоразрушающего инструмента

Размеры долот, указанные выше, выбраны в зависимости от конструкции скважины и на основании рекомендаций по величинам кольцевого зазора между стенкой скважины и муфтой обсадных колонн.

Тип долот установлен в соответствии с крепостью и абразивностью горных пород в разрезе скважины и с учетом последних достижений по показателям работы долот каждого типа.

4 Выбор типа и параметров буровых растворов

4.1 Выбор промывочной жидкости

Тип бурового раствора, компонентный состав и границы его применения установлены исходя из геологических условий: физико-химических свойств пород и содержащихся в них флюидов, пластовых и горных давлений, забойной температуры.

4.2 Приготовление и регулирование свойств буровых растворов

Обоснование плотности бурового раствора

Пластовое давление в этом интервале ниже гидростатического или ближе к нему. Так как вскрытие продуктивных горизонтов здесь не будет, то основная задача раствора профилактическая, т.е. предупредить поглощение промывочной жидкости, осыпи и обвалы стенок скважины.

В соответствии с пунктом 2.2.6.6 ПБ 08-624-03 и исходя из практического опыта бурения, с целью снижения давления на поглощающие горизонты, предотвращения потери устойчивости ствола скважины, плотность бурового раствора принимается 1,1-1,12 г/см³.

Бурение под кондуктор в интервале 300-500 м. Пластовые давления по разрезу близки к гидростатическому. Плотность бурового раствора в интервалах совместимых условий бурения рассчитывается исходя из создания столбом бурового раствора гидростатического давления, превышающего пластовое, согласно п. 2.7.3.3 ПБ 08-624-03, а также наличия пластов каменной соли.

Рпл = 0,01∙500 = 5 МПа.

Необходимое превышение гидростатического давления над пластовым: ∆Р = 0,01 ∙ 50 = 0,5МПа.

Плотность бурового раствора, г/см³

γ = (Рпл + ∆Р)/0,1∙ L = (5 + 0,5)/0,1 ∙ 500 = 1,1 г/см

³
где Р_пл -давление (пластовое), МПа

∆Р - гидростатического давления, Мпа

L - длина скважины, метры

Однако, с целью предотвращения размыва отложения солей принимаем плотность бурового раствора - 1,22 г/см³.

Бурение под эксплуатационную колонну d=168мм в интервале глубин по стволу 500-1850 м.

Пластовое давление в осинском горизонте 14,9 МПА (149 кгс/см²), преображенском - 15,6 МПа (156 кгс/см²). Рекомендуемое превышение гидростатического давления над пластовым:

∆Р = 0,05 ∙ 14,9 = 0,745 кгс/см²

Плотность бурового раствора:
γ = (Рпл + ∆Р)/0,01 ∙ L = (14,9 + 0,745)/0,01 ∙ 1366 = 1,15 г/см³
С учетом проходимых галогенно-карбонатных пород удельный вес бурового раствора принимаем 1,24-1,26 г/см³.

Бурение до проектной глубины по продуктивному горизонту 1850-2050 м. Пластовое давление в Верхнечонском горизонте равно 15,7 МПа (157 кгс/см²). Превышение гидростатического давления над пластовым:

∆Р = 0,05 ∙ 16 = 0,8 МПа.

Тогда плотность бурового раствора:
γ = (Рпл + ∆Р)/0,1 ∙ L = (16 + 0,8)/0,01 ∙ 1636 = 1,03 г/см³.
Для расчета принимаем плотность раствора 1,05-1,1 г/см³.

4.3 Расчет гидравлической программы бурения

Гидравлическая программа является основной частью проектного режима проводки скважины.

Расчет необходимого расхода бурового раствора по удельному расходу на единицу диаметра забоя:

Интервал 0-300м

, (2.5.1)
где q = удельный расход 0,3-0,7 ,м/с

F_з=площадь забоя, м²

площадь забоя, м²

,
Q3 = 0,63*0,06845 = 0,04312 м³/с

Интервал 300-500м

Q3 = 0,63*0,0366 = 0,0231 м³/с

по рекомендуемой скорости восходящего потока в кольцевом пространстве скважины:
Q= Vп* Fк,
где Vп - скорость восходящего потока, м/c

Fк - площадь кольцевого пространства скважины, м²

0-500 м бурение под кондуктор

Максимальная площадь кольцевого пространства, м²