2 Техническая часть. 2 техническая часть 1 Обоснование точки заложения скважины

• Название: 2 техническая часть 1 Обоснование точки заложения скважины
• Дата: 25.01.2023
• Размер: 1.94 Mb.
• Имя файла: 2 Техническая часть.doc
• Тип: Документы; #904985
• страница: 6 из 10

2.12 Выбор забойных двигателей по интервалам бурения
Выбор забойных двигателей производят по методике работы [11], используя справочник [13] находим момент сопротивления, который необходимо преодолеть турбобуру в процессе бурения скважины М_с, Нм по формуле
М_с = М_дп + М_о + М_п + М_км , (43)
где М_дп - момент, необходимый для разрушения забоя долотом, Нм;
М_дп = М_у∙G_ст , (44)
где М_у - удельный момент при работе долота на забое, Нм/кН;
М_у = _гп  R_м  10³ , (45)
где _гп - коэффициент трения зависящий от твердости горных пород;

R_м - мгновенный радиус вращения долота, м;
R_м = (0,55  0,72)R , (46)
где R - радиус долота, м;

G_ст - статическая составляющая осевой нагрузки на долото, кН;
G_ст = (0,75 - 0,85)G_д , (47)
где G_д - общая осевая нагрузка, кН;

М_о - момент на трение долота о стенки скважины и промывочную жидкость, Нм;
М_о = 550  Д_д, (48)
где Д_д - диаметр долота, м;

М_п - общий вращающий момент, затрачиваемый в осевой опоре забойного двигателя, Нм;

М_км = 105 Нм - момент, расходуемый на вращение калибраторов, маховиков или маховых масс присоединенных к валу турбобура;
М_п = G_п   _п   r_п, (49)
где G_п - нагрузка на пяту забойного двигателя, кН;

_п = 0,1 - коэффициент трения в пяте забойного двигателя;

r_п - радиус трения в пяте, м;

, (50)
где r_н, r_в - соответственно, наружный и внутренний радиусы в опоре забойного двигателя, м.
Интервал 50-810 м

;

;

;

;

;

.
Выбирается турбобур 3ТСШ1-240.
Для остальных интервалов расчет проводится аналогично, результаты заносим в таблицу 31.
Таблица 31 – Проектные типы забойных двигателей

Интервал, м		Турбо-бур	Дли-на, м	Расход жид-кости (вода), л/с	Враща-ющий момент, Н·м	Частота вра-щения, об/мин	Перепад дав-ления, МПа	Наруж-ный диаметр кор-пуса, м	Масса, кг
от (верх)	до (низ)
50	810	3ТСШ1-240	23,35	32-34	2500-2800	420-450	5	0,240	5980
810	2200	3ТСШ1-195	25,7	30-35	1300- 1800	400-470	3,5	0,195	4740
2200	2900	Д2-195	6,55	25-35	3100-3700	115-220	7,5	0,195	1020

2.13 Расчет диаметров насадок долота
Для расчета диаметра насадок долот , мм используют формулу из методики [11]
, (51)
где d_н - диаметр насадки долота, м;

к_н - число насадок долота;

_ж - плотность промывочной жидкости, кг/м³;

Q_т - производительность насосов, м³/c;

Р_дт - перепад давления в промывочных узлах долота, Па;

_д = 0,82 - коэффициент расхода, который учитывает гидросопротивление в промывочном узле долота.

Так как в интервале 0-50 м осуществляется роторное бурение, то насадки для долота в этом интервале применять не целесообразно.
Интервал 50-810 м

мм.

Интервал 810-2200 м

мм.

Интервал 2200-2900м

мм.
Размерный ряд насадок для долот ОАО «Волгабурмаш»: 6,4; 7,1; 7,9; 8,7; 9,5; 10,3; 11,1; 11,9; 12,7; 14,3; 15,9; 17,5; 19,1; 20,6; 22,2. Поэтому в расчетах берем диаметр насадок, который ближе к размерному ряду.
2.14 Выбор типа бурового раствора и расчет параметров промывочной жидкости
Качество бурового раствора должно обеспечивать успешную проводку скважины, крепление ее обсадными колоннами и эффективное вскрытие продуктивного пласта.

Используемый буровой раствор и химические реагенты, применяемые для его обработки, должны быть малоопасны с точки зрения охраны окружающей природной среды.

Система очистки бурового раствора должна обеспечивать эффективную очистку его от выбуренной породы, в том числе избыточного содержания коллоидной глинистой фракции [14].

Исходя из опыта бурения на данном месторождении при бурении под направление и кондуктор и эксплуатационную колонну используется полимер-глинистый раствор. Первичное вскрытие продуктивного пласта осуществляется на биополимерном растворе.

Допустимый диапазон изменения планируемой плотности бурового раствора определяется из условия недопущения гидроразрыва пород по формуле из методики [14]

, (52)
где  - плотность бурового раствора, кг/м³;

q – ускорение свободного падения (q=9,81 м/с);

z – текущая глубина скважины, м;

Р_пл – пластовое давление на глубине z, МПа;

Р_гор – горное давление на глубине z, МПа.
Необходимую величину плотности бурового раствора , кг/м³ рассчитывают по формуле

, (53)
где к - коэффициент превышения давления в скважине над пластовым,

k = 1,10 при глубине до 1200 м, но не более 1,5 МПа;

k = 1,05 при глубине более 1200 м, но не более 2,5 – 3,0 МПа.

Рассчитываются плотности буровых растворов по интервалам бурения
Интервал 0-810 м

кг/м³;

кг/м³;

1121< <2464.
При бурении неустойчивых пород значение плотности бурового раствора, с целью предупреждения обвалов и осыпей этих пород, принимается на основании опыта бурения на данной площади несколько больше =1160-1180 кг/м³.

Течение буровых растворов чаще всего удовлетворяет модели Шведова-Бингама для вязкопластичной жидкости. Поэтому реологические свойства буровых растворов принято оценивать по величинам пластической (структурной) вязкости и предельного динамического напряжения сдвига .

Усредненное значение динамического напряжения сдвига глинистого раствора , Па можно оценить по формуле

, (54)
где плотность бурового раствора, кг/м³.

Пластическую вязкость раствора Пас рекомендуется поддерживать минимально возможной. В первом приближении ее оценивают по формуле
. (55)
Условную вязкость бурового раствора (Т, или УВ), контролируемую при бурении по ВБР-1 (СПВ-5), выбирают с учетом опыта бурения в данном районе, или по формуле (56), стремясь принимать минимальные значения, например: для неутяжеленных буровых растворов 20-50 с, для утяжеленных до 50 с (и более). Условная вязкость косвенно характеризует гидравлические сопротивления течению и с ее увеличением ухудшается очистка забоя, затрудняется перенос энергии от насосов к забойным двигателям, ослабляются размыв породы на забое. На величину условной вязкости влияет трение в растворе, интенсивность структурообразования и плотность раствора.

Условная вязкость Т, с оценочно определяется по формуле
. (56)
Выбор реологических параметров должен преследовать не только оптимизацию промывки забоя при составлении гидравлической программы промывки скважины, но и создание условий для качественного вскрытия продуктивного пласта.

Структурно-механические свойства буровых растворов, характеризуют состояние коагуляционного структурообразования в дисперсных системах, оценивают параметрами статического напряжения сдвига (СНС) через 1 и 10 минут (θ₁, θ₁₀) и их соотношением. Выбор значений этих параметров должен проектироваться с учетом условий бурения в данном районе.

Значения показателей θ₁ и θ₁₀ повышают, если интенсивность разрушения горных пород достаточно велика и шлам имеет значительные размеры и плотность, если есть необходимость в утяжелении раствора, а так же в условиях возможных поглощений в трещиноватых или пористых коллекторах.

Однако высокие значения этих показателей ухудшают очистку и дегазацию растворов, создают чрезмерно высокие давления при запуске насосов и восстановлении циркуляции, что может привести к поглощениям, проявлениям, обвалам, особенно вследствие высоких гидродинамических давлений при спуско-подъемных операциях. Высокие значения СНС способствуют некачественному разобщению пластов при цементировании, создают дополнительные трудности при спуске в скважину геофизических приборов и т.д.

Аналитический расчет значений θ₁ и θ₁₀ затруднен и их значения определяются чаще всего экспериментально в лабораторных условиях для каждой рецептуры бурового раствора. Вместе с тем можно оценить в первом приближении минимально необходимое значение структурно-механических свойств из условия удержания частицы шлама или утяжелителя во взвешенном состоянии в структурированном буровом растворе.

Выбор необходимых значений показателя фильтрации ПФ, см³/30мин (водоотдачи В, см³/30 мин) и толщина образующейся при фильтрации корки на стенках скважины производится с учетом скважинных условий (температуры, минерализации пластовых вод, состава разбуриваемых пород, профиля скважины и т.д.) с целью предупреждения возможных осложнений при бурении (осыпи, обвалы, сальникообразования, прихваты и т.д.) и заканчивании скважин (некачественное разобщение пластов и т.д.), сохранение коллекторских свойств продуктивных пластов.

Величину проектируемого для конкретных условий бурения показателя фильтратоотдачи (водоотдачи) следует обосновывать с учетом времени взаимодействия фильтрата с горными породами, прежде всего глинистыми, склонными к потере устойчивости при всасывании, набухании и действии расклинивающего давления. При этом существенное значение приобретают осмотические явления, обусловленные фильтратоотдачей бурового раствора, влажность породы и разностью минерализаций пластовой воды и водной фазы бурового раствора. Влияние осмоса на устойчивость стенок скважин возникает, когда осмотические перетоки направлены из скважины в пласт, что вызывает увеличение давления поровой жидкости в приствольной зоне и нарушает устойчивость ее стенок.

Водоотдачу В, см³/30 мин можно определить по формуле
. (57)
Толщина фильтрационной (плотной) корки на стенках скважины должна быть минимальной (в пределах 1,5-2 мм) и проект должен содержать рекомендации по ее уплотнению химическими, физическими, либо физико-химическими методами, преследуя цель достижения управляемой кольматации проницаемых пород.

Коэффициент трения фильтрационной корки бурового раствора не должен превышать 0,2 и его значения должны в каждом конкретном случае корректироваться с учетом профилей, особенно в наклонно-направленных скважинах. Для уменьшения абразивного износа оборудования и инструмента содержание “песка” в неутяжеленном буровом растворе не должно быть более 3 %, в то же время в утяжеленных растворах этот показатель не нормируется.

Для обеспечения кинетической и агрегативной устойчивости бурового раствора его суточный отстой должен быть не более 3 %, а стабильность не более 0,02 г/см³ для нормальных и не более 0,05 г/см³ для утяжеленных.

Если проектируется применение бурового раствора, диспергирующего твердую фазу, то должно учитываться содержание коллоидной (активной) фазы с учетом ее возможного поступления из разбуриваемых пород, которое должно быть ограничено на минимально необходимом уровне за счет правильного выбора состава очистных устройств в ЦС и химической обработки реагентами - флокулянтами.

Планируемые технологические параметры бурового раствора рассчитываются для каждого интервала.
Интервал 0-810 м

=1160-1180 кг/м³;

₀¹¹⁶⁰= 0,00851160-7 =2,9 Па = 29 дПа;

₀¹¹⁸⁰= 0,00851180-7 =3,0 Па = 30 дПа;

¹¹⁶⁰=0,0052,9=14 Пас;

¹¹⁸⁰=0,0053,0=15 Пас;

Т¹¹⁶⁰ ≤ 21·10^-3 1160=24,4 с;

Т¹¹⁸⁰ ≤ 21·10^-3 1180=24,8 с;

В¹¹⁶⁰ = (6000/1160)+3=8,2 см³/30 мин;

В¹¹⁸⁰ = (6000/1180)+3=8,0 см³/30 мин.
Интервал 810-2200 м

=1120-1100 кг/м³;

₀¹¹²⁰= 0,00851120-7 =2,5 Па = 25 дПа;

₀¹¹⁰⁰= 0,00851100-7 =2,3 Па = 23 дПа;

¹¹²⁰=0,0052,5=12 Пас;

¹¹⁰⁰=0,0052,3=11 Пас;

Т¹¹²⁰ ≤ 21·10^-3 1120=23,5 с;

Т¹¹⁰⁰ ≤ 21·10^-3 1100=23,0 с;

В¹¹²⁰ = (6000/1120)+3=8,3 см³/30 мин;

В¹¹⁰⁰ = (6000/1100)+3=8,4 см³/30 мин.
Интервал 2200-2810 м

=1100-1080 кг/м³;

₀¹¹⁰⁰= 0,00851100-7 =2,3 Па = 23 дПа;

₀¹⁰⁸⁰= 0,00851080-7 =2,1 Па = 21 дПа;

¹¹⁰⁰=0,0052,3=11 Пас;

¹⁰⁸⁰=0,0052,1=10 Пас;

Т¹¹⁰⁰ ≤ 21·10^-3 1100=23,0 с;

Т¹⁰⁸⁰ ≤ 21·10^-3 1080=22,5 с;

В¹¹⁰⁰ = (6000/1100)+3=8,4 см³/30 мин;

В¹⁰⁸⁰ = (6000/1080)+3=8,5 см³/30 мин.

Интервал 2810-2900 м

=1080 кг/м³;

₀¹⁰⁸⁰= 0,00851080-7 =2,1 Па = 21 дПа;

¹⁰⁸⁰=0,0052,1=10 Пас;

Т¹⁰⁸⁰ ≤ 21·10^-3 1080=22,5 с;

В¹⁰⁸⁰ = (6000/1080)+3=8,5 см³/30 мин.
Остальные параметры бурового раствора выбирают из классификационных таблиц для выбора показателей бурового раствора и исходя из геологических условий месторождения.

Результаты расчетов технологических параметров бурового раствора заносим в таблицу 32.

Производится расчет потребного количества объемов бурового раствора

, (58)

где - объем раствора для заполнения приёмных емкостей, м³;

- объем бурового раствора, необходимый на углубление скважины, м³;

, (59)

где - диаметр долота, м;

- коэффициент кавернозности.

При смене бурового раствора объем V_бр, м³ рассчитывается по формуле
, (60)

где - объем раствора, необходимый для заполнения приемных

емкостей, м³;.

- объем раствора, необходимый для заполнения предыдущей

колонны, м³;

, (61)
где -внутренний диаметр обсадной колонны, м;

- глубина спуска колонны, м.


Таблица 32 – Рекомендуемый тип и технологические параметры бурового раствора

Тип бурового раствора	Интервал бурения по вертикали,м		Плот-ность, кг/м3	Услов-ная вяз- кость, с	Фильтра-тоотдача, см3 за 30 мин	Корка, мм	СНС, дПа		Реологические характеристики		Содер-жание песка, %	pH
	от (верх)	до (низ)					1 мин	10 мин	пластичес-кая вязкость, Па∙с	динамичес-кое напряжение сдвига, дПа
Полимер-глинистый	0	810	1160-1180	24,4-24,5	8,2-8,0	1,0-1,5	30-40	60-80	14-15	29-30	2-3	8-9
Полимер-глинистый	810	2200	1120-1100	23,0-23,5	8,4-8,3	1,0	8-15	18-25	11-12	23-25	до 1,0	8-9
Полимер-глинистый	2200	2810	1100-1080	22,5-23,0	8,5-8,4	1,0	10-20	20-30	10-11	21-23	до 1,0	8-9
Безглинистый раствор	2810	2900	1080	22,5	8,5	-	10-12	16-20	10	21	-	8-8,5

Производится расчет объемов бурового раствора.
Интервал 0-810 м (848 м)

;

.

Интервал 810-2200 м (848-2322 м)

;

м³;

м³

Интервал 2200-2810 м (2322-2911 м)

м³;

м³;

м³.

Вскрытие продуктивного пласта БС₂₂ осуществляется на безглинистом растворе, поэтому объем раствора рассчитывается заново и выделяем интервал отдельно.

Интервал 2810-2900 м (2911-3002 м)

;

м³;

м³.