Расчеты. 3. технология бурения профиль горизонтальной скважины
 Скачать 0.55 Mb.
|
Выбор способа буренияНа Сергеевском месторождениеисходя из практики предыдущих бурений на данной площади будет использоваться турбинно – роторный способ бурения, что связано с геолого – техническими условиями бурения: глубина бурения составляет 2628 м, профиль ствола скважины горизонтальный. Бурение осуществляется винтовыми забойными двигателями: Техническую колонну (интервал 100 – 251 м) долотом PDC 295,3мм.ДвигательВЗД с углом перекоса (1’30). Пилотный и транспортный ствол (интервал 251-2523 м) и транспортный ствол (интервал 2090-2421м), долотом PDC 220,7 мм. Двигатель ВЗД с углом перекоса (1’44). Горизонтальный ствол (интервал 2421-2628м), долотом PDC 155,6мм. Двигатель ВЗД с углом перекоса (1’30). В качестве промывочной жидкости исходя из предыдущих работ по бурению лучше всего использоватьГлинистый буровойраствор плотностью 1,14 г/см3 при бурении под кондуктором, далее при бурении под Пилотный и Транспортный ствол в инт. 251-2090м. техническая вода плотностью 1,02 г/см3, а с интервала 2090-2421м. Эмульсионно-голевой БР плотностью от 1,16г/см3 до 1,38г/см3 Горизонтальный ствол (Пашийский горизонт)- Безглинистый полисахаридный буровой раствор плотностью 1,05 г/см3. 3.4Выбор породоразрушающего инструмента Выбор типа разрушающего породы инструмента основан на информации о физико-механических свойствах пород и литологической структуре участка породы и во многом зависит от конкретных региональных условий. Долото- рабочий инструмент, разрушающий породу и осуществляет углубление забоя в процессе бурения скважины. Эффективность разрушения различных по своим физико-механическим свойствам горных пород может быть достигнута при разном воздействии на них зубьев долота. Некоторые породы разрушаются ударами или дроблением, другие - под действием сдвига или резания, третьи –сочетанием этих действий. Для однородных твердых пород необходимы долота с большим разрушающим действием; для мягких однородных пород - долота с большим смещающим действием и высокими острыми зубьями, а для твердых пород, чередующихся с мягкими пластами, следует использовать долота не только с дробящим действием, но и со смещением. По назначению буровые долота подразделяются на три вида: · долота сплошного бурения - для углубления забоя по всей площади; - колонковые долота - для углубления забоя по кольцу с оставлением в центре нервыбуренного столбика (керна) породы, который в последствии извлекается на поверхность; · долота специального назначения, используемые для различных вспомогательных работ: бурения цементного камня в колонне, бурение (зарезки) второго наклонного ствола, коррекции кривизны скважины, ловильных работ, расширения отдельных интервалов ствола скважины и т.д. По характеру разрушения породы все буровые долота классифицируются следующим образом. · долота режуще-скалывающего действия, разрушение посредством типа с лопастями, наклоненными к вращению долота. Они предназначены для бурения мягких пород. · долота дробяще-скалывающего действия, разрушение зубьями или штырями, расположенными на шарошках, которые вращаются вокруг своей оси и вокруг оси долота. По мере вращения долота вместе с дробящим действием зубья (штыри) шарошек, вдоль края скважины, раскалывают (срезают) породу, что повышает эффективность разрушения пород. Следует отметить, что изготавливаются буровые долота и бурильные головки только дробящего действия. Эти долотаразрушают породу в результате динамического воздействия (ударов) зубьев шарошек по забою скважины. Перечисленные долота и бурильные головки разработаны для разбуривания неабразивных и абразивных средней твердости, твердых, крепких и очень крепких пород. · долота истирающе-режущего действия, разрушающие породу алмазными зернами или твердосплавными штырями, располагающиеся в торцовой части долота или в кромках лопастей долота. Долота с алмазными зернами и твердосплавными штырями в торцевой части используются для бурения неабразивных пород средней твердости и твердых; долота лопастные армированные алмазными зернами или твердосплавными штырями - для разбуривания перемежающихся по твердости абразивных и неабразивных пород. Долота для сплошного бурения и бурильные головки для колонкового бурения предназначены для углубления скважины. Они доступны в различных типах, что позволяет выбрать нужное долото. Наибольшее распространение в практике бурения нефтяных и газовых скважин получили шарошечные долота и долота PDC. Заметным преимуществом PDC долота перед шарошечными заключается в его износостойкости. Долота PDC Обладая высокой износостойкостью и работоспособностью, лопастные долота PDC обеспечивают кратное увеличение проходки за долбление, повышая при этом механическую скорость бурения. Простая, но достаточно прочная система крепления резца в сочетании с упрочнением поверхности наплавкой карбида вольфрама делают эти долота неповторимыми по эксплуатационным качествам и ремонтопригодности. Спиральная калибрующая поверхность улучшает качество очистки, уменьшает крутящий момент и сводит на нет завихрения долота. Наличие стабилизирующих элементов снижает вибрацию бурового инструмента, предотвращает излом резцов, улучшает технологичность управления по заданному курсу траектории ствола скважины. Высокая работоспособность инструмента и технологичность управления траекторией ствола скважины позволяют буровикам решить важнейшую задачу по снижению стоимости метра проходки и улучшающие эксплуатационные качества инструмента. Типы долот по принципу разрушения горной породы: режущего действия, режуще-скалывающего действия, режуще-истирающего действия, комбинированного действия.  Рисунок №3.2. Образец PDC долота Заметным преимуществом PDC долота перед шарошечными заключается в его износостойкости. Даже при деформации такие долота можно ремонтировать и вновь запускать в работу. Механизм разрушения горной породы срезом в 2 раза эффективнее сжатия, и, соответственно, механическая скорость проходки (МСП) для долот PDC должна быть выше. Разработка новых форм и профелей лопастей ведёт к улучшению управляемости долотами при наклонно-направленном бурении. А разработки в области резцов PDC позволяют бурить все более твердые породы, интервалы с переслаиванием горных пород. Основной причиной износа буровых долот при эксплуатации в России является значительное повреждение долота при ударной нагрузке.Буровойорганизацией, должны приниматься меры для оптимизации КНБК и улучшения режима бурения, чтобы уменьшить степень повреждения долот под воздействием ударной нагрузки. Главную сложность представляют не литологические условия. Основная проблема заключается в недостаточных мощностях буровых станков, некачественном контроле параметров бурения и недостаточной информации об условиях бурения в тех регионах, где применяются долота. Порода разрушается более эффективно при срезающем действии. Долота PDC разрушают породу в основном за счет именно этого свойства. Поэтому очевидно, что бурение может осуществляться значительно быстрее при использовании долот PDC. Негативным эффектом является то, что чем больше породы удаляется за один оборот долота, тем больше требуется энергии. Избыточный крутящий момент на долоте и нестабильное направленное бурение - это основные причины порой неудовлетворительной работы долот PDС. К основным достоинствам PDC долот относится целый ряд параметров: отсутствие в их конструкции движущихся частей (что значительно снижает риски оставления частей долота в забое скважины при бурении), высокая износостойкость, позволяющая обеспечивать высокие показатели проходки, низкая требуемая осевая нагрузка при высоких скоростях бурения. Развитие долот PDC, привело к качественному скачку показателей, как по механической скорости, так и по длине рейсов и соответственно сокращению количества СПО (спускоподъемных операций). Так же снизилась аварийность, связанная с оставлением частей долота на забое. Типы и область применения долот PDCприведены в таблице 3.3. Таблица 3.3- Типы и область применения долот PDC
Геологический разрез Сергеевскойплощади в основном представлен следующими породами: песчаник, глины, доломиты, алевролиты. После изучения залегания пород Сергеевской площади выбираем под бурение каждой колонны свой тип долота: под направление OК 426мм – Трехшарошечное долото V-KL11 490мм. под кондуктор OК 324мм - PDC RS616DGHXU 393.7мм. под Техническую колонну OК 245мм - PDC VS516GHXU 295,3мм. под Пилотный и транспортный ствол OК 178мм - PDCV613 PDG1U 220,7 под Горизонтальный ствол OК 114мм - PDCV613PDXU 155,6мм. Расчет параметров режима бурения по слоям горных пород Эффективность бурения зависит от комплекса факторов: осевой нагрузки на породоразрушающий инструмент P, частоты вращения долота n, расхода промывочной жидкости Q и параметров бурового раствора с, Т, В, типа долота геологических условий, механических свойств пород. Оптимальным режимом бурения является такое сочетание параметров и факторов (режимных параметров), которое обеспечивает заданные (экономически обоснованные) механическую скорость бурения, проходку за рейс и расход материалов, не превышающий нормативного значения. Расчет параметров режима бурения ведется для каждого выделенного интервала горных пород применительно к конкретному типу долота и способу бурения. Выбор режимных параметров будет осуществляться по методике, предложенной В.С. Федоровым. Определение нагрузки на долото. Нагрузка на долото определяется по формуле Рд=α·ш·kn·  ·b(29)где α- коэффициент, учитывающий изменение твердости горных пород в конкретных условиях забоя (α= 0,33-1,59), для практических расчетов принимается α = 1; рш - твердость горной породы по штампу, Dд - диаметр долота, м; kn - коэффициент перекрытия - это отношение длины образующей шарошки к суммарной длине контакта зубьев с горной породой, находящихся на одной линии (0,7-1,2); b - ширина площадки притупления зубьев (1,0-1,5)10-3 м, обычно принимается равной 1 мм. При этом если рш и бз неизвестны, то для шарошечных долот диаметром Dд=190 мм может быть использована следующая формула Рд=Руд•Dд (30) где Руд - удельная нагрузка, кН/мм 2. Определение частоты вращения ротора. Согласно частота вращения ротора может быть определена по формуле:  (31)где Рмах уд - максимальная рекомендуемая удельная нагрузка на 1 мм диаметра долота, кН/мм Рi-текущее значение нагрузки на 1 мм диаметра для конкретного долота, кН/мм; nmin - минимальная частота вращателя ротора (принимается равной 100 об/мин). Определение расхода промывочной жидкости. Необходимый расход жидкости может быть определен по формуле:  (32)где Dскв - диаметр скважины, м; dБТ - наружный диаметр бурильных труб, м;  - скорость восходящего потока, обеспечивающая полную очистку забоя, м/с.С помощью формул (30) и (31) произведём расчёты режимных параметров бурения для всех интервалов бурения скважины. · Для интервала 0-251 принимаем Руд = 0,5 кН/мм: а) Рд=Руд•Dд= 0,5•349,5=174,75 кН (33) б) =  (34)Для интервала 251-2090 принимаем Руд = 0,5 кН/мм: а) Рд=Руд•Dд=0,5•238,1=119,05 кН (35)  (36)Для интервала 2090- 2431 м примем α = 1, рш=1000 МПа, b=1 мм. а)Рд=α·ш·kn· ·b=1·1000·106·1· ·1·10-3=83,61кН (37)б) =  (38)Для интервала 2431-2628 м примем α = 1, рш=1080 МПа, b=1 мм. а)Рд=α·ш·kn· ·b=1·1080·106·1· ·1·10-3=79,92кН (37)б) =  (38)Все режимные параметры для разных интервалов бурения сведены в табл. 3.4. Таблица 3.4. - Режимные параметры для разных интервалов бурения
Выбор вида и параметров промывочной жидкости по слоямгорных пород Технологические процедуры Для снижения затрат по бурению и чтобы не загрязнять верхние слои при бурении интервала 251-2090 м будет происходитьтех.воде, а для повышения эффективности очистки ствола скважины от выбуренной породы предусмотреть через 100-150 м бурения и перед каждым СПО производить прокачку очищающих пачек ВУС объемом 2-3 м3. При бурении применять ситовые панели мелкой размерности 170-325 меш (подбираются по факту на буровой). Использовать в циркуляции 3 (три) емкости – ЦСГО (отстойник) и 2 (две) рабочих емкости с максимально возможным фактическим объемом заполненности (например: рабочая емкость объемом 40 м3, следовательно, максимально возможный объем заполнения в процессе бурения на тех. воде должен составлять не менее 33-35 м3. Это позволить снизить скорость наработки твердой фазы и снизить объём воды к замещению. Запрещено пускать в работу механические или иные перемешиватели бурового раствора на емкостях при бурении интервала на технической воде. Не использовать гидроциклоны (песко- и илоотделители) для очистки в процессе бурения на технической воде, т.к. подающие на них ШН берут оседающую шламовую фракцию технической воды, которая не должна циркулировать по рабочему активу. Не допускать роста удельного веса свыше 1,04-1,05 г/см3. Производить обновление рабочего актива посредством периодической замены части объема на свежую техническую воду (уд. весом 1,00-1,01 г/см3) предусмотреть постоянную обязательную обработку тех воды хим реагентами флокулянтами (праестол) в концентрации 0,1 кг/м3 для осаждения твердой фазы. Инженером по буровым растворам производится мониторинг загрязненности технической воды в рабочем активе. Для этого производится следующая процедура: в специально приготовленную мерную посуду (это может быть простая пластиковая 1,5 л бутылка с нарисованной маркером разметкой 25 / 50 / 75 %, с учетом того, что полная бутыль – это 100%) наливают до верха отобранную из циркуляции техническую воду и оставляют на процесс осаждения на 1 час. Затем визуально по выпавшему осадку определяется процентное соотношение. Если выпавший осадок составляет 25% и более – это прямой показатель для обновления рабочего актива свежей технической водой. По опыту бурения предыдущих скважин ожидается проявление с признаками сероводорода, по согласованию с Заказчиком возможно утяжеление галитом техническим (натрий хлористый) до уд.веса 1,16 г/см3 и обработка нейтрализатором сероводорода ЖС-СБМ. Исходя из опыта бурения предыдущих скважины после бурения интервала на тех.воде плотностью 1,02 г/см3, с 2090 м до глубины 2421 м для утяжеления раствора и более лучшего выноса шлама бурение производить на эмульсионном буровом растворе плотностью 1,24-1,38 г/см3, приготовленном на основе пластовой воды плотностью 1,16 г/см3 и обработанная хим.реагентами . ПРОГРАММА ПО БУРОВЫМ РАСТВОРАМ ИЗ ПРЕДЫДУЩЕЙ СКВАЖИНЫ - для снижения водоотдачи и регулирования реологических свойств обработать крахмалом до 20 кг на 1 м3 раствора и биополимером до 2 кг на 1 м3 раствора; - для придания раствору ингибирующих, смазочных, противоприхватных и гидрофобизирующих свойств в раствор вводят хлористый калий в массовых долях до 7 % (70 кг на 1 м3 раствора), хлористый кальций до 2 % ( 20 кг на 1 м3 раствора), хлористый магний до 5 % (50 кг на 1 м3 раствора), нефть 8% (80 кг на 1 м3 раствора) и Полиэколь-К в массовых долях до 1 % (10 кг на 1 м3 раствора); - для утяжеления бурового раствора до необходимой плотности обработать Мрамором Молотым МР-3,4. - после перемешивания приготовленного раствора в течение 2-3 часов замерить его параметры; - довести реологические параметры бурового раствора во время циркуляции раствора через скважину в течение 1-2 циклов (доводку можно выполнить также уже при бурении). Первый цикл промывки через скважину выполнить в обход вибросит для того, чтобы избежать отделения на них нерастворившихся полимеров; - при вводе полимеров соблюдать примерную скорость подачи реагента в воронку - 1 мешок биополимера за 10-20 мин. - для предупреждения скопления выбуренных твердых частиц в скважине необходимо прокачивать очищающие тандемные пачки (5м3 НУС и 5м3 ВУС) каждые 100-150 метров или 10-12 часов (что наступит раньше) непрерывного бурения. С гл. 2090 м до глубины 2421 м бурение производить на эмульсионном буровом растворе плотностью 1,35 г/см3. Перед вскрытием Кыновского горизонта после перевода скважины буровой раствор произвести заготовку пачки в объёме 10 м3 с реагентом «Политексол» в концентрации 1300 кг/м3 (суммарное количество политексола 1300кг) Порядок приготовления: - набрать в емкость приготовления 5 м3 технической воды, обработать каустической содой до значений рН 11-12; - ввести комплексный реагент «Политексол» в необходимом количестве для обеспечения указанной концентрации; - добавить Полиэколь-К в количестве 200 л; - оставить смесь на гидратирование в течение 1 часа с включенным перемешивателем. При наличии технической возможности, во времягидратирования включить циркуляцию через воронку; - через 1 час гидратации добавить 5 м3 рабочего бурового раствора, добавить калий хлористый, бишофит и МР-3,4 в концентрациях, указанных в программе промывки, соблюдая указанные в программе промывки значения плотности. За 25 м до вскрытия Кыновского горизонта, ввести по циркуляции приготовленный премикс с Политексолом. Через каждые 100-150 м бурения или 24 часов (в зависимости, что наступит быстрее) непрерывного бурения, по согласованию с Заказчиком, производить промежуточные промывки до полного выноса шлама на ситах но не менее 2-х циклов. Таблица 3.5. –Возможные типы и параметры промывочной жидкости
Плотность промывочной жидкости для безопасного вскрытия нефтяного пласта определяется по формуле Плотность промывочной жидкости для безопасного вскрытия нефтяного пласта  б.р , г/см3 определяется по формуле (2.10)где Рпл=18,23 – пластовое давление, МПа Н0 = 2079м – глубина скважины до продуктивного пласта по вертикали. 1,05-1,2 – коэффициент, учитывающий превышающий давление в скважине над устьем  г/см33.5.1. Профилактика поглощений и водопроявлений. 1) Ограничить скорость как спуска, так и подъема, с целью снижения эффекта свабирования и поршневания, причем независимо от того, возникают ли поглощения во время бурения или СПО. 2) Чрезмерно высокая скорость проходки сказывается на увеличении количества шлама вкольцевом пространстве, уменьшая кольцевой зазор и увеличивает эффект поршневания. Для предотвращения увеличения содержания шлама в затрубном пространстве необходимо придерживаться рекомендаций по улучшению качества очистки ствола. 3) Восстанавливать циркуляцию необходимо с расхаживанием и вращением бурового инструмента при минимальной подаче буровых насосов. При спуске совершать промежуточные промывки. 4) Ограничить скорость спуска инструмента в интервалах разбуренных цементных мостов. 5) Плотность раствора должна соответствовать значениям программы промывки. Это не только повысит скорость бурения, но снизит вероятность потери циркуляции. 6) Реологические параметры раствора не должны превышать регламентированные программой значения. 7) Необходимо прокачивать вязкие пачки с целью очистки ствола от выбуренной породы. Вязкие пачки необходимо готовить на основе раствора из циркуляции, с добавлением материалов по борьбе с поглощениями крупной фракции. 8) Для предотвращения водопроявления поддерживать параметры бурового раствора согласно программе промывки. Иметь на буровой запас химреагентов для утяжеления и для проведения ИЗВ. 9) В случае водопроявления работы по ИЗВ производить по отдельному плану работ согласованнго с Заказчиком. | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||