Обоснование точки заложения скважины

ТЕХНИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

Обоснование точки заложения скважины

Проектируемая скважина на Конитлорском месторождении вскрывает продуктивный пласт Ач₂, который представлен переслаиванием песчаников аргиллитов и алевролитов.

Глубина скважины Н_скв,м определяется по формуле (1)

H_скв = L_кп + h_пл + h_з, (1)

где L_кп - глубина кровли пласта по вертикали, м;

h_пл - мощность продуктивного пласта, м;

h_p - глубина зумпфа, м.

Н_скв= 2573 + 27 + 20= 2620 м.

Состояние техники, технологии бурения на месторождении

Эксплуатационное бурение на Конитлорском месторождении осуществляется с помощью буровой установки типа БУ4200/ 250 ЭК-БМЧ. Привод буровой установки электрический. Вышка типа М46/250-ОГ-Р мачтовая, с открытой передней гранью с возможностью установки СВП. Число струн талевой системы (оснастка) 10 (5x6), односкоростная буровая лебедка с приводным электродвигателем, обеспечивающим режимы подъёма и торможения типа ЛБУ-900АС-2, насос типа УНБТ-1180L, мощность насоса 1180 кВт, современная ЦС с четырех – и пятиступенчатой системой очистки буровых растворов. Проектная скорость бурения составляет 3000 м/ст-мес. Бурение проводит компания ОАО «Сургутнефтегаз» с помощью трех УБР.

Ствол скважины крепится четырьмя обсадными колоннами: направлением, кондуктором, эксплуатационной и хвостовиком. Бурение под кондуктор ведется долотом БИТ 295,3 BT 419 СP и турбобуром 3ТСШ1-240. При бурении под эксплуатационную колонну применяется турбобурами 3ТСШ-195, ДРУ-195, долотами БИТ 219,1 (220,7) ВТ513УСВ и БИТ 215,9 B 516 УР. На устье скважины устанавливается противовыбросовое оборудование ОП 350/80x35.

Выбор способа бурения

Выбор способа бурения напрямую зависит от значений частоты вращения долота на забое. Верхний интервал скважины (0-70 м), сложенный мягкими породами, разбуривается долотами большого диаметра. Для данных условий необходимы высокие значения крутящего момента для вращения породоразрушающего инструмента и предотвращение размыва стенок скважины, поэтому наиболее рационально применение роторного способа бурения.

Интервал бурения под кондуктор (70-1200 м) сложен мягкими породами. В данном интервале, согласно профилю скважины (рисунок 3) на глубине 550 м начинается набор зенитного угла, поэтому необходимо применять способ бурения с ГЗД. При бурении под эксплуатационную колонну (1200-3350 м) применяется способ бурения с ГЗД, так как в данном интервале идет стабилизация и снижение зенитного угла.

Проектирование режима бурения по интервалам бурения

Расчет осевой нагрузки на долото

Осевая нагрузка на долото G кН, определяется из условия объемного разрушения пород на забое скважины, исходя из твердости горных пород по штампу [П]

G = P_ш × F_K × I0³, (17)

где Р_ш - твердость пород по штампу, МПа;

F_K - площадь контакта вооружения долота с забоем, м².

F_к = 0,4 åb₃×l_i, (18)

где b₃ - ширина площадки притупления зубцов долота с условием вдавливания в породу, м;

l_i - средняя сумма длин зубьев по образующим от трех шарошек долота, м.

Первый интервал:

F_k = 0,4×0,085×0,006 = 0,00023 м. кв;

ål_i=0,085 м, åb₃=0,006м для долота 295,3 мм;

G = 2,3×10^-4×320×10⁶ =70 кН.

Остальные интервалы рассчитываем аналогично.

Расчет длины УБТ

Длину УБТ L _убт м, определяют из условия придания нижней части бурильной колонны необходимых динамических свойств по формуле

(35)

где с = 5100 м/с - скорость распространения звука в материале труб;

l_m - длины турбобура, м;

1_п - расстояние от забоя до осевой опоры турбобура, м;

Т_д- период продольных зубцовых вибраций долота с учетом деформируемости забоя;

, (36)

где f_d - частота зубцовых вибраций долота, с;

f_d = , (37)

где R - радиус долота, м;

n - частота вращения долота, об/мин;

t_z -средняя величина шага зубцов долота по венцу, м;

Результаты вычислений заносим в таблицы 26,27.

Расчет длины стальных труб

Длину стальных труб L_сбт м рассчитываем из условия создания недостающей нагрузки на долото [10]

, (38)

где G - осевая нагрузка на долото, Н;

G_убт - вес УБТ, Н;

G₃ - вес забойного двигателя, Н;

в - коэффициент, учитывающий Архимедову силу;

q_пк - вес 1 м стальных труб.

Таблица 26 - Сведения о проектируемом режиме бурения

Интервал буре­ния, м	Способ бурения	Условный номер КНБК	Параметры режима бурения
Осевая нагрузка, КН	Скорость вращения, об/мин	Расход бурового насоса, л/с	Давление на стояке, МПа
0-70	ГЗД					7,5
70-1050	ГЗД					7,9
1050-1700	ГЗД					9,6
1700-2030	ГЗД					10,19
2030-3350	ГЗД					12,73

Проверочный расчет бурильной колонны осуществляют с целью определения напряжений в различных элементах бурильной колонны от воздействия усилий, возникающих при бурении, а также для расчета коэффициентов запаса прочности, которые для обеспечения безопасности работ не должны быть ниже допустимых значений. При турбинном бурении рассчитывается действие растягивающих усилий на бурильную колонну, действие остальных нагрузок оценивается коэффициентом запаса прочности. Растягивающие напряжения в верхнем сечении колонны, при подъеме из искривленной части и циркуляции бурового раствора в скважине определяют как

(39)

где К_Д - коэффициент динамичности;

F_пк - площадь поперечного сечения тела ПК, м²;

, (40)

где d_нпк, d_впк- соответственно, наружный и внутренний диаметр ПК, м;

b_n - коэффициент, учитывающий Архимедову силу, b_n= 0,85;

F_пк - площадь поперечного сечения канала труб, м²;

F_в= d²_впк×0,785, (41)

P_m - перепад давления в турбобуре, МПа;

Рд - перепад давления в долоте, МПа.

После расчета колонны на прочность проверяем выполнения условия

, (42)

где G_Т = 667 МПа - предел текучести, рассчитываемых на прочность труб;

К_з = 1,5 - коэффициент запаса прочности для бурильных труб при бурении забойным двигателем;

Па

Исходные данные для расчета:

d_нпк = 0,127 м; d_впк = 0,109 м; F_пк = 0,785(0,127² – 0,109²) = 3,3 -10^{-3 м2};

F_в = 0,785(0,1092) = 9,3 -10^-3 м²; Р_m= 3,5 МПа; Рд =10,6 МПа;

По результатам расчета G_р = 2,3 МПа.

Сделаем проверку: 2,3 - 10⁸ < 4,4 - 10⁸ Па.

Условие выполняется, значит компоновка колонны выбрана правильно.

Спуск обсадных колонн

Сборка и спуск обсадной колонны - ответственные этапы крепления скважин. Сложные геологические условия увеличение глубины, малые кольцевые зазоры предъявляют жесткие требования к организации процесса при обязательном выполнении плановых сроков. В общем случае процесс состоит: в сборке обсадных (при необходимости и бурильных) труб в колонну, установке на ней элементов колонной и заколонной технологической оснастки, спуске колонны на длину каждой трубы, промежуточных доливах колонны и промывке скважины.

Выбор способа спуска

Весь комплекс подготовительных мероприятий нацелен на то, чтобы спуск обсадной колонны проходил без вынужденных остановок и перерывов и во время спуска обсадная колонна не подвергалась непредвиденным перегрузкам, опасным с точки зрения ее целостности и нарушения профиля труб, и чтобы в скважину не попадали трубы с дефектами, которые могут повлечь нарушение целостности обсадной колонны или потерю герметичности.

В процессе спуска не допускать посадок более 50 - 70 кН.

Направление, кондуктор и эксплуатационную колонну целесообразно спускать в один прием. Это обусловлено:

- прочностью труб верхней секции на растяжение;

- герметичностью колонны;

- низкой стоимостью работ, связанных с креплением скважин.

Направление из обсадных труб диаметром 324 мм свинчивать ключом гидравлическим ТSK, довернуть с вращающим моментом – 750 - 960 Н·м - до захода всей резьбы ниппеля в муфту. При достижении максимального момента допускается недоход резьбы до торца муфты на 1 нитку. При отсутствии моментомера осуществляется визуальный контроль. Для резьб применять герметизирующую смазку Р-402. Скорость спуска кондуктора не более 2 м/с. После спуска промыть скважину, привести параметры бурового раствора в соответствие с ГТН.

Кондуктор из обсадных трубы диаметром 245 мм свинчивать ключом гидравлическим ТSK, довернуть с вращающим моментом – 560 - 1020 Н·м - до захода всей резьбы ниппеля в муфту. При достижении максимального момента допускается недоход резьбы до торца муфты на 1 нитку. При отсутствии моментомера осуществляется визуальный контроль. Для резьб применять герметизирующую смазку Р-402. Скорость спуска кондуктора не более 2 м/с. После спуска промыть скважину, привести параметры бурового раствора в соответствие с ГТН.

Эксплуатационная колонна из обсадных трубы диаметром 168 мм свинчивать ключом гидравлическим ТSK, довернуть с вращающим моментом, для резьб труб ОТТГ «А», 430 – 660 Н·м - до захода всей резьбы ниппеля в муфту. При достижении максимального момента допускается недоход резьбы до торца муфты на 1 нитку. При отсутствии моментомера осуществляется визуальный контроль. Для резьб применять герметизирующую смазку Р-402.

Таблица 41- Конструкции обсадных колонн

Название колонны	№ Равнопрочной секции в раздельно спускаемой части ко- лонны (снизу вверх)	Интервал ус- тановки равнопрочной секции, м	Характеристика обсадной трубы	Длина секции, м	Масса секции, кН	Нарастающая масса, кН	Коэффициенты запаса прочности при
Номи- наль-ный наруж- ный диаметр, м	Код типа соединения	Марка стали	Толщина стенки	избыточном давлении	растяжении
от	до	наружном	внутреннем
Направление				0,324	ОТТМ	Д	8,5		6,860	6,860	—	—	1,45
Кондуктор				0,245	ОТТМА	Д	8,9		21,50	28,36		1,15	1,15
Эксплуата ционная				0,146	ОТТМА	Д	7,7		709,34	737,7	1,3	1,15	1,15

Таблица 42 - Спецификация устьевого и противовыбросового оборудования

Типоразмер, шифр или название устанавливаемого оборудования	ГОСТ, ОСТ, МУ,ТУ, МРТУ и т. д. на изготовление	Единица измерения	Количество, шт	Допус- тимое рабочее давление, МПа	Масса, Т г
Единицы	Суммарная
Противовыбросовое оборудование ОП5-230/80х35	ГОСТ 13-862-90	Комплект			19,38	19,38
Колонная головка ОКК1-210-146x245	ТУ 26-1 6- 183-85	Комплект			1J80	1,780
Перфорационная задвижка ЗФКЗ-1 50x35	ТУ 26-02-728-76	Шт.			0,495	0,495
Фонтанная арматура АФКЗ-65х21	ТУ 26-16-23-88	Комплект			1,455	1,455

Таблица 43 - Технологическая оснастка обсадных колонн

Название колонны	Элементы технологической оснастки части колонны
Наименование, шифр, типоразмер	ГОСТ,ОС Т,ТУ на изготовление	Техническая характеристика	Коли- чест-во, шт.
Диаметр, мм	Длинна, высота, мм	Масса, кг
Наружный	Внутренний
Кондуктор	Башмак БКМ 245	ОСТ 39-011-87				57,0
Центратор ЦЦ 245/295-320-1	ТУ 39- 1200-87			80,0	16,8
ЦКОД 245-2	ТУ 39-1443-89		-		57,0
Эксплуатационная	Башмак БП146	ОСТ 39- 011-87				22,0
ЦКОД-146-1	ТУ 39-1219-87				20,0
Центратор ЦЦ 146/191-216-2	ТУ 39-1442-89				10,3
Пакер манжетного цементирования ПДМ-146	ТУ 39-1365-89		-		-

Режим спуска обсадных труб представлен в таблице 44.

Таблица 44 - Режим спуска обсадных труб

№ в порядке спуска	Название колонны	Средства смазки и уплотнения резьбовых соединений	Интервал глубины с одинаковой допустимой скоростью спуска труб, м	До-пус-тимая скорость спуска труб, м/с	Тип, шифр инструмента для спуска колонны
шифр	ГОСТ	от	до
	Направление	Р-402	ТУ38-101708-78			1,6	ПКРО
	Кондуктор	Р-402	ТУ38-101708-78			1,0	ПКРО
	Эксплуатационная	Р-402	ТУ38-101708-78			0,4	ПКРО

Подготовка ствола скважины к спуску

Перед спуском кондуктора в скважину необходимо произвести проработку ствола, для предотвращения прихвата эксплуатационной колонны и для облегчения более качественного цементирования.

Перед спуском эксплуатационной колонны и хвостовика ствол прорабатывается новым долотом и компоновкой с последнего долбления со скоростью 100-120 м/ч. После проработки скважина промывается в течении двух циклов циркуляции. Перед проработкой проводится полный цикл геофизических исследований.

Подготовка обсадных труб к спуску

Спуску обсадной колонны должна предшествовать тщательная проверка и подготовка как всех ее элементов, так и бурового оборудования, механизмов и инструментов, которые будут использоваться при спуске.

Подготовка и проверка элементов обсадной колонны осуществляются прежде всего на трубной базе. Поверхностный контроль включает в себя проверку наличия у всех труб заводской маркировки, которая сверяется с сертификатом. Отбраковывается трубы, в которых обнаружены явные дефекты: трещины, вмятины, кривизна, поврежденные резьбы. После осмотра трубы подвергают инструментальному контролю при помощи дефектоскопических установок, проверяют при помощи калибров конусность и шаг резьбы. Опрессовка производится либо на трубной базе, либо не буровой. Давление опрессовки обсадных труб эксплуатационной колонны должно быть больше не менее чем на 5 % избыточного внутреннего давления, которое может действовать в колонне при испытании скважины на герметичность.

Подготовка бурового оборудования

При спуске обсадной колонны существенно возрастает нагрузка на буровое оборудование. Поэтому до начала спуска необходимо тщательно проверить исправность всего бурового оборудования, надежность крепления его, соосность вышки, стола ротора и устья скважины. На буровую должен быть доставлен исправный инструмент для спуска обсадных труб (элеваторы, ключи, хомуты и т.д.).

Колонна спускается с помощью механизированных клиньев и одного элеватора. Перед спуском колонны проверяется исправность и работоспособность превенторов и заменить в них вырезанные плашки в соответствии с диаметром обсадных труб.

На буровой необходимо иметь также переводник для быстрого присоединения ведущей трубы к обсадной колонне для промежуточных промывок скважины (или специальную промывочную головку).

ТЕХНИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

Обоснование точки заложения скважины

Проектируемая скважина на Конитлорском месторождении вскрывает продуктивный пласт Ач₂, который представлен переслаиванием песчаников аргиллитов и алевролитов.

Глубина скважины Н_скв,м определяется по формуле (1)

H_скв = L_кп + h_пл + h_з, (1)

где L_кп - глубина кровли пласта по вертикали, м;

h_пл - мощность продуктивного пласта, м;

h_p - глубина зумпфа, м.

Н_скв= 2573 + 27 + 20= 2620 м.