- •Введение
- •1 Исходные данные для проектирования
- •2 Общие сведения о районе буровых работ
- •2.1 Общие сведения о районе буровых работ
- •3 Основные итоги деятельности бурового предприятия за последние годы и задачи на ближайше будущее
- •4 Основные сведения о геологическом строении
- •4.1 Тектоника
- •4.2 Литология и стратиграфия пород
- •4.3 Крепость горных пород разреза
- •4.6 Состав нефти
- •4.7 Водоносность
- •4.8 Классификация горных пород по твердости и абразивности
- •4.9 Осложнения при бурении
- •4.6- Геофизические исследования
- •5 Унирс
- •5 Унирс
- •5.1 Бурение наклонно-направленных скважин скважин с применением регулируемого забойного двигателя др-176
- •5.2 Бурение вертикального участка с применение др-176
- •5.3 Бурение ориентируемыми компоновками с др-176
- •5.4 Бурение неориентируемыми компоновками с др-176
- •5.5 Порядок измерений инклинометром траектории ствола скважины
- •5.6 Опыт бурения продуктивного пласта с использованием винтовых забойных двигателей.
- •5.7 Вывод
- •6 Обоснование и расчёт профиля проектной скважины
- •7 Обоснование выбора типа промывочной
- •7.1 Расчленение по литологическому составу пород
- •7.2 Уточнение расчленения разреза с учетом пластового давления и давления поглощения.
- •7.3 Уточнение расчленения разреза с учетом температуры горных пород
- •7.4 Уточнение расчленения разреза с учетом осложнений, происходящих при бурении скважин
- •7.5 Уточнение расчленения разреза с учетом необходимости охраны недр и окружающей среды
- •7.6 Расчленение геологического разреза на интервалы с несовместимыми или существенно различными требованиями к промывочной жидкости
- •8 Обоснование выбора способов бурения по
- •8.1 Разделение интервала отработки долот на участки пород одинаковой буримости
- •8.2 Выбор оптимального режима бурения
- •9 Выбор и расчёт компоновок бурильной колонны для бурения различных интервалов
- •9.1 Турбинный способ бурения.
- •9.1.1. Расчет компоновки убт
- •9.1.2. Расчет колоны бурильных труб на статическую прочность
- •10 Обоснование выбора реагентов для химической
- •10.1 Расчет потребного количества глинистого раствора и глинопорошка
- •Химические реагенты, применяемые для обработки глинистого раствора
- •11 Гидравлический расчет промывки скважины по интервалам глубин
- •12 Обоснования выбора оборудования для бурения
- •13 Обоснования выбора аппаратуры для контроля процесса бурения, положения осискважины, свойств
- •14 Безопасность и экологичность проекта
- •14.1. Безопасность труда при вскрытия кыновского горизонта буровыми промывочными жидкостями с применением взд
- •14.2 Экологическая безопасность работы с циркуляционной системой при бурении в ламинарном режиме.
- •15 Экономическая оценка работы
- •15.1 Отечественный и зарубежный опыт внедрений новой техники и технологии
- •15.2 Методика оценки экономической эффективности мероприятия за условный год
- •15.3. Расчет экономического эффекта от внедрения ламинарного режима бурения
- •Заключение
5.7 Вывод
Применение винтовых забойных двигателей при вскрытии продуктивного пласта влияет на уменьшения каверны за счет меньший подачи промывочной жидкости на забой скважины которая составляет 15л/сек в отличии от турбинных двигателей чья подача составляет 30-32л/с, что в свою очередь влияет на качественное цементирования ствола скважины и высоких дебитов при добычи.
6 Обоснование и расчёт профиля проектной скважины
Большое значение в наклонно-направленном бурении имеет правильный выбор профиля скважины. Рациональный профиль позволяет сократить до минимума работу с отклонителем на возможно меньшей глубине, обеспечивает необходимое смещение забоя и допустимую интенсивность искривления, а также свободное прохождение по стволу компоновки низа бурильной колонны. Профиль должен позволять эксплуатировать скважину глубинными насосами, в том числе и глубинными штанговыми насосами, причем должно исключаться протирание обсадных труб штангами и обрыв последних.
Следовательно, профиль наклонной скважины необходимо выбирать таким, чтобы при минимальных затратах времени и средств довести ее до проектной глубины без каких-либо осложнений, обеспечив надлежащее качество ее для длительной и безаварийной эксплуатации. Широко применяются и отвечают практически всем геолого-техническим условиям бурения и эксплуатации профили скважин пяти типов (Рисунок 6.1):
Рисунок 6.1 - Профили наклонно-направленных скважин
Профиль типа а) состоит из трех участков: вертикального 1, участка набора максимально необходимого зенитного угла 2, наклонно-прямолинейного участка 3, продолжающегося до проектного забоя в продуктивном пласте. Применение этого профиля позволяет до минимума ограничить число рейсов долота с отклонителем, получить наибольшее отклонение от вертикали при том же зенитном угле. Эксплуатация скважин с таким профилем не вызывает затруднений.
Разновидностью профиля а) является профиль б). Он состоит из трех участков: 1, 2, 3, но вместо наклонно-прямолинейного участка (участка стабилизации кривизны) имеется участок естественного снижения зенитного угла 3. Такой профиль требует набора значительно большего зенитного угла в конце участка 2. Длина этого участка больше, а работы с отклонителем требуют дополнительной затраты времени и средств. Такой профиль можно применять в районах, где естественный темп снижения зенитного угла невелик и искусственная стабилизация его затруднена.
Профиль типа в) состоит из пяти участков: вертикального 1; набора зенитного угла 2; наклонно-прямолинейного 3; снижения зенитного угла (естественного либо искусственного) 4; вертикального 5, позволяющего при пересечении стволом нескольких продуктивных пластов эксплуатировать любой из них с сохранением общей сетки разработки. Профиль этого типа наиболее сложный.
Когда не удается стабилизировать зенитный угол, скважины бурят по профилю г), состоящему из четырех участков и отличающемуся от предыдущего тем, что вместо участков 3 и 4 имеется один участок 3 естественного снижения зенитного угла.
Профиль типа д) состоит из вертикального участка 1 и участка набора зенитного угла 2. Профиль характеризуется большой протяженностью участка 2, на котором проводятся работы с отклнителем. Профиль этого типа применяется редко - если можно полезно использовать естественное направление искривления. По мере освоения самоориентирующихся откло-нителей и безориентированного бурения он, по-видимому, будет применяться более широко.
В некоторых нефтегазовых регионах (например, Тюменская область) для предупреждения обвалов и желобообразований зенитный угол начинают набирать уже при бурении под кондуктор. Вертикальный участок длиной около 50 м в этом случае служит для придания стволу начального вертикального направления, а крепление искривленного участка кондуктором полностью исключает отмеченные осложнения.
Расчет профиля плоско-искривленной скважины ведется при следующих исходных данных; а) геологический разрез; б) глубина скважины по вертикали; в) требуемое смещение забоя; г) азимут искривления. Профиль скважины должен быть технически выполним и экономически целесообразен. Техническая выполнимость профиля определяется величиной минимально допустимого радиуса искривления скважины. Наибольшие габариты и жесткость имеет система долото - забойный двигатель, в связи с чем минимальный радиус искривления ствола Rc определяется проходимостью по нему этой системы.
В условиях Республики Татарстан наиболее распространенным является профиль типа б), состоящий из вертикального участка, участка набора кривизны и участка естественного спада кривизны. При А < 300 м применяется трехинтервальный профиль, при А > 300м – четырехинтервальный. В случае трехинтервального профиля допускается осуществлять набор зенитного угла ниже глубины спуска кондуктора.
В нашем случае профиль наклонно-направленной скважины состоит из трех интервалов.
Расчет трехинтервального профиля с прямолинейно-наклонным участком.
Длина первого вертикального участка (l1 = h1) обосновывается с учетом направления движения станка и очередности бурения в кусте данной скважины. Величина радиуса на участке набора α определяется после выбора компоновки из числа применяемых по данным таблиц 4,5.
Данный тип профиля является наиболее распространенным. Этот профиль рекомендуется в основном для бурения наклонных скважин на однопластовые месторождения с большими углами отклонения при средней глубине скважины. Такие профили могут применяться при различных условиях бурения. Эти профили особенно эффективны, когда на последних участках используются естественные искривления скважин и простые КНБК без отклоняющих устройств. При этом на первом искривленном участке набирается значительный зенитный угол.
При наборе кривизны используется турбинный отклонитель ТО-195.
Интенсивность искривления скважины при применении данного отклонителя составляет α10=1,3 град/10м. Как показала практика бурения наклонных скважин зарезку искривленного участка ствола скважины можно успешно осуществлять в относительно мягких породах. Экономически выгодно бывает закончить набор α при бурении скважины под кондуктор, чтобы после смены диаметра на меньший по возможности исключить применение отклоняющих устройств.
Минимально допустимый радиус искривления предлагается рассчитывать из условия проходимости в искривленном участке скважины наиболее жесткой части системы: «долото-забойный двигатель» по формуле:
где Lзд- длина забойного двигателя с долотом, м;
Dд, dзд – диаметры, соответственно, долота и забойного двигателя, м;
k – зазор между стенками скважины и забойным двигателем, м.
В мягких породах k = 0, в твердых k = 3-6 мм.
При уменьшении диаметра и увеличении длины забойного двигателя рекомендуется учитывать влияние его прогиба:
где f – стрела прогиба забойного двигателя, м;
q – вес одного метра забойного двигателя, Н/м;
Lзд – длина забойного двигателя, м;
Е – модуль упругости, Е = 2,1· 1011 Н/м2;
J – момент инерции поперечного сечения забойного двигателя, м4;
м4
Тогда
Т.е.
Расчет минимально допустимого радиуса искривления из условия нормальной эксплуатации бурильных труб.
Для верхней части скважины Rmin определяется в точке сопряжения вертикального участка с участком набора зенитного угла, так как в этом сечении напряжения от изгиба дополняются растягивающими нагрузками:
где d – наружный диаметр трубы, м;
σr - предел текучести, Н/м2;
σр – напряжение растяжения, Н/м2;
Р – максимальная растягивающая нагрузка в рассматриваемом сечении, Н;
F – площадь поперечного сечения трубы, м2.
Тогда
Для нижних интервалов ствола, например, 4-й участок для профиля Rmin4 определяется с учетом возможной концентрации местных напряжений в мелкой резьбе по формуле:
где αк – коэффициент концентрации местных напряжений; для сталей групп прочности Д и Е αк равен, соответственно 1,84 и 1,99.
Замки бурильной колонны не должны создавать чрезмерного давления на стенки скважины во избежание их интенсивного износа, желобообразования и т.п. при спуско-подъемных операциях. В этом случае Rmin вычисляется по формуле (при длине свечи 25 м):
где Р – осевое усилие, Н;
Тд – допустимое усилие взаимодействий замка со стенкой скважин, Н;
Тд – принимается равной 20-30 кН для разрезов, сложенных мягкими породами, и 40-50 кН – крепкими и твердыми.
Тогда для твердых пород
и для мягких и средних пород
Определение минимально допустимого радиуса искривления для спущенных в скважину обсадных труб.
Спущенная в скважину колонна обсадных труб изгибается примерно так же, как и ось скважины. Величина изгибающих напряжений в обсадных трубах при этом не должна превысить допустимой величины. Для выполнения этого условия Rmin определяется как:
где [σиз] – допустимое напряжение изгиба (для стали группы прочности Д [σиз] ≈ 200 МПа).
Таким образом, найдены все допустимые наименьшие радиусы искривления
Таблица 6.1 – Допустимые наименьшие радиусы искривления скважины
Rmin 1 |
Rmin 2 |
Rmin 3 |
Rmin 4 |
Rmin 5 |
Rmin 6 |
148,6 |
154 |
73.5 |
128 |
134.4 |
128.6 |
Для всех случаев Rmin< R1=441м, т.е. проводка наклонной скважины проводится в нормальных условиях.
Проверка условий свободного пропуска компоновки низа бурильного инструмента через кондуктор. Такая проверка необходима, если планируется работа с отклоняющими устройствами (ОУ) после спуска кондуктора или, когда возможны исправительные работы.
При жесткой компоновке с короткими плечами l1 и l2 и большими диаметрами проходимость определяется из условия:
где Dкв – внутренний диаметр кондуктора, м;
dr – диаметр турбобура, м.
γ – угол перекоса оси резьб переводника, град;
β – угол несоосности КНБК, град;
С уменьшением жесткости компоновки проходимость ее через кондуктор рассчитывается с учетом упругой деформации по формуле:
где f – прогиб плеча компоновки в пределах упругих деформаций, м.
[σ] – допустимое напряжение в опасном сечении, МПа;
l – короткое плечо компоновки, м;
dr – диаметр турбобура, м.
Примем l1=26м – длина турбобура с долотом;
l2=150м – длина УБТ с отклонителем.
Тогда, прогиб плеча компоновки по фомуле составит:
Угол β несоосности КНБК составит:
Зазор с будет:
Тогда диаметр кондуктора (внутренний) долңен быть не менее чем:
Т.е.
У нас Dкв=308мм, что превышает допустимый диаметр, т.е. КНБК свободно проходит через кондуктор.
Исходные данные для проектирования:
Проектная глубина забоя скважины – 2055м;
Проектное смещение от устья до точки забоя скважины -373м;
Интенсивность набора кривизны -1,3 град/10м;
Длина первого вертикального участка -727м.
В настоящее время наибольшее распространена методика проектирования профиля, искривленного в одной плоскости, основанная на аналитическом методе расчета с последующем построением его элементов.
Определяем радиус искривления второго участка по формуле:
Определяем величину зенитного угла по формуле:
Н0 = Н – h1=2631-1500=1131м
α=6о 03′
Нв=l1=727м
Рассчитаем длину участков профиля и их горизонтальные и вертикальные проекции.
Участок набора угла ствола скважины:
длина
горизонтальная проекция:
вертикальная проекция
Участок прямолинейный наклонный:
Длина ствола по профилю:
Таблица 6.2 - Проектный профиль
Участок |
Длина ствола, м |
Проекция, м
| |
горизонтальная |
вертикальная | ||
Вертикальный |
l1 = 727 |
- | |
Набор зенитного угла |
l2 = 900 | ||
Прямолинейный наклонный |
l3 = 428 | ||
До проектного горизонта |
L=2055 |
A = 373 |
H=1960 |
Рисунок 6.2 - Профиль скважины