- •Предисловие.
- •1. Типизация геологических условий и выбор породоразрушающего инструмента.
- •Классификация горных пород (по л.А. Шрейнеру)
- •Основные размеры шарошечных долот для сплошного бурения
- •Основные параметры лопастных долот
- •Типоразмеры алмазных долот и долот, оснащенных синтетическими алмазами
- •Параметры керноприемных турбобуров (турбодолот) со съемным и несъемным керноприемниками.
- •2. Проектирование конструкции скважины.
- •2.1. Общие положения.
- •Перечень исходных данных, поступающих от заказчика и необходимых при обосновании и расчете конструкции скважины
- •2.2. Обоснование конструкции скважины в интервале продуктивного пласта.
- •2.3. Обоснование требуемого количества обсадных колонн и глубин их спуска.
- •2.4. Соглосование диаметров обсадных колонн и долот.
- •Рекомендуемые диаметры эксплуатационных колонн
- •Минимальная допустимая разность диаметров ствола cкважины и муфты обсадной колонны по [ 27 ]
- •Размеры (в мм) безмуфтовых раструбных обсадных труб типа тбо
- •Размеры (в мм) безмуфтовых обсадных труб типа ог1м
- •3. Выбор способа бурения
- •Основные технические характеристики турбобуров и колонковых турбодолот
- •Основные параметры винтовых забойных двигателей
- •Основные характеристики электробуров
- •4. Выбор бурового оборудования1
- •Основная характеристика установок эксплуатационного и глубокого разведочного бурения (гост 16293-82)
- •Основные технические характеристики буровых установок для эксплуатационного и глубокого разведочного бурения на нефть и газ
- •Основные параметры буровых установок для сверхглубокого бурения
- •Технические характеристики буровых установок
- •Под промежуточную колонну
- •Основные параметры буровых насосов
- •Основные параметры компрессоров
- •Техническая характеристика роторов
- •Основные параметры вышек буровых установок
- •Основные параметры кронблоков, талевых блоков, крюков и крюкоблоков
- •Основные параметры вертлюгов
- •Комплектность основных технических средств циркуляционных систем буровых установок
- •Основные технические характеристики превенторов
- •5. Выбор и расчет бурильной колонны.
- •5.1. Выбор элементов бурильной колонны
- •Размеры, масса и жесткость стальных бурильных труб
- •Размеры бурильных труб с высаженными внутрь и наружу концами и коническими стабилизирующими поясками
- •Размеры, масса и жесткость бурильных труб с приваренными соединительными концами с высадкой наружу тбпв
- •Примечание. Длина труб 12,4 и 8,5 м.
- •Характеристика легкосплавных бурильных труб, изготовляемых из сплава д16т, и замков к ним
- •Основные размеры и масса замков для сбт
- •Размеры замков (ниппелей и муфт) для приварки к трубам
- •Размеры и масса ведущих труб квадратного сечения
- •Основные размеры и масса убт
- •5.2. Выбор параметров убт
- •Диаметры, мм, нижней убт и долот
- •Диаметры обсадных труб и минимально допустимые диаметры убт, мм
- •Рекомендуемые диаметры бурильной и обсадной колонны
- •Коэффициенты потери веса колонны убт в буровом растворе
- •Геометрические характеристики утяжеленных бурильных труб
- •5.3. Расчет бурильных труб при роторном бурении
- •Значения предела выносливости трубы при симметричном цикле изгиба, мПа
- •Геометрические характеристики буровых труб
- •5.4. Расчет бурильных труб при турбинном бурении
- •5.5. Выбор и расчет компоновок низа бурильной колонны (кнбк)
- •5.5.1. Опорно-центрирующие элементы компоновок
- •5.5.2. Расчет компоновок маятникового типа (отвесных)
- •Основные параметры убт
- •5.5.3. Расчет жестких компоновок
- •5.5.4. Упрощенный вариант расчета жесткой компоновки для турбинного бурения
- •6. Расчет параметров режима бурения
- •6.1. Роторное бурение
- •Допустимые осевые нагрузки при эксплуатации различных типов долот (по гост 20692-75)
- •Режимы эксплуатации долот
- •Нагрузку на колонковую бурильную головку ориентировочно можно определить по формуле
- •Рациональные диаметры долота, убт и бурильных труб, мм
- •6.2. Турбинное бурение
- •Основные параметры турбобуров (ту 26-02-367-71)
- •Суммарная площадь промывочных отверстий долот
- •Гидравлические потери в долотах
- •Гидравлические потери в бурильных трубах
- •Гидравлические потери в кольцевом пространстве
- •Гидравлические потери в замках
- •Список литературы
- •Oглавление
2.3. Обоснование требуемого количества обсадных колонн и глубин их спуска.
Разработка конструкции скважины осуществляется на основе анализа особенностей геологического разреза и накопленного опыта строительства скважин в данном районе. При этом особое внимание обращается на возможное упрощение и облегчение конструкции скважины с учетом имеющегося опыта. Если буровые работы в данном районе ранее не проводились и имеются сомнения в достоверности представленного геологического разреза,то в конструкции первой скважины может быть предусмотрена резервная колонна на случай возникновения непредвиденной ситуации.
При изучении геологического разреза в нем выделяются осложненные интервалы (интервалы катастрофических поглощений, высокопластичных глин, соленосные и т.п.), которые необходимо изолировать обсадными колоннами, и интервалы с несовместимыми условиями бурения. Несовместимыми считаются условия в тех смежных интервалах, которые по показателям пластовых давлений (коэффициент аномальности пластового давления – kа) и давлений гидроразрыва (индекс давления поглощения – kп) невозможно проходить открытым стволом с буровым раствором одной плотности без угрозы возникновения осложнений в виде перетоков.
Для разделения разреза на интервалы с несовместимыми условиями строится совмещенный график давлений, на котором по интервалам глубин откладываются известные значения коэффициента аномальности пластового давления , индекса давления поглощения и соответствующие значения относительной плотности бурового раствора, рассчитанные по формуле:
(2.1)
где – коэффициент запаса, определяющий величину репрессии на пласт.
В соответствии с [ 27 ] значения коэффициента запаса задается в следующих пределах:
Интервал, м ......................... <1200 1200-2500 >2500
......................................... 1,1-1,15 1,05-1,1 1,04-1,07
Репрессия на пласт, МПа ... 1,5 2,5 3,5
При этом, как видим, ограничивается максимально допустимая величина репрессии на пласт.
Совмещенный график давлений и выделенные интервалы с несовместимыми условиями приведены на рис. 2.1.
Как следует из анализа ситуации, представленной на рис. 2.1, на глубине 300 м скважина входит в интервал , что превышает индекс давления поглощения в
Рис.2.1. Совмещенный график давлений для обоснования конструкции
вышележащем пропластке. Поэтому на этой глубине следует провести границу интервалов с несовместимыми условиями и для их разобщения спустить кондуктор. Рассуждая подобным образом, мы приходим к выводу, что с глубины 2100 м необходимо резко повысить плотность бурового раствора с 1,22-1,23 до 1,63-1,64. Поэтому вышележащий интервал должен быть изолирован промежуточной колонной. Таким образом, с учетом эксплуатационной колонны, которая спускается в продуктивный пласт, скважина должна быть оборудована еще направлением, кондуктором и промежуточной колонной.
После определения потребного количества обсадных колонн необходимо уточнить глубину спуска каждой колонны. Если ниже спущенной колонны будут вскрываться пласты с аномально высоким пластовым давлением (АВПД), глубина спуска уточняется с таким расчетом, чтобы были перекрыты интервалы слабых пород, в которых возможен гидроразрыв после полного замещения бурового раствора в скважине пластовым флюидом и герметизации устья скважины. Возникновение повышенного давления в скважине в случае притока пластового флюида можно проиллюстрировать на следующем примере.
Пример 2.1. И с х о д н ы е д а н н ы е. Пусть на глубине z1 = 2300 м вскрывается газоносный пласт с коэффициентом аномальности пластового давления . Необходимо определить максимальное давление на стенки открытого ствола на глубине z2 = 2200 м, которое может возникнуть в процессе вымывания газовой пачки при герметизированном устье, а также рассчитать допустимое давление на устье, если на глубине 2200 м индекс давления поглощения горной породы .
Р е ш е н и е.
Пластовое давление в газоносном пласте
МПа
2. Необходимая плотность раствора для вскрытия газоносного пласта
= kз· kа · = 1,1·1,5·1000 = 1650 кг/м3
3. Гидростатическое давление бурового раствора на глубине 2200 м
рг.ст. = · g · z2 = 1650 · 9,8 · 2200 =35,6 МПа
4. Гидростатическое давление на глубине 2200 м после перемещения газовой пачки к устью
= рг.ст. + рпл = 35,6 + 33,8 = 69,4 МПа
5. Давление гидроразрыва пород на глубине 2200 м
рг.р. = kп· · g · z2 =2,1· 1000 · 9,8 · 2200 = 45,3 МПа
Как видим, давление гидроразрыва 45,3 МПа значительно ниже того, что может возникнуть при закрытом устье, и велика опасность гидроразрыва пород и интенсивного поглощения. Чтобы избежать осложнения, надо либо предусмотреть изоляцию интервала с kп = 2,1 до вскрытия газоносного пласта, либо рассчитать допустимое давление на пласт и уровень допустимого давления на устье при вымывании газовой пачки.
6. Допустимое давление на глубине 2200 м во избежание гидроразрыва пород
рдоп.2200 = 45,3 : 1,05 = 43,1 Мпа, где к=1,05 – коэфициент запаса[ .. ]
7. Допустимое давление на устье скважины при вымывании газовой пачки
рдоп.у. = рдоп.2200 – рг.ст. = 43,1 – 35,6 = 7,5 МПа
Если же в процессе вымывания газовой пачки давление в открытом стволе превысит допустимое и может возникнуть опасность гидроразрыва пород, то указанный интервал должен быть перекрыт обсадной колонной до вскрытия продуктивного пласта.
Подобными расчетами возможных изменений давления в скважине в результате их сопоставления с допустимыми с точки зрения гидроразрыва или потери устойчивости породы в стенках скважины определяется необходимость перекрытия обсадной колонной того или иного интервала. В любом случае глубина спуска обсадной колонны устанавливается с таким расчетом, чтобы ее башмак находился в устойчивых прочных малопроницаемых породах.