Проект разбуривания участка в районе деятельности БП "ТЮМЕНБУРГАЗ"

2.2 Выбор буровых растворов и их химическая обработка по интервалам

Тип бурового раствора и его параметры выбираем из условия обеспечения устойчивости стенок скважины и обеспечения необходимого противодавления на флюидонасыщенные пласты, которые определяются физико-химическими свойствами горных пород слагающих разрез скважины (тбл. ) и пластовыми давлениями (таб. ). При выборе растворов следует руководствоваться опытом, накопленным при бурении в проектном горизонте. Выбор типов и параметров промывочной жидкости производим согласно регламента по буровым растворам, принятого на данном предприятии, который представлен в таблице 2.3

При бурении под кондуктор используется, наработанный на предыдущей скважине или приготовленный из глинопорошка, глинистый раствор. Бурение под эксплуатационную колонну ведется на полимерглинистом растворе, который получается из раствора оставшегося после бурения предыдущего интервала, путем его дообработки.

Таблица 2.3

Поинтервальная химическая обработка буровых растворов

2.2.1 Обоснование параметров бурового раствора

Обоснование плотности производится с учетом возможных осложнений по разрезу скважины и условий предупреждения проявления пластов.

 [кг/м3],

где    h – глубина залегания кровли пласта, м

к – коэффициент превышения давления в скважине над пластовым.

к = 1,1ч1,15 при h < 1200 м

к = 1,05ч1,07 при1200 < h < 2500 м

Бурение по кондуктор:

 кг/м3.

Для предотвращения осыпей обвалов, а так же полагаясь на опыт бурения в проектном районе, принимаем плотность бурового раствора:

с = 1120 кг/м3.

Вскрытие продуктивного пласта:

 кг/м3.

Для обеспечения повышенных структурно-механических свойств примем плотность бурового раствора в данном интервале:

с = 1100 кг/м3.

Далее представлены основные принципы выбора других параметров буровых растворов.

Выбирая вязкость, нужно учитывать, что она в большинстве случаев оказывает отрицательное влияние на процесс бурения, поэтому нужно стремиться к ее минимальному значению (в данном случае УВ = 20…25 сек.), минимизация вязкости позволяет увеличить механическую скорость бурения, поддерживать на высоком уровне скорость восходящего потока в затрубном пространстве, то есть обеспечивать качественную очистку ствола скважины, струя маловязкого раствора теряет гораздо меньше энергии на пути от насадки долота до забоя, чем струя высоковязкого, что делает возможной более качественную очистку забоя скважины.

Показатель фильтрации, при бурении в продуктивных горизонтах принимается не более 5…6 см3 за 30 мин по прибору ВМ-6 (в нашем случае 5…6 см3 за 30 мин), во избежание загрязнения пласта фильтратом раствора, что в дальнейшем затрудняет их освоение и эксплуатацию, вследствие почти необратимого ухудшения коллекторских свойств. В непродуктивных пластах допускается несколько большие значения показателя фильтрации.

Способность бурового раствора выносить выбуренную породу на дневную поверхность и удерживать ее, после прекращения циркуляции, определяется статическим напряжением сдвига (СНС). Значение СНС для выполнения этой задачи должны быть не менее 15 – 20 дПа.

Содержание абразивной фазы («песка») в буровом растворе, с целью уменьшения изнашивания инструмента и бурового оборудования, допускается не более 1%.

Результаты расчетов сведем в таблицу 2.4.

Таблица 2.4

Параметры бурового раствора

2.2.2 Определение потребного количества бурового раствора и материалов для его приготовления

Количество промывочной жидкости, потребной для бурения скважины, по формуле:

V=VП+VР+а*VC,

где    VП – объем приемных емкостей буровых установки VП =50м3,

VР – объем раствора, при фильтрации, поглощения и очистке от шлама,

а – коэффициент запаса раствора,

VC – объем скважины.

VР = n * l,

где    n = 0,15м3/м – норма расхода бурового раствра,

l – длинна интервала.

VC = 0,785*(DC*kк)2*l,

где – DC – диаметр ствола скважины,

kк – коэффициент кавернозности kк = 1,3.

Интервал 0–550:

VР.К. = 0,15 * 550 = 82,5 м3;

VC.К. = 0,785*(0,2953*1,3)2*550 = 63,3 м3;

VК = 50 + 82,5 + 1,5 * 63,3 = 227,5 м3.

При бурении под эксплуатационную колонну используем раствор, применяемый для бурения под кондуктор. Тогда дополнительный объем раствора найдем следующим образом:

VР.ЭК. = 0,15*(1300-550) = 112,5 м3;

VC.ЭК. = 0,785*(0,2953*1,3)2*750 = 86,8 м3;

VЭК = 50 + 112,5 + 1,5 * 86,8 = 292,7 м3.

Определим потребное количество материалов для приготовления бурового раствора. Количество глинопорошка необходимого для приготовления 1м3 глинистого раствора определяем по формуле:

где rгл – плотность сухого глинопорошка, равная 2600 кг/м3;

rв – плотность воды, равная 1000 кг/м3;

 m – влажность глинопоршка, равная 0,05.

Количество воды для приготовления 1м3 глинистого раствора:

где rр – плотность раствора.

Количество воды для приготовления бурового раствора, для i – го интервала:

где Vi – объем i – го интервала.

Количество глинопорошка, потребное для i – го интервала:

Результаты расчетов сводим в таблицу 2.5.

Таблица 2.5

Результаты расчетов потребного количества воды и глинопорошка

Определим необходимое количество химических реагентов для обработки бурового раствора по интервалам бурения:

где С1 – концентрация химического реагента в весовых процентах;

Результаты расчетов сведены в таблицу 2.3.

2.3 Выбор способа бурения

Основные требования к выбору способа вращения долота определяются необходимостью обеспечения успешной работы, проводки ствола скважины с высокими технико-экономическими показателями.

Выбор способа бурения зависит от технической оснащенности предприятия (парк буровых установок, буровых труб, забойных двигателей и т.п.), опыта бурения в данном районе.

Для бурения данной скважины выбираем бурение с помощью гидравлических забойных двигателей. Турбинный способ обладает рядом преимуществ по сравнению с роторным способом бурения:

·        механическая скорость выше, чем при роторном способе бурения;

·        облегчает отклонение ствола в требуемом направлении;

·        можно использовать все виды промывочной жидкости за исключением аэрированной;

·        возможность применения в колонне бурильных труб легкосплавных и тонкостенных стальных труб;

·        улучшаются условия работы, отсутствуют шум и вибрация.

2.4 Расчет бурильной колонны

Исходные данные:

·        скважина вертикальная;

·        глубина бурения 1300 м;

·        способ бурения – турбинный;

·        диаметр долота Dд = 215,9 мм;

·        нагрузка на долото G = 170 кН;

·        плотность бурового раствора r = 1100 кг/м3;

·        турбобур 3ТСШ1-195;

Расчет УБТ:

Dубт = (0,75¸0,85)* Dд;

Dубт = 0,8*215,9 = 172,7 мм.

Выбираем УБТ диаметром Dубт = 178 мм.

Затем найдем диаметр СБТ для Dубт = 178 мм.

Dсбт = 0,75*215,9 = 175,5 мм.

Выбираем предварительно тип СБТ-ТДПВ 127х9, трубы группы прочности «Д» – бурильные трубы с приварными замками диаметром 127 мм, толщиной стенки трубы 9 мм.

Найдем длину УБТ для бурения забойным двигателем:

где Gд – нагрузка на долото при бурении забойными двигателями;

b – коэффициент облегчения трубы в промывочной жидкости;

q0 – вес УБТ диаметром 178 мм, q0 = 156 кг;

Gзд – вес забойного двигателя, Gзд = 4790 кг;

РкрIII – критическая нагрузка третьего порядка.

где rп – плотность промывочной жидкости, rп = 1100 кг/м3,

r0 – плотность материала труб, r0 = 7800 кг/м3;

где lкр – критическая длина УБТ;

Примем lубт = 132 м, т.е. 5 свечей длинной по 24 метра и 1 секция УБТ, длинной 12 м.

Определим вес УБТ:

Определим длину СБТ:

где q0 – вес 1 м СБТ диаметром 127 мм, q0 = 262 н/м;

Gсбт – полный вес СБТ;

Длина свечи 24 м, поэтому примем количество свечей равное 30, а длина стальных труб 720 м.

Найдем длину ЛБТ:

где L – глубина скважины по стволу Lсбт = 1300 м;

Lсбт – длина СБТ = 720 м;

Lубт – длина УБТ = 132 м;

Lэд – длина ЗД = 26 м;

Произведем расчет растягивающих напряжений при подъеме бурильной колонны.

Разобьем колонну на характерные участки, т.е. отметим точки перехода одного вида труб в другой, переход УБТ в турбобур.

Профиль скважины имеет 3 характерные точки. Данные занесем в таблицу 2.6.

Таблица 2.6

Результаты разбивки бурильной колонны на участки.

Расчет напряжений в колонне ведем по методу Сушона, основываясь на том, что в конце колонны усилия Тн = 0.

где Тв – нагрузка в верхней части колонны;

Тн – нагрузка в нижней части колонны;

– средней зенитный угол;

– изменение среднего угла на участке;

l – длина участка;

q – вес 1 метра трубы на участке длины l;

 в – коэффициент облегчения в промывочной жидкости бурильной колонны, в = 0,86;

f – коэффициент сопротивления движения бурильной колонны о стенки cскважины, f = 0,3;

Участок 0 – 1:

Участок 1 – 2:

Участок 2 – 3:

Определим растягивающие напряжение:

где Sк – площадь канала внутри трубы;

Sт – площадь сечения трубы, м2;

где dвн – внутренний диаметр ЛБТ равный 125 мм;

где D – наружный диаметр трубы;

ур для третьего участка:

ур для второго участка:

Определим результирующие напряжение для второго и третьего участков по следующей формуле:

где урез – результирующее напряжение, Мпа;

 ур – растягивающее напряжение, Мпа;

 уи – изгибающие напряжение, Мпа;

Изгибающие напряжение в нашем случае равно нулю т.к. сквжина вертикальная.

где [nр], nр – допустимый и фактический коэффициенты запаса прочности, [nр] = 1,45;

ут – предел текучести материала труб, ут = 300 Мпа;

Проверим сечение третьего участка на прочность:

ЛБТ 147х11 удовлетворяют прочности.

Проведем расчет на прочность ЛБТ 147х11 в клиновом захвате:

Т3 = 330 кН при f = 0;

Для ЛБТ 147х11, Тдоп =1180 кН;

Т3 = 330 кН < [Т] = 1180 кН; – Условие прочности в клиновом захвате выполняется.

Сведем все результаты расчетов в таблицу 2.7.

Таблица 2.7

Результаты расчетов

2.5 Выбор компоновок бурильного инструмента

Правильно выбранная компоновка позволяет без осложнений, с наименьшими затратами пробурить скважину до проектной глубины.

Страницы: 1, 2, 3, 4, 5, 6, 7, 8, 9, 10