Строительство наклонно-направленной эксплуатационной скважины №12 на площади Северо-Прибрежная

Рассчитаем внутренний диаметр потайной колонны по формуле:

 

dп.к= Dд.н.+ 2∆ (2.14)

Тогда dП.К. = 165,1+14=179,1 мм.

 

Выбираем ближайший нормализованный диаметр обсадной колонны по ГОСТ 632-80 dП.К. = 193,7 мм, наружный диаметр муфты dм = 215,9 мм, согласно табл. 2.4 [2].

Расчетный диаметр долота для бурения под потайную колонну определяем по формуле 2.13:

Dд.р.= 215,9 + 21,8 = 237,7 мм.

Выбираем ближайший нормализованный диаметр долота для бурения под потайную колонну по ГОСТ 20692-80:

Dд.н.= 244,5 мм > 237,7 мм.

Для улучшения технико-экономических показателей наиболее оптимальным решением будет бурение под потайную колонну долотом диаметром 215,9 мм с последующим расширением ствола скважины расширителем диаметром 215/245 мм.

Рассчитаем внутренний диаметр промежуточной колонны по формуле 2.14:

DПР.К. = 215,9 +14=229,9 мм.

Выбираем ближайший нормализованный диаметр обсадной колонны по ГОСТ 632-80 dПР.К.=244,5 мм, наружный диаметр муфты dМ = 269,9 мм.

Расчётный диаметр долота для бурения под промежуточную колонну определяем по формуле 2.13:

Dд.р.= 269,9 + 24 = 293,9 мм.

Выбираем ближайший нормализованный диаметр долота для бурения под потайную колонну по ГОСТ 20692-80:

Dд.н.= 295,3 мм > 293,9 мм.

Рассчитаем внутренний диаметр кондуктора по формуле 2.14:

dКОН. = 295,3 +14=309,3 мм.

Выбираем ближайший нормализованный диаметр кондуктора по ГОСТ 632-80 dКОН = 323,9 мм, наружный диаметр муфты dМ = 351,0 мм.

Тогда определим расчётный диаметр долота для бурения под кондуктор по формуле 2.13:

Dд.р.= 351,0 + 24 = 375,0 мм.

Согласно ГОСТ 20692-80 для бурения под кондуктор выбираем ближайший нормализованный диаметр долота 393,7 мм.

Рассчитаем внутренний диаметр направления по формуле 2.14:

dНАП. = 393,7 +14=407,7 мм.

Исходя из ГОСТ 632-80 выбираем ближайший нормализованный диаметр направления dНАП = 426,0 мм, наружный диаметр муфты dМ = 451,0 мм.

Тогда расчётный диаметр долота для бурения под направление согласно формуле 2.13:

Dд.р.= 451,0 + 24 = 475,0 мм.

Согласно ГОСТ 20692-80 для бурения под направление выбираем ближайший нормализованный диаметр долота 490 мм.

На основе полученных расчётов составляем таблицу.

 

Таблица 2.2 – Диаметры и глубины спуска обсадных колонн

Название колонны	Глубина спуска, м		Диаметр долота, мм	Диаметр обсадной колонны, мм
	от	до
Направление	0	30	490,0	426,0
Кондуктор	0	1020	393,7	323,9
Промежуточная	0	2450 (2539)	295,3	244,5
Потайная	2215(2290)	2740(2846)	215,9	193,7
Эксплуатационная	0 2215(2280)	2215(2280) 3025(3147)	165,1	139,7

В скобках приведены глубины по стволу скважины.

 

2.2.5 Обоснование высот  подъёма тампонажных растворов

Цементированием называется процесс заполнения заданного интервала скважины суспензией вяжущих материалов (тампонажной смесью), способной в покое загустевать и превращаться в прочный, практически непроницаемый камень.

Исходя из требований [1], кондуктор, промежуточная, потайная и эксплуатационная колонны цементируются по всей длине, причём потайная колонна цементируется на 250 метров выше башмака промежуточной колонны. Интервалы цементирования приведены в табл. 2.3

 

Таблица 2.3 – Интервалы цементирования обсадных колонн

Название колонны	Интервалы установки, м				Интервалы цементирования, м
	по вертикали		по стволу
	от	до	от	до	от	до
Кондуктор	0	1020	0	1027	0	1027
Промежуточная	0	2450	0	2539	0	2539
Потайная	2215	2740	2290	2846	2290	2846
Эксплуатационная	0 2215	2215 3025	0 2280	2280 3147	1904	3147

 

2.2.6 Разработка схем обвязки устья  скважины

По окончании бурения скважины, спуска эксплуатационной колонны и ее цементирования верхние части обсадных колонн (кондуктора, промежуточной, потайной и эксплуатационной) соединяют при помощи колонной головки.

Для испытания продуктивных горизонтов и обеспечения последующей их эксплуатации без осложнений обвязка колонн на устье должна обеспечивать:

1. Герметизацию, контроль давления и возможность заполнения промывочной жидкостью заколонного пространства.
2. Жесткое соединение верхней (устьевой) части эксплуатационной колонны с другими колоннами, спущенными ранее в скважину.
3. Возможность фиксирования некоторых величин натяжения эксплуатационной колонны.
4. Восстанавливать нарушенную герметизацию межколонного кольцевого пространства путем нагнетания специальных паст или самотвердеющих пластиков.

Колонные головки устанавливаются на всех скважинах независимо от способа их эксплуатации. Для нефтяных, газовых и газоконденсатных скважин выбор типа колонной головки зависит от пластового давления и диаметра обсадных колонн. В промысловой практике применяют колонные головки двух типов: клиновую ГКК и муфтовую ГКМ. Наиболее универсальными являются клиновые головки.

В данном случае этим условиям удовлетворяет колонная головка ОКК2-70-140х245х324, так как в проектируемой скважине давление на устье скважины при опрессовке составляет 12,8 МПа (128 атм.), а обвязываемые обсадные колонны имеют диаметры 140 мм, 245 мм и 324 мм. Следовательно, для обвязки устья скважины принимаем колонную головку ОКК2-70-140х245х324 (ТУ 26-16-183-85).

 

 

 

 

 

 

 

 

1 — фланец; 2 — пробка; 3 — корпус головки; 4 — резиновые уплотнители; 5 —  пакер; 6 — клинья; 7 — патрубок; 8 — эксплуатационная колонна; 9 —  фланец для установки головки  на устье; 10 — фланец промежуточной  колонны

Рисунок 2.4 – Колонная головка клиновая

 

Противовыбросовое оборудование устья скважины выбирается исходя из условия того, что рабочее давление превентора должно быть больше максимально ожидаемого давления на устье скважины при возможном газонефтеводопроявлении, а также диаметр проходного отверстия в превенторе должен быть больше максимального диаметра инструмента, опускаемого в скважину.

Согласно ГОСТ 13862-90 и ПБ 08-624-03 выбираем схему обвязки устья ОП5-350х35, состоящую из двух плашечных превенторов ППГ-350х35 и одного универсального превентора ПУГ-350х35. Для промежуточной колонны необходимо использовать схему обвязки ОП10х280х70, состоящую из трёх плашечных превенторов ППГ-280х70 и универсального превентора ПУГ-280х35. Для эксплуатационной колонны используется схема обвязки устья ОП5-180х70, состоящую из двух плашечных превенторов ППГ-180х70 и одного универсального превентора ПУГ-180х35.

При освоении будет использоваться сдвоенный плашечный ручной превентор ППР 2-150х21-КН. Превентор предназначен для герметизации устья нефтяных и газовых скважин в процессе бурения, освоения и ремонта с целью предупреждения нефтегазопроявлений и выбросов, как при наличии в скважине труб, так и при их отсутствии.

 

2.3 Проектирование процесса углубления  скважины

 

2.3.1 Обоснование класса и типоразмеров  долот по интервалам бурения

Важными направлениями в деле повышения эффективности строительства скважин всегда являлись подбор породоразрушающего инструмента и улучшение показателей работы долот.

Буровое долото является основным инструментом, которым разрушают горные породы при бурении скважин. Долота делятся по назначению (для сплошного бурения или бурения с отбором керна); по исполнению (пикообразные, лопастные, торцовые, шарошечные); по воздействию на породу (режуще-скалывающего типа, дробяще-скалывающего или режуще-истирающего типа).

В настоящее время наибольшее применение получили трёхшарошечные долота. На их долю приходится более 90% всей проходки при бурении разведочных и эксплуатационных скважин на нефть и газ.

Выбор типа породоразрушающего инструмента базируется на основании анализа фактического материала, информации о физико-механических свойствах пород, отработки долот, по ранее пробуренным скважинам. Рациональным типом долота данного размера для конкретных геолого-технических условий бурения является такой тип, который при бурении в рассматриваемых условиях обеспечивает минимум эксплуатационных затрат на 1 м проходки.

Предусмотрен выпуск 13 типов долот в зависимости от области их применения: М, МЗ, МС, МСЗ, С, СЗ, СТ, Т, ТЗ, ТК, ТКЗ, К, ОК.

Руководствуясь опытом бурения скважин в аналогичных геологических условиях на площадях Краснодарского края рационально применение трёхшарошечных долот.

При бурении под кондуктор, в интервале 0 – 1027 м, представленном мягкими, неабразивными, рыхлыми породами, принимается тип “М” с фрезерованными зубьями. Так как при бурении будет применяться винтовой забойный двигатель с большой частотой вращения, то принимаем высоко-оборотистые долота с типом опор “В” – опоры шарошек на подшипниках качения с боковой промывкой, диаметром 393,7 мм. Исходя из многолетнего опыта работ на данном месторождении для бурения под кондуктор применяем долото III-393,7 М-ГВ. Для разбуривания цементного стакана кондуктора будем использовать долото с фрезерованным вооружением III 295,3 С-ЦВ, предназначенное для разбуривания средних по твёрдости пород низкооборотным бурением.

При бурении под промежуточную колонну в интервале 1027-2539 м, который представлен мелкозернистыми песчаниками и темно-серыми глинами с прослоями доломитов, мергелей, алевролитов, сидеритов, будем использовать долото III 295,3 RX+C. Для разбуривания цементного стакана промежуточной колонны используется долото с фрезерованным вооружением III 215,9 С-ЦВ.

Интервал 2539-2846 м представлен глинами темно-серыми слоистыми с прослоями мергелей и известняков. Таким образом, при бурении под потайную колонну в интервале 2539-2846 м, целесообразно будет применение долота типоразмера III 215,9 М-ГАУ. Разбуривание цементного стакана будет осуществляться долотом с фрезерованным вооружением III 165,1 С-ЦВ.

При бурении под эксплуатационную колонну в интервале 2846 – 3147 м, представленным мягкими с пропластками средней твердости породами (темно-серые глины с прослоями алевролитов, песчаников, мергелей) принимается тип долота “МС” с фрезерованными зубьями. Для бурения в этом интервале принимается долото трёхшарошечное с боковой промывкой и герметизированными маслонаполненными опорами долото III 165,1 МС-ГАУ,

Выбранные типы долот по интервалам бурения сводим в табл. 2.4

 

Таблица 2.4 – Типоразмер долот по интервалам бурения

Интервал, м		Категория породы	Типоразмер долота
от	до
0	1027	М	III-393,7 М-ГВ
1027	2539	М	III 295,3 RX+C
2539	2846	М,МС	III 215,9 М-ГАУ
2846	3147	М,МС	III 165,1 МС-ГАУ

 

2.3.2 Расчёт осевой нагрузки на  долото по интервалам пород

Осевая нагрузка обеспечивает внедрение породоразрушающего инструмента в горную породу. Для более твердых пород требуется увеличение осевой нагрузки, но ее расчетное значение не должно превышать 80% от допустимой по паспорту долота.

При расчете осевой нагрузки на долото используют следующие методы:

1. Статистический  анализ отработки долот в аналогичных  геолого-технических условиях.

2. Аналитический  расчет на основе качественных  показателей физико-механических  свойств горной породы и характеристик  шарошечных долот, применение базовых  зависимостей долговечности долота  и механической скорости бурения  от основных параметров бурения.

Для расчёта осевой нагрузки потребуются данные из ниже приведённой таблицы 2.5.

 

Таблица 2.5 – Исходные данные для расчёта осевой нагрузки на долото

Интервал, м	Тип долота	η	δ, 10-3 м	PШ, МПа
0-649	III 393,7 М-ГВ	1,21	1,5	100
649-1027	III 393,7 М-ГВ	1,21	1,5	100-150
1027-2539	III 295,3 RX+C	1,07	1,5	150
2539-2846	III 215,9 М-ГАУ	1,02	1,5	150
2846-3147	III 165,1 МС-ГАУ	0,98	1,5	170

 

где η – коэффициент перекрытия зубьев;

δ – притупление зубьев, м;

РШ – твёрдость горной породы по штампу, МПа.

Расчёт осевой нагрузки на долото ведётся по интервалам. Так как площадь района работ хорошо изучена, при проектировании режимов бурения осевая нагрузка может определяться по формуле 2.15