Ножовское месторождение, скважина №113

                       - коэффициент запаса прочности на разрыв, =1,15.

Можно сделать вывод, что эксплуатационная колонна выдерживает внутреннее избыточное давление с необходимым запасом прочности.

По рассчитанным значениям строим эпюру внутренних избыточных давлений (см. приложение 4).

 

 

 

3.1.6 Расчет эксплуатационной колонны на страгивание резьб при спуске

 

Расчет эксплуатационной колонны на страгивание заключается в определении веса колонны в воздухе и сравнении этой величины с допустимой. Должно выполняться условие

  где  вес эксплуатационной колонны, Н;

                                                  m – масса погонного метра колонны, кг/м;

                                                  l – длина колонны, м;

                                       страгивающая нагрузка, Н;

                                       коэффициент запаса прочности на страгивание, =1,3.

Для ОТТГ 168-8,9 Д масса погонного метра 38,2 кг/м (ГОСТ 632-80).

Длина колонны 1873 м.

Страгивающая нагрузка для данных труб 1078 кН.

èусловие выполняется, выбранная компоновка колонны удовлетворяет условию отсутствия страгивания.

 

3.1.7 Интервалы цементирования затрубного пространства

Выбор высоты подъема цементного раствора в затрубном пространстве обсадных колонн зависит от назначения скважины, геологических условий и выбирается в соответствии с «Правилами безопасности в нефтяной и газовой промышленности».

Целью цементирования затрубного пространства обсадных колонн является укрепление обсадных колонн, изоляция проницаемых горизонтов друг от друга после того, как они вскрыты скважиной, предотвращение перетоков пластовых жидкостей по заколонному пространству, защиты обсадных колонн от агрессивного воздействия пластовых жидкостей и др. Исходя из этого, с учетом «Правил безопасности в нефтяной и газовой промышленности», примем, что шахтовое направление, направление, кондуктор и эксплуатационная колонна цементируются на всю длину, т. е. до устья (см. табл. 13).

Обязателен контроль за качеством цемента акустическим цементомером или гамма-цементомером, а также приборами ЦМГА и УЗБА [2].

        Для цементирования направления  и кондуктора в качестве тампонажного  материала применяется портландцемент  для «холодных» скважин (ГОСТ 1581-78) с добавкой в качестве ускорителя сроков схватывания хлористого кальция: для направления до 3%, для кондуктора до 2%. При цементировании эксплуатационной колонны следует использовать портландцемент для «холодных» скважин (ГОСТ 1581-78) с добавкой до 2%. В качестве буферной жидкости при цементировании эксплуатационной колонны рекомендуется техническая вода.

 

Таблица  13 Интервалы цементирования

 

Название колонны	Интервалы цементирования по вертикали, м	Тип цемента	Плотность цементного раствора, г/см3
Шахтовое направление	0-10	ПЦТ-I-50	1,85
Направление	0-70	ПЦТ-I-50	1,85
Кондуктор	0-541	ПЦТ-I-50	1,85
Эксплуатационная колонна	0-1731	ПТЦ-1-50	1,85

 

3.1.8 Расчет цементирования эксплуатационной колонны

Крепление обсадных колонн осуществляется методом прямого одноступенчатого цементирования. Рассчитаем необходимый объем цементного раствора для цементирования эксплуатационной колонны.

где Dд – диаметр долота для бурения под ЭК, м;

      DН – наружный диаметр ЭК, м;

      Dвнк – внутренний диаметр кондуктора, м;

      r – внутренний радиус эксплуатационной  колонны, м;

      L – длина ЭК, =1873 м;

      L – длина кондуктора, м;

      hст – высота цементного стакана, м.

Найдем длину кондуктора.

где hвертик – глубина вертикального участка, м;

      hконд – глубина установки кондуктора по вертикали, м;

     i –  интенсивность набора угла, о/10 м;

     R – радиус кривизны участка набора угла, м.

 

Тогда

Объем продавочной жидкости определим по формуле:

     где kсж – коэффициент сжатия продавочной жидкости, =1,01 – 1,1. Пусть =1,05.

Масса сухого цемента для приготовления раствора:

 где m – водоцементное  отношение, =0,5

Масса воды для приготовления раствора:

Схема цементирования представлена в приложении 5.

 

3.1.9 Гидравлический расчет

Гидравлический расчет заключается в определении максимального давления на устье скважины в момент посадки пробки на стоп-кольцо.

где Ргс – гидростатическая составляющая, МПа;

      Ргд – гидродинамическая составляющая, МПа;

      Рбуферн – равно 1-2 МПа;

      Робвязки – равно 1,5-2,5 МПа.

1)

2)

 где Ртруб – потеря давления в трубах, МПа;

       Ркп – потеря давления в кольцевом пространстве, МПа.

а)

где коэффициент трения, =0,035;

Q – подача  насосов при продавке цементного раствора, м3/с;

    где kk – коэффициент кавернозности, =1,1-1,2. Пусть =1,1;

         v – скорость восходящего потока, =2м/с.

б)

 

3.1.10 Расчет необходимого количества машин

По величине Рmax выбираем тип цементировочного агрегата 3ЦА-400А. Dвт=125 мм, Q=8,8 л/с, Р=30 МПа.

Количество агрегатов рассчитаем как:

В соответствии с выбранным ЦА выбираем тип цементосмесительных машин 2СМН-20. Их количество найдем как:

где Qц – масса цемента, кг;

      насыпная плотность цемента, =1400 кг/м3;

      Vб – объем бункера для выбранных машин, =14,5 м3.

.

 

 

 

3.1.11 Расчет продолжительности цементирования

Продолжительность цементирования определяется как:

- время закачки цементного  раствора;

- время закачки продавочной жидкости;

- время на дополнительные  операции;

- время подачи 2 м3 жидкости на пониженной скорости до посадки продавочной пробки на стоп-кольцо.

  где Q1 – подача на более низкой скорости, м3/с.

Время загустевания раствора , где Тсхв – время схватывания цементного камня, =120 мин.

Время цементирования должно быть меньше времени загустевания раствора:

     è условие выполняется, продолжительность цементирования удовлетворяет требованиям безопасности.

 

3.2 Выбор способа бурения

Выбор способа бурения производится на основе опыта ранее пробуренных скважин на близлежащих месторождениях с учетом исходных данных (глубины бурения, профиля скважины, диаметров долот, типа породоразрушающего инструмента и бурового раствора).

    Бурение  под направление диаметром 426 мм рекомендуется вести роторным способом с помощью шнека. При роторном способе бурения происходит вращение всей колонны, обеспечивается создание высокого вращающего момента.

   Бурение под направление диаметром 324 мм рекомендуется вести турбинным способом турбобуром  2ТСШ1-240 в сочетании с долотами диаметром 393,7 мм.

    Бурение  под кондуктор диаметром 245 мм  рекомендуется вести турбинным  способом турбобуром  2ТСШ1-240 в сочетании с долотами диаметром 295,3 мм.

    Бурение  под эксплуатационную колонну  диаметром 168 мм проектируется вести  с использованием  турбобуров ДР-178 в сочетании с долотами диаметром 215,9 мм (см. табл. 14).

При турбинном способе бурения колонна неподвижна, вращается вал забойного двигателя вместе с долотом. Турбобур устанавливают непосредственно над долотом в компоновке нижней части бурильной колонны (КНБК). При использовании забойных двигателей улучшаются условия работы бурильной колонны, что позволяет облегчить и удешевить процесс бурения.

 

 

Таблица 14. Способы бурения

Интервал по вертикали, м	Наименование колонны	Способ бурения
0-10	шахтовое направление	роторный
10-70	направление	турбинный
70-541	кондуктор	турбинный
541-1731	эксплуатационная колонна	турбинный

 

 

3.3 Буровые растворы

 

Виды буровых растворов для бурения отдельных интервалов скважины выбираются в зависимости от состава горных пород, температуры, химического состава пластовых вод, характеристики продуктивных горизонтов, наличия и характера осложнений, с учетом опыта бурения скважин на Ножовском месторождении, а также руководствуясь совмещенным графиком давлений (см. приложение 1) .

Буровые растворы предназначены для выполнения следующих функций в процессе бурения:

- очистка забоя  от частиц выбуренной породы  и вынос их на поверхность  потоком бурового раствора;

- охлаждение  породоразрушающего инструмента.

В зависимости от состава буровые растворы могут выполнять ряд дополнительных функций:

- сохранять и повышать устойчивость стенок скважин;

- удерживать  при прекращении циркуляции частицы  выбуренных пород во взвешенном  состоянии;

-  способствовать  разрушению горных пород на  забое скважины;

- гасить вибрации  и снижать трение бурового  инструмента о стенки скважины;

- предотвращать  поступление флюидов в ствол  скважины;

- обеспечивать  перенос энергии от насоса  к забойному двигателю.

Кроме того, буровые растворы должны удовлетворять ряду требований:

- приготавливаться  из недорогих и нетоксичных  материалов, не загрязнять окружающую среду;

- быть устойчивыми  к действию минерализованных  сред, снижать коррозию и абразивный  износ инструмента и бурильной  колонны;

- обладать тиксотропными  свойствами, надежно закупоривать  поры и трещины в слабонапорных  горизонтах, а при вскрытии продуктивных горизонтов не ухудшить их коллекторских свойств [4].

В пределах одной зоны относительная плотность бурового раствора с одной стороны должна обеспечивать необходимую репрессию на флюидосодержащие пласты для предотвращения проявлений и выбросов, а с другой стороны в скважине не должно возникать условий для гидроразрыва пород и поглощений бурового раствора.

Для предотвращения ГНВП минимальная плотность бурового раствора рассчитывается по формуле:

где Кр – коэффициент превышения гидростатического давления над пластовым.

Для предупреждения ГРП плотность бурового раствора не должна превышать величины:

где Кб – коэффициент безопасности.

Таким образом, в интервале 0-541 м, слагающимся алювиально-делювиальными отложениями четвертичной системы, песчаником, аргиллитом, бурение проводим с применением глинистого бурового раствора.

В интервале 541-1586 м скважину слагают известняки и доломиты. Поэтому бурение будем проводить с применением технической воды.

В интервале 1568-1651 м используем буровой раствор ББР ПМГ, а затем до забоя ББР СКП. Эти растворы используются при бурении той части разреза скважины, где находятся нефтесодержащие пласты. Благодаря свойствам этих растворов снижена вероятность проникновения фильтрата бурового раствора в продуктивный пласт, что позволит сохранить его коллекторские свойства.

Итоги выбора буровых растворов сведены в табл. 15.