Проектирование строительства эксплуатационной скважины №11 на Северо-Прибрежной площадке Краснодарского края (стр. 10 из 13)
р – твердость породы, определяемая по методике Л.А.Шрейнера, Па;
Fk – площадь контакта зубьев долота с забоем в мм2, определяемая по формуле В.С.Федо рова
Fk=
*hd (2.4.2)где, Д – диаметр долота, мм,
h =0,95 - коэффициент перекрытия,
d =1мм - притупление зубьев долота.
Отсюда находим максимальную осевую нагрузку на долото под каждую колонну:
Кондуктор Ø 324мм РД1 = 104,05 кН
Пром. колонна Ø 245мм РД2 = 83.27 кН
Экс. колонна Ø 140мм РД3 = 81.21 кН
По существующим нормам максимальная допустимая нагрузка на трехшарошечное долото находится в рекомендуемых пределах.
2.4.4 Расчет частоты вращения
Скважины можно бурить при двух режимах:
1. большой скорости вращения ротора и малой осевой нагрузки на долото;
2. небольшой скорости вращения ротора и повышенной осевой нагрузкой.
Скорость вращения ротора и осевая нагрузка на долото прямо пропорциональны механической скорости проходки, однако это положение справедливо только для пород средней твердости. При бурении в твердых породах осевую нагрузку на долото нужно увеличивать, а скорость вращения ротора снижать.
Скорость вращения ротора снижается при увеличении диаметра долота, уменьшении диаметра бурильных труб, увеличении абразивности проходимых пород, при переходе из пласта меньшей твердости в пласт большей твердости, а также при бурении чередующихся пластов небольшой мощности. В связи с тем, что большая скорость вращения ротора вызывает значительные инерционные напряжения, для каждого диаметра бурильного инструмента на основании расчета устанавливается допустимая скорость вращения ротора, которая определяется по формуле[4]:
где D – диаметр бурильных труб, мм;
n – допустимая скорость вращения ротора;
L – длина вращающихся бурильных труб, м;
ε = 2,1·10 кг/см² – модуль упругости;
g = 9,8 м/сек² – ускорение силы тяжести;
q – вес 1 м бурильных труб, кг.
Находим скорость вращения ротора при бурении под каждую колонну (диаметр бурильных труб – 127мм, вес 1м бурильных труб – 31.9кг, длина L1 = 1020м L2 = 2450м L3 = 3025м):
Кондуктор Ø 324мм n1 = 80об/мин II – скорость вращения
Пром. колонна Ø 245мм n2 = 100об/мин III – скорость вращения
Экс. колонна Ø 140мм n3 = 90об/мин III – скорость вращения
2.4.5 Расчет производительности насосов для бурения под каждую обсадную колонну
Производительность насосов определяем по формуле[4]:
Q = 0,785(D²сквк - d²бт)V
где D – диаметр скважины;
к = 1,1-1,12 – коэффициент кавернозности;
d – диаметр бурильной трубы;
V = 0,5-0,8м/с – скорость восходящего потока.
Отсюда для бурения под каждую колонну получаем:
Кондуктор Ø 324 Q = 0,785(0,155∙1,1 – 0,02)0,5 = 0,059м³/с = 59 л/с
Пром. колонна Ø 245 Q = 0,785(0,087∙1,1 – 0,02)0,6 = 0,036м³/с = 36 л/с
Экс. колонна Ø 140 Q = 0,785(0,036∙1,12 – 0,02)0,8 = 0,012м³/с =12 л/с
Исходя из вычисленных значений производительности выбираем необходимое количество насосов, диаметр втулок и количество двойных ходов:
Кондуктор Ø 324 Q = 59 л/с (2 насоса, Двт = 160мм, 65 х/мин)
Пром. колонна Ø 245 Q = 36 л/с (2 насоса, Двт = 130мм, 65 х/мин)
Экс. колонна Ø 140 Q = 12 л/с (1насос, Двт = 130мм, 50 х/мин)
2.4.6 Расчет количества и качества промывочной жидкости для бурения под каждую обсадную колонну
При бурении вращательным способом в скважине постоянно циркулирует поток жидкости, которая ранее рассматривалась только как средство для удаления продуктов разрушения (шлама). В настоящее время она воспринимается, как один из главных факторов обеспечивающих эффективность всего процесса бурения.
При проведении буровых работ циркулирующую в скважине жидкость принято называть - буровым раствором или промывочной жидкостью.
Буровой раствор кроме удаления шлама должен выполнять другие, в равной степени важные функции, направленные на эффективное, экономичное, и безопасное выполнение и завершение процесса бурения. По этой причине, состав буровых растворов и оценка его свойств становился темой большого объема научно-практических исследований и анализа.
В настоящее время в мировой практике наблюдается тенденция роста глубин бурения скважин, а как следствие, и увеличение опасности возникновения при этом различных осложнений. Кроме того, постоянно ужесточаются требования более полной и эффективной эксплуатации продуктивных пород. В этой связи буровой раствор должен иметь состав и свойства, которые обеспечивали бы возможность борьбы с большинством из возможных осложнений и не оказывали негативного воздействия на коллекторские свойства продуктивных горизонтов.
Выбор типа бурового раствора до настоящего времени не имеет формализованных правил и поэтому производится на основании анализа практики бурения и опыта инженеров по буровым растворам.
Основа выбора допустимых типов буровых растворов – соответствие их составов разбуриваемым породам на всем интервале бурения до спуска обсадной колонны.
Процедура выбора типа бурового раствора состоит из следующих операций: получение от геологической службы информации о разрезе скважины; идентификацию пород разреза; установление типов буровых растворов, которые могут быть использованы при разбуривании пород данного класса; определение оптимальной последовательности применения буровых растворов.
Разрез скважины разбивают на интервалы, для каждого из которых выбирают допустимые типы буровых растворов, причем на каждом интервале ими могут быть только растворы, применимые на всех вышележащих интервалах в пределах не обсаженной части скважины. Затем рассчитывают стоимость 1 м3каждого раствора, допустимого на данном интервале.
На следующем этапе определяют объемы растворов, необходимые для бурения каждого интервала. На последнем этапе рассчитывают количество материалов и химических реагентов, необходимых для реализации выбранной последовательности буровых растворов с учетом затрат материалов на поддержание свойств раствора.
В результате по всем интервалам бурения должна быть получена следующая информация: наименование и компонентный состав бурового раствора, его необходимый объем и стоимость, расход материалов на поддержание свойств бурового раствора, степень его очистки.
Определяем количество бентонитовой глины и воды для приготовления 1м3 раствора по формуле[4]:
Gг =rг(rгр-rв) / rг-rв (2.4.4)
где, rг – плотность глины, т/м3 (rг = 2¸2,7 т/м3)
rв – плотность воды, т/м3
Gг=
= 0,455 т/м3Объем глины в 1м3 раствора составит[4]:
Vг =Gг/rг (2.4.5)
Vг= 0,455/2,6 = 0,175 м3/м3
Объем воды будет равен[4]:
Vв = 1 – Vг (2.4.6)
Vв = 1 – 0175 = 0,825 м3/м3
Количество глины, потребной для приготовления 1м3 раствора с учетом влажности глины, определяем по формуле[4]:
Gг= rг(rгр - rв) / rг - rв(1-n + nrг) (2.4.7)
где, n – влажность глины, доли единицы. Для практи ческих расчетов принимают n=0.05-0.1
Gг=
= 0,505 т/м3Объем глины в 1м3 раствора составит
Vг=0,505/2,6 = 0,194 м3/м3.
Объем количества бурового раствора для бурения под каждую колонну определяем по формуле[4]:
Vбр = LS
где L – длина ствола;
S – поперечное сечение ствола.
Кондуктор Ø 324мм Vбр1 = 1020 · 0,12 = 124м³
Пром. колнна Ø 245мм Vбр2 =(1020 · 0.08)+ 1430 · 0,07 = 180м³
Экс. колонна Ø 140мм Vбр3 = (2450 · 0,045) +575 · 0,03= 128м³
Химическая обработка растворов.
Химическую обработку глинистого раствора производят для снижения водоотдачи и уменьшения толщины глинистой корки, получения минимального значения статистического напряжения сдвига, понижения вязкости, лучшего закрепления неустойчивых пород.
Химическая обработка глинистого раствора обеспечивает получение растворов определенных качеств согласно геолого техническому наряду. Для обработки растворов применяются следующие химические реагенты: каустическая сода, кальцинированная сода, углещелочной реагент (УЩР), торфощелочной реагент (ТЩР), жидкое стекло, нефть, костный и кератиновый клей и др. Для утяжеления глинистых растворов применяют тонкомолотые минералы: гематит, магнетит, барит.
2.5ЦЕМЕНТИРОВАНИЕ СКВАЖИНЫ
Разобщение пластов при существующей технологии крепления скважин - завершающий и наиболее ответственный этап, от качества выполнения которого в значительной степени зависит успешное строительство скважины. Под разобщением пластов понимается комплекс процессов и операций, проводимых для закачки тампонажного раствора в затрубное пространство (т.е. в пространство за обсадной колонной) с целью создания там надежной изоляции в виде плотного материала, образующегося со временем в результате отвердения тампонажного раствора. Поскольку в качестве тампонажного наиболее широко применяется цементный раствор, то и для обозначения работ по разобщению используется термин "цементирование".
Цементный камень за обсадной колонной должен быть достаточно прочным и непроницаемым, иметь хорошее сцепление (адгезию) с поверхностью обсадных труб и со стенками ствола скважины. Высокие требования к цементному камню обусловливаются многообразием его функций: плотное заполнение пространства между обсадной колонной и стенками ствола скважины; изоляция и разобщение продуктивных нефтегазоносных горизонтов и проницаемых пластов; предупреждение распространения нефти или газа в затрубном пространстве под влиянием высокого пластового давления; заякоривание обсадной колонны в массиве горных пород; защита обсадной колонны от коррозионного воздействия пластовых вод и некоторая разгрузка от внешнего давления.