Бурное развитие нефтяной промышленности

 

          Типы буровых растворов выбираются по интервалам бурения с учетом геологических условий, опыта проводки скважины на данной площади с целью предупреждения возникновения осложнений, снижений проницаемости продуктивных пластов и получения максимальных технико-экономических показателей бурения скважины.

При бурении  до глубины 20м используют глинистый раствор р=1,06г/см^З, УВ=22сек .

          При бурении в интервале от 20 м до 1147 м применяют техническую воду.

В интервале  от 1147 м до 1530 м под эксплуатационную колонну используют безглинистый буровой раствор р =1,14 г/см^З; УВ=18 – 20 сек; Ф=8-10см³/30мин.

           Определяется плотность бурового раствора из условия предупреждения 
проявления (к= 1,05)

           С целью предупреждения проявления продуктивного пласта и осложнения вышележащих пластов плотность бурового раствора принимается 1,16 г/см^З.

          Определяется  количество  материалов  для  приготовления  и обработки бурового раствора по интервалам:

Vм – объем мерников м³

К₁ – коэффициент кавернозности 1,1

К₂ – коэффициент, учитывающий потери бурового раствора от фильтрации 1,1

К₃ – коэффициент, учитывающий потери бурового раствора при его очистке 1,1

           Интервал от 0 до 20 м.

 Интервал от 0 м до 75 м.

 
         Интервал от 0 м до 300 м. 

Интервал  от 0 м до 1147 м.

Интервал  от 0 м до 1530 м.

= 

ПОТРЕБНОСТЬ БУРОВОГО РАСТВОРА И

КОМПОНЕНТОВ ДЛЯ  ЕГО ПРТГОТОВЛЕНИЯ

 

                                                                                             Таблица 11

 

Интервал, м		Название  (тип) раствора	Норма расхода  бурового раствора и его компонентов, кг/мЗ	Норма расхода  бурового раствора и его компонентов	Количество компонентов, кг
от	до
0	20	Глинистый раствор	Глинопорошок  бентонитовый	1,25	43,7
20	1147	Техническая вода	ПАА	0,312	13,1
			Двуокись  марганца	0,1	4,2
1147	1530	Безглинистый  буровой раствор	КМЦ	0,5	67,5
			КССБ или ЛСТП	4,375	590
			ПАА	0,312	42
			МАС – 200	0,05	6,7
			Дизельное топливо	1,0	135
			КС	2,2	297
			Тилоза	0,187	25,2
			Сульфат алюминия	0,01	1,35

 

 

Для приготовления  бурового раствора применяется гидросмеситель

УС – 6 – 30. Для   обработки   бурового   раствора   химическими   реагентами   применяют глиномешалку МГ – 2 – 4.

         Для очистки  бурового раствора применяется  циркуляционная система, вибросито  – СВ – 2Б, гидроциклоны, емкость  отстойник.

 

Табли 

3.4.   РАСЧЕТ   ОБСАДНЫХ   КОЛОНН

3.4.1. РАСЧЕТ   ЭКСПЛУАТАЦИОННОЙ   КОЛОННЫ 

 

Исходные  данные.

Глубина скважины по стволу Lн = 1530 м.

Глубина скважины по вертикали Lв = 1500 м.

Интервал  цементирования чистым цементом     L₂  =  688  м     (от башмака эксплуатационной  колонны до  глубины на 200  м выше  кровли  верхнего  продуктивного пласта )

L₁ = 947 м, интервал, цементируемый облегченным цементным раствором.

Пластовое давление 14,7Мпа.

Давление  опрессовки 15 Мпа.

Плотность цементного раствора  р = 1830 кг/м^З.

Плотность облегченного цементного раствора  р = 1650 кг/м^З.

Плотность бурового раствора р = 1140 кг/м^З.

Плотность жидкости затворения   р = 1000 кг/м^З.

Плотность нефти   р = 856 кг/м^З.

Снижение уровня жидкости в скважине  Н = 1000 м.

Зона эксплуатационного  объекта  ₁ = 150 м.

Запас прочности на смятие  n₁ = 1,15.

Запас прочности  на внутреннее давление n₂ = 1.15.

Запас прочности  на растяжение   n₃ = 1.3.

 Расчет  на избыточные давления, наружные, ведется:

а) Для окончания цементирования колонны

при Z=LB

=

б) При окончании эксплуатации  

=

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Строится эпюра наружных избыточных давлений

 

               0

    

 

 

 

 

 

 

 

 

 

      1500м

                     1см = 1Мпа                                                        

 

Определяются  наружные избыточные давления в зоне продуктивного пласта с учетом коэффициента запаса смятия..

 

 

     Этому значению соответствует обсадные трубы по ГОСТу 632-80, группы прочности Д, толщина стенки = 7 мм, Ркр = 20,5 МПа, Рст = 0,72 МПа, Рт = 32,4 МПа. q₁ = масса 1-го погонного метра - 0,00025 МН.

          Определяются внутренние избыточные давления при

т.к. Роп > 1.1Ру, то Рвио = Роп = 15Мпа

при

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Строится  эпюра  и

 

                                                                                                                                                                                 

      0              

    

 

 

 

 

 

 

                    см = 1Мпа                                                             

Определяется  коэффициент запаса прочности на внутреннее давление.

   Определяется длина эксплуатационной колонны из условия страгивания

Принимается эксплуатационная колонна  с толщиной стенки 7 мм, длиной 1530м.

          Определяется масса обсадной колонны.

 

 Конструкция   эксплуатационной   колонны   диаметром   0,146   м   группы прочности Д.

Таблица 12.

 

3.4.2. РАСЧЕТ ТЕХНИЧЕСКОЙ КОЛОННЫ

Исходные  данные.

Длина колонны   lтk = 300 м.

Диаметр Dк = 0,245 м по ГОСТу 632-80. Группа прочности Д, толщина стенки = 7,9 мм.

Рст=1,32МН; Ркр=8,5Мпа; Рт=21,9Мпа

Q=0,00048МН – масса одного погонного метра.

Определяется внутреннее избыточное давление возникающее при проявлении.

где L – расстояние от устья до кровли продуктивного пласта по вертикали.

          Определяется коэффициент запаса прочности на внутреннее давление.

           Определяется коэффициент запаса прочности на страгивание или на растягивание.

           Определяется масса технической колонны.

 

3.4.3.РАСЧЕТ   КОНДУКТОРА

Исходные  данные.

Длина колонны   lk = 75 м.

Диаметр Dк = 0,324 м по ГОСТу 632-80. Группа прочности Д.

 = =8,5 мм., толщина стенки.

q = 0,000684 МН – масса одного погонного метра.

           Определяется масса кондуктора

3.4.4.РАСЧЕТ   НАПРАВЛЕНИЯ

Исходные  данные.

Глубина направления lн = 20 м.

Диаметр направления Дн = 0,426 мм по ГОСТу 632-80.

Группа прочности Д 

 = 10 мм, толщина стенки

q = 0,001065 МН – масса одного погонного метра. 

Определяется  масса направления.

 

 

3.5.   РАСЧЕТ   ЦЕМЕНТИРОВАНИЯ   ОБСАДНЫХ

КОЛОНН

 

3.5.1.   РАСЧЕТ   ЦЕМЕНТИРОВАНИЯ   ЭКСПЛУАТАЦИОННОЙ  КОЛОННЫ

Исходные  данные.

Длина колонны по стволу   Lн = 1530м

Интервал цементирования облегченным  цементным раствором L₁ = 947 м. Интервал цементирования чистым цементным раствором L₂ = 688 м.

Длина цементного стакана  hст=10м.

Интервал буферной жидкости по затрубному пространству Нбж = 300 м. Диаметр долота Dд.= 0,2 159м.

Диаметр эксплуатационной колонны dэк = 0,146 м.

Плотность цементного раствора Рц.р = 1830 кг/м^З

Плотность облегченного цементного раствора  Ро.ц.р = 1650 кг/м^З.

Плотность бурового раствора  Р = 1 140 кг/м^З.

Водоцементное отношение облегченного цементного раствора  m¹ = 0,75.

Водоцементное отношение  цементного раствора  m = 0,5.

           Определяется объем буферной жидкости.

          Определяется объем чистого цементного раствора 

где,  к  – коэффициент  кавернозности.

Определяется объем  облегченного цементного раствора

          Определяется плотность цементного раствора

           Определяется плотность облегченного цементного раствора

Определяется количество сухого цемента в цементном растворе.

          Определяется количество сухого цемента в облегченном цементном растворе.

                                   

где К – коэффициент, учитывающий  потери цемента при затворении.

           Определяется количество воды для цементирования            

            Определяется количество КССБ для цементного раствора                                                             

            Определяется количество СаС ₂ в цементном растворе.

            Определяется количество ОЭЦ в облегченном цементном растворе.

            Определяется количество продавочной жидкости

           Определяется давление на цементировочной головке в конце цементирования обсадной колонны.

          Определяется температура забоя

 
где,   Г - геотермический градиент. Г=0,025 

          По величине Р и Рг принимаются втулки на насосе ЦА - 320 М диаметром 127 мм.

          Определяется количество продавочного раствора, закачиваемого на различных скоростях ЦА - 320М.

  

                             

          Определяется время цементирования эксплуатационной колонны из условия работы одного ЦА- 320М. 

                        

Где, t - время ,  затраченное для     промывки нагнетательной линии ЦА - 320М и отвинчивания стопоров на цементировочной головке.

Принимается t = 600 – 900  с; t = 800c.                                                                                                                            По температуре забоя определяется тип цемента.                                        

          Определяется количество Ц А - 32 ОМ по времени схватывания цементного раствора.                                                                                                     

          Определяется количество цементировочных агрегатов по скорости восходящего потока.                                                                           

                                                                                                                           где С – скорость восходящего потока 1,5 – 2м/с.                                                       Принимается количество ЦА – 320М 4 комплекта. 

          Определяется количество цементосмесительных машин по грузоподъемности.                                         

Для цементирования применяется 4 комплектов ЦА-320М и 3 комплекта  УС-6-30.

          Определяется  время цементирования эксплуатационной  колонны.

3. 5.2.   РАСЧЕТ   ЦЕМЕНТИРОВАНИЯ   ТЕХНИЧЕСКОЙ КОЛОННЫ

Исходные  данные:

Глубина  l_ТК = 300 м.

Диаметр технической колонны  d_ТК = 0,245м. по ГОСТу 632-80.

Диаметр долота Dд = 0,2953 м.

Высота цементного стакана  hст = 10 м.

Плотность цементного раствора Рц.р = 1830 кг/м³.

           Определяется объем цементного раствора.

=

           Определяется количество сухого цемента.

     

Определяется количество воды.

           Определяется количество ускорителя CaC ₂ .

           Определяется количество продавочной жидкости.

Для цементирования применяется ЦА-320М – 1 комплект и УС-6-30 – 1комплект.

 

 

3. 5.3.   РАСЧЕТ   ЦЕМЕНТИРОВАНИЯ   КОНДУКТОРА

Исходные  данные:

Глубина  l = 75 м.

Диаметр кондуктора dк = 0,324м. по ГОСТу 632-80.

Диаметр долота Dд. = 0,3937 м.

Высота цементного стакана hст = 5 м.

Плотность цементного раствора Рц.р = 1830 кг/м³.

Определяется  объем цементного раствора.

=

           Определяется количество сухого цемента.

       

Определяется  количество воды.

           Определяется количество ускорителя CaC ₂ .

           Определяется количество продавочной жидкости.

Для цементирования применяется  ЦА-320М – 1 комплект и УС-6-30 – 1комплект.

 

 

 

 

 

3.5.4.   РАСЧЕТ   ЦЕМЕНТИРОВАНИЯ   НАПРАВЛЕНИЯ

Исходные данные:

 Глубина l = 20 м.

Диаметр направления dн = 0,426 м. по ГОСТу 632-80. 

Диаметр долота Dд. = 0,490 м.

Высота цементного стакана  hст = 5 м.

Плотность цементного раствора Рц.р = 1830 кг/м³.

           Определяется объем цементного раствора. 

 =

 

           Определяется количество сухого цемента.

 

           Определяется количество воды.

         Определяется количество ускорителя СаC ₂.