Технология бурения нефтяной и газовой сважины №10582 Федоровского месторождения

• создавать противодавление на пласт;
• очищать  скважину  от  частиц  выбуренной  породы;
• удерживать  частички  шлама  во  взвешенном  состоянии  при  остановке  циркуляции;
• охлаждать  долото  и  облегчать  разрушение  горной  породы  в  призабойной  зоне; 
• оказывать  физико-химическое  воздействие  на  стенки  скважин  для  предупреждения  их  разрушения;
• передавать  энергию  забойным  двигателям;
• обеспечивать  сохранение  естественной  проницаемости  пласта.

            Тип  бурового  раствора  выбирается  из  условия  устйчивости   стенок  скважины,  определяется  физико-химическими  свойствами  слагающих  горных  пород   и  содержащихся  в  них   флюидах,  пластовым  и  горным  давлением,  забойной  температурой.

Обработка бурового раствора на Федоровском месторождении велась согласно РД Сургутского УБР-1 по рецептуре  №2:

Кондуктор:

Набираем полные емкости  наработанного глинистого раствора с предыдущей скважины, обрабатываем кальцинированной содой в количестве10кг на 40м³ , глиной 450-900кг на 40м³ , добавляем в емкости гипан в количестве 10л на 40м³ , условная вязкость должна составлять не менее 120сек-150сек. В одной отсеченной емкости приготавливаем раствор с условной вязкостью не менее 150 секунд для прохождения мерзлоты на интервале 250-350м. При прохождении мерзлоты вводим в циркуляцию отсеченную емкость с вязким раствором или же пополняемся с этой емкости. После прохождения мерзлоты, в случае наработки пластовой глины при увеличении вязкости, начинаем обработку БСР ориентируясь на сита и выход шлама (шлам должен быть осушенный, комочками и не залеплять сита). Оптимальная вязкость должна быть не менее 70-85сек. На пополнение приготовить емкость 40м³ , предварительно обработав 10кг кальцинированной содой и КМЦ Полицел в количестве 120кг. При уменьшении условной вязкости менее 70сек. и отсутствии наработки глинистой фазы, в этом случае обрабатываем глиной  до требуемых параметров без добавления гипана.

 

 

 

Из под кондуктора:

Набираем тех. воду в емкости  обрабатываем кальцинированной содой  в количестве 10кг-на 40м³. После разбуривания цементного стакана вводим 5кг НТФ затем добавляем 267кг БСР на весь рабочий объем. На 900м обрабатываем 25кг PolyKemD. Приготавливаем одну отсеченную емкость на 40м³ тех. воды 150кг PolyKemD и оставляем перемешиваться не менее 3-4ч. После прохождения Сеномана подключаем отсеченную емкость с PolyKemD и медленно вводим её  в течение 2-х циклов. Дале начинаем набор концентрации через эжектор на рабочем растворе в циркуляцию. На пополнение 25кг  PolyKemD на 4м³тех.воды. Набираем концентрацию до Алымской свиты 0,25%.  При увеличении вязкости свыше 27сек. обрабатываем БСР. До Алыма вязкость должна составлять не более 25-27сек. во избежание наработки сальника при прохождении Алымской свиты. После прохождения Алымской свиты до кровли продуктивного пласта условная вязкость должна составлять 35-40сек. для обеспечения реологических свойств раствора. Далее набираем концентрацию до БС₁₀ - 0,3%. Пополнение производим через глиномес 25кг  PolyKemD на 4м³ тех. воды. Набор концентрации до 0,3% производить через эжектор на рабочем растворе в циркуляцию.

     Обработку  смазывающей добавкой БИОЛУБ  LVL начинать после перехода в зону стабилизации, при необходимости, в количестве необходимом для обеспечения требуемого коэффициента трения. К проектному забою концентрация БИОЛУБА LVL должна составлять 0,2%.

     В конце  промывки на забое после бурения  обработать смазывающими добавками  БИОЛУБ LVL в количестве 100 л и Графит  (250кг при смещении менее 1000м при смещении более 1000м 500кг). В конце промывки на забое после шаблонировки скважины обработать смазывающими добавками БИОЛУБ LVL в количестве 100 л и Графит  (250кг при смещении менее 1000м при смещении более 1000м 500кг). Для лучшего очищения ствола скважины, за 400м до проектного забоя, производить обработку RapidSweep каждые 100м по 1 капсуле с контролем выноса вязкоупругой пачки на ситах.

Нормы расхода на скважину кг/м проходки

Глина- 1,000                                                      

Гипан- 0,035                                     

Сода кальцинированная– 0,005  

БСР- 0,3                                             

PolyKemD- 0,3

НТФ- 0,013                                

БиолубLVL- 0,2                         

Графит- 0,2                                       

Пример: PolyKemD {0,3 *3000м = 900кг }

 

Химреагенты  используемые для обработки бурового раствора.

PolyKemD

Полиакриламид ингибитор, флокулянт, структурообразователь.Необходимо поддерживать требуемую концентрацию полимера.Праестол 2540Н

Полиакриламид ингибитор, структурообразователь, флокулянт

высокомолекулярный сополимер  акриламида и акрилата натрия линейного  строения и по результатам лабораторных исследований его действие на технологические  свойства бурового раствора идентично  PolyKemD при некотором увеличении показателя устойчивости глинистых сланцев. Фирма производитель КЕМ TRON. Снижение фильтрации, повышение вязкости пресных глинистых растворов.

Карбоксиметилцеллюлоза (КМЦ)

КМЦ  Камцел 1000-Экстро, КМЦ-FINNFIXПонизитель фильтрации буровых растворов. Дополнительное  значение: Повышение структурно-механических показателей

Нитрилотриметилен-фосфоновая кислота(НТФ)Обладает свойствами сильной кислоты, не вызывает пенообразования. Содержит незначительное количество хлористого водорода.

Увеличивают сроки схватыванияцемента в широком диапазоне темеператур +30-210°С

Каустическая  сода

Каустическая  сода вызывает резкое увеличение скорости и периода набухания глин за счет пептизации. Рекомендуется в небольших  количествах для приготовления  буровых растворов из бентонитовогоглинопорошка. Большое содержание каустика в буровом  растворе может привести к повышению  вязкости и водоотдачи, вызываемых явлениями коагуляции. Поэтому не рекомендуется добавлять каустик  непосредственно к буровому раствору. В процессе циркуляции каустик быстро адсорбируется стенками скважин  и выбуренной породой, что негативно  отражается на устойчивости стенок ствола скважины и вызывает наработку мелкодисперсного шлама.

Гипан

Гидролизованный полиакронитрил, предназначен для снижения показателя фильтрации буровых растворов. Бурение  интервала под кондуктор производится с использованием глинистого раствора, оставшегося после бурения предыдущей скважины куста или приготовленной из бетонитовогоглинопорошка Вязкая жидкость от желтого до темно-коричневого  цветов. Количество добавляемых в  раствор реагентов может быть увеличено или уменьшено в  зависимости от реологических, фильтрационных показателей раствора и липкости глинистой корки.

Применение гипана в зимнее время затруднено из-за возможного его замерзания. Хорошо защищает буровые  растворы от агрессивного воздействия  минерализации. (сульфата натрия, хлористого натрия).

Кальций хлористый  технический

Ускорение сроков схватывания  цемента.

Барит

Концентрат баритовый  – утяжелитель.

ГКЖ

Гидрофобизирующая кремнийорганическая  жидкость – водо-спиртово-щелочный раствор светло желтого цвета. Основное назначение ГКЖ – снижение липкости глинистой корки с целью уменьшения сил сопротивления при движении бурильного инструмента.

Глина

Глинопорошки ПБМБ (порошок  бентонитовый модифицированный    группы Б) и ПБМВ (порошок бентонитовый   модифицированный       группы В)  используются в качестве сырья для приготовления  и  утяжеления промывочных жидкостей..

Биолуб

Композиция природных  жирных кислот и ПАВСмазочная добавка  БИОЛУБ LVL    представляет собой композицию высших жирных кислот на основе талового масла, полигликолей и модифицирующих жиров обладающих значительным гидрофобизирующим эффектом. Экологически безопасная  композиция (4 класс опасности). Выпускается ОООНПО «Полибент» по ТУ 2458-001-74614597-04.

 

2.7 Выбор забойного  двигателя:

 

Эксплуатационная  колонна:

Поскольку применяется  турбинный способ бурения, примем коэффициент, «а»равным 0,65 м/с. Исходя из условий всасывания, коэффициент наполнения т возьмем равным 0,9.

Расход промывочной жидкости из условия выноса шлама определен пл формуле(30) в пункте (2.6.2)курсового проекта.

Q = 0,0182 м³/сек

Расчет расхода промывочной  жидкости по скорости восходящего потока определен по формуле(31) в пункте(2.6.2).

Q=0,019 м³/сек.

По наибольшему значению Q=0,019м³/сиз таблицы выбираем диаметр втулок буровых насосов. На практике часто из двух установленных насосов используют один, а другой находится в резерве. Однако если гидравлическая часть насосов будет надежной, то для подвода большей гидравлической мощности к долоту, обеспечивая Q≥0,0258м³/с, целесообразно применять оба насоса. Принимаем диаметр втулок 160мм и определяем подачу одного насоса (n=1)при коэффициенте наполнения m=0,9 по формуле()

 

                        ₍₃₄₎

Найденная подача приемлема, так как она не меньше подач, полученных выше по формулам () и (). Тогда минимальная скорость жидкости в кольцевом канале за ТБПВ:

_{(35 )}

 Плотность промывочной жидкости, исходя из условия создания противодавления определена в пункте (2.1.1)курсового проекта.

p=1,12кг/м³

По таблице (табл. 4.2 «Основные технические характеристики турбобуров и колонковых турбодолот» Калинин, Левицкий с58), выбираем турбобур типа А6ГТШ. Который при работе на воде плотностью р_с=1000кг/м³, момент тормахения 1500Нм., номинальном расходе Q_TH=20*10^-3м³/с., передом давления. Длина турбобура l_Т=24м, наружный диаметрd_T=0,164м.

Проверяем дает ли выбранный  турбобур при расходе Q  крутящий момент, необходимый для разрушения породы по соотношению.

                    ₍₃₆₎

Полученный моментМ_Т превышает заданный, необходимый для разрушения породы Мр= 2550,054 Н м более чем на 20 %. Следовательно мы можем использовать этот турбобур и втулки диаметром 160мм насоса.

Параметры турбобура А6ГТШ:

Наружныйдиаметр,мм -164

Число ступеней -252

Расход жидкости(воды), 10.3 м3/с - 20

Частота вращения,мин.1 - 325

Момент на валу двигателя, Нм. - 850

Мощность, кВт – 28,7

Перепад давления, Мпа – 4,8

Длина, м. 24

Масса,кг. 2910

Жесткость при изгибе, кНм.5750

 

Кондуктор:

Расход промывочной жидкости из условия выноса шлама определен по формуле(30) в пункте (2.6.2)курсового проекта.

Q= 0,037 м³/сек

Расчет расхода промывочной  жидкости по скорости восходящего потока определен по формуле(31) в пункте(2.6.2).

Q=0,042 м³/сек

Принимаем диаметр втулок 160мм и определяем подачу одного насоса (n=2)при коэффициенте наполнения m=0,9 по формуле (34)

 

Найденная подача приемлема, так как она не меньше подач, полученных выше по формулам (30) и (31). Тогда минимальная скорость жидкости в кольцевом канале за ТБПВ:

 

Плотность промывочной жидкости, исходя из условия создания противодавления определена в пункте (2.1.1)курсового проекта.

p=1,14кг/м³

По таблице (табл. 4.2 «Основные технические характеристики турбобуров и колонковых турбодолот» Калинин, Левицкий с58), выбираем турбобур типа Т12МЗБ-172. Который при работе на воде плотностью р_с=1000кг/м³, момент торможения 1300Нм., номинальном расходе Q_TH= 25*10^-3м³/с., передом давления. Длина турбобура l_Т=8,4м, наружный диаметрd_T=0,172м.

Проверяем дает ли выбранный  турбобур при расходе Q  крутящий момент, необходимый для разрушения породы по соотношению.

 

Полученный моментМ_Т превышает заданный, необходимый для разрушения породы Мр= 5021Нм более чем на 20 %. Следовательно мы можем использовать этот турбобур.

Параметры турбобураТ12МЗБ-172:

Наружный диаметр,мм -172

Число ступеней -121

Расход жидкости(воды), 10.3 м3/с - 25

Частота вращения,мин.1 - 625

Момент на валу двигателя, Нм. - 650

Мощность, кВт – 41,9

Перепад давления, Мпа – 3,0

Длина, м. 8,4

Масса,кг. 1115

Жесткость при изгибе, кНм.6650

 

2.8 Выбор и расчет  параметров отклонителя:

 

Отклоняющие компоновки выбирают в зависимости от геологического разреза, ожидаемого состояния ствола скважины и требуемой интенсивности его искривления.

Отклоняющие компоновки с  кривым переводником и турбиннымотклонителем  рекомендуется использовать при бурении скважин в устойчивых геологических разрезах, в которых не ожидается значительного увеличения диаметра ствола. При этом следует учитывать особенности таких компоновок. Отклоняющие компоновки с кривым переводником отличаются простотой сборки и эксплуатации, а компоновки с турбиннымиотклонителями благодаря меньшей длине нижнего от отклонителя участка и возможности применения в секционном исполнении позволяют повысить интенсивность искривления ствола и показатели работы долот.

Для набора зенитного угла применим турбинныйотклонитель. Исходя из диаметра скважины выбираем турбинный  отклонительДГ-155(Табл. 13.2 Калинин Левицкий с.411)