Проект строительства эксплуатационной скважины на Западно-Хосседаюском месторождении

2.5 Расчет бурильной колонны

Выберем диаметр бурильных труб для интервала бурения 2374 - 3102 м (по вертикали) в зависимости от диаметра долота, равного 215,9 мм.

Руководствуясь практикой бурения, рекомендуются следующие диаметры бурильных труб для долот: D_дэ =215,9 мм, D_УБТ = 178 мм и с толщиной стенки 44 мм, D_БТ =127 мм и с толщиной стенки 9,11 мм [7].

Исходные данные для расчета бурильной колоны для бурения эксплуатационной колонны представлены в таблице 2.7

Таблица 2.7 - Исходные данные для расчета бурильной колоны

Рассчитаем необходимую нагрузку на долото создаваемую УБТ по формуле (2.16)

, (2.16)

где - коэффициент, учитывающий превышение нагрузки УБТ над нагрузкой на долото (согласно ЕТП должно быть превышение на 25%);

Р_Д - осевая нагрузка на долото;

- нагрузка создаваемая весом забойного двигателя кН;

- нагрузка создаваемая весом забойной телесистемы, кН;

-максимальный зенитный угол в интервале.

кН

, (2.17)

м

Согласно выбранной компоновки выбираем бурильные трубы диаметром 127 мм с толщиной стенки 9 мм и группы прочности Д, допустимая растягивающая нагрузка для которых, с учетом коэффициента запаса прочности рассчитывается по формуле (2.18)

, (2.18)

кН.

По формуле (2.19) рассчитаем длину первой секции колонны бурильных труб.

, (2.19)

м.

Для второй секции выбираем бурильные трубы диаметром 127 мм с толщиной стенки 9 мм и группы прочности К, допустимая растягивающая нагрузка для которых, с учетом коэффициента запаса прочности рассчитывается по формуле (2.18)

кН.

По формуле (2.20) рассчитаем длину второй секции колонны бурильных труб.

, (2.20)

м.

Длины второй секции достаточно для бурения под эксплуатационную колонну. По формуле (2.21) вычислим длину секции:

(2.21)

Таблица 2.8 - Сводная таблица расчета бурильных колонн

2.6 Проектирование режима бурения

Под режимом бурения понимается сочетание регулируемых параметров, влияющих накачество бурения, к числу которых относится: осевая нагрузка на долото P_д, частота вращения долота n, расход бурового раствора Q_р.

Параметры оптимального режима бурения отображены в таблице 2.9.

Таблица 2.9 - Режим бурения проектируемой скважины

2.7 Разработка гидравлической программы проводки скважины

При расчете промывки скважины определяют необходимый расход бурового раствора и потерь напора в циркуляционной системе с целью выбора буровых насосов и установления режима их работы по интервалам бурения [7].

Для каждого разбуриваемого одним и тем же инструментом интервала минимальная подача буровых насосов определяется по формуле (2.22)

, (2.22)

где - диаметр скважины, м (2.23)

, (2.23)

где - коэффициент кавернозности в интервале;

- наружный диаметр бурильных труб, м;

- критическая скорость (скорость витания) для наиболее крупной частицы шлама, м/с. На практике в большинстве случаев рекомендуется принимать =0,4…0,6 м/с.

Рассчитаем диаметр скважины при бурении интервала под эксплуатационную колонну по формуле (2.23).

м;

Определим подачу буровых насосов при бурении интервала под эксплуатационную колонну

м³/с л/с;

Исходя из данных таблицы 2.8 принимаем оптимальный расход промывочной жидкости. Для бурения под эксплуатационную колонну он составит 30 л/с.

Потери давления при циркуляции для каждого интервала бурения определяются как сумма потерь в отдельных элементах циркуляционной системы (2.24)

, (2.24)

где - коэффициент запаса на случай преодоления дополнительных сопротивлений в осложненных условиях бурения, ;

- потери давления в бурильных трубах, кольцевом пространстве, трубах УБТ, бурильных замках, промывочных отверстиях долота, поверхностной обвязке буровой установки, МПа.

Потери давления в бурильных трубах определяются по формуле (2.25)

, (2.25)

где - безразмерный коэффициент гидравлических сопротивлений, который определяется в зависимости от режима течения промывочной жидкости, а режим течения оценивается через обобщенныйй критерий Рейнольдса (2.26)

, (2.26)

где - средняя скорость течения жидкости в трубах, м/с,

, (2.27)

- плотность бурового раствора, кг/м³;

- глубина скважины, м;

- длина УБТ, м;

- внутренний диаметр колонны бурильных труб, м;

- пластическая вязкость бурового раствора, Па•с;

- динамическое напряжение сдвига, Па.

Экспериментально установлено, что в большинстве случаев полностью турбулентный поток образуется при величине числа . При поток всегда ламинарный. В переходном потоке, когда значение изменяется в пределах 2000…3000, поток является пробковым (струйным).

При ламинарном и струйном течении коэффициент гидравлического сопротивления труб определяется по формуле (2.28)

, (2.28)

при турбулентном режиме (2.29)

, (2.29)

м/с;

- режим ламинарный;

;

МПа;

Для определения потерь давления в кольцевом пространстве определим режим течения по числу Рейнольдса (2.30).

, (2.30)

где - средняя скорость течения жидкости по кольцевому пространству, м/с,

, (2.31)

Потери давления в кольцевом пространстве скважины определяются по формуле (2.31)

, (2.32)

где для турбулентного режима течения, для ламинарного и структурного режимов;

м/с;

- режим ламинарный;

;

МПа;

Определение потерь давления в УБТ производится по методу эквивалентных длин по формуле (2.33)

, (2.33)

где - эквивалентная длина местных сопротивлений, м

. (2.34)

м.

МПа.

Определение потерь давления в бурильных замках также производят через эквивалентную длину местных сопротивлений по формуле (2.35)

, (2.35)

где - эквивалентная длина местных сопротивлений, м

, (2.36)

где - эквивалентная длина замкового соединения, выраженная в долях внутреннего диаметра труб, для труб 127 мм

м;

МПа;

Определение потерь давления в промывочных отверстиях долота производится по формуле (2.37)

, (2.37)

где - величина, зависящая от расхода промывочной жидкости и формы сопла, изменяется в пределах 120•10^-8…57•10^-8 у гидромониторных долот с округленным входом и конусностью;

- скорость истечения жидкости из промывочных отверстий долота, м/с;

F - суммарная площадь отверстий в долоте, м² F=5,67?10^-4 м²

МПа;

Потери давления в поверхностной обвязке скважины с буровыми насосами определяются по формуле (2.38)

, (2.38)

где

МПа;

Потери давления при циркуляции (2.24)

МПа;

Полученные результаты расчета необходимы для подбора насоса, который приведен в третьем разделе данной пояснительной записки.

2.8 Расчет обсадных колонн

Эксплуатационная колонна диаметром 168,3 мм рассчитывается:

- на наружное избыточное давление в момент окончания цементирования;

- на наружное избыточное давление на поздней стадии эксплуатации скважин;

- на внутреннее избыточное давление в момент опрессовки колонны;

- на растягивающую нагрузку от собственного веса.

Исходные данные для расчета эксплуатационной колонны представлены в таблице 2.10

Таблица 2.10 - Исходные данные для расчёта эксплуатационной колонны

1) Расчет наружных давлений.

На глубине 2074 м около цемента:

(2.39)

На глубине 2974 м над продуктивным пластом:

На глубине 2974 м в продуктивном пласте:

(2.40)

На глубине 3102 м в продуктивном пласте:

Так как толщина продуктивного пласта менее 200 м, давление в нем принимается постоянным и равным среднеарифметическому:

Это давление распространяется на 50 м выше кровли продуктивного пласта, т.е. до глубины 2924 м.

Давление на отметке 2924 м в цементном камне:

2) Расчет внутреннего давления в колонне.

Давление на устье:

В период ввода в эксплуатацию:

(2.41)

При опрессовке колонны - так как это давление не превышает минимально рекомендуемое давление опрессовки р_оп=11,5, то принимаем давление на устье р_у=11,5.

Минимальное давление у башмака колонны в период ввода в эксплуатацию:

Давление у башмака колонны:

- в период опрессовки:

(2.42)

- в конце эксплуатации:

(2.43)

3) Построение эпюры наружного избыточного давления.

Эпюра наружного избыточного давления строится для самых неблагоприятных условий нагружения, т.е. на заключительном этапе эксплуатации, когда вследствие снижения уровня жидкостив колонне внутренне противодавление становится минимальным:

На глубине 2074 м:

На глубине 2500 м:

На глубине 2924 м:

На глубине 3102 м:

По разностям наружного и внутреннего давлений в характерных точках строится эпюра наружного избыточного давления, которая изображена на рисунке 2.2.

4) Построение эпюры внутреннего избыточного давления.

Приведем некоторые расчетные значения внутреннего избыточного давления в характерных точках:

На устье:

На глубине 2074 м:

На глубине 2924 м:

На глубине 2924 м (под влиянием продуктивного пласта):

На глубине 3102 м:

Рисунок 2.2 - Эпюра наружных избыточных и внутренних избыточных давлений при испытании колонны на герметичность

Проектирование обсадной колонны.

Исходные данные:

1. Глубина скважины - 3102 м;

2. Расчетное сминающее давление - 29,1 МПа;

3. Расчетное внутренние давление - 18,2 МПа;

4. Интервал зоны перфорации - 2974-3102 м (по вертикали); 3164 - 3030 (по стволу)

5. Коэффициенты запаса прочности:

- На смятие, - 1,0;

- На смятие в зоне перфорации, - 1,3;

- На внутренние давление, - 1,1;

- На страгивающую нагрузку, - 1,3;

Таблица 2.11 - Прочностные характеристики обсадных труб диаметром 168 мм по ГОСТ 632-80.

Расчет производится из условия равнопрочности колонны на смятие, внутренние давление, страгивающую нагрузку и мнимой металлоемкости.

Интервалу перфорации 3164-3030 м по стволу 3102-2974 м по вертикали соответствуют трубы Д с толщиной стенки д=12,1 мм, сминающие давление для которых МПа. Расчетное: МПа. Фактический коэффициент запаса прочности на смятие нижней трубы:

Длина первой секции:

м

Длину второй секции определяем из условия прочности на смятие нижней трубы третьей секции. Принимаем трубы с группой прочности Д (д = 8,9 мм.), для которых МПа. По эпюре (рисунок 2.2) этому давлению соответствует глубина 2500 м.

м.

Длину третьей секции определяем из условия прочности на смятие нижней трубы четвертой секции. Принимаем трубы с группой прочности Д (д = 8,0 мм.), для которыхМПа. По эпюре (рисунок 2.2) этому давлению соответствует глубина 2000 м.

м.

Длину четвертой секции определяем из условия прочности на смятие нижней трубы пятой секции. Принимаем трубы с группой прочности Д (д = 7,3 мм.), для которыхМПа. По эпюре (рисунок 2.2) этому давлению соответствует глубина 1650 м.

Согласно эпюре трубы всех четырех секций соответствуют условию прочности на внутренние давление, следовательно дальнейший расчет производим из условия прочности на страгивающую нагрузку.

Длину пятой секции определяем из условия верхней трубы на страгивание. Принимаем трубы с группой прочности Д (д = 8,0 мм.), для которыхт. Допускаемая страгивающая нагрузка:

т.

м.

Длину шестой секции определяем из условия верхней трубы на страгивание. Принимаем трубы с группой прочности Д (д = 8,9 мм.), для которыхт. Допускаемая страгивающая нагрузка:

т.

м.

Длину седьмой секции определяем из условия верхней трубы на страгивание. Принимаем трубы с группой прочности Д (д = 10,6 мм.), для которыхт. Допускаемая страгивающая нагрузка:

т.

м.

Длину восьмой секции определяем из условия верхней трубы на страгивание. Принимаем трубы с группой прочности Д (д = 12,1 мм.), для которыхт. Допускаемая страгивающая нагрузка:

т.

м.

Таблица 2.12 - Конструкция обсадной колонны

2.9 Цементирование обсадных колонн

Выбор способа цементирования

Цементирование всех обсадных колонн осуществляется прямым способом. Эксплуатационная колонна цементируется не до устья, высота недоподъема цемента составляет 2074 м. (таблица 2.13).

Таблица 2.13 - Общие сведения о цементировании скважины

2.10 Выбор типа тампонажного цемента

В общем случае основными факторами для выбора тампонажного материала являются температура в скважине (на глубине 3102 м., t = 67⁰С), давление гидроразрыва пород, а также наличие нефтегазоносных пластов.

Для предотвращения поглощения тампонажного раствора предусматривается регулирование сроков схватывания таким образом, чтобы время цементирования составляло 75% от сроков начала схватывания.

Концентрация реагентов подбирается лабораторным путем и в проекте не указывается.

С целью предупреждения перетоков между пластами, упрочнения стенок скважины и изоляции нефтегазоводоносных горизонтов затрубное пространство между обсадными колоннами и стенками скважины перекрывается цементным раствором.

Компоненты для цементирования обсадных колонн представлены в таблице 2.14.

Таблица 2.14 - Компоненты для цементирования обсадных колонн.

Расчет цементирования эксплуатационной колонны

Исходные данные для расчета цементирования эксплуатационной колонны представлены в таблице 2.15

Таблица 2.15 - Данные для расчета цементирования эксплуатационной колонны

Определим высоту столба бурового раствора за колонной (2.44)

, (2.44)

м.

Находим требуемый объем цементного раствора по формуле (2.45)

, (2.45)

где - коэффициент кавернозности в интервале;

- диаметр долота, м;

, - наружный и внутренний диаметры обсадных труб, м;

- высота подъема цементного раствора за колонной, м;

- высота цементного стакана, м.

Требуемый объем цементного раствора составляет

Требуемая масса сухого цемента (2.46)

(2.46)

где k₂ - коэффициент, учитывающий потери.

Объем воды для приготовления раствора определяется по формуле (2.47)

(2.47)

где q_в - единичный расход воды на 1 т сухого цемента, м³/т,

.

Требуемый объем продавочной жидкости (2.48)

, (2.48)

где k_c - коэффициент сжимаемости продавочной жидкости;

V_м - вместимость манифольда, м³.

Гидравлический расчет цементирования:

Определим максимальное давление перед посадкой верхней пробки на упорное кольцо по формуле (2.49)

(2.49)

где p₁ - давление, создаваемое за счет разности плотности жидкости в затрубном пространстве и в трубах (2.50).

, (2.50)

p₂ - давление, необходимое для преодоления гидравлических сопротивлений, находится по формуле Шищенко-Бакланова (2.51)

(2.51)

Подставив числовые значения, получаем

Максимальное давление составит

2.11 Выбор технических средств цементирования скважины

Находим количество цементировочных агрегатов из условия обеспечения определенной скорости течения цементного раствора в кольцевом пространстве v_в. Принимаем v=1,5 м/с и находим требуемую подачу цементировочных агрегатов для обеспечения этой скорости.

Требуемая подача цементировочных агрегатов (2.52)

, (2.52)

где D_д и d - диаметры долота и обсадной колонны, м.

При v = 1,5 м/с подача цементировочных агрегатов составит

Принимаем цементировочный агрегат 3ЦА-400А, имеющий на 5-й скоростей производительность 19,5 л/с и давление 13 МПа при диаметре втулок 110 мм, что обеспечивает заданный режим (по давлению).

Тогда количество цементировочных агрегатов определим по формуле (2.53)

+1, (2.53)

где q_i - производительность цементировочного агрегата на пятой скорости, л/с.

Таким образом, для цементирования колонны необходимо 3 цементировочных агрегата. Находим необходимое количество цементосмесительных машин (2.54)

, (2.54)

где V_бун - вместимость бункера цементосмесительной машины, м³, для цементосмесительной машины 2СМН-20 = 14,5;

- насыпная масса цемента, т/м³,

Тогда количество цементосмесительных машин составит

Принимаем m = 2.

Определим количество цементировочных агрегатов для закачки буферной жидкости объемом:

Вместимость одного мерного бака 3ЦА-400А составляет 6,4 м³. Поэтому для закачки буферной жидкости принимаем один цементировочный агрегат (n₁ = 1).

Число цементировочных агрегатов при закачке цементного раствора определим по формуле (2.55)

(2.55)

Предусматриваем закачивание 0,98 объема продавочного раствора с помощью агрегатов, при подаче 19,5 л/с. Оставшиеся 0,02 объема продавочного раствора будут закачиваться одним агрегатом при подаче Q = 14,1 л/с, что необходимо для ловли момента «стоп» - момента посадки верхней разделительной пробки на упорное кольцо.

Определяем продолжительность цементирования по формуле (2.56)

(2.56)

Для цементирования обсадной колонны необходимо принять тампонажный цементный раствор, характеризующийся началом загустевания (2.57)

=45 мин. (2.57)

2.12 Техника для строительства скважины

Выбор буровой установки и основного оборудования

Выбор буровой установки производится по главному параметру - допускаемой нагрузке на крюк [1].

Допускаемая нагрузка на крюк - это вертикальная статическая нагрузка на крюке, которая не должна быть превышена в процессе всего цикла проводки скважины независимо от вида и продолжительности выполнения операций. Допускаемая нагрузка на крюк от веса обсадной и бурильной колонны определяется по формулам (3.1) и (3.2)

; (3.1)

, (3.2)

где - допускаемая нагрузка на крюке от веса наиболее тяжелой обсадной или бурильной колонны, кН;

- вес в воздухе наиболее тяжелой обсадной колонны (секции колонны, включая вес труб, на которых производится их спуск), кН;

- вес в воздухе наиболее тяжелой бурильной колонны, кН;

- коэффициенты запаса допускаемой нагрузки на крюке соответственно для обсадной и бурильной колонны, ;.

Вес обсадных колонн в воздухе определяестя по формуле (3.3)

, (3.3)

где - длина кондуктора, или эксплуатационной колонны;

- вес 1 погонного метра обсадных труб, кондуктора, или эксплуатационной колонны.

Вес бурильной колонны определяется по формуле (3.4)

, (3.4)

где ,- длина бурильных и утяжеленных бурильных труб, м;

- вес 1 погонного метра бурильных труб и утяжеленных бурильных труб, кН/м.

Кондуктор диаметром 324 мм (толщина стенки труб мм, кН/м) спускается на глубину 350 м.

Техническая колонна диаметром 245 мм (толщина стенки труб мм, кН/м) спускается на глубину 2374 м (2406 м по стволу).

Эксплуатационная колонна диаметром 168 мм (толщина стенки труб мм, кН/м) спускается на глубину 3102 м (3164 м по стволу)

Вычисляем вес обсадных колонн:

кН;

кН;

кН.

Наиболее тяжелой является техническая колонна.

Определяем вес бурильной колонны

;

кН.

Допускаемая нагрузка на крюке:

- для обсадной колонны:

кН;

- для бурильной колонны:

кН;

>.

По кН выбираем буровую установку БУ3900/225 ЭПК-БМ. производства «Волгоградского» завода буровой техники (ВЗБТ).

2.13 Выбор оборудования для строительства скважины

Выбор буровой вышки

Буровая вышка выбирается по допускаемой нагрузке на крюке. Допускаемая нагрузка на крюке составляет 1691 кН. Таким образом, выбираем буровую вышку УМ-45/225 с максимальной нагрузкой на крюке Q_доп. = 2250 кН.