Один из методов повышения нефтеотдачи месторождений, получивший повсеместное распространение, это восстановление старого фонда скважин, путём бурения боковых стволов из обсадных колонн. Его "привлекательность" во многом определяется простой и эффективной операцией "зарезки" бокового ствола, базирующейся на использовании клина-отклонителя. При правильной ориентации отклоняющей плоскости клина и направления действия отклонителя (НДО), вырезка "окна" в обсадной колонне и последующая "зарезка" бокового ствола будет производиться в проектном направлении. Именно это обстоятельство во многом определяет эффективность клина-отклонителя и его популярность у буровиков.

В курсовой работе разработан проект на бурение дополнительного ствола скважины №5324 куста №519б Нивагальского месторождения с детальной разработкой мероприятий по предупреждению аварий и осложнений при строительстве боковых стволов.

скважина месторождение боковой ствол

Общие сведения

Сведения о площадке строительства буровой

Источник и характеристики водо - и энергоснабжения, связи и местных стройматериалов

Стратиграфический разрез скважины, элементы залегания и коэффициент кавернозности пластов

Литологическая характеристика разреза скважины

Примечание. Интервалы залегания стратиграфических подразделений приведены по вертикали

Нефтегазоводопроявления

Выбор конструкции скважины осуществляется исходя из решаемых ею задач с учетом требований "Правил безопасности в нефтяной и газовой промышленности" (ПБ 08-624-03.).

Принимая во внимание геологические особенности разреза, а также проектируемый комплекс исследований предусматривается следующая конструкция скважины:

Направление, кондуктор и эксплуатационная колонна - имеющаяся конструкция. Диаметр эксплуатационной колонны 146 мм.

Хвостовик (фильтр) диаметром 102мм устанавливается в интервале от проектного забоя до глубины превышающей 120 метров над глубиной вырезки ”"окна"” в эксплуатационной колонне (по стволу). Верхняя часть хвостовика оборудуется подвесным и пакерующим устройствами. Цементируется по всей длине от глубины установки муфты ступенчатого цементирования и до кровли.

Предлагаются комплексы технических средств ПХЦ 102/146.000 и ПХЦ 102/146.000-01. Отличительной особенностью комплекса ПХЦ 102/146.000-01 является использование в его составе заколонных гидравлических рукавных проходных пакеров, которые входят в конструкцию.

Спуск комплекса технических средств ПХЦ 102/146.000 (-01) осуществляется в составе хвостовика 102мм на равнопроходной транспортировочной колонне бурильных труб с внутренним диаметром не менее 51мм. Производится следующая последовательность технологических операций:

· Проведение цементирования хвостовика с пуском цементировочной пробки после закачки цементного раствора, для разделения цементного раствора от продавочной жидкости;

· Стыковка верхней цементировочной пробки с полой цементировочной пробкой, установленной в подвеске хвостовика при давлении Р₁ = 4,0-5,0 МПа и продавливание цементного раствора в затрубное пространство хвостовика до получения сигнала "стоп";

· Повышение внутреннего избыточного давления и последовательное приведение в действие узлов якоря, пакера и автоматического разъединителя хвостовика от транспортировочной колонны;

· Проведение промывки и подъём транспортировочной колонны.

При использовании комплекса ПХЦ 102/146.000-01 производится следующая последовательность технологических операций:

· Проведение цементирования хвостовика с пуском цементировочной пробки после закачки цементного раствора, для разделения цементного раствора от продавочной жидкости;

· Стыковка верхней цементировочной пробки с полой цементировочной пробкой, установленной в узле разъединения хвостовика от транспортировочной колонны при давлении Р₁ = 4,0-5,0 МПа и продавливание цементного раствора в затрубное пространство хвостовика до получения сигнала "стоп" и последующий сброс давления до нуля для подготовки к срабатыванию клапанного узла пакера ПГП 102;

· Проведение пакеровки скважины путём повышения внутреннего избыточного давления на 4 МПа, с последующим сбросом давления до нуля для закрытия клапанной системы пакера ПГП 102;

· Повышение внутреннего избыточного давления и последовательное приведение в действие узлов якоря, пакера и автоматического разъединителя хвостовика от транспортировочной колонны;

· Проведение промывки и подъём транспортировочной колонны.

Совмещенный график давлений и проектная конструкция скважины приведены на рисунке 1.

Конструкция скважины

Входные данные по профилю бокового ствола скважины

Перед началом забуривания бокового ствола, проводят ряд подготовительных мероприятий:

· Демонтаж устьевой арматуры;

· Монтаж противовыбросного оборудования;

· Шаблонирование ствола скважины для предотвращения прихватов и посадок при спуске клина-отклонителя;

· Спуск, ориентирование и установка отклоняющего клина;

При решении данной задачи необходимо знать среднюю скорость течения жидкости в кольцевом пространстве, обеспечивающую вынос выбуренной породы из скважины, а так же значение расхода, обеспечивающего эффективную очистку забоя скважины от шлама;

Q_эо=q·S_з; Q_вш=V_кп·S_кп;

Q_рот=0,45 ;

Q_гзд=0,6 ;

S_з=;

V_кп=;

;

D_с=D_д·К_у;

где К_у - коэффициент уширения ствола скважины:

К_у = 1,03 - для твердых пород;

К_у = 1,1 - для мягких пород;

К_у = 1,06 - для пород средней твердости

Эксплуатационная колонна 1472-2272:

D_с=120,6·1,06=127,84 мм; S_з= м²;

Q_оз=0,6·0,1=0,06 м³/с;

Для необсаженной части:

V_кп=м/с;

м²;

Q_кп=1,49·0,0087=0,0129 м³/с;

Для обсаженной части

V_кп=м/с;

м²;

Q_кп=1,23·0,0126=0,0154 м³/с; Q=15,4 л/с

Выбор гидравлического забойного двигателя

Проверочный расчет бурильной колонны

На участке II набора зенитного угла

Допускаемая длина первой секции труб по первой расчетной схеме:

.

- предельные нагрузки на трубу (растягивающая нагрузка соответствующая пределу текучести, умноженная на предел текучести материала труб. Н

- площадь поперечного сечения трубы;

- площадь проходного сечения трубы;

I, W - соответственно момент инерции и сопротивления труб, с;

E - модуль Юнга в Н/ с;

- масса ЗД, кг;

-коэффициент запаса прочности, зависимый от условий бурения, для наклонно направленных скважин =1.35;

- масса УБТ, кг;

-коэффициент трения труб= 0.3

-коэффициент потери веса колонны в буровом растворе, можно посчитать через формулу:

Где -удельный вес бурового раствора, - удельный вес материала труб; Либо можно принять равным 0.87, ссылаясь на [1];

, -углы наклона в начальной и конечной точках рассматриваемого участка длиной l; -разность азимутальных углов в тех же точках.

Допустимая длина этой же секции по второй расчетной схеме:

м

Принимаем наименьшее значение м

Исходя из данных по расчету профиля скважины длина участка набора зенитного угла равна 600 м;

Т.к. следовательно длина бурильной колонны на этом участке

=600-31,75=568,25 м

Масса труб на участке II:

Напряжение в верхнем сечении этой секции:

;

-вес колонны на вертикальном участке, Н;

- усилие действующие на прямолинейном участке, Н;

-усилие действующее на участках набора и спада угла наклона скважины, Н

-вес УБТ, забойного двигателя и долота, Н;

;

Где =9,81 (31370+13247) (0.3131308 Н

Напряжения при изгибе:

Наибольшее нормальное напряжение:

Коэффициент запаса прочности:

На вертикальном участке I

По первой расчетной схеме:

;

Здесь растягивающая нагрузка на вертикальном участке

По второй расчетной схеме:

=94,7 МПа;

Наибольшее значение , считает коэффициент запаса прочности:

Коэффициент запаса прочности при спуске труб с использованием клинового захвата

где-предельная нагрузка на клиновый захват, высчитывается по эмпирической формуле, либо берется из сводных таблиц из [1]. Для данной скважины, с использованием клиньев, длиной 400 мм = 1910 кН

Что больше необходимого, равного 1.15 для труб с

Избыточное внутренние давление

Для определения запаса прочности на внутреннее давление необходимо знать два параметра:

действующее наибольшее избыточное внутренние давление при выполнении технологических операций в процессе строительства скважины или ликвидации аварий или осложнений

критическое избыточное внутреннее давление при котором в данной конкретной трубе напряжения достигают предел текучести формула для вычисления запаса прочности; критическое избыточное внутреннее давление;

избыточное внутреннее давление (берется из номограммы по промывке);

Критическое избыточное внутреннее давление можно вычислить по формуле:

предел текучести материала труб;

номинальная толщина стенки трубы;

- диаметр трубы;

допустимый запас прочности;

Колонна удовлетворяет запасу прочности на внутренне избыточное давление, т.к. выполняется условие ;

Избыточное наружное давление

Избыточное наружное давление на бурильную трубу не относится к категории наиболее опасных нагружений при строительстве скважины. Часто необходимость в проверке на порочность возникает при спуске закрытых колонн без долива их раствором. Такие ситуации возникают:

при спуске пластоиспытателя с закрытым клапаном;

в случае, когда произошла закупорка насадок долот при спуске колонны и она не доливалась раствором;

при спуске секций обсадной колонны с обратным клапаном.

Критическое сминающие давление, которое соответствует пределу текучести, для некоторых наиболее часто применяемых труб найдем по справочнику.

формула для вычисления запаса прочности;

критическое избыточное наружное давление, определяемое из справочника [2], либо по формуле Г.М. Саркисова:

где ;

D-наружный диаметр труб;

-предел пропорциональности, равный пределу текучести материала труб;

e=0.01 овальность труб;

; -номинальная толщина стенок труб;

Из справочника [2] определяем

избыточное наружное давление (определяется из номограммы); = 79.4 МПа

допустимый запас прочности;

Колонна бурильных труб удовлетворяет запасу прочности на наружное избыточное давление, т.к. выполняется условие ;

Вывод: Бурильная колонна стальных бурильных труб СБТ-73, использовавшаяся на скважине №5324 выдерживает все нагрузки с учетом коэффициента запаса, которым может подвергнуться в процессе бурения.

Крепление скважины

Характеристика жидкостей для цементирования

Примечание: * - возможно применение для цементирования хвостовика облегченного тампонажного раствора (плотностью 1500-1550 кг/м) на основе цемента ЦТОС-5-80

Расчет расхода материалов

Рассчитаем объемы и количество материалов для приготовления цементного раствора.

Объем цементного раствора нормальной плотности:

V_цр = 0,785 { [ (D_д) ² - D_н²] L } = 0,785{ [ (1,050,1428) ² - 0,1016²652} = 7,9 м³

Расход цемента для приготовления 1 м³ цементного раствора (при водоцементном отношении 0,5):

q = _цр/ (1 + m) = 1920/ (1 + 0,5) = 1280 кг/м³

Количество цемента для приготовления расчетного объема цементного раствора:

G_ц = k_ц qV_цр10^-3 = 1,03 1280 7,910^-3 = 10,4 т

Объем воды для приготовления цементного раствора нормальной плотности:

V_в = k_вmG_ц = 1,05 0,5 10,4 = 5,46 м³

Объем продавочной жидкости составит:

V_пр = k_cж 0,785 D_Вср² L = 1,03 0,785 0,118² 2072 = 23,33 м³

Поскольку считается, что для обеспечения надежного разделения бурового и тампонажного растворов в процессе цементирования необходимо создавать в затрубном пространстве столб буферной жидкости высотой не менее 150-200 м, принимаем высоту столба буферной жидкости 200 м. Объем буферной жидкости составит:

V_БЖ = 0,785 [ (D_д) ² - D_н² h_БЖ = 0,785{ [ (1,050,1428) ² - 0,1016² 200 = 2,4 м³

Гидравлический расчет цементирования

Для выбора типа цементировочных агрегатов рассчитаем максимальное давление на устье скважины в конце цементирования, его гидростатическую и гидродинамическую составляющие.

Гидростатическая составляющая давления на устье в конце цементирования:

Рст = 10^-6 * g * [ (сцр - спр) H] = 10^-6 10 [ (1920 - 1050) 434] = 3,77 МПа

Суммарная производительность цементировочных агрегатов, участвующих в продавке цементного раствора для обеспечения турбулентного режима течения жидкости в затрубном пространстве (wкп = 1,8 м/с) должна составлять:

Q? = 0,785 [ (б*D_д) ² - D_н²] wкп = 0,785 [ (1,050,1428) ² - 0,1016²] 1,8 = 0,017 м³/с

Потери давления в трубах и кольцевом пространстве составят:

Pтр = 0,826 * лтр * спр L * Q? ²10^-6 /D_в⁵ = 0,826 0,025 1050 6520,017²10^-6/0,118⁵ = 0,18 МПа

Ркп = 0,826 * лкп * сцр * L * Q? ² * 10^-6 / (Dс-Dн) ³ (Dс+Dн) ² =

= 0,826 0,035 1920 652 0,017²10^-6/ ( (1,027 0,1206) - 0,1016) ³ ( (1,027 0,1206) + 0,1016) ² = 18,67 МПа

Гидродинамическая составляющая давления на устье (примем Роб = 1 МПа):

Рдин = Pкп + Ртр + Роб = 0,18+18,67+1 = 19,85 МПа

Максимальное давление на устье в конце цементирования составит:

Рmax = Рст + Рдин = 19,85+3,77 = 23,62 МПа

По величине этого давления выбираем тип цементировочных агрегатов - ЦА 320. Максимальное давление этот ЦА может преодолеть на трех режимах.

Исходя из анализа данных, учитывая необходимость некоторого запаса ЦА по давлению и по максимальной производительности цементировочного агрегата для закачки продавочной жидкости в конце цементирования принимаем режим - диаметр втулки 115 мм, № скорости - 2, q_ца = 3,2 л/с, Р_ца = 26 Мпа.

Количество ЦА, участвующих в продавке цементного раствора, определится из выражения:

n_ца = Q? /q_ца =0,017/0,0032 ~ 6

В соответствии с принятым типом цементировочного агрегата выбираем тип цементосмесительных машин - 2СМН-20, т.к. водоподающий насос для приготовления цементного раствора находится на ЦА - 320, а на смесительной машине 2СМН-20 его нет.

Количество смесительных машин для размещения цемента:

n_см = G_ц/ (a V_б) = 10,4 / (1,4 14) ~ 1

На основании проведенных расчетов принимаем следующую схему обвязки цементировочной техники: на приготовлении и закачке цементного раствора нормальной плотности - 1 смеситель и 1 ЦА 320; на закачке продавочной жидкости - 6 ЦА 320; на продавке и посадке разделительной пробки - 1 ЦА 320.

Общее количество цементировочной техники: 2СМН 20-1 шт., ЦА 320 - 8 шт.

Расчет продолжительности цементирования

В начале закачки цементного раствора в колонну ЦА преодолевают только гидравлические сопротивления в трубах и кольцевом пространстве. Рассмотрим возможность работы ЦА при закачке цементного раствора на III скорости (q_{ца (3)} = 0,0081 м3/с).

Для этого рассчитаем гидравлические сопротивления:

Pтр =0,826 * лтр*спр * L * Q?² * 10^-6/D_в⁵ =0,8260,0251050652 (0,0081) ²10^-6 /0,0886⁵=0,041 МПа

Ркп=0,826*лкп*сцр*L*Q?^2*10^-6/ (Dс-Dн) ³ (Dс+Dн) ²= =0,8260,03519200652 (0,0081) ² 10^-6 / ( (1,027 0,1206) - 0,1016) ³ ( (1,027 0,1206) + 0,1016) ² =4,24 МПа

Гидродинамическая составляющая давления на устье (примем Роб = 1 МПа):

Рдин = Ртр + Ркп + Роб =0,041+4,24+1 = 5,28 МПа

Это давление агрегат ЦА 320 преодолевает на III скорости при диаметре втулки 125 мм (Р_ЦА =10 МПа). Поэтому принимаем, что закачка всего объема цементных растворов будет производиться на III скорости.

Время закачки цементного раствора нормальной плотности:

Тзцр = V_цр/ (n_ца*q_{ца (3) *}60) = 7,9/ (6*0,0081* 60) = 2,7 мин

Продавка цементного раствора в затрубное пространство (закачка продавочной жидкости) обычно начинается на той же скорости работы цементировочных агрегатов, на которой производилась закачка в обсадную колонну. По мере выхода цементного раствора в затрубное пространство давление на устье скважины возрастает и приходится агрегаты переключать на пониженную скорость работы.

Определим глубину, на которую может быть закачена продавочная жидкость в обсадную колонну при работе ЦА на III скорости:

Объем продавочной жидкости, закачиваемой на III скорости:

Vпр (3) = 0,785 Dв² H (III) = 0,785 0,118² 262,7 = 2,87 м³

Примем объем продавочной жидкости, закачиваемой при посадке разделительной пробки на "стоп" кольцо равным 1 м³.

Тогда объем продавочной жидкости, закачиваемой на II скорости составит:

Vпр (2) = Vпр - Vпр (3) - Vстоп = 23,33 - 2,87 - 1 = 19,46 м³

Время закачки продавочной жидкости:

на III скорости:

Тпр (3) = Vпр (3) / (n_ца*q_{ца (3) *}60) = 2,87/ (6* 0,0081* 60) = 0,98 мин

на II скорости:

Тпр (2) = Vпр (2) / (nца*qца (2) *60) = 19,46/ (6*0,0043* 60) = 12,57 мин

при посадке продавочной пробки:

Тстоп=Vстоп/ (qца (2) *60) = 1/ (0,0043*60) = 3,8 мин

Общее время продавки составит:

Тпр = 0,98+12,57+3,8 = 17,35 мин

Общее время цементирования эксплуатационной колонны:

Тц = Тз + Тпр+ Ттно = 2,7 + 17,35 + 15 = 35,05 < 0,75 90 = 67,5 мин

Следовательно, продолжительность цементирования удовлетворяет требованиям правил безопасности.

Специальная часть