Главная База знаний "Allbest" Геология, гидрология и геодезия Проект строительства горизонтальной добывающей нефтяной скважины глубиной 2910 м на Вынгапуровском месторождении

Проект строительства горизонтальной добывающей нефтяной скважины глубиной 2910 м на Вынгапуровском месторождении

Литолого-стратиграфическая характеристика и физико-механические свойства горных пород по разрезу скважины. Возможные осложнения при бурении. Обоснование, выбор и расчет типа профиля скважины и дополнительных стволов. Расчет диаметра насадок долота.

Рубрика Геология, гидрология и геодезия
Вид дипломная работа
Язык русский
Дата добавления 22.01.2015
Размер файла 3,1 M

Отправить свою хорошую работу в базу знаний просто. Используйте форму, расположенную ниже

Студенты, аспиранты, молодые ученые, использующие базу знаний в своей учебе и работе, будут вам очень благодарны.

Страница:

79,5

36

123

700

2830

-

-

-

68

9

127

2830

2910

0,129

0,003

0,00015

132

120

144

Нагрузку на долото БИТ220,7 ВТ613НР.02 определяем исходя из паспортных характеристик, учитывая частоту вращения и твердость пород.

2.10.2 Обоснование расхода бурового раствора

Проектирование расхода промывочной жидкости рассчитываем из условия .

Определяем технологически необходимую величину расхода промывочной жидкости QTH, м3/с удовлетворяющей требованиям процесса углубления скважины

. (19)

где аi - коэффициент гидросопротивлений, м-4;

амс, аш, ав, атв, ад - соответственно учитывают сопротивления в манифольде и стояке, буровом шланге, вертлюге, ведущей трубе и долоте, м5;

bi, bj - коэффициент гидросопротивлений, зависящих от L, м-5;

li, lj - длины секций бурильной колонны с разными диаметрами и толщинами стенок труб, м;

Рmax - максимальное давление на выкиде буровых насосов, МПа.

. (20)

где Gmax - максимальная осевая нагрузка на долото, кН;

Tn- осевая нагрузка на осевую опору двигателя, МПа;

Fp - площадь ротора, ГЗД, м2;

Gвр - вес вращающихся деталей турбобура, кН;

Рдт - перепад давления в промывочном узле можно определить, как технологически необходимый, МПа;

Роч - давление, необходимое для очистки забоя от выбуренной породы, МПа.

. (21)

где Nоч - мощность на очистку, кВт.

. (22)

где Vм - механическая скорость бурения, м/с;

1 ,2 - плотность промывочной жидкости внутри бурильного инструмента и в заколонном пространстве, кг/м3;

L - глубина скважины, м.

Gвр=(0,40...0,48)·Gз ·b. (23)

где Gз - вес забойного двигателя, кН;

b - коэффициент, учитывающий архимедову силу.

Fp =0,785·. (24)

где - средний диаметр турбинок ГЗД, мм.

. (25)

где PR - гидроимпульсное давление, принимаем PR=2 Мпа;

Gcp средняя нагрузка на долото, Н;

Tn- осевая нагрузка на осевую опору двигателя, Tn =-25 кН;

Рт - перепад давления в турбобуре, МПа.

Минимальный расход - , л/с, который необходим для очистки забоя от выбуренной породы

. (26)

где - площадь кольцевого сечения скважины, м2.

; (27)

. (28)

где - диаметр долота, м; - коэффициент кавернозности.

Эффективность очистки ствола определяется средней скоростью восходящего потока , м/с; плотностью горных пород , кг/м3; средними размерами частиц шлама , мм; геометрией гидравлического канала (, - диаметры скважины и бурильных труб), свойствами бурового раствора (, , ) и характером течения потока. Транспортирование шлама по стволу скважины будет обеспечено, если между скоростью восходящего потока , скоростью образования шлама на единицу площади забоя , необходимой для поддержания заданной концентрации шлама в кольцевом пространстве, и скоростью осаждения частиц шлама в буровом растворе будет выполняться следующее неравенство

; (29)

. (30)

где - механическая скорость бурения, м/с;

- диаметр скважины, м;

- плотность горных пород, кг/м3;

- плотность бурового раствора, кг/м3;

- диаметр труб, м;

- плотность бурового раствора в кольцевом пространстве, кг/м3.

Re < Reкр - ламинарный режим бурения.

; (31)

; (32)

; (33)

; (34)

. (35)

где - пластическая вязкость, Па•с;

- диаметр частиц шлама, м;

- ускорение свободного падения, м/с2.

Re > Reкр - турбулентный режим бурения.

. (36)

где Сf - const=0,82.

Рассчитаем технически необходимый расход, т.е. расход, необходимый для работы забойного двигателя в интервале 0-700 м:

Fp =0,785·0,132=0,013 м2;

Gвр = (0,4 - 0,48)·20,17 0,84=6,7 кН;

МПа;

м-5;

м-5;

м-5;

м-5;

?libi=2000·0,0009+1008·0,001+48·0,0029+48·0,0052=3,227 м-4;

м-3;

м-3;

м-3;

м-3;

м-3;

Вт;

=0,53 МПа;

=5,86 МПа;

л/с.

Расчет расхода в других интервалах производится аналогичным образом. Результаты расчета сведены в таблице 29.

2.10.3 Расчет частоты вращения долота

Расчет частоты вращения долота для обеспечения объемного разрушения горных пород на забое скважины. Частота вращения долота в первую очередь должна определяться при выполнении условия, при котором обеспечивается необходимое время контакта вооружения долота с забоем для достижения объемного разрушения.

Расчет частоты вращения долота был проведен в пункте 2.8 при выборе способа бурения.

2.10.4 Расчёт максимальной величины давлений на выкиде буровых насосов

При бурении турбинным способом максимальное давление определяется по формуле 20.

Интервал 0 - 700 м.

=0,53 МПа;

=5,86 МПа;

Интервал 700 - 1950 м.

Па =1,8 МПа

МПа

Интервал 1950 - 2830 м.

Па =2,4 МПа

МПа

Интервал 2830 - 2910 м.

Па =0,73 МПа

МПа

Результаты расчета приведены в таблице 29.

Значение Рmax при турбинном способе бурения выше чем при роторном, так как большей частью энергия промывочной жидкости расходуется на создание вращающего момента на валу турбобура.

2.11 Обоснование, выбор и расчет компоновок бурильной колонны

При роторном способе бурения в интервале 0 - 700 м длина УБТ lу , м рассчитывается по формуле

lу = С1Тд / 2. (37)

где С1 - скорость звука в материале труб, м/с; С1 = 5100 м/с;

Тд - период зубцовых вибраций, с.

Тд = 1/fрот; (38)

fрот = 2R/lz. (39)

При турбинном бурении длина УБТ lу , м, определяется по формуле

lу = С1Тд / 2 - (lт - ln). (40)

где С1 - скорость звука в материале труб, м/с; С1 = 5100, м/с;

Тд - период зубцовых вибраций, с; lт - длина турбобура, м;

ln - длина инструмента от забоя до верхней осевой опоры ГЗД, м.

Тд = tz / ( ·R). (41)

где tz - шаг зубьев периферийного венца, м;

- угловая скорость долота, рад/с, = ·n / 30 рад/с;

R - радиус долота, м.

Длина стальных бурильных ln , м труб определяется по формуле

ln =. (42)

где Gу - вес 1 м УБТ, кН/м;

qn - вес 1 м стальных труб, кН/м;

b - коэффициент, учитывающий Архимедову силу; b = 0,83.

Длина ЛБТ lл , м, определяется следующим образом

lл = Н - (lт + lу + ln). (43)

где Н - глубина скважины, м.

Рассчитывается длина УБТ при турбинном способе бурения в интервале

0 - 700 м:

Тд = 0,02/0,1 = 0,01 с

lу = 5100 0,01/ 2-(8,2-5,6) = 22,9 м

Для разбуривания данного интервала применяем 2 трубы по 12 м УБТ-178.

Таблица 29 - Режим бурения

Интервал бурения, м

Способ бурения

Условный номер КНБК

Параметры режима бурения

осевая нагрузка, кН

скорость вращения, об/мин

расход бурового раствора, м3/с10-3

давление на стояке, МПа

min

необходимый

0-700

Турбинный

1

36-123

60

25

43

5,86

700-1950

ТР

2

9-127

60

13

35

13,6

1950-2830

ТР

3

9-127

60

13

35

14,1

2830-2910

ТР

4

120-144

60

13

20

22,07

_______________________________________________________________________________

Примечание. ТР - турбинно-роторный способ бурения

ln =[ 1,3 123·103 -(20,17·103+24·9,81·156·10-3) 0,84] / 0,39 0,84 = 339 м

Используются 336 м ПК-127*9 - 14 свечи по 24 м.

lл =700-(8,2+24+336)=331,8 м

Используются 336 м ЛБТ-147х11- 14 свечей по 24 м.

Для интервала 700- 1950 м:

Тд = 3510-330 / 3,142000,14765= 0,0085 c

lу = 5100 0,085 / 2 -(8 -1,5)= 15,1 м

Для разбуривания данного интервала применяем 16 м УБТ-178.

ln =[ 1,3174,8103 -(7,7+16·9,81·156·10-3) 0,84] / 0,39 0,84 = 610 м

Используются 600 м ПК-127*7 - 25 свечи по 24 м.

lл =1950 - (8+16+600)=1326 м

Используются 1320 м ЛБТ-147х11- 55 свечей по 24 м.

Аналогично рассчитываются длины труб для других интервалов. В таблицах 30, 31 приведены характеристика и параметры компоновок бурильной колонны по интервалам.

Производится расчет колонны на прочность р . для турбинного бурения. Проверяются условия сохранения устойчивости при воздействии растягивающих усилий на колонну, действия остальных усилий учитываются коэффициентами запаса прочности. Определяется растягивающее напряжение р , МПа в верхнем сечении колонны (состоящей из труб ПК и ЛБТ) при наиболее тяжелых условиях для колонны, когда колонна поднимается из скважины с большой скоростью при циркуляции жидкости в скважине по формуле

р =·[b(Gт+qуlу+qnln)+qлlлbл+Fв·(Рт+Рд)]. (44)

где Кд - коэффициент динамичности, Кд = 1,3;

qу - вес одного метра УБТ, кН/м;

qл - вес одного метра труб ПК, Н/м;

Gт - вес забойного двигателя Н/м;

Рт - перепад давления в ГЗД ,Па;

Рд - перепад давления в промывочных узлах долота, Па

b,bл- коэффициент, учитывающий силу Архимеда для стали и труб ЛБТ соответственно; bл = 0,54;

Fтл - площадь поперечного сечения тела ЛБТ, м2:

Fтл = 0,785(d2нл - d2вл). (45)

где dнл , dвл - соответственно наружный и внутренний диаметры ЛБТ, м;

Fв - площадь поперечного сечения канала труб, м2;

Fв = d2вп / 4. (46)

Для интервала 2830-2910 м для труб ЛБТ:

Fтл = 0,785(0,0892 -0,07022)=0,00236 м2

Fв = 0,785 0,07022 = 0,00387 м2

р =·[0,84(4020+72212+855470)+28321700,54+0,00387

(3,5106+3,5106)] =243,03 МПа

После расчета р производится проверка условия

р т/Кз. (47)

где т - предел текучести рассчитываемых на прочность труб, МПа;

Кз - коэффициент запаса прочности для бурильных труб при бурении забойными двигателями, Кз = 1,5.

т/Кз = 490/1,5 = 327 МПа.

р = 243,03 327 МПа - прочность колонны на действие на нее растягивающих усилий достаточна.

Фактический коэффициент запаса прочности составил:

Кз фак = т / р = 327 / 243,03= 1,34

Для интервала 1950-2830 м для труб СБТ:

Fт = 0,785(0,1272 -0,1092)=0,00393 м2

Fв = 0,785 0,1092 = 0,0093 м2

р=·[0,84(7700+3281008+1560·12)+18021700,54+0,0093(3,5106+3,5106)] =175,5 МПа

После расчета р производится проверка условия

р т/Кз. (48)

где т - предел текучести рассчитываемых на прочность труб, МПа;

Кз - коэффициент запаса прочности для бурильных труб при бурении забойными двигателями, Кз = 1,5.

т/Кз =339/1,5 = 226 МПа

р = 175,5 226 МПа - прочность колонны на действие на нее растягивающих усилий достаточна.

Фактический коэффициент запаса прочности составил:

Кз фак = т / р =339 / 175,5= 1,93

2.12 Выбор забойных двигателей по интервалам бурения

Двигатель выбирается из условий создания необходимого вращательного момента для вращения долота, калибраторов, разрушения горной породы и преодоления различных сопротивлений в процессе вращения. Необходимо подобрать такую модель, чтоб при определенном расходе и давлении создавался момент, который был бы выше расчетного, и частота вращения на рабочем режиме была близка к значению, рассчитанному выше (п. 2.8).

Вращающий момент на валу турбобура Мс, Н•м при его работе с долотом в процессе углубления скважины рассчитывается как

Мс = Мдп + М0. (49)

где Мдп - момент, расходуемый на доразрушение горной породы;

М0 - момент на трение долота о стенки скважины, Н•м: М0=550Дд

Мдп = Му Gс. (50)

где Му - удельный момент на долоте, Нм/кН;

Gс - статическая составляющая осевой нагрузки, кН.

Му = гпRд103. (51)

где гп = 0,4 - 0,1 - коэффициент трения вооружения долота о горную

породу в зависимости от твердости (0,4 - для мягких);

Rд - радиус долота, м;

Gс = (0,75 - 0,85) Gср. (52)

где Gср - средняя осевая нагрузка на долото, кН;

Для интервала 1950 - 2830 м:

Му = 0,25 0,11035 103 = 27,6 Нм/кН

Gс =0,75 ·206=154,5 кН

Мдп = 27,6 154,5 = 4264,2 Нм

М0 = 550 0,2207 = 121,4 Нм

Мс = 121,4+4264,2=4385,6 Нм

Выбирается винтовой забойный двигатель с регулятором угла ДРУ-172РС с тормозным моментом 9 кНм, с частотой вращения 114 об/мин и расходом 35 л/с. Для интервала 2830 - 2910 м:

Му = 0,1 0,073 103 = 7,3 Нм/кН

Gс =0,75 ·172,5=129,4 кН

Мдп = 7,3 129,4 = 944,6 Нм

М0 = 550 0,146 = 80,3 Нм

Мс = 80,3 + 944,6=1024,9 Нм

Выбирается винтовой забойный двигатель с регулятором угла ДРУ-127РС с тормозным моментом 6 кНм, с частотой вращения 138 об/мин и расходом 20 л/с. Гидравлические характеристики буровых насосов и турбобуров приведены в таблице 32.

Таблица 30 - Характеристика компоновок бурильной колонны

Условный номер КНБК

Элементы КНБК

типоразмер, шифр

ГОСТ, ОСТ на изготовление

наружный диаметр, мм

длина, м

вес, кН

1

11 5/8 FD-388MH-A66

УБТ

ПК

ЛБТ-147х11

ТУ-26-02-874-80

ТУ-14-3-835-79

ГОСТ Р 50278-92

ТУ 1-2-451-83

295,3

178

127

147

0,425

24

339

336

0,92

1,56

0,39

0,17

2

8 11/16 FD-368SM-A70

УБТ

ПК

ЛБТ-147х11

ГОСТ 20692-75

ТУ-14-3-835-79

ТУ-14-3-1571-88

ТУ 1-2-451-83

220,7

178

127

147

0,22

16

600

1320

0,3

1,56

0,39

0,17

3

8 11/16 FD-368SM-A70

УБТ

ПК

ЛБТ-147х11

ГОСТ 20692-75

ТУ-14-3-835-79

ТУ-14-3-1571-88

ТУ 1-2-451-83

220,7

178

127

147

0,22

12

1008

1802

0,3

1,56

0,39

0,17

4

5 2/3 AUP-LS54Y-R296А

УБТ

ПК

ЛБТПН

ГОСТ 20692-75

ТУ-14-3-835-79

ТУ-14-3-1571-88

ТУ 1-2-451-83

146

108

89

103

0,15

12

855

2832

0,15

0,80

0,46

0,14

Таблица 31 - Параметры компоновки бурильной колонны

Интервал, м

Длина секции, м

Тип секции

Диаметр, мм

Марка стали

Толщина стенки, мм

Вес, кН

Коэффициент запаса

1 м трубы

секции

нарастающий

растяжение

прочность в клиновом захвате

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

0-700

0,425

24

339

336

11 5/8 FD-388MH-A66

УБТ

ПК

ЛБТ-147х11

295,3

178

127

147

-

40ХН2МА

40ХН2МА

Д

-

80

9

11

-

1,56

0,39

0,17

0,92

37,4

132

57

-

-

-

3,12

-

-

-

-

700-1950

0,22

16

600

1320

8 11/16 FD-368SM-A70

УБТ

ПК

ЛБТ-147х11

220,7

178

127

147

-

40ХН2МА

40ХН2МА

Д

-

80

9

11

-

1,56

0,39

0,17

0,3

25

234

224,4

-

-

-

2,17

-

-

-

-

1950-2830

0,22

12

1008

1802

8 11/16 FD-368SM-A70

УБТ

ПК

ЛБТ-147х11

220,7

178

127

147

-

40ХН2МА

40ХН2МА

Е

-

80

9

11

-

1,56

0,39

0,17

0,3

18,72

393

306

-

-

-

1,34

-

-

-

2,02

2830-2910

0,15

12

855

2832

5 2/3 AUP-LS54Y-R296А

УБТ

ПК

ЛБТПН

146

108

89

103

-

40ХН2МА

40ХН2МА

Д

1953Т

-

46

9,4

9

-

0,80

0,46

0,14

0,15

9,6

393,3

396,5

-

-

-

-

1,93

-

-

-

-

2,3

Таблица 32 - Гидравлические характеристики буровых насосов и турбобуров

Буровые насосы

тип буровых насосов

частота ходов в минуту

количество и диаметр втулок, мм

производительность, м3/с10-3

максимально допустимое давление, МПа

УНБ-600

65

2·170

64

14,5

УНБ-600

65

1·170

32

14,5

УНБ-600

65

1·170

32

14,5

УНБ-600

65

1·130

15

25

Турбобуры

тип ГЗД

количество ступеней турбин

количество ступеней, п/торм.

характеристика при =1200 кг/м3

длина, м

вес, кг

расход, м3/с10-3

рабочая частота вращения, об/мин

рабочий момент, кНм

перепад давления, МПа

Т 12 РТ-240

1

1

64

150-200

8,3-14,6

4,7

8,2

2017

ДРУ-172РС

-

-

35

114

9

9

8

770

ДРУ-127

-

-

20

138

6

12,3

5,8

402

2.13 Расчет диаметра насадок долота

Для интервала 0-700 м.

Расчет диаметра насадок dн, м долота при турбинном способе бурения производится в соответствии по формуле

. (53)

где 1 - плотность бурового раствора, кг/м3;

Q - расход, м3/с;

Рд - перепад давления в долоте;

д = (0,8-1) - коэффициент расхода, учитывающий гидросопротивление в промывочном узле.

Кн = 1; = 1200 кг/м3; Q = 0,043 м3/с; д = 0,8; Рд = 2,5 106 Па

0,0187 м.

Для интервала 700-1950 м диаметр насадок выбирается по анализу отработки долот.

dн - диаметр насадок;

Кн - число насадок долота;

dн = 14,3 мм, Кн = 6

Для интервала 1950 - 2830 м диаметр насадок выбирается по анализу отработки долот.

dн - диаметр насадок;

Кн - число насадок долота;

dн = 14,3 мм, Кн = 6

Для интервала 2830 - 2910 м диаметр насадок выбирается по анализу отработки долот.

dн - диаметр насадок;

Кн - число насадок долота;

dн = 5,6 мм, Кн = 3.

2.14 Выбор типа бурового раствора и расчет параметров промывочной жидкости

При бурении верхней части разреза 0 - 700 м, представленной толщей льдосцементированых, буровой раствор должен обладать свойствами, обеспечивающими снижение интенсивности кавернообразования ствола скважины, т.е. с увеличенными параметрами условной вязкости (до 120 с). Бурение в интервалах залегания ММП на буровых растворах с положительной температурой требует учета теплообменных процессов между раствором и окружающим массивом многолетнемерзлых пород.

Эти требования могут быть реализованы с применением полимерглинистых растворов с регулируемыми псевдопластичными свойствами. Для уменьшения воздействия фильтрата бурового раствора на мерзлые породы, ограничения тепломассопереноса при проникновении фильтрата в поры, необходимо иметь низкие показатели фильтрации. Структурно-механические свойства глинистых буровых растворов должны быть достаточны для сохранения неподвижного объема в кавернах. В этих условиях буровой раствор следует обрабатывать КМЦ (Tylose), что обеспечивает снижение показателей фильтрации и повышение тиксотропии буровых растворов при их охлаждении в зоне контакта с многолетнемерзлыми породами. Для обеспечения перемещения обсадных труб при их спуске, уменьшения сальникообразования раствор необходимо обработать графитом и таловым маслом.

Рекомендуется тип бурового раствора с учетом пористости пород - полимерглинистый, в состав, которого входят: бентонит, КМЦ, кальцинированная сода, Smectex, ЛТМ, графит, ТПФН.

Рассчитываются параметры промывочной жидкости, обеспечивающие формирование номинального, по диаметру, ствола скважины заданной глубины при безаварийной проходке осложняющих бурение горизонтов и надлежащим качеством вскрытия продуктивных горизонтов с учетом охраны недр и окружающей среды.

Сначала определяем плотность бурового раствора, из условия недопущения поступления пластовых флюидов в скважину, по формуле

> К Рпл / (g · Z); (54)

где К - коэффициент превышения давления в скважине над пластовым:

К = 1,10 при Z до 1200 м,

К = 1,05 при Z 1200 м.

Рпл - пластовое давление на глубине Z, МПа.

Плотность бурового раствора из условия недопущения гидроразрыва пород наиболее слабого пласта буримого интервала.

< Рпогл / (g · Zпогл). (55)

где Рпогл - давление поглощения (гидроразрыва) наиболее слабого пласта на глубине Zпогл, МПа;

Рассчитаем плотность бурового раствора для интервала 700-1950 м

Рпл = 0,00981 · 1950 = 19,13 МПа;

1 = 1,05 · 19,13· 106/(9,81 · 1950) = 1050 кг/м3;

Рпогл = 0,016 ·1820 = 29,12 МПа;

2 = 29,12 · 106/(9,81 · 1820) = 1631 кг/м3.

Принимаем плотность бурового раствора при бурении под эксплуатационную колонну 1100 кг/м3.

К буровым растворам предъявляется ряд требований, обуславливающих как их качество, так и функциональное назначение. Буровой раствор должен выполнять следующие основные функции [36]:

- быть экологически безопасным, устойчивым к воздействию электролитов, кислых газов, высокой температуры и давления; иметь стабильные во времени свойства; противостоять переходу выбуренной породы (растворение, диспергирование) в его состав;

- обеспечивать качественное вскрытие продуктивных пластов;

- предупреждать осложнения в необсаженном стволе скважины;

- создавать благоприятные условия для разрушения забоя долотом;

- выносить шлам на поверхность, освобождаясь от него на очистных устройствах;

- передавать гидравлическую мощность забойным двигателям.

Для выполнения этих требований буровой раствор должен обладать рядом специфических свойств, которые в современной промысловой практике оцениваются комплексом показателей.

Усредненное значение динамического напряжения сдвига, пластическую вязкость, условную вязкость, водоотдачу бурового раствора рассчитывают по формулам

0 = 0,0085 • -7; (56)

=(0,004 - 0,005) • 0; (57)

Т 21·10-3 • ; (58)

В = (6000 / ) + 3. (59)

Найдем значения этих параметров для интервала 0-700 м

0 = 0,0085 • 1100 - 7 = 2,35 Па;

=(0,004 - 0,005) • 2,35 = 0,012 Па·с;

Т = 21·10-3 • 1100 = 23,1 с;

В = (6000 / 1100) + 3 = 8,45 см3/30 мин.

Для остальных интервалов расчеты ведутся аналогично.

Тип бурового раствора и его параметры представлены в таблице 33.

2.15 Химическая обработка промывочной жидкости по интервалам (составление карты поинтервальной обработки раствора), расчет потребного количества компонентов бурового раствора при бурении основного ствола

Технология приготовления буровых растворов заключается в последовательной ступенчатой обработке химическими реагентами в соответствии с нормами.

Сущность технологии основывается на поддержании определенной концентрации полимеров в зависимости от глубины скважины, по мере снижения коллоидальности глин, ступенчато наращивается концентрация полимеров в растворе.

При обработке глинистого раствора, концентрация вводимых в гидромешалку полимеров на определенной ступени обработки в зависимости от интервала бурения должна:

-вначале превышать концентрацию полимеров в объеме циркулирующего раствора;

-затем стабилизировать достигнутую концентрацию полимеров в объеме циркулирующего раствора.

Для приготовления начального объема бурового раствора следует техническую воду обработать кальцинированной содой. После чего, необходимо ввести требуемое количество формиата натрия и перемешивать до полного растворения соли, исключающего наличие твердых кристаллов. Одна емкость отсекается и остается с водой, обработанной кальценированной содой, для вытеснения бурового раствора из кондуктора.

В дальнейшем для регулирования требуемых параметров требуется дообработка бурового раствора с незначительным приращением концентрации химических реагентов в зависимости от глубины бурения, так же при одновременном пополнении его объема.

За счет механического разрушения молекул полимеров при воздействии больших гидродинамических нагрузок (истечение через насадки долота, лопатки центробежных насосов, забойные двигатели), адсорбции их на поверхности глинистых частиц и выбуренного шлама, а также влияния повышенных температур могут ухудшаться реологические и фильтрационные свойства бурового раствора, которые восстанавливают дополнительной обработкой:

- при повышении фильтрации следует произвести дополнительную обработку ФБР реагентом ВПРГ марки А порциями из расчета 2-3 кг на 1 м3 раствора до достижения требуемого значения показателя фильтрации;

- требуемые удерживающие и выносящие свойства раствора достигаются концентрацией биополимера Гаммаксан, которая регулируется в зависимости от тиксотропности раствора (СНС) и реологических показателей (для снижения пластической вязкости - , повышения динамического напряжения сдвига - ). Дообработку раствора биополимером производить из расчета 1-1,25 кг на 1 м3 приготовленного раствора.

Таблица 33 - Тип и технологические параметры бурового раствора

Тип бурового раствора

Интервал бурения по вертикали, м

Плотность, кг/м3

Условная вязкость, с

Фильтратоотдача, см3 за 30 мин

Корка, мм

Коэффициент трения корки, град

СНС, дПа

рН

Реологическ-ие характеристики

Содержание песка, %

от (верх)

до (низ)

1 мин

10 мин

пласт вязкость, мПас

ДНС, дПа

Полимер глинистый

0

700

1100-1200

60-100

12-18

1,5

-

20-30

40-60

-

-

-

-

Полимер глинистый

700

1950

1040-1100

18-30

18-12

1,5-3

1,6-1,8

1-5

8-10

7-8

8-11

30-40

1,5-2

Полимер глинистый

1950

2830

1100-1160

30-40

8-12

3-4

1,6-1,8

15-40

20-60

7-8

11-25

40-80

1,5-2

Биополимерный

2830

2910

1200

35-45

5-8

4-5

1,6-1,8

15-30

20-42

-

15-18

125-137

0,5-1

Размещено на http://www.allbest.ru

Контроль технологических параметров буровых растворов проводится в соответствии с СТП 103-2007 «Сборник методик контроля параметров буровых и тампонажных растворов» и международного стандарта АНИ.

Определяется объем бурового раствора V, м3

V=Vп+Vб+а Vс . (60)

где Vп - объем желобной системы и приемных емкостей буровых насосов;

Vб- объем бурового раствора, теряемого безвозвратно в процессе бурения при поглощении, в очистных устройствах со шламом и т.д., м3;

а - коэффициент запаса бурового раствора, принимаемый равным 1,5;

Vc - объем скважины в конце i-го интервала бурения с промывкой данным типом раствора, м3.

. (61)

где ni - норма расхода бурового раствора на 1 м проходки i-го интервала в зависимости от скорости бурения, диаметра скважины, и условий бурения, качества раствора и т.д.;

li - величина технологического интервала скважины, м.

. (62)

где Di - диаметр ствола скважины i-го технологического интервала, м;

ki - коэффициент кавернозности i-го интервала;

Количество глинопорошка Qгл,, кг для приготовления заданного объема глинистого раствора определяется по формуле

Qгл=qгл V. (63)

где qгл - количество глинопорошка, необходимое для приготовления 1 м3 глинистого раствора заданной плотности, кг/м3.

. (64)

где г - плотность сухого глинопорошка, кг/м3;

р - требуемая плотность бурового раствора, кг/м3;

в - плотность воды, взятой для приготовления раствора, кг/м3;

mГ - влажность глинопорошка, которую (при отсутствии данных) можно принимать в пределах 0,06-0,1.

Количество воды qв, м3 для приготовления заданного объема бурового раствора определяется по формуле

. (65)

Требуемое количество химических реагентов Qхр, кг находится по формуле

Qхр=n V. (66)

где n - норма расхода химических реагентов, кг/м3

Необходимая масса глины Мгл, кг определяется по формуле

Mгл=(1-Пг /100) гл Vгл . (67)

где Пг - содержание песка и других примесей в глиноматериале, %;

гл - плотность глиноматериала, кг/м3;

Vгл- объем глины, переходящей в буровой раствор в процессе разбуривания глинистой пачки, м3.

Vгл=0,785 D2i hгл. (68)

где hгл - толщина глинистых пачек i-го интервала, м.

Объем глинистого раствора Vбр, м3 получаемого самозамесом, определяется по формуле

Vбр = . (69)

где бр - плотность бурового раствора, кг/м3;

в - плотность воды, кг/м3.

Количество утяжелителя Qу, вводимого в обрабатываемый раствор, определяется по формуле

Qу = qу·V. (70)

где qу - количество утяжелителя, необходимое для утяжеления 1 м3 бурового раствора до заданной плотности, кг/м3.

qу = . (71)

где ур - заданная плотность утяжелённого бурового раствора, кг/м3;

у = 4600 кг/м3 - плотность сухого утяжелителя, кг/м3 используется в качестве утяжелителя барит марки КБ-6 ГОСТ 4682-84

ир - плотность исходного (обрабатываемого) раствора, кг/м3;

в = 1000 кг/м3 - плотность воды;

mу = 0,02 - 0,05 - влажность утяжелителя.

Расчет необходимого количество бурового раствора, глинопорошка, воды и химических реагентов, необходимых для бурения скважины в интервале 0 - 700 м:

Vп=40 м3

= 59,9 м3

= 147 м3

V=40+147+1,559,9 = 276,85 м3

gгл = 329 кг/м3

Qгл=329 276,85 = 91084 кг 91,08 т

= 0,88 м3/м3

Qв=0,88 276,85 = 244,28 м3

В раствор для бурения данного интервала вводятся добавки. Необходимое количество КМЦ, полимеры акрилового ряда, сода кальцинированная рассчитывается с учетом рецептуры раствора (3, 1, 1,5 кг на 1м3 соответственно):

Qкмц=3 276,85 = 830,55 кг

Qполим=1 276,85 = 276,85 кг

Qкал сод.=1,5 276,85 = 415,3 кг

Расчет необходимого количества материалов и химических реагентов для следующих интервалов производится аналогично, результаты расчета представлены в таблице 34.

2.16 Обоснование и выбор системы очистки бурового раствора

При выборе оборудования системы очистки учитывается время бурения и мощность разбуриваемых пород различного литологического состава с промывкой буровыми растворами различного типа.

Для очистки неутяжеленного бурового раствора применяется следующая система: вибросито (2 ступень), пескоотделитель (2 ступень), илоотделитель (2 ступень). Следует включать дегазаторы в связи с наличием в разрезе скважины газоносных пластов. Технология очистки представляет собой ряд последовательных операций, включающих грубую очистку на виброситах и тонкую очистку - пескоотделение и илоотделение - на гидроциклонных установках. Такой технологией достигается практически полное удаление из бурового раствора частиц шлама размером более 0,04 мм.

Оборудование для приготовления и очистки буровых растворов представлено в таблице 35.

Размещено на http://www.allbest.ru

Таблица 34 - Рецептура бурового раствора и потребность в компонентах для его приготовления

Интервал бурения (по вертикали), м

Наименование химреагентов и материалов

ГОСТ, ТУ

Цель применения реагента

Норма расхода, кг/м3

Потребность компонентов, кг

всего

запас на скважину

1

2

3

4

5

6

7

0-700

Глинопорошок

сода кальцин.

КМЦ - 700

полимеры акрилового ряда

ОСТ 39-202-86

ГОСТ 5100-85

ТУ 2231-037-26289127-2001-

Приготовление глинистой суспензии

Повышение выхода глинистого р-ра.

Снижение интенсивности кавернообразования при бурении ММП

200

1,5

3

1,0

7096,0

53,2

106,4

35,5

7096,0

53,2

106,4

35,5

700-2830

Глинопорошок

сода кальцин.

КМЦ - 700

полимеры акрилового ряда

полиакриламид(анало-ги)

НТФ

смазочная добавка

кольматант

ОСТ 39-202-86

ГОСТ 5100-85

ТУ 2231-037-26289127-2001

-

-

ТУ-6-09-5283-86

-

-

Приготовление глинистой суспензии

Повышение выхода глинистого р-ра.

Снижение интенсив. кавернообразов. при бурении ММП

200

1,5

3

1,0

3,0

0,2

3,5

22,02

21408,0160,6

321,1

107,0

671,7

44,8

783,7

4930,3

21408,0160,6

321,1

107,0

671,7

44,8

783,7

4930,3

2830-2910

NaCl

(КCL)

КМЦ

ксантовый биополимер

смазочная добавка

кольматант

ТУ 2111-081-00209527-98

ГОСТ 4568-95

ТУ 2231-037-26289127-2001

250,0

275,0

10,00

4,00

3,00

50,00

29270,0

32197,0

1170,8

468,3

351,2

5854,0

29270,0

32197,0

1170,8

468,3

351,2

5854,0

Таблица 35 - Оборудование для приготовления и очистки буровых растворов

№

п/п

Наименование

оборудования

Типоразмер

или шифр

Количество

комплектов, шт

ГОСТ, ОСТ, ТУ

на изготовление

Интервал применения, м

от (верх)

до (низ)

1

Гидромешалка

ГДМ-1

1

ТУ 39-01-396-78

0

2910

2

Вибросита

ВС-1 ( СВ-11,СВ-1Л)

3

ТУ 39-0147001-145-96

0

2910

3

Пескоотделитель

ГЦК-360 (400)

2

ГОСТ Р 12.2.141-99

0

2910

4

Илоотделитель

ИГ-45М

2

ТУ 26-02-1025-86

700

2910

5

Дегазатор

«Каскад - 40»

1

ТУ39-01470001-143-96

-

2910

6

Центрифуга

ОГШ 501У-01

1

ТУ 26-01-388-80

700

2910

Размещено на http://www.allbest.ru

2.17 Гидравлический расчет промывки скважины по интервалам

Производится расчет по [37].

Рассчитаем один из интервалов эксплуатационной колонны: 1950-2830 м.

Исходные данные для расчета:

1 Глубина бурения скважины L, м ………………………………..2830

2 Глубина залегания кровли пласта с максимальным градиентом пластового давления Lк, м………………………………………………...2830

3 Пластовое давление в пласте с максимальным градиентом пластового давления Рпл, МПа…………………………………......................................31,1

4 Глубина залегания подошвы пласта с минимальным градиентом гидроразрыва (поглощения) Lп, м ……………………..............................2445

5 Давление гидроразрыва (поглощения) Рг, МПа …….………...........44,4

6 Плотность разбуриваемых пород ?, кг/м3 ………………………..2200

7 Механическая скорость бурения ?м, м/с …………………..........0,0017

8 Момент турбобура, необходимый для разрушения породы, Мр, Н•м……….1650

9 Минимальная скорость подъема жидкости в затрубном пространстве, обеспечивающая вынос шлама, ?к, м/с…………………………….............0,4

10 Реологические свойства жидкости:

- динамическое напряжение сдвига ?0, Па ………….…………………...7

- пластическая вязкость ?, Па•с …………………………..………..…0,022

11 Тип бурового насоса..……………………….…..……………..УНБ-600

12 Подача бурового насоса м3/с………………………….............24,63•10-3

13 Давление создаваемое насосом……………………………..53 МПа

14 Число буровых насосов.……………………………….…….………..1

15 Диаметр скважины, м..……………………………………………..0,270

Элементы бурильной колонны:

Забойный двигатель: ТР-172РС

- расход промывочной жидкости, 10-3 м3/с …..…………….............35

- вращающий момент на валу, кН•м……..……………...………...............9

- перепад давления, МПа………………………………………...............2,4

- длина, м………………………………………………………………..8,0

- наружный диаметр dт, м…………………………………….............0,172

УБТ:

- длина l, м …………………………………………….…………..12

- наружный диаметр dн, м …………………………………………….0,178

- внутренний диаметр dв, м …………………………………...............0,080

ПК:

- длина l, м ……………………………………………...............1008

- наружный диаметр dн, м ………………………………………….0,127

- внутренний диаметр dв, м ……………………………………….......0,109

- наружный диаметр замкового соединения dм, м ……………….....0,152

ЛБТ:

- длина l, м …………………………………………………….......1802

- наружный диаметр dн, м …………………………………………….0,147

- внутренний диаметр dв, м …………………………………….........0,125

- наружный диаметр замкового соединения dм, м ………………...0,172

Элементы наземной обвязки:

Условный размер стояка, мм.…………………………………………...140

Диаметр проходного сечения, мм

- бурового рукава ……………………………………………..…………102

- вертлюга …………………………………………………..…………100

- ведущей трубы ………………………………………………………. 75

Так как способ бурения с применением ГЗД, то коэффициент а = 0,4 м/с и исходя из условий всасывания коэффициент наполнения m = 0,9.

Определим расход промывочной жидкости Q, м3/с при минимальном наружном диаметре бурильной колонны dн = 0,127 м и условии выноса шлама при скорости подъема жидкости в затрубном пространстве ?к = 0,6 м/с по формуле

Q = 0,785 · (dc2 - dн2) · ?к. (72)

Q = 0,785 · (0,272 - 0,1272) · 0,4 = 0,018 м3/с.

Определим расход промывочной жидкости из условия очистки забоя скважины

Q = а · 0,785 · dc2. (73)

Q = 0,4 · 0,785 · 0,272 = 0,023 м3/с.

По наибольшему значению Q = 0,023 м3/с выбираем диаметр втулок буровых насосов. Принимаем диаметр втулок 140 мм и определяем подачу насоса (n = 1) при коэффициенте наполнения m = 0,9 по формуле

Q = n • m • Qн. (74)

Q = 1 • 0,9 • 0,023 = 0,021 м3/с.

Определим минимальную скорость жидкости в кольцевом пространстве ?кп, м/с за трубами ПК

. (75)

Таблица 36 - Итоговые гидравлические параметры промывки

Интервал бурения, м

Режим работы насосов

Гидравлические сопротивления, МПа

от (верх)

до (низ)

расход, м3/с10-3

максимально допустимое давление, МПа

долота

турбобура

в трубах

в затрубе

в обвязке

общие

0

700

64

5,86

3,9

0

0,36

0

5,19

9,45

700

1950

35

13,6

3,9

3,97

6,58

0,3

2,64

17,39

1950

2830

35

14,1

4,33

5,41

12,58

0,663

0,903

23,866

2830

2910

15

22,07

4,55

4,56

26,15

0,72

0,46

36,44

Плотность промывочной жидкости, исходя из условия создания противодавления, препятствующего притоку в скважину пластового флюида ?=1220 кг/м3;

Проверяем, дает ли выбранный двигатель при расходе Q крутящий момент Мт, Н·м, необходимый для разрушения породы по соотношению

. (76)

Полученный момент превышает заданный, необходимый для разрушения породы МР = 4400 Н•м более чем на 20 %. Следовательно, мы можем использовать этот двигатель и втулки диаметром 140 мм насоса НБТ-600. Определяем критическую плотность промывочной жидкости, при которой может произойти гидроразрыв наиболее слабого из пластов слагающих разбуриваемый интервал по формуле

(77)

. (78)

где ? - содержание жидкости в шламожидкостном потоке без учета относительных скоростей;

?(?Ркп) - потери давления при движении промывочной жидкости в затрубном пространстве на пути от подошвы рассматриваемого пласта до устья скважины, Па;

?ш - плотность шлама, кг/м3;

Lп - глубина залегания подошвы рассматриваемого пласта, м;

?м - механическая скорость бурения.

Вычисляем параметры ? и ?(?Ркп)

Содержание шлама в промывочной жидкости 1 - ? = 0,002.

Для определения величины ?(?Ркп ) вычислим линейные и местные потери давления в затрубном пространстве до глубины залегания подошвы слабого пласта. Определяем критическое значение числа Рейнольдса промывочной жидкости Reкр , при котором происходит переход от структурного режима к турбулентному, по формуле

Reкр=2100+7,3•He0,58; (79)

где He - число Хедстрема

. (80)

За ПК

За УБТ 178 мм

За ЛБТ 147 мм

За двигателем

Вычисляем действительное число Рейнольдса при течении жидкости в кольцевом пространстве по формуле

(81)

За ПК

За УБТ 178 мм

За ЛБТ 147 мм

За двигателем

Движение жидкости в кольцевом пространстве происходит при ламинарном режиме (Reкп<Reкр).

Определим число Сен-Венана по формуле

. (82)

За ПК

За УБТ 178мм

За ЛБТ 147мм

За двигателем

Определяем параметр из зависимости ? = ?(S). Для течения жидкости в кольцевом канале за ПК: ?кп =0,9; за УБТ: ?кп =0,76, ?кп =0,81 ; за двигателем: ?кп =0,7.

Рассчитаем потери давления по длине кольцевого пространства ПК

. (83)

Местные потери давления от замков в кольцевом пространстве ?Рмк, МПа определяем по формуле (82) согласно исходным данным lт =8 м, dм =0,152 м

. (84)

За УБТ 178 мм

За ЛБТ 147 мм

За двигателем

Суммируя значения ?Ркп, получим ?(?Ркп)

?(?Ркп) = 0,125 + 0,024 + 0,0048 + 0,506+0,0032 = 0,663 МПа;

Определяем кр

Так как полученное значение ?кр больше принятого ? = 1220 кг/м3, то условие недопущения гидроразрыва пласта выполняется.

Вычисляем потери давлений внутри бурильных труб. Для этого определяем значения критических чисел Рейнольдса в бурильной колонне

В ПК 127•9

В УБТ 178 мм

В ЛБТ 147 мм

Вычислим действительные числа Рейнольдса жидкости в трубах

В ПК 127•9

В УБТ 178 мм

В ЛБТ 147 мм

В бурильной колонне везде действительные числа Reт > Reкр, следовательно, режим течения промывочной жидкости турбулентный, потери давления определяются по формуле Дарси-Вейсбаха. Рассчитаем значения коэффициентов гидравлического сопротивления по формуле

. (85)

где k - шероховатость (примем k = 3•10-4 м).

В ПК 127•9:

в УБТ 178 мм:

в ЛБТ 147 мм:

Вычислим потери давления внутри ПК, УБТ и ЛБТ бурильной колонны по формуле

. (86)

В ПК 127•9

В УБТ 178 мм:

В ЛБТ 147 мм:

Общие потери давления в трубах

?РТ = 12,58 МПа.

Вычислим потери давлений в наземной обвязке по формуле

?Р0 = (с + ш + в + к) • • Q2. (87)

где с, ш, в, к - коэффициенты гидравлических сопротивлений различных элементов обвязки.

с = 1,1 • 105 м-4, ш = 0,3 • 105 м-4, в = 0,3 • 105 м-4, к = 1,8 • 105 м-4;

?Р0 = (1,1 + 0,3 + 0,3 + 1,8) • 105 • 1220 • 0,0462 =0,903 МПа.

Определим перепад давления в двигателе по формуле

. (88)

Перепад давления ?Рг, МПа будет равен

?Рг = (1 - ?) • (?ш - ?) • g • L. (89)

?Рг = (1 - 0,998) • (2200 - 1220) • 9,81 • 2830 = 0,054 МПа.

Вычислим сумму потерь давления во всех элементах циркуляционной системы за исключением потерь давления в долоте по формуле

?Р - ?Рд = ?(?Рi) = ?(?Ркп) + ?Р0 + ?РТ + ?Рг. (90)

?Р-?Рд= 12,58+ 0,903 + 0,054 + 0,663 + 5,41 = 19,61 МПа.

Рассчитаем резерв давления на долоте по формуле

?Рд = 0,8 • Рн - (?Р - ?Рд). (91)

?Рд = 0,8 • 29,3 - 19,61 = 3,59 МПа.

Определим возможность гидромониторного эффекта, вычислив скорость течения жидкости в насадках долота по формуле

. (92)

где ? = 0,95 - коэффициент расхода;

Так как ?д > 80 м/с и перепад давления ?Рд < ?Ркр=12 МПа, то бурение данного интервала возможно с использованием гидромониторных долот.

Приняв ?д = 80 м/с, вычислим перепад давления в долоте по формуле

. (93)

МПа.

Таким образом, расчетное рабочее давление в насосе составит

Р = 19,61+4,33 = 23,94 МПа.

По графику (рисунок 6.28 [4]) определим утечки Qу в зависимости от полученного значения ?Рд = 4,33 МПа:

Qу=0,0008 м3/с.

Находим площадь промывочных отверстий по формуле

. (94)

Выбираем 4 насадки внутренним диаметром 14,3 мм.

Вычислим гидростатическое давление раствора без шлама по формуле

Рс = ? • g • L. (95)

Рс = 1220 • 9,81 • 2830 = 33,87 МПа.

Вычислим гидростатическое давление раствора с учетом шлама по формуле

Р?с = (? • ? + (1 - ?) • ?ш) • g • L. (96)

Р?с = (0,998 • 1220 + 0,002 • 2200) • 9,81 • 2830 =33,93 МПа.

Аналогично производим расчеты по другим интервалам. Результаты расчетов заносим в таблицы 36.

2.18 Обоснование плотности тампонажного раствора и тампонажных материалов

Цементирование кондуктора производится ПЦТ-II-50 ГОСТ 1581-96 плотностью 1,80 г/см3 обработанный полимером и ускорителем срока твердения.

Цементирование 168 мм эксплуатационной колонны производится цементом марки ПЦТ-I-100 ГОСТ 1581-96 плотностью 1,84 кг/см3.

Нижняя граница плотности должна быть выше плотности бурового раствора, что способствует более легкому его вытеснению. Верхняя граница выбрана с учетом недопущения гидроразрыва пород и поглощения тампонажного раствора. Верхняя и нижняя границы плотности раствора ?нотр, ?вотр, кг/м3 определяются по формулам

; (97)

. (98)

В приведенных выражениях: - плотность промывочной жидкости, верхний и нижний допустимые величины плотности тампонажного раствора, кг/м3;

кг/м3

кг/м3,

Для цементирования эксплуатационной колонны плотность тампонажного раствора:

Pкп< Pпогл.. (99)

где Pк.п - давление в кольцевом пространстве, МПа;

Ркп=Рскп+ ?Pкп+Рукп. (100)

где Pскп - гидростатическое давление в кольцевом пространстве столбов жидкостей, МПа;

?Pкп - гидростатическое давление в кольцевом пространстве, МПа;

Pукп - устьевое давление в кольцевом пространстве, МПа.

Значение Pскп находится по формуле для каждой жидкости в кольцевом пространстве и суммируем их.

. (101)

где ?i - плотность одной из жидкостей в заколонном пространстве, кг/м3;

hi - высота столба i-ой жидкости, м.

Значение ?Pкп находим для турбулентного режима течения вязкопластичной жидкости по формуле:

. (102)

где ? - коэффициент гидравлических сопротивлений, учитывая, чт о шероховатость элементов циркуляционной системы практически не известно, ее непостоянство в компоновке циркуляционной системе, можно в расчетах принимать ? = 0,02 - 0,03;

?i - плотность i-ой прокачиваемой жидкости, кг/м3;

Q - критическая производительность насосов цементировочных

агрегатов, м3/с;

Fкп - площадь сечения кольцевого пространства, м2.

Страница:


Подобные документы

Работы в архивах красиво оформлены согласно требованиям ВУЗов и содержат рисунки, диаграммы, формулы и т.д.
PPT, PPTX и PDF-файлы представлены только в архивах.
Рекомендуем скачать работу.

© 2000 — 2023, ООО «Олбест» Все права защищены