Размещено на http://www.allbest.ru

2

Размещено на http://www.allbest.ru

Проектирование эксплуатационной скважины на Туймазинском месторождении

СОДЕРЖАНИЕ

эксплуатационная скважина месторождение

• ВВЕДЕНИЕ
• 1. ГЕОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ
• 1.1 Сведения о районе работ
• 1.2 Литолого-стратиграфический разрез
• 2. ТЕХНИКО-ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ
• 2.1 Выбор профиля скважины
• 2.2 Расчет времени контакта зубьев
• 2.3 Расчет цементирования обсадной колонны
• 2.4 Выбор компоновки утяжеленных бурильных труб
• 2.5 Расчет колонны бурильных труб при роторном бурении
• 2.6 Гидравлическая программа промывки скважины
• 2.7 Производство спускоподъемных операций
• 3. СПЕЦИАЛЬНАЯ ГЛАВА: МЕТОДЫ ПОВЫШЕНИЯ НЕФТЕОТДАЧИ
• 3.1 Гидравлический разрыв пласта
• 4. ТЕХНИЧЕСКАЯ И ЭКОЛОГИЧЕСКАЯ БЕЗОПАСНОСТЬ
• ПРОВЕДЕНИЯ РАБОТ
• 4.1 Меры безопасности при бурении скважины
• 4.2 Мероприятия по охране окружающей среды и недр
• ЗАКЛЮЧЕНИЕ
• БИБЛИОГРАФИЧЕСКИЙ СПИСОК

ВВЕДЕНИЕ

В данном курсовом проекте разрабатывается технология бурения эксплуатационной скважины на Туймазинском месторождении, которое расположено в республике Башкортостан.

Проектируется бурение вертикальной скважины глубиной 1800 м, которая бурится для добычи нефти.

В данном проекте приводится краткая геологическая характеристика месторождения, технико-технологическая часть, производится выбор конструкции скважины, выбираются долота для различных интервалов бурения, рассчитывается цементирование эксплуатационной колонны, определяется расход промывочной жидкости, рассчитываются потери давления и гидравлическая программа промывки скважины. Приводятся мероприятия по обеспечению безопасных условий работы на буровых и охране недр в процессе бурения.

1. ГЕОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

1.1 Сведения о районе работ

Туймазинская площадь находится в западной части Республики Башкортостан. Она расположена в пределах Туймазинского района Республики Башкортостан в 180 км от г. Уфы, и часть Бавлинского района Республики Татарстан.

Месторождение открыто в 1937 г. С вводом его в промышленную разработку, в 1944 г., Туймазинский район из сельскохозяйственного превратился в один из крупнейших промышленных районов Башкирии.

Литологический состав подпочвенных слоев в пределах рассматриваемой территории меняется в зависимости от рельефа местности. На водораздельных платообразных возвышениях в основном песчано-глинистые образования, к низу переходящие в слабосцементированные песчаные породы и мергели казанского и татарского ярусов верхней перми. На обширных пониженных речных долинах наряду с аллювием встречаются красноцветные породы уфимского яруса и глинисто-галогенные образования кунгурского яруса.

Основными полезными ископаемыми являются нефть и строительные материалы, такие как глина, песок, известняк и гравий. Встречаются залежи гипса. Некоторые глины пригодны для приготовления глинистого раствора, необходимого для бурения скважин. [1].

Стратиграфия и тектоника

Общая мощность осадочных пород, вскрытых на Туймазинском месторождении выше кристаллического фундамента, достигает 1900 метров. По возрасту, они относятся к додевонским, девонским, каменноугольным и пермским отложениям. Разрез сложен преимущественно карбонатными отложениями, известняками и доломитами. Подчинённую роль играют терригенные отложения и совсем незначительную - гидрохимические осадки, залегающие в верхней части разреза. Промышленные нефтеносные горизонты приурочены к каменноугольным и девонским отложениям. Залежи нефти в каменноугольных отложениях приурочены к терригенным осадкам угленосной свиты. Нефть залегает в линзах мощностью от 6 до 12 м. Протяженность песчаных линз достигает 7 км при ширине 2-3 км. Основные запасы нефти на Туймазинском месторождении заключены в девонских песчаниках Д₁ и Д₂, которые приурочены к терригенным отложениям нижнефранского подъяруса верхнего девона Д₁ и живетского яруса среднего девона Д₂. Опорными горизонтами, которые отмечаются на каротажных диаграммах высоким сопротивлением являются: 1) верхний известняк, 2) средний известняк, 3) нижний известняк.

Средняя глубина залегания верхнего известняка 1650 метров. В разрезе выделяется 5 песчаных пластов, из которых нефтеносными являются Д₁, Д_{2 ,} Д₃ и Д_5. Пласт Д₁ и Д₂ хотя разобщены глинистым пропластком, но в силу того, что глинистый раздел местами размыт, оба пласта гидродинамически связанны между собой.

Структура Туймазинского месторождения по подошве репера «верхний известняк» представляет обширную (36 км 20 км) брахиантикальную структуру с четко выраженной ассиметрией (с крутым юго-восточным крылом (3 - 4?) и пологим юго-западным (до 30)) и двумя сводами: на юго-западе Александровским и в центре собственно Туймазинским.

Вершины сводов расположены вблизи крутого юго-восточного крыла, вдоль которого по девонским горизонтам прослеживается неглубокий прогиб. Осевая линия структуры изогнута и выпуклостью обращена в юго-восточном направлении. Далее к югу и юго-востоку от осевой линии отмечается обширная структурная терраса шириной 4-6 км. Еще далее к юго-востоку пологое залегание слоев сменяется новым их понижением под углом 1-4?. Амплитуда погружения юго-восточного крыла Туймазинской структуры достигает 100 м.

Северо-западный склон структуры характеризуется значительно меньшим числом локальных куполов и мульд, несколько сложнее построен лишь Апсалямовский участок и северная часть Александровской площади. Амплитуда Туймазинского и Александровского сводов соответственно равна 63 и 37м. [9].

Характеристика продуктивных пластов

Признаки нефти выявлены в размере от девонских до пермских отложений включительно. Самым нижним нефтеносным горизонтом является песчаный пласт Д4, в котором обнаружена небольшая залежь нефти на Александровской площади. Следующим нефтеносным горизонтом выше по разрезу является песчаный пласт Д3, в котором небольшие залежи обнаружены в наиболее повышенных участках структуры на Туймазинской площади. Одним из основных нефтеносных горизонтов являются песчаники пласта ДП, которые на Туймазинской площади содержат крупные (129 км) залежь нефти. Основной объект разработки Туймазинского месторождения приурочен к песчаникам пласта Д1 пашийского горизонта, нефтенасыщенным на Туймазинской площади (рис.1).

Пористость песчаников пластов Д1 и Д2 распределяется в довольно узком пределе: от 20% до 23% для Д₁, от 20% до 22 % для Д₂. Среднее значение пористости песчаников Д₁ и Д₂ практически одинаково и равно 21,5%. Лабораторные определения проницаемости девонских песчаников по кернам показывают большую проницаемость песчаников Д₁ по сравнению с Д₂.

Средневзвешенное значение проницаемости по пласту Д₁ составляет 0,45 дарси (450 миллидарси). Для пласта Д₂ наибольшая частота проницаемости приурочена к более узкому пределу проницаемости от 0,2 до 0,4. Средневзвешенное значение проницаемости для песчаников пласта Д₂ составляет 0,361 дарси.

Наиболее характерными радиусами поровых каналов для девонских песчаников являются радиусы от 7 до 12 мкм. Объем этих пор колеблется в пределах 60-75% от объема всех пор. Для малопроницаемых образцов характерны поры радиусом от 6 до 8 мкм и объём этих пор не превышает 30% порового пространства.

Пьезопроводность песчаников Д₁ и Д₂ варьирует в пределах соответственно для Д₁ от 12200 см²/сек в нефтяной части пласта до 30200 см²/сек в водяной, а для Д₂ от 8000 см²/сек для нефтяной до 21500 см²/сек в водяной части пласта.

Нефтенасыщенность девонских песчаников колеблется сравнительно в узких пределах - от 82 до 96%. Для пределов проницаемости от 375 до 700 миллидарси, характерных для девонских песчаников, содержание остаточной воды составляет 8% от объема пор. Эта величина погребённой воды при всех расчётах принимается как средняя и характерная для девонских песчаников. [3].

Физико-химические свойства нефти и пластовых вод

Водоносные горизонты в девонских отложениях приурочены к живетскому, франкскому и фаменскому ярусам. Воды всех девонских пластов Д₅, Д₄, Д₃, Д₂, Д₁ характеризуются одним и тем же составом. Воды хлоркальциевые, сильно минерализованные, практически безсульфатные. Характерной особенностью девонских вод является значительное содержание в них закисного железа и повышенное содержание брома. Общая минерализация пластовых вод девона достигает 275 г/л. Плотность колеблется в пределах 1187-1190 кг/м³.

Пласты Д₁ и Д₂ представляют собой единую гидравлическую систему, на что указывают одинаковые отметки поверхности водонефтяного контакта и одинаковая величина начального пластового давления.

Сравнивая изменения состава вод по площади, можно отметить общие черты, свойственные обоим пластам. Воды каждого пласта по площади неоднородны. Пластовые воды на юго-восточном крыле по сравнению с северо-западным имеют более высокую метаморфизацию, что указывает на застойный их характер.

Общая характеристика нефтей пластов Д₁ иД₂, по данным УфНИИ, представлена в таблицах 1 и 2. [3].

Таблица 1.Физическая характеристика девонской нефти Туймазинского месторождения.

Таблица 2. Общая химическая характеристика нефти Туймазинского месторождения.

Рис. 2. Структурная карта Туймазинского месторождения.

2. ТЕХНИКО-ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

2.1 Выбор профиля скважины

На данном месторождении на основе анализа фактических данных и других факторов эффективнее бурить вертикальные скважины. Так как на данном месторождение мощность продуктивного пласта очень мала, а также учитывая другие геологические параметры, целесообразным профилем скважины будет вертикальный.

Обоснование и расчет конструкции скважины

Конструкция скважины в интервале продуктивного пласта должна обеспечивать наилучшие условия поступления нефти и газа в скважину и наиболее эффективное использование пластовой энергии нефтегазовой залежи. Выбором правильной конструкции скважины в интервале продуктивного пласта решаются следующие задачи:

1) обеспечение наилучших условий дренирования продуктивного пласта;

2) задание величины заглубления скважины в продуктивный пласт, обеспечивающего безводную длительную добычу;

3) изоляция продуктивного пласта от близлежащих водоносных горизонтов;

4) защита продуктивного пласта от вредного влияния тампонажного раствора при цементировании или всемерное снижение этого влияния на проницаемость породы-коллектора.

Исходных данные для определения конструкции скважины приводятся в таблице 4.

Таблица 4. Геологический разрез с предположительными давлениями пласта и гидроразрыва

Конструкция скважины выбирается на основе графика совмещенных давлений.

• Коэффициент аномальности пластового давления
• (1)
• где Р_пл - пластовое давление, h - глубина от устья до рассматриваемого сечения.
• Индекс давления поглощения
• (2)
• где Р_п - давление поглощение,
• (3)
• (4)
• где k_р = 1,1 - коэффициент резерва
• Результаты вычислений приведены в табл. 5.
• Таблица 5.Результаты вычислений

	h	ka	kп	?0
1	730	0,97	1,26	1,07
2	1600	1,03	1,33	1,13
3	1800	0,99	1,28	1,09

Выбирается относительная плотность промывочной жидкости:

для всего интервала бурения выбираем с₀ = 1,09

На основании полученных данных строим график совмещенных давлений (рис. 3).

Рис. 3. График совмещенных давлений

Для данной скважины выбирается три обсадные колонны: направление глубиной 100 м, кондуктор - 730 м, эксплуатационная глубиной 1800 м. Каждая обсадная колонна цементируется до устья.

Диаметры обсадных колонн и долот

Диаметр эксплуатационной колонны

Расчет:

1. Наружный диаметр соединительной муфты для эксплуатационной колонны:

Расчетный диаметр долота для бурения под эксплуатационную колонну:

где

Выбор ближайшего нормализованного диаметра долота:

2. Определяем внутренний расчетный диаметр кондуктора:

Диаметр кондуктора:

с максимально допустимой толщиной стенки

Наружный диаметр соединительной муфты для кондуктора:

Расчетный диаметр долота для бурения под кондуктор:

где зазор

Диаметр долота:

3. Внутренний диаметр направления:

Диаметр направления:

с максимально допустимой толщиной стенки

Диаметр муфты:

Расчетный диаметр долота для бурения под направление:

Диаметр долота:

Расчет обсадных колонн на прочность

Обсадные колонны рассчитываются с учетом требований «Правил безопасности в нефтяной и газовой промышленности». Расчет колонны выполняется исходя из условия, что при любом самом неблагоприятном сочетании действующих нагрузок напряжение в опасном сечении трубы не превысит предела текучести ее материала и не вызовет необратимой деформации, которая в конечном счете может привести к разрушению обсадной колонны. Расчет избыточных давлений и веса колонны. Так при проектировании обсадной колонны учитывают нагрузки двух видов:

· наружное избыточное давление смятия;

· внутреннее избыточное давление в колонне;

С учетом регламентированных коэффициентов запаса прочности и справочных данных о показателях прочности обсадных труб при расчете обсадной колонны по расчетным нагрузкам подбираются трубы, соответствующей группы прочности стали и толщины стенки для комплектования секций обсадной колонны.

Исходные данные:

Расчетная схема, применяемая для расчета обсадных колонн спущенных в нефтяную эксплуатационную скважину, представлена на рисунке 4.

А - конец эксплуатации, Б - начало эксплуатации

Рис. 4. Расчетная схема для эксплуатационной скважины.

1) Коэффициент запаса на избыточное наружное давление:

n_кр = 1.15

2) Коэффициент запаса на избыточное внутреннее давление:

n_в = 1.15

3) Коэффициент запаса на страгивание:

n_стр = 1.15

Определение избыточного наружного давления в характерных точках:

1. z = 0;

P_ниz = 0,01с_рz (8)

где с_р - плотность промывочной жидкости, z - глубина

1.

2.

3. (9)

где с_цр - плотность цементного раствора, с_в - плотность скважинной жидкости, k - коэффициент разгрузки, характеризующий уменьшение напряжений в обсадной колонне при затвердевании цемента; k = 0,25;

Определение избыточного внутреннего давления в характерных точках:

1.

т.к. то для расчетов выбираем

2.

(10)

где Р_оп - давление опрессовки;

Эпюра давлений:

Рис. 5. Эпюра давления.

III) Проектирование обсадной колонны

Нижнюю часть обсадной колонны проверяем на наружные избыточные давления и выбираем трубы для первой секции:

Р_кр = nР_ниz = 1,1512 = 13,8 МПа

По таблице выбираем трубы группы прочности Д толщина стенки 6,5 мм

д = 6,5 мм, группа прочности Д, Р_кр = 19,4 МПа

Р_стр6,5Д=0,637МН q_7.3=кН

По формуле (11) определяется допустимая глубина спуска данной обсадной колонны с учетом предельно допустимой нагрузки на страгивание резьбовых соединений:

(11)

Длина труб секции: l₁ = 1800 м,

Вес труб секции: Q₁ = 0,22610^-31800= 0,4068 МН

Растягивающая нагрузка, при которой напряжение в теле труб достигает предела текучести:

,

Из расчётов следует, что трубы данной группы прочности и сданной толщиной стенки можно использовать для всей скважины.

Полученные данные заносим в табл. 6.

Таблица 6. Сводная таблица длины и веса секций бурильных труб

№ секции снизу вверх	Толщина стенки, мм	Интервал спуска, м	Длина секции, м	Вес 1 м труб, кН	Вес секции, МН
1	6,5	0 - 1800	1800	0,226	0,407

Выбор типов породоразрушающих инструментов

В соответствии с геологическими данными (табл. 4) и данными по категориям твердости и абразивности весь геологический разрез разделяется на пачки пород, сходные приближенно по твердости и абразивности, а затем подбирается необходимые для бурения в каждой из этих пачек пород долота (I пачка 0 - 100 м, II пачка 100 - 730 м, III пачка 730 - 1800 м).

Исходя из этих условий, используя специальную классификационную таблицу (табл.7) парных соответствий категорий твердости и абразивности пород типов шарошечных долот, выбирается долота для каждой пачки. Так, для I пачки рациональным является долото III393,7М-ЦВ, для II пачки - долото III269,9МС-ГАУ, для III пачки - долото III190,5С-ГНУ.

Таблица 7. Геологические и физико-механические сведения по проектной скважине

Масштаб

Стратиграфический разрез

Литологическое описание пород

Интервалы возможных осложнений

Динамическая прочность

Коэффициент абразивности

Объединенный показатель по буримости

Категория по буримости

Трещиноватость

Устойчивость

Тип ПРИ

100

P

Уфимский ярус

пески

водопоглощение

2,5

0,4

2,5

II

трещиноватые

не у.

M

Кунгурский ярус

гипс, ангидрит

3,14

0,4

3

III

устойчивые

300

400

C

Сакм. Ярус

известняки

Верхний карбонатный

доломиты

730

800

Каширский горизонт

известняки, доломиты

10,1

0,4

9,8

V

не трещиноватые

C

900

Башкирский

Серпуховский ярус

1100

1200

Окский п/яр

известняки, песчаники, глины

6,1

0,6

8,9

V

C

1300

Тульский горизонт

1400

Турнейский ярус

песчаники

5,6

0,8

10,3

VI

трещ.

C

1500

D

Верхнефамский п/яр

доломиты, известняки

10,1

0,4

9,8

VI

не трещ.

C

1600

Нижнефамский п/яр

1700

Верхнефранский п/яр

песчаники, алевролиты

9

0,7

12,1

VI

трещ.

C

1800

Старооскольский

Выбор способа бурения скважины

Основные требования к выбору способа бурения - необходимость обеспечения успешной проводки ствола скважины при возможных осложнениях с высокими технико-экономическими показателями. В данном курсовом проекте выбирается роторный способ бурения, так как он соответствует всем заданным условиям бурения. Диаметр проходного отверстия ротора должен быть достаточным для спуска долот и обсадных труб, используемых при бурении скважин:

D_п.о= D_д.н+ д (12)

где D_д.н - диаметр долота при бурении под направление в мм, д - диаметральный зазор в мм.

Следовательно D_п.о = 393,7 + 50 = 443,7 мм. Выбираю ротор Р-460.

2.2 Расчет времени контакта зубьев

Продолжительность контакта зубьев долота с забоем определяется по формуле:

(13)

где n_д -частота вращения долота, z_max - количество зубьев периферийного венца, d_ш - диаметр шарошки.

Для развития объемного разрушения минимального необходимо время контакта для пород средней плотности равно ф_min = 0,005 - 0,006 c.

Т.к. ф_k < ф_min, частота вращения для создания объемного разрушения уменьшается до 200 об/мин. Тогда ф_k = 0,008 с.

Начальная площадь контакта:

(14)

где з_z - коэффициент перекрытия, b_н - ширина площадки начального притупления.

По формуле (15) находится площадь контакта, соответствующая объемному разрушению:

(15)

где Р₀ - осевая нагрузка, Р_ш - твердость по штампу

Т.к. F_н < F_об можно считать, что долото будет осуществлять объемное разрушение породы.

По формуле (16) с учетом (17) определяется конечная площадь контакта долота с забоем, соответствующая максимальному износу зубьев:

(16)

где b_k - ширина площадки притупления зуба на момент его максимального износа.

(17)

где , h_z - высота зубьев.

Тогда по формуле (18) доля объемного разрушения в процессе работы долота:

(18)

где и - относительная длительность объемного разрушения породы

Низкое значение и показывает на недостаточную нагрузку долота. Предельно допустимая по условию прочности нагрузка для долота соответствует выражению (19):

P_max = q_maxD_д (19)

q_max = 10 - 12 кН/см - предельно допустимая удельная нагрузка на 1 см диаметра долота.

P_max = 12 19.0 = 228 кН.

Принятая величина нагрузки должна составлять не более 0,5 - 0,7P_max.

Если увеличить нагрузку на долото до 160 кН, что примерно равно 0,6P_max, то

, что соответствует нормальному режиму бурения долотом типа С.

Таким образом, расчет показывает, что долота типа С (при осевой нагрузке Р_д = 137 кН частотой вращения 200 об/мин) основную часть рейса работают в режиме усталостного разрушения породы.

2.3 Расчет цементирования обсадной колонны

Упрощение расчета состоит в следующем допущении, что цементируемый интервал пород выдержит столб тампонажного раствора и не произойдет гидроразрыва пласта.

В реальных условиях для решения этой задачи применяют облегченные тампонажные материалы.

Схема цементажа обсадной колонны представлена на рисунке 6.

Рис. 6. Схема цементажа обсадной колонны.

Н - глубина скважины;

h - высота цементной пробки (высота остановки стоп-кольца);

1) Определение высоты столба за колонной:

(21)

h_р = 0, т.к цементацию ведем до устья;

2) Расчет необходимого объема цементного раствора:

 (22)

где k₁ - коэффициент заполнения каверн = 1,15, D - диаметр скважины, d₁ - наружный диаметр обсадной трубы, d₂ - внутренний диаметр обсадной трубы.

3) Определение потребного количества сухого цемента:

(23)

где m - водоцементное отношение (m = 0,5), k₂ - коэффициент учитывающий потери (k₂=1,05)

4) Определение количества воды для приготовления расчетного объема цементного раствора:

(24)

5) Определение потребного объема продавочнго раствора:

(25)

где Д - коэффициент сжимаемости бурового раствора = 1,04, V_м - вместимость манифольда (из справочника), h - высота цементного стакана;

6) Определение высоты столба буферной жидкости:

(20)

где z_пл - отметка продуктивного горизонта от устья, с_б - плотность буферной жидкости = 1,0 г/см³, с_в - плотность пресной воды.

,

т.к. превышает глубину скважины плотность буферной жидкости выбираем из следующего соотношения , и принимаем высоту столба буферной жидкости равной , что достаточно для качественного цементирования.

7) Определение максимального давления перед посадкой пробки на упорное кольцо:

P_max = P₁ + P₂ (26)

где P₁ - давление создаваемое за счет разности плотностей жидкости в затрубном пространстве и в трубах, P₂ - давление необходимое для преодоления гидравлического сопротивления,

 (27)

Р₁ = 0,01[ 200 1,3 +1800 1,86 - 20 1,86 - (1800 - 20) 1,09] = 16,3 МПа

По формуле Шищенко-Бакланова:

Т.к. Н > 1500, то Р₂ = 0,001 Н + 0,8;

Р₂ = 0,001 1800 + 0,8 = 2,6 МПа,

P_max = 16,3 + 2,6 = 18,9 МПа;

8) Определение числа необходимого цементировочных агрегатов из условий обеспечения определенной скорости течения цементного раствора в кольцевом пространстве:

_ц = 2 м/с,

Определение потребной подачи цементировочных агрегатов для обеспечения выбранной скорости:

(27)

где F_з - площадь затрубного пространства

(28)

где V_ст - объем цементного раствора образующего стоп-кольцо,

Q = 0,0134 2 = 0,0268 м³/с = 26,8 дм³/с,

Марка агрегата: 4АН-700

Q_III = 17,3 дм³/с, P_III = 24 МПА

Потребное число цементировочных агрегатов:

(29)

Необходимое количество цементировочных агрегатов принимается n = 3.

9) Определение необходимого количества цементосмесительных машин:

(30)

где V_бцн - объем бункера цементосмесительной машины, _н - насыщенная объемная масса цемента = 1,21 [т/м³]

Марка цементосмесительной машины: 2СМН-20.

Принимается m = 2

10) Определение количества цементировочных агрегатов при закачке буферной жидкости объемом V_б:

(31)

V_б = 0,785 (0,1905² - 0,1461²) 200 = 2,35 м³,

V_мб = 8 м³,

V_б < V_мб, тогда n₁ = 1;

11) Определение числа цементировочных агрегатов при закачке цементного раствора:

n₂ = 2m = 4;

12) Определение продолжительности закачки цементного раствора:

Предусматривается закачивание 0,98V_пр с помощью (n -1) цементировочных агрегатов на III передаче.

Оставшиеся 0,02V_пр будут закачиваться одним агрегатом при той же подаче, что необходимо для ловли момента посадки верхней пробки на упорное кольцо.

Т.к. V_ц < V_пр, то гидравлические давления будут меньше расчетных, тогда можно взять Q_IV = 22,0 дм³/с.

(32)

мин,

13) Выбор цементного раствора для цементирования обсадной колонны характеризующийся временем загустевания:

(33)

t_з = t_ц / 0,75 = 45 мин.

Принимается цементный раствор на основе портландцемента + 20% глиноземистого цемента со следующими характеристиками: растекаемость Р = 14 см, начало схватывания Н_схв = 1,5 ч, конец схватывания К_схв = 3 ч, ожидание затвердевания цемента ОЗЦ = 8 ч.

Цементирование скважин осуществляется с целью разобщения пластов при заполнении заколонного пространства скважины или участка обсадной колонны суспензией вяжущих материалов. От качества разобщения пластов в значительной степени зависит долговечность эксплуатации скважин на нефть и газ. В данном проекте применен одноступенчатый способ цементирования, то есть в заданный интервал подается тампонажный раствор за один прием.

2.4 Выбор компоновки утяжеленных бурильных труб

1) По диаметру долота выбираем диаметр основной секции УБТ D_УБТ(1) = 159 мм и диаметр бурильных труб D_БТ = 89 мм.

Для обеспечения плавного перехода по жесткости от УБТ к бурильным трубам, компоновка УБТ выбирается ступенчатой. При этом количество ступеней должно быть таким, чтобы при переходе к БТ и переходах между ступенями УБТ должно выполнять следующие условия:

(34)

где D_УБТ(n) - диаметр УБТ последней ступени, D_БТ(1) - диаметр БТ первой секции, D_УБТ(i-1), D_УБТ(i), D_УБТ(i+1) - диаметры УБТ предыдущей, текущей, последующей секции.

Диаметр основной и дополнительных секций УБТ выбирается так, чтобы удовлетворяло условию (34): D_УБТ(1) = 159 мм.

D_УБТ(2)р = 0,75D_УБТ(1) = 119 мм, следовательно выбирается ближайшее большее значение диаметра УБТ: диаметр дополнительной секции: D_УБТ(2) = 131 мм.

Длина второй секции принимается равной l_УБТ(2) = 8 м.

D_УБТ(3)р = 1,333D_бт(1) = 118,6 мм, следовательно выбираем ближайшее меньшее значение диаметра УБТ:

D_УБТ(3) = 108 мм.

Длина третьей секции принимается равной l_УБТ(3) = 8 м.

2) Длина основной секции УБТ рассчитается по формуле (35):

(35)

где q_УБТ(1) - вес одного метра УБТ основной секции, k_д - коэффициент нагрузки на долото, Р_д - осевая нагрузка на долото, G - масса забойного двигателя, Q_? - вес всех элементов КНБК за исключением долота, q_УБТ(i) - вес одного метра УБТ i-ой секции, l_УБТ(i) - длина i-ой секции УБТ (l_УБТ(i)=8 м).

3) Вес всей компоновки УБТ производится по формуле (36):

(36)

Компоновка УБТ представлена на рисунке 7.

Размещено на http://www.allbest.ru

2

Размещено на http://www.allbest.ru

Рис. 7 Компоновка УБТ.

2.5 Расчет колонны бурильных труб при роторном бурении

При роторном бурении после выбора диаметра бурильных труб выполняется расчет на выносливость, а потом на статическую прочность.

1) Расчет на выносливость:

а) Переменные напряжения изгиба

(37)

где Е - модуль упругости материала бурильных труб, J - осевой момент изгиба, f - стрела прогиба, L₀ - длина половины волны в результате потери устойчивости КБТ при вращении в нулевом сечении над УБТ, W_изг - момент сопротивления высаженного конца в основной плоскости резьбы (в справочнике по диаметру бурильной трубы).

(38)

где D и d- наружный и внутренний диаметр трубы соответственно.

где D_скв - диаметр скважины, D_скв = 1,1D_д, где D_д - диаметр долота, d_з - диаметр замка.

Длина полуволны определяется для сечения непосредственно над УБТ:

(39)

где щ - угловая скорость вращения бурильных труб, m₁ - масса 1 м бурильных труб [кг].

(40)

где n - частота вращения долота.

(41)

где D_нк и d_вк - наружный и внутренний диаметры высаженного конца, м.

б) Вычисляем коэффициент запаса прочности на выносливость:

(42)

где (_-1)_Д - предел прочности трубы в Па, в - коэффициент понижения предела прочности за счет нарезки резьбы (в = 0,6).

, что допустимо.

2) Расчет на статическую прочность.

а) Нормальное растягивающее напряжение в поперечном сечении m-ной секции бурильной колонны:

(43)

где k - коэффициент дополнительных сопротивлений (k=1,15), m - порядковый номер секции колонны БТ, Q_i - вес i-ой секции бурильных труб в Н, Q_УБТ - вес УБТ в Н, ДР - перепад давления на долоте в МПа (0,10,35), F_к - площадь поперечного сечения канала трубы в м² (F_к = 0,785d²), F - площадь поперечного сечения тела трубы в м² (F=0,785(D²-d²)).

Вес колонны бурильных труб:

(44)

где q_БТ7 - вес 1 м гладкой трубы в кг (q_БТ7 = 14,2), l_БТ - длина БТ в м.

м²

м²

МПа

б) Касательные напряжения для труб m-ой секции:

(45)

где М_кр - крутящий момент в Нм, W_кр - полярный момент в м³.

(46)

где N_вi - мощность, затрачиваемая на вращение i-го участка колонны в кВт, N_д - мощность, затрачиваемая на вращение долота в кВт, n - частота вращения снаряда.

(47)

где L_i - длина i-ой секции в м, D_i - наружный диаметр i-ой секции в м, D_д - диаметр долота в м, с_р - плотность промывочной жидкости [г/см³]

кВт

(48)

где С - коэффициент учитывающий крепость горных пород (для пород средней твердости =0,69) , Р_д - осевая нагрузка в кН

Нм

(49)

м³

МПа

в) Коэффициент запаса прочности при совместном действии нормального и касательного напряжений:

(50)

где _т - предел текучести материала труб

что удовлетворяет условию.

Общий вес бурильной колонны с УБТ составил:

Q_бк =1696 м 0,142 кН/м + 104 кН = 345 кН = 0,345 МН.

На основании полученных результатов выбрана буровая установка Уралмаш 3000БЭ (с максимальной грузоподъемностью 1,7 МН, оснасткой талевой системы 56, лебедкой У2-2-11, электрическим приводом переменного тока и двумя буровыми насосами БРН-1 и ротором Р-460).

2.6 Гидравлическая программа промывки скважины

Исходные данные:

Бурение ведется роторным способом, установлено два насоса БРН-1.

Напорная линия: стояк диаметром 0,141 мм, буровой шланг с внутренним диаметром 0,1 м, вертлюг с условным диаметром проходного сечения 0,103 м, ведущую трубу с диаметром проходного сечения 0,074 м. Максимально допустимое рабочее давление напорной линии 19,6 МПа.

Плотность бурового раствора с=1090 кг/м³, реологические свойства раствора: ф₀=2,2 Па, =0,014 Пас. Давление гидроразрыва на глубине 1800 м р_гр=21,6 МПа.

Расчетные формулы:

1) Определение расхода промывочной жидкости:

(51)

где х - скорость восходящего потока промывочной жидкости в м/с, D_скв и d - диаметр скважины и наружный диаметр бурильных труб, соответственно, м.

2) Режим течения промывочной жидкости:

Определяется скоростью потока, плотностью и реологическими характеристиками жидкостей, а также размерами канала. Область существования ламинарного режима течения воды и других вязких жидкостей определяется условием:

(52)

где Re - критерий Рейнольдса.

При промывке скважины водой критерий Рейнольдса рассчитывается по формулам:

- для бурильных (утяжеленных) труб:

(53)

где Q - объемный расход бурового раствора в м³/с, с - плотность промывочной жидкости, d₀ - внутренний диаметр бурильных (утяжеленных) труб в м, - динамический коэффициент вязкости в Пас.

- для кольцевого пространства:

(54)

где D - диаметр скважины в м, d - внешний диаметр бурильных (утяжеленных) труб в м.

Если критерий Рейнольдса больше его критического значения Re > R_кр, то режим течения будет турбулентным, если меньше критического - ламинарный.

В случае если при промывке скважины используют вязкопластичную промывочную жидкость, в формулах (53) и (54) величину следует заменить на пластическую вязкость и определить режим течения промывочной жидкости.

При промывке скважин вязкопластичными буровыми растворами режим течения зависит от критерия Хедстрема:

- для бурильных труб:

(55)

где ф₀ - динамическое напряжение сдвига в Па, - пластическая вязкость в Пас.

- для кольцевого пространства:

(56)

При Re > Re_кр критическое значение критерия Рейнольдса можно определить по формуле:

(57)

где Не - критерий подобия Хедстермана.

3) Баланс давления:

 (58)

где р₀=(0,65-0,85)р_max - рабочее давление буровых насосов, р_max - максимальное (паспортное) давление бурового насоса, р_м - потери давления в нагнетательном трубопроводе и элементах наземного оборудования, p_б.к - потери давления в бурильной колонне, р_к.п - потери давления в кольцевом пространстве, р_д - потери давления в насадках долота, р_дв - потери давления в забойном двигателе (из технической характеристики двигателя).

а) Потери в элементах наземного оборудования:

(59)

где - плотность промывочной жидкости в кг/м³, Q - расход промывочной жидкости в м³/c, а_м - суммарный коэффициент гидравлических потерь в элементах обвязки.

(60)

где а_мi -коэффициент потерь в отдельных элементах циркуляционной системы (стояк, буровой шланг, вертлюг, ведущая труба).

б) Потери давления в бурильной колонне:

(61)

где р_т - потери давления в гладкой части БТ, р_убт - потери давления в УБТ, р_зам - потери давления в замковых (муфтовых) соединениях.

- потери давления в бурильных трубах:

 (62)

где л_т(убт) - коэффициент гидравлического сопротивления , L_i - длина i-го участка бурильной колонны (УБТ) в м, d_0i - внутренний диаметр i-го участка бурильной колонны (УБТ) в м.

- потери давления в замках:

(63)

где n - число замковых соединения по длине колонны, - коэффициент гидравлического сопротивления замкового (муфтового) соединения.

(64)

где l - длина колонны бурильных труб, l_n - длина одной секции.

(65)

где d_min - минимальный диаметр проходного сечения в высаженной части бурильной трубы, замковом соединении в м.

в) Потери давления в кольцевом пространстве:

(66)

где - потери давления в кольцевом пространстве (рассчитывается для обсаженной и необсаженной части ствола скважины раздельно), - дополнительные потери давления для преодоления местных сопротивлений в кольцевом пространстве.

- потери давления в кольцевом пространстве:

(67)

где л_к.п. - коэффициент гидравлического сопротивления в кольцевом пространстве (определяется по графику зависимости л от Re для буровых растворов в обсаженном и необсаженном кольцевом пространстве скважины), с_к.п. - плотность промывочной жидкости с учетом обогащения шламом (с_к.п. = с + [34%]с).

- дополнительные потери давления для преодоления местных сопротивлений в кольцевом пространстве:

(68)

где _к.п. - сумма коэффициентов местных сопротивлений _i в кольцевом пространстве скважины.

(69)

4) Оценка возможности гидроразрыва пластов:

Давление в циркуляционной системе скважины может вызвать гидроразрыв пластов, если это давление превышает давление гидроразрыва:

(70)

где р_гд - гидравлическое давление на пласт, р_гр - давление гидроразрыва,

(71)

где Н -глубина забоя скважины по вертикали в м.

5) Определение перепада давления и диаметров насадок гидромониторных долот:

Перепад давления на долоте:

(72)

Расчетный диаметр насадоки:

(73)

где Q_д - действительный расход промывочной жидкости, z - число гидромониторных насадок в долоте, р_д - перепад давления на долоте.

Расчет:

1) Определение расхода промывочной жидкости:

м³/с.

Для обеспечения расхода промывочной жидкости используются два насоса БРН-1 с диаметром втулок 140 мм:

Q₀ = 20,018 = 0,036 м³/с,

Рабочее давление принимается равное 0,85:

р₀ = 0,8514,6 = 12,4 МПа.

2) Режим течение промывочной жидкости:

- для бурильных труб и убт:

- турбулентный режим течения.

- для кольцевого пространства для обсаженной и необсаженной части ствола скважины:

для обсаженной части:

- турбулентный режим течения.

3) Баланс давления:

а) Потери в элементах наземного оборудования:

МПа.

б) Потери давления в бурильной колонне:

- потери давления в бурильных трубах и убт:

МПа

- потери давления в замках:

МПа

МПа

в) Потери давления в кольцевом пространстве:

- потери давления в кольцевом пространстве:

для обсаженной части:

МПа

для необсаженной части:

МПа

- дополнительные потери давления для преодоления местных сопротивлений в кольцевом пространстве:

МПа

Мпа

4) Оценка возможности гидроразрыва пластов:

Мпа

р_гд < р_гр (19,9 < 21,6), это означает, что гидроразрыва пластов в процессе циркуляции бурового раствора в скважине не произойдет.

5) Определение перепада давления и диаметров насадок гидромониторных долот:

Перепад давления на долоте:

Расчетный диаметр насадок:

м

Округляя это значение, получаем фактический размер насадки d_н.ф. = 0,017 м.

2.7 Производство спускоподъемных операций

Задачей этого раздела является расчет числа свечей бурильных труб, поднимаемых на различных рациональных скоростях подъема.

После выбора буровой установки по технической характеристике лебедки, входящей в ее комплект, устанавливаются скорости подъема крюка при определенной схеме талевой оснастки.

Исходные данные:

Для бурения применяется буровая установка БУ-80БрЭ, в состав которой входит лебедка У2-2-11, имеющая пять скоростей подъема при оснастке талей 56: х_п1 = 0,316 м/с, х_п2 = 0,592 м/с, х_п3 = 0,776 м/с, х_п4 = 0,822 м/с, х_п5 = 1,45 м/с, х_п6 = 2,01 м/с. Длина свечи 24 м, _т = 0,73. Мощность на барабане лебедки 661 кВт.

Расчет:

1) Определение веса бурильных труб при различных скоростях подъема:

(74)

где N - мощность на подъемном валу лебедки в кВт, _т - КПД талевой системы, х_пi - скорость подъема крюка при i-ой скорости в м/с, л - коэффициент перегрузки для электродвигателя, л = 1,3.



2) Длина бурильных труб, начиная с которой необходимо переходить на соответствующую более высокую скорость подъема:

(75)

где q_пр - вес 1м КБТ в Н/м.

3) Число свечей, поднимаемое на различных скоростях подъема:

(76)

где l_i-1 - длина бурильных труб, начиная с которой подъем ведется на скорости х_i-1, l_i - длина бурильных труб, начиная с которой переходят на скорость х_i подъема в м, l_св - длина свечи в м.

Результаты расчета приводим в виде графика рационального режима подъема бурового инструмента (рис 8):

Рис. 8 График рационального режима подъема бурового инструмента.

3. СПЕЦИАЛЬНАЯ ГЛАВА: МЕТОДЫ ПОВЫШЕНИЯ НЕФТЕОТДАЧИ

3.1 Гидравлический разрыв пласта

Скважинно-трещинные системы разработки. Использование скважин с горизонтальными стволами при разработке сильнослоистых пластов, особенно таких, где отдельные проницаемые прослои отделены друг от друга непроницаемыми перемычками, может привести к значительному снижению нефтеотдачи ввиду того, что горизонтальными слоями вскрываются в лучшем случае лишь отдельные прослои пласта, а из остальных нефтенасыщенных слоев нефть не извлекается.

Одним из выходов из этой трудности является применение таких наклонно-направленных скважин, стволы которых, будучи не вполне горизонтальными, вскрывают все прослои пласта. Но эффективность таких скважин по сравнению с обычными вертикальными скважинами невелика, так как площади дренирования ими отдельных прослоев останутся небольшими.

Преодолеть описанную выше трудность позволяет массовое проведение на месторождении гидравлического разрыва пласта (ГРП) как в вертикальных, так и в наклонно направленных скважинах.

ГРП - это специальная технологическая операция по воздействию, в первую очередь, на прилегающую к стволу скважины зону пласта ("призабойную зону"), при осуществлении которой в скважине, в пределах продуктивного пласта, создается высокое давление путем закачки в пласт загущенной жидкости. Под действием высокого давления в породах пласта образуются трещины. В большинстве случаев при этом создаются трещины, рассекающие пласт в вертикальном направлении ("вертикальные трещины"), имеющие значительную протяженность (порядка 100м и более) в горизонтальной плоскости. В процессе гидравлического разрыва пласта обычно получает наибольшее распространение одна вертикальная трещина, развивающаяся в две стороны от скважины.