Строительство нефтяных и газовых скважин на примере скважины № 135 Ножовского месторождения
Характеристика литолого-стратиграфического разреза. Возможные осложнения при строительстве скважины. Особенности геофизических работ в скважине, проектирование ее конструкции. Выбор конструкции забоя и расчет глубины скважины. Выбор способа бурения.
| Рубрика | Производство и технологии |
| Вид | курсовая работа |
| Язык | русский |
| Дата добавления | 28.12.2014 |
| Размер файла | 618,1 K |
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.
Размещено на http://www.allbest.ru/
Министерство образования Российской Федерации
Пермский государственный технический университет
Кафедра бурения нефтяных и газовых скважин
Курсовая работа
"Строительство нефтяных и газовых скважин на примере скважины № 135 Ножовского месторождения"
Выполнил: студент гр. БНГСу-07
Исаков С.М.
Пермь 2010
Содержание
- 1. Введение
- 2. Геологическая часть
- 2.1 Характеристика литолого-стратиграфического разреза
- 2.2 Водоносность
- 2.3 Нефтегазоносность
- 2.4 Возможные осложнения при строительстве скважины
- 2.5 Геофизические работы в скважине
- 3. Технологическая часть
- 3.1 Проектирование конструкции скважины
- 3.1.1 Выбор конструкции забоя и расчет глубины скважины
- 3.1.2 Выбор числа обсадных колонн
- 3.2 Расчет диаметров обсадных колонн и долот
- 3.3 Расчет профиля ствола скважины
- 3.4 Расчет эксплуатационной колонны
- 3.5 Выбор способа бурения
- 3.6 Выбор типов долот и режимов бурения
- 3.7 Расчет бурильной колонны
- 3.8 Крепление скважины
- 3.9 Испытание продуктивных пластов
- 4. Техническая часть
- 5. Меры по охране труда и защите окружающей среды
- 5.1 Техника безопасности при бурении
- 5.2 Охрана недр и окружающей среды
- 5.3 Охрана труда и техника безопасности
- 6. Специальная часть
- 6.1 Смазка резьбовых соединений бурильных и обсадных труб
- 6.2 Испытания соединений обсадных труд на герметичность
- 6.2.1 Испытания соединений с использованием графитовой смазки
- 6.3 Испытание соединений с применением специальных уплотнительных смазок
- 6.4 Испытание резьбовых соединений обсадных труб с применением полимеризующихся составов
1. Введение
Таблица 1.1 Сведения о районе буровых работ
|
№ |
Наименование |
Значение |
|
|
1 |
Номер скважины, строящийся по данному проекту |
135 |
|
|
2 |
Месторождение |
Ножовское |
|
|
3 |
Расположение |
Суша |
|
|
4 |
Организация недропользователь |
ЗАО "Лукойл-Пермь" |
|
|
5 |
Буровая организация-подрядчик |
ООО "Евразия" |
|
|
6 |
Назначение скважины |
Эксплуатационная |
|
|
7 |
Проектный горизонт |
Турнейский |
|
|
8 |
Профиль ствола скважины |
Наклонно-направленный |
|
|
9 |
Тип профиля |
Четырехинтервальный |
|
|
10 |
Проложение ствола, м |
404,5 |
|
|
11 |
Проектная глубина, м: по вертикали/по стволу |
1630/1768 |
|
|
12 |
Административное расположение Республика Область (край) Район |
Россия Пермская Частинский |
|
|
13 |
Год ввода площади в бурение |
1965 |
|
|
14 |
Год ввода площади (месторождения) в эксплуатацию |
1992 |
|
|
15 |
Температура воздуха °С, среднегодовая наибольшая летняя наименьшая зимняя |
+1.5 +35 43 |
|
|
16 |
Среднегодовое количество осадков, мм |
518 |
|
|
17 |
Максимальная глубина промерзания грунта, м |
1.3-1.6 |
|
|
18 |
Продолжительность зимнего периода в году; сутки. |
166 |
|
|
19 |
Азимут преобладающего направления ветра, град. |
Юго-западная |
|
|
20 |
Наибольшая скорость ветра, м/с |
5% и более - 7м/сек |
2. Геологическая часть
2.1 Характеристика литолого-стратиграфического разреза
Таблица 2.1.1 Стратиграфический разрез скважины
|
Глубина залегания, м |
Индекс |
Стратиграфическое подразделение |
Горные породы |
||||
|
По вертикали |
По стволу |
||||||
|
От |
До |
От |
До |
||||
|
0 |
10 |
0 |
10 |
Q |
Четвертичные отложения |
Суглинки, глины, пески |
|
|
10 |
534 |
10 |
534 |
Р2u |
Верхнеуфимские отложения |
аргиллиты с прослоями песчаников, алевролитов, известняка и мергеля. |
|
|
534 |
594 |
534 |
594 |
Р1kg |
Кунгурский ярус |
Переслаивание доломитов с ангидритами |
|
|
594 |
639 |
594 |
640 |
Р1a |
Артинский ярус |
Известняки и доломиты |
|
|
639 |
756 |
640 |
764 |
Р1s+as |
Сакмарский+ ассельский ярусы |
Доломиты и известняки серые мелкозернистые с включениями ангидритов. |
|
|
756 |
939 |
764 |
964 |
С3 |
Верхний карбон |
Известняки и доломиты |
|
|
939 |
1011 |
964 |
1047 |
С2mmc |
Мячковский горизон |
Известняки и доломиты |
|
|
1011 |
1140 |
1047 |
1196 |
С2mpd |
Подольский горизонт |
Доломиты темно-коричневые тонкозернистые, очень плотные, участками мелкозернистые. Известняки коричневато-серые, детритовые. |
|
|
1140 |
1172 |
1196 |
1233 |
С2mks |
Каширский горизонт |
Переслаивание известняков и доломитов. Известняки светло-серые и серые с коричневатым оттенком. |
|
|
1172 |
1233 |
1233 |
1303 |
С2mvr |
Верейский горизонт |
Глина с прослоями алевролита |
|
|
1233 |
1306 |
1303 |
1387 |
С2b |
Башкирский ярус |
Известняки светло-серые и светло-коричневатосерые детритовые и тонкозернистые, в верхней части с гальками черного известняка с включениями кремня. |
|
|
1306 |
1511 |
1387 |
1585 |
С1s+v3 |
Серпуховской ярус+верхневизейский п/ярус |
Известняки светло-серые почти белые. Чередование известняков и доломитов. |
|
|
1511 |
1525 |
1585 |
1619 |
С1tl (к) |
Тульский горизонт (карб.) |
Чередование известняка и глины |
|
|
1525 |
1544 |
1619 |
1646 |
С1tl (т) |
Тульский горизонт (терриг.) |
Алевролиты |
|
|
1544 |
1561 |
1646 |
1670 |
С1bb+rd |
Бобриковский горизонт |
Песчаники и аргиллит |
|
|
1561 |
1630 |
1670 |
1768 |
С1t |
Турнейский ярус |
Известняки |
Геологический разрез составлен с учетом альтитуды земли 109 м.
2.2 Водоносность
Таблица 2.2.1 Водоносность
|
Индекс стратиграфического подразделения |
Интервал (м) |
Тип коллектора |
Плотность г/cмЗ |
Химический состав воды в мг эквивалентной форме |
|||||||
|
анионы |
катионы |
||||||||||
|
От (верх) |
До (низ) |
Cl- |
|||||||||
|
С2mvr (B3B4) |
1183 |
1233 |
Поров |
1.154 |
3914 |
17.32 |
0.80 |
783 |
416 |
2733.12 |
|
|
C2b (Бш) |
1233 |
1289 |
Поров. |
1.169 |
47.19 |
13.20 |
1.25 |
372 |
429 |
3026.53 |
|
|
С1tl (Тл2-б) |
1522 |
1561 |
Поров. |
1.179 |
454.5 |
1.90 |
0.33 |
808 |
320 |
3419.23 |
|
|
С1t (Т) |
1561 |
1622 |
Поров |
1.167 |
42.53 |
9.60 |
1.75 |
761 |
322 |
3181.35 |
2.3 Нефтегазоносность
Таблица 2.3.1 Нефтегазоносность
|
Индекс стратиграфического подразделения |
Интервал (м) |
Тип коллектора |
Плотность, г/смЗ |
Подвижность на мкм2/мПа с |
Содержание серы, % по весу |
Содержание парафина, % по весу |
Параметры растворенного газа |
|||||
|
От (верх) |
До (низ) |
В пластовых условиях |
После дегазации |
Газовый фактор м3/т |
Содержание НS % |
Содержание СО, % |
||||||
|
С2mvr (B3B4) |
1183 |
1233 |
Поров. |
0.883 |
0.882 |
0,01 |
2.51 |
4.38 |
17 |
отс. |
0.6 |
|
|
C2b (Бш) |
1233 |
1289 |
Поров. |
0.883 |
0.878 |
0,01 |
2.43 |
4.81 |
17 |
0.3 |
||
|
С1tl (Тл2-б) |
1522 |
1561 |
Гранул. |
0.862 |
0.905 |
0,02 |
3.17 |
3.02 |
12.3 |
|||
|
С1t (Т) |
1561 |
1622 |
Поров. |
0.917 |
0.918 |
0,01 |
3.55 |
3.72 |
9.2 |
0.7 |
2.4 Возможные осложнения при строительстве скважины
Таблица 2.4.1 Поглощение бурового раствора
|
Индекс стратиграфического подразделения |
Интервал, м |
Интенсивность поглощения |
Условия возникновения |
||
|
От (верх) |
До (низ) |
||||
|
Q+ Р2u |
0 |
533 |
Частичные |
Наличие высокопроницаемых пород Превышение давления, создаваемого буровым раствором на стенки скважины, над пластовым |
|
|
С2mvr…С1t |
1233 |
1622 |
Частичные |
Таблица 2.4.2 Нефтегазоводопроявления
|
Индекс стратиграфического подразделения |
Интервал (м) |
Вид проявляемого флюида |
Условия возникновения |
||
|
От (верх) |
До (низ) |
||||
|
С2mvr (B3B4) |
1183 |
1233 |
Нефть, вода |
При бурении с промывкой буровым раствором с отклонением его свойств |
|
|
C2b (Бш) |
1233 |
1289 |
|||
|
С1tl (Тл2-б) |
1522 |
1561 |
|||
|
С1t (Т) |
1561 |
1622 |
Таблица 2.4.3 Осыпи и обвалы стенок скважин
|
Индекс стратиграфического подразделения |
Интервал, м |
Мероприятия по ликвидации последствий |
||
|
От (верх) |
До (низ) |
|||
|
Q+ Р2u |
0 |
533 |
Спуск направления кондуктора, промежуточной и эксплуатационной колонн. Бурение с промывкой буровым раствором в соответствии с установленными показателями Проработка ствола в интервалах обвалообразования. Промывка. |
|
|
С2mvr…С1t |
1233 |
1622 |
2.5 Геофизические работы в скважине
Таблица 2.5.1 Геофизические исследования
|
Наименование исследований |
Масштаб |
Интервал, м. |
|
|
Техническая колонна |
|||
|
АКЦ с ВС, ГГЦ |
1: 500 |
0-90 (не ранее 72 ч ОЗЦ) |
|
|
АКЦ с ВС, ГГЦ |
1: 500 |
0-533 (не ранее 48 ч. ОЗЦ) |
|
|
Эксплуатационная колонна |
|||
|
ГК, ННК |
1: 500 |
0-163 |
|
|
АК с ВС, ДС |
1: 500 |
533-1630 |
|
|
АК с ВС, РК, ДС, МЗ, БКЗ (3 уст), БК, МБК, ИК |
1: 200 |
1153-1290 1495-1630 |
|
|
АКЦ с ВС, СГДТ, ЭМДСТ |
1: 500 |
0-1620 |
|
|
АКЦ с ВС, СГДТ, ЭМДСТ |
1: 200 |
1151-1290 1495-1620 |
3. Технологическая часть
Под конструкцией скважины понимают совокупность данных о количестве, длинах и диаметрах обсадных колонн, диаметрах долот при бурении под каждую колонну, интервалы цементирования колонн, интервал перфорации эксплуатационной колонны.
На выбор конструкции скважины влияют различные факторы: назначение скважины, проектная глубина, геологические условия бурения, профиль скважины и др.
3.1 Проектирование конструкции скважины
3.1.1 Выбор конструкции забоя и расчет глубины скважины
Выбор конструкции забоя скважины зависит от назначения, способа эксплуатации скважины, типа коллектора, механических свойств пород продуктивного пласта и др. факторов.
Призабойным называют участок от кровли продуктивного (эксплуатационного) горизонта до конечной глубины скважины.
Под конструкцией забоя понимают сочетание элементов крепи скважины в интервале продуктивного пласта, обеспечивающих устойчивость ствола, надежное разобщение флюидосодержащих горизонтов, возможность проведения технико-технологических воздействий на пласт, ремонтно-изоляционных работ, а также длительную эксплуатацию скважины с рациональным дебитом.
Эффективная работа скважины (призабойной зоны) во многом зависит от того, насколько конструкция забоя соответствует геологическим условиям залегания продуктивных пластов. Выбор конструкции забоя нефтяных добывающих скважин регламентируется РД 39-2-771-82, который распространяется на вертикальные и наклонные скважины с зенитным углом искривления ствола в интервале продуктивного пласта до 450.
Конструкция забоя представляет собой зацементированную прострелянную колонну.
Глубина скважины по вертикали, продуктивные пласты которых предусматривается полностью перекрыть эксплуатационной колонной, может быть рассчитана следующим образом:
Н= Ау+Нк+hпл+hз+hст = 109+1430+61+20 +10=1630 м
АУ - альтитуда ротора,
НК - гипсометрическая отметка кровли нижнего продуктивного пласта,
hпл - мощность пласта,
Глубина зумпфа (hз), оставляемого для обеспечения прохождения геофизического, испытательного и промыслового оборудования до подошвы пласта и сбора выносимой твердой фазы при последующей эксплуатации, принимается до 30 м.
Высота цементного стакана (hст), оставляемого в эксплуатационной колонне (10-30 м), зависит от места остановки верхней разделительной пробки.
3.1.2 Выбор числа обсадных колонн
Для выбора числа обсадных колонн и глубины их спуска строят совмещенный график изменения пластового давления, давления гидроразрыва пород (ГРП) и гидростатического давления столба бурового раствора в координатах "глубина - эквивалент градиента давления".
Под эквивалентом градиента давления понимают относительную плотность жидкости, столб которой в скважине на глубине определения создает давление, равное пластовому или давлению ГРП.
"глубина - эквивалент пластового давления", который определяем по формуле:
"глубина - эквивалент градиента давления ГРП", который определяем по формуле:
где
· - для потенциально поглощающих пластов не зависимо от глубины;
· - для не поглощающих пластов при глубине до 1000 м и - для не поглощающих пластов при глубине более 1000 м.
Таблица 3.1.1
|
Глубина, м |
Рпл, МПа |
РГРП, МПа |
Осложнения |
б |
бГРП |
|
|
10 |
0,1 |
0,26 |
1,00 |
2,60 |
||
|
100 |
1,0 |
1, 20 |
1,00 |
1, 20 |
||
|
272 |
2,7 |
7,07 |
0,99 |
2,60 |
||
|
534 |
5,2 |
6,41 |
Поглащение |
0,97 |
1, 20 |
|
|
564 |
5,5 |
14,66 |
0,98 |
2,60 |
||
|
617 |
6,1 |
16,04 |
0,99 |
2,60 |
||
|
698 |
6,8 |
18,15 |
0,97 |
2,60 |
||
|
848 |
8,3 |
22,05 |
0,98 |
2,60 |
||
|
975 |
9,6 |
25,35 |
0,98 |
2,60 |
||
|
1076 |
10,6 |
25,18 |
0,99 |
2,34 |
||
|
1156 |
11,3 |
27,05 |
0,98 |
2,34 |
||
|
1203 |
11,8 |
14,44 |
Поглощение, нефтегазо- водопроявление, обвалы и осыпи. |
0,98 |
1, 20 |
|
|
1270 |
12,4 |
15,24 |
0,98 |
1, 20 |
||
|
1409 |
13,8 |
16,91 |
0,98 |
1, 20 |
||
|
1536 |
15,7 |
18,43 |
1,02 |
1, 20 |
||
|
1596 |
16,3 |
19,15 |
1,02 |
1, 20 |
По данным табл.3.1.1 строится совмещенный график изменения пластового давления, давления гидроразрыва пород и гидростатическое давление столба бурового раствора, представленный в приложении.
По результатам построений число колонн - 4 (направление, кондуктор, технологическая и эксплуатационная колонны).
С целью защиты устьевого участка ствола от размыва и направления восходящего потока промывочной жидкости в очистную систему в конструкции скважины предусматривают направление. Глубина его спуска обычно выбирается с учетом перекрытия неустойчивых четвертичных отложений до 30 м (выбираем 10 м).
Кондуктор предназначен для крепления неустойчивых стенок верхней части разреза скважины, предотвращения поглощений бурового раствора, перекрытия пресных водоносных горизонтов от загрязнения. Башмак кондуктора устанавливается в плотных, непроницаемых породах. Глубина спуска кондуктора уточняется из условий предотвращения разрыва горных пород у башмака при герметизации устья скважины в случае нефтегазопроявлений:
В проектируемой нефтяной скважине глубина спуска кондуктора определяется:
Нк = 100* (Ру + ?Ру) / ( (бгрп / Кб) - с о. ж),
где Ру - давление на устье при его герметизации во время флюидопроявления, МПа;
?Ру - дополнительное давление на устье, принимается 1,0 - 1,5МПа;
бгрп - эквивалент давления гидроразрыва пород у башмака кондуктора;
Кб - коэффициент безопасности, принимается равным 1,2 - 1,5;
бурение скважина месторождение забой
с о. ж. - относительная плотность жидкости в скважине при флюидопроявлении.
Ру = Рпл - сн*g*Lпл
Ру = 16,3 *106-917*10*1430 = 3 МПа
Нк = 100* (3+ 1) / ( (6,41/1,2) - 0,917) =90,4 м
Кондуктор спускается до глубины 90 м.
Эксплуатационная колонна спускается для разобщения продуктивных горизонтов, обеспечения их раздельного испытания, освоения и эксплуатации. Глубина спуска - 1630 м.
Определение плотности бурового раствора
В пределах одной зоны относительная плотность бурового раствора (), с одной стороны, должна обеспечивать необходимую репрессию на флюидосодержащие пласты для предотвращения проявления и выбросов, в с другой стороны, в скважине не должно возникать условий для гидроразрыва пород и поглощений бурового раствора, т.е.
- коэффициент превышения гидростатического давления столба бурового раствора в скважине над пластовым: для пластов, залегающих на глубине до 1200 м, , для пластов, залегающих на глубине более 1200 м, .
- коэффициент безопасности для предотвращения гидроразрыва пластов, принимается равным 1,2.
На основании представленной выше формулы и согласно технологическим регламентам на проектирование нефтяных и газовых скважин Ножовской группы, основные параметры бурового раствора указаны в таблице 3.1.2
Табл. 3.1.2
|
Параметры |
Ед. измерения |
Интервал бурения, м |
||||
|
0-90 |
90-533 |
533-1497 |
1497-1630 |
|||
|
Раствор |
||||||
|
Глинистый |
Глинистый |
ХНР |
ББР СКП-МГ |
|||
|
Плотность |
г/см3 |
1,08 |
1,08 |
1,10 |
1,15 |
|
|
Вязкость |
сек |
>40 |
>40 |
- |
45-55 |
|
|
Водоотдача за 30 минут |
см3 |
10-15 |
10-15 |
- |
5-8 |
3.2 Расчет диаметров обсадных колонн и долот
Расчет диаметров обсадных колонн и долот производится с низу вверх. Условный диаметр эксплуатационной колонны принимается из условия ожидаемого дебита (160 м3/сут) и наличия эксплуатационного и ремонтного инструмента, оборудования, и принимается равным 0,168 м. по ГОСТ 632-80 при этом фактический наружный диаметра трубы 163,8 мм, толщина стенки 8,9 мм, .
1. Наружный диаметр соединительной муфты для эксплуатационной колонны по ГОСТ 632-806,
2. Расчетный диаметр долота для бурения под эксплуатационную колонну:
Принимается согласно ГОСТу 20692-75 диаметр долота
3. Внутренний расчетный диаметр технологической колонны:
4. Выбор нормированного диаметра обсадной колонны (245 мм) по ГОСТ 632-80 , , толщина стенки , наружный диаметр муфты .
5. Расчетный диаметр долота для бурения под технологическую колонну:
6. Выбор ближайшего нормализованного диаметра долота по ГОСТ 20692-80
7. Внутренний расчетный диаметр кондуктора:
8. Выбор нормированного диаметра обсадной колонны (324 мм) по ГОСТ 632-80: , , толщина стенки , наружный диаметр муфты .
9. Расчетный диаметр долота для бурения под кондуктор:
10. Выбор ближайшего нормализованного диаметра долота (426 мм) по ГОСТ 20692-80
11. Внутренний расчетный диаметр направления:
12. Выбор нормированного диаметра обсадной колонны (426 м) по ГОСТ 632-80 , , толщина стенки , наружный диаметр муфты .
13. Расчетный диаметр долота для бурения под направление:
14. Выбор ближайшего нормализованного диаметра долота по ГОСТ 20692-80
Таким образом, согласно проведенным расчетам диаметры обсадных колонн и долот представлены в таблице 3.2.1
Таблица 3.2.1
|
Наименование колонны |
Диаметр колонны, мм |
Глубина спуска, м |
Группа прочности стали |
Высота подъема цемента за колонной, м |
D долот, мм |
|
|
Направление |
426 |
10 |
"Д" |
до устья |
508 |
|
|
Кондуктор |
324 |
90 |
"Д" |
до устья |
393,7 |
|
|
Технологическая колонна |
245 |
533 |
"Д" |
до устья |
295,3 |
|
|
Эксплуатационная колонна |
168 |
1630 |
"Д" |
до устья |
215,9 |
Рис. 3.1 Схема обсадных колонн
3.3 Расчет профиля ствола скважины
Исходные данные:
Четырехинтервальный профиль ствола скважины
Глубина скважины Н=1630 м
Проложение скважины А=404,5 м
Длина вертикального участка ствола скважины от устья hв=853 м
Набор зенитного угла для 2-го и 4-го участков: ?i2=?i4=1,5/10м
Зенитный угол для 2-го и 4-го участков: б2=30о; б4=45о
1-й интервал:
h1=853 м
2-й интервал:
4-й интервал:
3-й интервал:
Графическое изображение профиля ствола скважины представлено в приложении 3.
3.4 Расчет эксплуатационной колонны
Расчет эксплуатационной колонны на наружное избыточное давление
Исходные данные:
Глубина скважины Н=1630 м (по стволу 1768 м).
Уровень жидкости в скважине на момент окончания эксплуатации
(по стволу 1102,8 м)
Плотность жидкости, заполняющей поры цементного камня
Плотность нефти
1) z=0; Ри. н=0
2) z=h;
3) z=H;
При выборе компоновки эксплуатационной колонны должно выполняться условие:
Рсм - критическое сминающее давление обсадных труб, МПа;
n1 - коэффициент запаса прочности на смятие, для труб находящихся в зоне эксплуатационного объекта n1=1,0…1,3, принимаем n1=1,15.
Зона эксплуатационного объекта включает в себя толщину пласта +50 м по кровле (интервал пласта 1561 (-50 м) - 1630 м).
Величины наружных избыточных давлений, которые должны выдерживать обсадная колонна равны:
При z=1511 м (по стволу - 1592 м) -
При z=1630 м (по стволу - 1768 м) -
Рис. 3.2 Эпюра наружных избыточных давлений
Расчет эксплуатационной колонны на внутренне избыточное давление
Расчет колонны на избыточное внутреннее давление проводят для момента ее испытания гидравлической опрессовкой в один прием без пакера
Pопр=22МПа (для Пермского края)
В качестве опрессовочной жидкости используется техническая вода;
- плотность флюида заполняющий поры цементного камня; Н=1630 м; Н0=533 м - глубина спуска кондуктора.
- внутреннее наружное давление при испытании колонны на герметичность на соответствующей глубине.
1) z=0; ; 2) z=Н0;
;
2) z=Н;
;
Проверка на прочность
Pопр<Pкр/n
22<35,1/1,15=30,52 МПа,
т.е. эксплуатационная колонна выдержит избыточное давление с необходимым запасом.
По полученным данным строится эпюру избыточного внутреннего давления (рис. 3.3)
Рис. 3.3 Эпюра избыточного внутреннего давления
Расчет обсадных колонн на страгивание
УQi=Qос=Уmi*g*l - суммарный вес обсадной колонны
Эксплуатационная колонна:
Qстр=1130кН, Qос=36,1*9,81*1768=626,12кН
Qр=Qстр/n= [Qстр] =1130/1,15=982,61кН
Qр> Qос условие выполняется.
Технологическая колонна:
Qстр=1630кН
Qос=53,5*9,81*533=279,74кН
Qр=Qстр/n= [Qстр] =1630/1,45=1124кН
Qр> Qос условие выполняется.
Кондуктор:
Qстр=2040кН
Qос=75,8*9,81*90=66,92кН
Qр=Qстр/n= [Qстр] =2040/1,45=1406,9кН
Qр> Qос условие выполняется.
Направление:
Qстр=2510кН
Qос=116*9,81*10=11,38кН
Qр=Qстр/n= [Qстр] =2510/1,6=1568,75кН
Qр> Qос условие выполняется.
3.5 Выбор способа бурения
Выбор способа бурения производится на основе опыта ранее пробуренных скважин на близлежащих месторождениях с учетом особенностей и условий проходки скважины, а также из расчета получения минимальных рейсовых скоростей бурения по каждому интервалу.
Бурение под направление диаметром 426 мм рекомендуется вести роторным способом долотом диаметром 508 мм.
Бурение под кондуктор диаметром 324 мм рекомендуется вести турбинным способом турбобуром 2ТСШ1-240 в сочетании с долотами диаметром 393,7 мм.
Бурение под технологическую колонну диаметром 245 мм рекомендуется вести турбинным способом турбобуром 2ТСШ1-240 в сочетании с долотами диаметром 295,3 мм.
Бурение под эксплуатационную колонну диаметром 168 мм проектируется вести с использованием турбобуров 2ТСШ - 195 до глубины (по стволу) 930 м и от 930-1768 м - Д2-195.
Таблица 3.5.1 Способы бурения
|
Интервал, м |
Наименование колонны |
Способ бурения |
|
|
0-10 |
направление |
роторный |
|
|
10-90 |
кондуктор |
турбинный |
|
|
90-533 |
техн. колонна |
турбинный |
|
|
533-1768 |
экспл. колонна |
турбинный |
Турбобур устанавливают непосредственно над долотом в компоновке нижней части бурильной колонны (КНБК). При бурении бурильная колонна не вращается. Вращается вал забойного двигателя вместе с долотом. При использовании забойных двигателей улучшаются условия работы бурильной колонны, что позволяет облегчить и удешевить ее.
3.6 Выбор типов долот и режимов бурения
В основу выбора типов долот, режимов их отработки положены:
а) механические свойства пород (твердость, пластичность, абразивность и др.);
б) литологический состав пород;
в) интервалы отбора керна и характеристика отбираемых пород по трудности отбора керна (сыпучие, рыхлые, крепкие и т.д.);
г) статистические показатели отработки долот по данной площади или соседним площадям.
Режим бурения задается следующими параметрами:
а) осевая нагрузка на долото;
б) частота вращения долота;
в) расход очистного агента (промывочной жидкости) в единицу времени.
Осевая нагрузка на долото выбирается с учетом твердости породы, типа долота, его диаметра и технической возможности ее обеспечения.
Проектная нагрузка на долото при бурении под направления, кондуктор не постоянная из-за малого веса бурильной колонны. Поэтому всю её по мере углубления скважины разгружают на долото, а в графе "нагрузка на долото" отмечают - "вес инструмента".
Частота вращения долота зависит от способа бурения, осевой нагрузки на долото, типа забойного двигателя. По частоте вращения различают три режима работы, при бурении данной скважины будет использоваться низкооборотное бурение (менее 100 об/мин) роторным способом до глубины 20м, и в интервалах отбора керна; среднеоборотное бурение (от 100-450 об/мин) при разбуривании пород забойным двигателем и турбобуром.
Кроме этого необходимо учитывать тот факт, что для оптимальной работы гидравлического двигателя необходим расход, соответствующий его технической характеристике.
Типы долот, способы и режимы бурения представлены в таблице 3.6.1
Таблица 3.6.1 Типы долот, способы и режимы бурения
|
Интервал, м |
Тип долота |
Тип забойного двигателя |
Расход пром. жидкости, л/с |
Частота вращ. об/м |
Нагр. на дол., кН |
|
|
0-10 |
III 508М-ЦВ |
ротор |
20 |
80 |
Вес инстр. |
|
|
10-90 |
III 393,7C-ЦВ |
2ТСШ-240 |
32 |
440 |
||
|
90-300 |
III 295,3МС-ГВ |
2ТСШ-240 |
35 |
380 |
160 |
|
|
300-533 |
III 295,3СЗ-ГВ |
2ТСШ-240 |
35 |
380 |
160 |
|
|
533-930 |
III 215,9ТЗ-ЦГН |
3ТСШ-195 |
35 |
380 |
160 |
|
|
930-1630 |
III 215, НР-62А |
Д2-195 |
35 |
380 |
160 |
3.7 Расчет бурильной колонны
Определяем допустимую длину бурильной колонны:
Где - площадь поперечного сечения канала бурильных труб расположенных под долотом, ЗД или УБТ
- допустимая растягивающая нагрузка для одной секции БТ;
- масса одного погонного метра УБТ;
- длина УБТ;
- масса забойного двигателя;
- перепад давления на ЗД
- перепад давления на долоте;
- масса одного погонного метра БТ;
- гидравлическая составляющая нагрузки на долото;
- коэффициент учитывающий силу Архимеда
=0,8 - коэффициент динамичности
- осевая нагрузка на долото;
,
Исходя из того, что диаметр под бурение эксплуатационной колонны 215,9 мм, выбираем наружный диаметр УБТ
Диаметр бурильных труб
Принимаем - с высаженными внутрь концами и навинченными замками
Принимаем забойный двигатель Д2-195. - вес забойного двигателя
Принимаем
- растягивающая нагрузка на предел текучести
- коэффициент запаса прочности
Так как допустимая длина 1-ой секции бурильных труб больше длины скважины, принимаем одну секцию бурильных труб.
Находим количество бурильных труб:
Принимаем компоновку:
Двигатель: Д2-195
УБТ: "Д"
БТ: "Д"
Для придания жесткости низу бурильной колонны в ее компоновку целесообразно включить 2-3 центратора. Кроме этого для проработки стенок скважины необходимо установить калибратор. Состав и типы элементов КНБК указаны в табл. 3.7.1
Таблица 3.7.1
|
Наименование колонны |
Тип центратора |
Тип калибратора |
|
|
кондуктор |
ЦС-МСГ-393,7 |
КС-СТ-393,7 |
|
|
Эксплуатационная колонна |
ЦС-МСГ-215,9 |
КС-СТ-215,9 |
3.8 Крепление скважины
Технологическая оснастка обсадных колонн
Башмак - предназначен для направления обсадной колонны по стволу скважины и предотвращения повреждения низа обсадной колонны. Глубина спуска башмака равна глубине спуска колонны.
Обратный клапан - предназначен для облегчения обсадной колонны при спуске и для предотвращения обратного движения цементного раствора.
Центрирующие фонари - устанавливаются с целью концентрического расположения относительно ствола скважины. Предотвращают прилипание обсадных колонн к стенкам скважины, не устанавливаются в зоны, где есть каверны. Предназначены для облегчения спуска колонны, так как уменьшается трение.
Продавочная пробка - предназначена для разделения цементного раствора и продавочной жидкости.
Технологическая оснастка обсадных колонн представлена в табл. 3.8.1
Таблица 3.8.1
|
Название колонны |
Башмак |
Обратный клапан |
Центр. фонари |
Пробка |
||||
|
тип |
глубина |
тип |
глубина |
тип |
глубина |
Тип |
||
|
Направление |
БК-426 |
10 |
ЦКОД-426-2 |
5 |
- |
- |
- |
|
|
Кондуктор |
БК-324 |
90 |
ЦКОД-324-2 |
80 |
- |
- |
- |
|
|
Техн. колонна |
БК-245 |
533 |
ЦКОД-245-2 |
523 |
- |
- |
ПП-245 |
|
|
Экспл. колонна |
БК-168 |
1630 |
ЦКОД-168-1 |
1620 |
ЦЦ-168 |
0-1630 |
ПП-168 |
Интервалы цементирования затрубного пространства обсадных колонн
Цементирование скважины осуществляется для разобщения нефтегазоносных пластов от всех вышележащих с обязательным одновременным разобщением нефтесодержащих и газосодержащих пластов друг от друга и защиты обсадных труб от коррозирующего действия минеральных вод, циркулирующих в недрах. Поэтому спускаемые в скважину обсадные трубы цементируются до устья, в соответствии с правилами безопасности.
Расчет цементажа эксплуатационной колонны
Исходные данные:
Н=1630 м - глубина скважины
- длина скважины
- диаметра долота при бурении под экспл. колонну
Наружный диаметр экспл. колонны =168 мм
Внутренний диаметра экспл. колонны =150,5 мм
Глубина спуска технологической колонны
Длина технологической колонны
Внутренний диаметра технологической колонны
Высота цементного стакана hст=10 м
Плотность бурового раствора
Плотность цементного раствора
Плотность продавочной жидкости
Расчет материалов:
Объем продавочной жидкости
где - коэффициент сжимаемости продавочной жидкости (зависит от количества воздуха в продавочной жидкости) принимаем равным 1,05
Количество сухого цемента:
т.
где m-водоцементное отношение (0,4-0,6), принимаем равным 0,5
Объем воды для приготовления цементного раствора:
где - коэффициент потери жидкости затворения, принимаем равным 1,05
Гидравлический расчет цементирования
Гидростатическая составляющая давления на устье в конце цементирования
Суммарная производительность цементировочных агрегатов при v=1,8 м/с (данная скорость необходима для создания турбулентного течения жидкости в затрубном пространстве)
Потери давления в трубах и кольцевом пространстве составляют:
,
где - коэффициент гидравлического сопротивления, равен 0,025
Гидродинамическая составляющая давления на устье (примем )
Максимальное давление на устье в конце цементирования составит:
По величине этого давления выбираем тип цементировочных агрегатов - ЦА 320. Максимальное давление этот ЦА может преодолеть на трех режимах.
Таблица 3.8.2
|
Номер режима |
Диаметр втулок, мм |
Скорость (передача) |
Развиваемое давление РЦА, МПа |
Производительность qЦА, м3/с |
|
|
1 |
100 |
2 |
32 |
0,0025 |
|
|
2 |
115 |
2 |
26 |
0,0032 |
|
|
3 |
125 |
2 |
19 |
0,0043 |
Количество ЦА участвующих в продавке:
Выбираем тип цементосмесительных машин:
2СМИ - 20, т.к. водопадающий насос для приготовления цементного раствора находится на ЦА - 320, а на смесительной машине 2СМИ - 20 его нет. Количество смесительных машин для размещения цемента:
с. м.
Расчет продолжительности цементирования
Общее время цементирования эксплуатационной колонны
где время закачки цементного раствора
время закачки продавочной жидкости
при посадке продавочной пробки
дополнительные операции
Следовательно, продолжительность цементирования удовлетворяет требованиям правил безопасности.
Тип цемента для соответствующей колонны представлены в таблице 3.8.3
Таблица 3.8.3
|
Название колонны |
Интервалы цементирования (по стволу), м |
Тип цемента |
Плотность цементного раствора, г/см3 |
|
|
Направление |
0-10 |
ПЦТ-I-50 |
1,85 |
|
|
Кондуктор |
0-90 |
ПЦТ-I-50 |
1,85 |
|
|
Технологическая колонна |
0-533 |
ПЦТ-I-50 |
1,85 |
|
|
Эксплуатационная колонна |
0-1768 |
ПТЦ-1-50 |
1,85 |
3.9 Испытание продуктивных пластов
С учетом назначения скважин, данных по нефтегазоносности разреза скважины, выбираются интервалы испытаний пластов в процессе бурения и в обсаженном стволе. В процессе бурения испытания проводятся трубным пластоиспытателем КИИ-168 или МИГ-168.
С целью установления количественных характеристик пластов (дебитов), оценки их продуктивной характеристики и получения других данных в скважине предусматривается испытание пластов в эксплуатационной колонне. В интервалах испытания пластов в эксплуатационной колонне намечаются интервалы, способ и плотность перфорации. Количество объектов испытания в колонне намечаются заранее, в последующем они уточняются по результатам испытания в открытом стволе.
Испытание в колонне проводится по схеме "снизу - вверх". Интервалы перфорации отделяются друг от друга установкой цементных мостов. Первый (нижний) объект обычно испытывается с бурового станка, вышележащие объекты - с передвижной (мобильной) установки.
Вторичное вскрытие пластов осуществляется путем перфорации эксплуатационной колонны кумулятивным перфоратором ПК 105 из расчета 30 отв. На 1 погонный метр в карбонатных отложениях и 20 отв. На 1 погонный метр в терригенных отложениях или ПКС-80 из расчета 18 отв. На 1 погонный метр в карбонатных отложениях и 12 отв. на 1 погонный метр в терригенных отложениях. Допускается проведение перфорации сверлящим перфоратором ПС-112, количество отверстий 8-10 шт. на 1 погонный метр.
Если есть необходимость (сильное загрязнение ПЗП, низкие проницаемость и пластовое давление) перед освоением скважин намечаются мероприятия по интенсификации притока пластовых флюидов (солянокислотные обработки, термо- и вибровоздействие и др.).
4. Техническая часть
Тип буровой установки (БУ) выбирается с таким расчетом, чтобы вес наиболее тяжелой бурильной колонны в воздухе составлял не более 60% от допустимой нагрузки на крюке. Разрешается в процессе работы буровой установки при необходимости (спуск обсадной колонны, аварийные работы) доводить нагрузку на крюке до 90% от допустимой.
Вес бурильной колонны (Qбк) складывается из веса отдельных ее секций. Обычно расчет ведется по весу бурильной колонны, используемой при бурении под эксплуатационную колонну, т.к. она чаще является наиболее тяжелой:
QБК= (QЗД+qУБТ*LУБТ+qБТ*LБТ) = (11200+145,4*35+29*1728) = 67,55 т
где: qубт,qбт - вес одного погонного метра утяжеленных и стальных труб соответственно, Lубт, Lбт - длина секций утяжеленных, стальных труб соответственно. Учитывая наличие буровых станков, их максимальную грузоподъемность и проектную глубину (1630м.), для бурения проектируемых скважин, рекомендуется установка БУ-2900/ДЭП-2, оснащенная буровыми насосами УНБТ-600.
Противовыбросовое оборудование (ПВО) устанавливается на обсадной колонне, из-под которой вскрываются продуктивные пласты. ПВО выбирают по максимальному ожидаемому давлению на устье скважины при газонефтеводопроявлении (ГНВП) и по диаметру долота, используемого для бурения из-под колонны, на которое оно установлено.
Максимальное устьевое давление при проявлении нефтяного пласта составит:
Ру = Рпл - сн * g * Hпл =16,3*10-917*9,81*1561= 2,26 МПа, где
Рпл - ожидаемое пластовое давление, сн - плотность нефти, g - ускорение свободного падения, Hпл - глубина залегания проявляющего пласта.
РПВО=1,5*РУ =1,5*2,61 = 3,39 МПа
Выбираем противовыбросовое оборудование: ОП5-230/80?35.
5. Меры по охране труда и защите окружающей среды
5.1 Техника безопасности при бурении
Анализы несчастных случаев в бурении свидетельствует о том, что большая часть их происходит вследствие применения не правильных приемов труда. При ведении работ нередко нарушают действующие правила по технике безопасности. Это обусловлено или неудовлетворительным инструктажем, или не правильной организации труда, или недостаточным техническим надзором со стороны инженерно-технических работников.
Значительное число несчастных случаев связано с тем, что при ведении работ применяется неисправный инструмент и оборудование, не используются защитные средства, недостаточно используются приспособления по технике безопасности и малой механизации, облегчающие труд и предотвращающие опасности, возникающие во время выполнения работ.
Для того чтобы максимально снизить травматизм, необходимы высокая квалификация рабочих, знания или технологических особенностей бурения скважин, назначения, конструкция и правил эксплуатации оборудования и механизмов, правильных и безопасных приемов выполнения работ, а также высокий уровень технического надзора со стороны руководителей работ.
Улучшение организации труда, механизация тяжелых и трудоемких работ, рационализация технологических процессов, внедрение новых, более совершенных видов оборудования, механизмов и инструмента - основные направления по повышению производительности труда и создания здоровой и безопасной производственной обстановке на буровых предприятиях.
За последние годы достигнуты значительные успехи в области создания безопасных условии труда в бурении вследствие внедрения новой техники, пневматических систем управления, разработки и оснащения производств контрольно-измерительной, регистрирующей, ограничительной и другой аппаратурой многих видов. Дальнейшее внедрение новых видов оборудования, автоматизация и механизация технологических процессов бурения сыграют немалую роль в деле снижения травматизма.
При бурении нефтяных и газовых скважин значительное число несчастных случаев происходит в процессе эксплуатации оборудования. Правильный монтаж, своевременный осмотр оборудования и уход за ним создают условия для последующей безопасной работы. Поэтому перед вводом в эксплуатацию вновь смонтированной буровой установки необходимо проверить укомплектованность ее приспособлениями и устройствами по технике безопасности, элементами малой механизации, КИП и запасными емкостями.
Безопасность работы будет обеспечена, если буровое оборудование и инструмент будут соответствовать нормам и правилам техники безопасности.
5.2 Охрана недр и окружающей среды
В этом разделе приведены сведения о видах антропогенного воздействия на окружающую природную среду, источниках и причинах загрязнения окружающей природной среды при строительстве скважин. Разработан комплекс природоохранных мероприятий, направленных на предупреждение загрязнения атмосферного воздуха, почвенно-растительного покрова, поверхностных и пресных подземных вод.
Выбор мероприятия осуществлен с учетом особенностей природно-климатических и почвенно-ландшафтных условий строительства скважин на территории Ножовского месторождения.
Комплекс организационных, технических и технологических решений и мероприятий, охватывающий все этапы строительства и закачивания скважин, включает следующие подразделы:
предотвращение осложнений, возникающих при строительстве скважин;
сбор, очистка, обезвреживание и утилизация отходов бурения;
охрана недр;
охрана атмосферного воздуха;
охрана водных объектов;
охрана почвенно-растительного покрова и грунтов;
ликвидация шламовых амбаров и рекультивация земель;
специальные мероприятия;
ликвидация скважин;
контроль состояния окружающей природной среды.
Реализация разработанных природных технических решений и мероприятий позволит предотвратить или свести к минимуму воздействие на элементы окружающей среды в процессе строительства и освоения эксплуатационной скважин, существенно сократить образование отходов производства.
Предупреждение проникновение бурового раствора в поры и трещины пластов, перспективных на нефть, и недопущения гидроразрыва пластов и поглощения бурового раствора путем:
ограничения скорости спуска бурового инструмента;
промежуточных промывок в процессе спуска бурильных и обсадных труб в скважину;
исследование и изоляции поглощающих пластов.
Испытание обсадных колонн на герметичность внешним и внутренним избыточными давлениями.
5.3 Охрана труда и техника безопасности
Основные требования и мероприятия:
площадка, предназначена для монтажа бурового оборудования должна быть свободной от наземных и подземных трубопроводов, кабелей, очищена от леса, кустарника, травы и спланирована в радиусе не менее 50 метров;
строительство и разработка вышек, при вышечных сооружений, монтаж и демонтаж бурового оборудования осуществлять в соответствии с техническими условиями, утвержденными главным инженером бурового предприятия;
транспортировку вышки и оборудования проводить в соответствии с техническими требованиями и типовыми схемами;
буровая установка должна быть оснащена механизмами и приспособлениями согласно установленным нормам;
размещение оборудования на буровой вышке должно отвечать следующим требованиям: гарантировать удобства и безопасность обслуживания и управления механизмами, а также пользование инструментом и приспособлениями, обеспечивать бурильщику широкий обзор для наблюдения за работой механизмов и контрольно-измерительных приборов;
при бурении, креплении и испытании скважин следует руководствоваться инструкциями и соответствующими технологическими регламентами;
погрузочно-разгрузочные работы при перевозке тяжелых и негабаритных грузов осуществлять с помощью подъемных механизмов;
при наличие производственного шума и вибрации оборудования, превышающего допустимые санитарные нормы, должны проводится технические мероприятия по ограничению воздействия этих шумов на рабочих;
промысловые объекты и установки следует располагать по отношению к жилому району с подветренной стороны с учетом господствующего направления ветра и отделять от границ жилых районов санитарно-защитными зонами;
на промысловых объектах и установках с выделением сероводорода и других газов должны предусматриваться мероприятия по предотвращению влиянии газов на работающих (герметизация установок и устьевого оборудования скважин газоулавливание, очистка от серы, отвод газа для утилизации);
на буровой должны быть созданы все условия для отдыха рабочих в период между сменами. Рабочая обувь должна ежедневно просушиваться, спецодежда не стеснять движения, но быть достаточно теплой. В жаркие солнечные дни следует работать в одежде из х/б льняной ткани и в головном уборе.
6. Специальная часть
6.1 Смазка резьбовых соединений бурильных и обсадных труб
Износ резьбы и плотность резьбовых соединений в значительной мере зависят от качества применяемой смазки. Резьбовые соединения бурильных и обсадных труб работают в особо тяжелых условиях и, как известно, подвергаются действию высоких давлений, температур и знакопеременных нагрузок. Поэтому к смазкам, применяемым для указанных резьб, предъявляются очень высокие требования.
Смазки, предназначенные для замковых резьбовых соединений, должны обладать высоким антифрикционными, антикоррозионными и противозадирными свойствами, обеспечивать высокую плотность соединения, т.е. обладать высокой уплотняющей способностью. При любой погоде смазки должны свободно наноситься на поверхность резьбы, не разлагаться и сохранять нужную консистенцию при высоких температурах и, наконец, не затвердевать с тем, чтобы обеспечивалось свободное развинчивание соединений.
В настоящее время для смазки замковых резьб широко применяется графитовая консистентная смазка следующего состава (по весу): графита 50%, технического жира 5%, каустической соды 2%, минерального машинного масла 43%. Эта смазка достаточно дешевая, обладает относительно высокими антифрикционными свойствами, но вследствие очень больших удельных давлений, возникающих в процессе свинчивания, не предохраняет резьбу от задиров и не обеспечивает надежного уплотнения.
Более приемлемыми с этой точки зрения являются смазки, в которых в качестве наполнителей применяются порошкообразные мягкие металлы (цинк, свинец, молибден, медь и т.п.) или мягкие окислы металлов.
Вполне удовлетворительные результаты для смазки замковых резьб дает смазка на цинковой основе следующего состава (по весу): порошкообразного цинка (пыли) 60%, машинного масла 35%, растительного масла (олифы) 5%.
Хорошие результаты для смазки замковых резьб дает смазка, приготовленная на основе йодистого свинца, следующего состава: йодистого свинца 55%, графитового порошка 10% и 35% Ц-201. Эта смазка способствует приработке новых резьбовых соединений, предотвращает заедания и срывы резьб. При отсутствии в достаточном количестве смазки, приготовленной на йодистой основе, рекомендуется новые замковые резьбы смазывать этой смазкой.
В США для смазки замковых резьб выпускаются мастики "Дредкот", являющиеся смазками, приготовленными на цинковой основе. Наиболее широко применяемая мастика "Дредкот-701" содержит 60% цинковой пыли. Консистентность смазки обеспечивает создание и сохранность защитной пленки в самых тяжелых условиях работы бурильных труб. Мастика "Дредкот-705" содержит дополнительно пластичный наполнитель. Поэтому эта смазка применяется при использовании изношенных резьб.
Для смазки трубных резьб бурильных труб (при горячем навинчивании замков) применяется смазка, представляющая собой смесь технического глицерина с графитом в весовом соотношении 2:
1. Допускается замена технического глицерина жидким стеклом в том же соотношении. Указанная смазка не горит при температуре подогрева замков (350-450°). Следует, однако, отметить, что эта смазка не обладает достаточной уплотняющей способностью и антифрикционными свойствами.
Очень хорошей уплотняющей способностью и антифрикционными свойствами обладает смазка, содержащая в качестве наполнителя порошкообразные мягкие металлы.
Ниже приводится весовой состав указанной смазки: глицерина 35%, графитового порошка 13%, свинцового порошка 30%, медного порошка 24%.
Для смазки трубных резьб при навинчивании замков на легкосплавные трубы применяется двухкомпонентный клей, рекомендованный ВНИИгазом. Клей состоит из компаунда К-153, представляющего собой смолу ЭД-5, пластифицированную полиэфиром МГД и тиоколом, отвердителя - кубового остатка гексаметилендиамина - и наполнителя, содержащего свинцовый порошок, графитовый порошок П, цинковую пыль и медную пудру. Наполнитель применяется для усиления уплотнительной способности и снижения сил трения, возникающих при креплении резьбовых соединений. Весовой состав наполнителя следующий: графитового порошка марки П (ГОСТ 10555-40) 31,4%, свинцового порошка (ЦМТУ 4452-54) 43,6%, цинковой пыли (ЦМТУ 1229-45) 18,7%, медной пудры 6,3%.
Смесь компаунда К-153, отвердителя и наполнителя имеет следующий весовой состав: компаунда К-153 55,6%, отвердителя 11,1%, наполнителя 33,3.
Перед нанесением смазки на резьбу поверхность последней тщательно очищается от грязи и обезжиривается. Для обезжиривания можно применять ацетон, высокосортный бензин прямой гонки и уайтспирит. После обезжиривания поверхность резьбы протирается и просушивается.
Смазка готовится нужными порциями непосредственно перед нанесением ее на трубную резьбу. Средний расход смазки на одно соединение 146-мм труб 40-45 г. Для смазки резьбы обсадных труб до последнего времени чаще всего применялись белила или сурик, разведенные на олифе. Однако эта смазка не обеспечивает требуемой плотности резьбовых соединений. Поэтому в настоящее время ее применяют при спуске обсадных колонн в нефтяные скважины с невысокими рабочими давлениями. Для смазки резьбовых соединений обсадных колонн, опускаемых в газовые и нефтяные скважины с высокими рабочими давлениями, применяются специальные уплотнительные смазки.
Хорошие результаты по данным АНИ дают уплотнительные смазки, приготовленные на нефтяной и силиконовой основе, состав которых приводится в таблице 6.1.
Предохранение резьбы от задиров и снижение трения обеспечивают порошкообразный графит и чешуйчатая медь, а уплотнение происходит главным образом за счет свинца и цинка. Наличие в составе силиконовой смазки кремнеорганических соединений значительно уменьшает колебания густоты в зависимости от температуры, что позволяет применять ее в любую погоду.
В Советском Союзе с 1959 г. выпускалась смазка Р-2 на силиконовой основе следующего процентного состава: масла машинного М-50 18,4, стеарата алюминия 4,6, силиконовой жидкости № 5 14,0, порошкообразного графита марки П 18,0, порошкообразного свинца 29, цинковой пыли 12, медного порошка или чешуйчатой меди 4.
По данным ВНИИгаза эта смазка намного лучше ранее применявшихся. Однако применение указанной смазки при давлениях 150-200 кГ/см2, не всегда обеспечивает герметичность резьбовых соединений обсадных труб, изготовленных по ГОСТ 632-57. Кроме этой смазки, КНИИНП для уплотнения резьбовых соединений обсадных труб рекомендует использовать уплотнитель, приготовленный на основе эпоксидной шпатлевки Э-4021 следующего состава: эпоксидной шпатлевки Э-4021 59,3, отвердителя № 15,1, графитового порошка 11,2, свинцового порошка 15,6, цинковой пыли 6,6, чешуйчатой меди 2,2. Эта смазка пригодна для использования при температурах до 150-160° С. При необходимости соединения могут быть развинчены без дополнительного нагрева. Наилучшая герметизация резьбовых соединений достигается при использовании в качестве смазок полимеризующихся составов. В США такие составы известны под названием "бакерлок и средлок". В ФРГ применяется состав "металлон РR", состоящий из двух компонентов, смешиваемых непосредственно перед употреблением. На полимеризацию указанного состава в зависимости от температуры среды затрачивается от 1 до 2 суток. Для развинчивания соединения после полимеризации состава требуется подогрев до 300° С. Поэтому соединения, свинченные с применением "металлона", практически неразъемны.
Таблица 6.1
|
Компоненты основы |
Количество, % вес. |
||
|
нефтяная |
силиконовая |
||
|
Нефтяное масло Стеарат алюминия (Witco №18) Кремнеорганическая жидкость (Siliconel-Fluid XF-60) 5,8% -ный раствор силиката (Santonel-C) в силиконовой жидкости XF-60 Cтеарат лития |
94,15-94,00 0,75-0,50 ____ ____ 5,1-5,4 |
53,4 3,5 41,0 2,1 ____ |
Состав смазки
|
Основа нефтяная "силиконовая Порошкообразный графит "свинец "цинк Чешуйчатая медь |
36,0 ____ 20,0 28,0 12,0 4,0 |
____ 36,0 18,0 30,5 12,3 3,2 |
В отечественной практике в качестве полимеризующего состава применяется двухкомпонентный клей, приготовленный на основе компаунда К-153. К недостаткам этого клея следует отнести его токсичность и относительную сложность употребления. При температурах, близких к 0° С, вязкость состава резко повышается и его приходится подогревать в водяной бане при температуре воды 20-25o С. С повышением температуры процесс полимеризации состава ускоряется. В связи с этим в южных районах в жаркую погоду сокращается время возможного использования смеси после ее приготовления.
Применять смеси, приготовленные на основе компаунда К-153, допускается в случае, когда температура в скважинах не превышает 120-130° С. Следует отметить, что даже применение в качестве смазок по-лимеризующихся составов не обеспечивает герметичности стандартных (по ГОСТ 632-57) резьбовых соединений при давлении газа 450 кГ/см2. Поэтому при высоких давлениях газа следует применять сварку обсадных труб, получившую большое распространение при креплении скважины на газовых и газоконденсатных месторождениях на Кубани и Ставрополье и разработанные ВНИИБТ конструкции обсадных труб типа ТБО и ОТТМ.
Смазки для резьбовых соединений обсадных и бурильных труб должны обеспечивать свинчивание без задиров и заеданий и обладать герметизирующими свойствами в различных температурных условиях. Такие компоненты, как графитовый порошок, а также чешуйчатая медь, улучшают противозадирные качества смазки при высоких контактных давлениях, возникающих на поверхности резьбы в процессе свинчивания соединений с натягом. Металлические наполнители повышают уплотнительные свойства смазки.
Подобные документы
Сведения о районе строительства нефтяной скважины. Геологическая и литолого-стратиграфическая характеристика разреза. Проектирование конструкции и профиля скважины. Выбор буровых растворов и способа бурения. Предупреждение и ликвидация пластовых флюидов.
курсовая работа [1,0 M], добавлен 27.03.2015Геолого-геофизическая, литолого-стратиграфическая характеристика и нефтеносность месторождения. Проектирование режимов способа бурения скважины. Разработка гидравлической программы проводки скважины. Расчет затрат на бурение и сметной стоимости проекта.
дипломная работа [3,3 M], добавлен 11.06.2015Геологическое строение нефтегазоконденсатного месторождения. Литологическая характеристика разреза скважины. Регулирование свойств буровых растворов. Расчет гидравлической программы бурения. Выбор породоразрушающего инструмента, промывочной жидкости.
курсовая работа [78,3 K], добавлен 07.04.2016Обоснование выбора конструкции скважины, параметры промывочных растворов. Характеристика выбора способа бурения и проектирование его режимов. Методы ликвидации аварий. Анализ и расчет способов вхождения в продуктивный пласт и освоения нефтяной скважины.
курсовая работа [368,8 K], добавлен 08.06.2011Проблемы строительства скважин на Карсовайском нефтегазовом месторождении по причине осыпей, обвалов и прихватоопасных зон. Литолого-стратиграфическая характеристика и физико-механические свойства горных пород по разрезу. Расчет конструкции скважины.
курсовая работа [510,0 K], добавлен 16.09.2017История освоения Пылинского месторождения, гидрогеологическая характеристика реставрируемой скважины №37, нефтеносность. Проектирование и расчет конструкции бокового ствола и забоя; технология строительства, подготовка к спуску эксплуатационной колонны.
курсовая работа [295,0 K], добавлен 24.01.2012Литолого–стратиграфическая характеристика разреза скважины: геологические условия проводки, нефтегазоносность. Расчет обсадных колонн, технологическая оснастка, конструкция. Подготовка буровой установки к креплению скважины, испытание на продуктивность.
курсовая работа [1,6 M], добавлен 30.06.2014Технические средства направленного бурения скважин. Компоновки низа бурильной колонны для направленного бурения. Бурение горизонтальных скважин, их преимущества на поздних стадиях разработки месторождения. Основные критерии выбора профиля скважины.
презентация [2,8 M], добавлен 02.05.2014Определение значения числа Рейнольдса у стенки скважины перфорированной эксплуатационной колонны. Расчет количества жидкости в нагнетательной скважине для поддержания давления. Определение пьезометрического уровня на забое скважины для сохранения дебита.
контрольная работа [534,6 K], добавлен 12.06.2013Литолого-стратиграфическая характеристика разреза скважин. Данные по нефтегазоводоносности разреза с характеристикой пластовых флюидов. Определение потребного количества буровых растворов, расхода компонентов по интервалам бурения. Конструкция скважины.
курсовая работа [126,5 K], добавлен 20.12.2013
