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.

От основы смазки зависит устойчивость против высыхания и отвердения, чрезмерного разжижения вследствие высокой температуры, стойкость к абсорбции воды, способность легко наноситься на резьбу в условиях низких температур. Для соединений, работающих в условиях высоких температур, применяют смазки на силиконовой основе, содержащей кремнеорганические соединения. Силиконовая основа также улучшает свойства смазки при низких температурах.

Для высокотемпературных скважин (100-200° С) применяют смазку Р-402 (ТУ-38-1-112-67), разработанную во ВНИИГАЗ. Смазку Р-402 изготовляют на силиконовой основе и наносят на резьбу при температурах до - 30°С. Она имеет хорошие уплотнительные и антизадирные свойства и обладает повышенной темпе - ратуростойкостью (до 200°С). В состав смазки Р-402 входит жировая основа 36%, состоящая из масла машинного СУ (9%), кремнеорганической жидкости {21,7%), гидрата окиси лития (0,3%), стеариновой кислоты (4,3%) и стеарата алюминия (0,7%). Наполнители составляют 64%: графитовый порошок (20%), свинцовый порошок (28%), цинковая пыль (12%) и медная пудра (4%).

Для скважин с температурой до 100° С рекомендуется смазка Р-2 МВП (МРТУ-12Н103-64). Смазка Р-2МВП отличается от смазки Р-402 составом жировой основы, в связи с чем обладает более низкой температуростойкостью и морозостойкостью. При температуре окружающего воздуха ниже - 5° С перед нанесением на резьбу смазку надлежит подогревать. Жировая основа смазки Р-2 составляет 37% (масло машинное СУ 18,4%, масло МВП 14% и стеарат алюминия 4,6%). Наполнителями являются графитовый порошок 18%, свинцовый порошок 29%, цинковая пыль 12% и медная пудра 4%. За рубежом для соединений обсадных и насосно-компрессорных труб широко применяются смазки, рекомендованные бюллетенем 5А2 Американского нефтяного института.

Бюллетень 5А2 АНИ предусматривает два вида резьбовых смазок: силиконовая и модифицированная, которые по своему назначению соответственно аналогичны Р-402 и Р-2МВП. В состав смазок 5А2 АНИ входят твердые компоненты: графитовый порошок 18%; свинцовый порошок 30,5%; цинковая пыль 12,2% и медные чешуйки 3,3% -всего 64%. Остальные 36% составляет основа смазки. Основа силиконовой смазки состоит из силиконового компаунда и силиконовой жидкости в количестве 15,5% к общему весу смазки.

6.2 Испытания соединений обсадных труд на герметичность

6.2.1 Испытания соединений с использованием графитовой смазки

Испытанию подвергались резьбовые соединения обсадных труб диаметром 146 мм и толщинами стенок 8, 10, 12 мм. Состав смазки для крепления соединений, выпускаемых Южнотрубным заводом (г. Никополь), следующий: солидол - 65; серебристый графит - 35% вес.

Предварительно подвергающиеся испытанию соединения прошли проверку по ГОСТ 632-57 на Южнотрубном заводе.

Как видно из результатов испытаний (табл.6.2), при более длительной выдержке под давлением 200ат герметичность нарушается в большинстве случаев. При дополнительном осевом растяжении герметичность соединений часто нарушается при более низких давлениях.

Таблица 6.2

Номер соединения

Максимальная нагрузка на соединение

Время выдержки

Результаты испытаний

Внутреннее давление, ат.

Осевое нагружение домкратами, Т

Полная растягиваю-щая нагрузка, Т

1

155

-

18

15

Нет пропусков

1

150

100

118

4

Течь

2

200

-

23

8

"

3

200

-

23

15

Нет пропусков

3

400

-

50

10

Течь

3

100

80

93

3

"

4

200

-

23

1

"

4

200

100

123

1

"

5

200

-

23

0,5

"

5

100

100

123

0,5

"

6

200

-

23

15

Нет пропусков

6

250

-

35

5

Течь

6

150

100

118

5

"

7

200

-

23

15

Нет пропусков

7

250

-

35

5

Течь

Примечание. В полную растягивающую нагрузку входит осевое растяжение, вызванное внутренним давлением на заглушенные торцы образцов.

6.3 Испытание соединений с применением специальных уплотнительных смазок

Одним из методов повышения герметичности резьбовых соединений обсадных труб является использование специальных уплотнительных смазок. В настоящее время применяют несколько типов уплотнительных смазок как для обсадных, так и для бурильных труб. К ним относятся смазка Р-2, изготовляемая ленинградским заводом им. Шаумяна, смазка, разработанная АзНИИМАШ, смазка Компаунд (США) и смазка для бурильных замков американского нефтяного института.

Основные компоненты, входящие в перечисленные смазки, состоят из масляно-силиконовой основы с добавкой стеарата алюминия и наполнителей в виде графитового и свинцового порошков, медной пудры (или чешуйчатой меди) и цинковой пыли. Стеарат алюминия диспергируете" в масле, при этом образуется гель, который способствует удержанию частиц металлов во взвешенном состоянии.

Введение в основу силикона позволяет расширить диапазон температур, в которых смазка применяется, силикон повышает устойчивость смазки к действию газов и жидких углеродов, но снижает ее смазочные свойства. Это обстоятельство, а также относительно высокая стоимость силикона вынуждают изготовителей отказаться от его применения. Так, например, смазка Р-2 по новым техническим условиям выпускается на чисто масляной основе (Р-2 МВП). Металлические наполнители и графитовый порошок вводятся для уменьшения трения при свинчивании резьбы и увеличения уплотнительной способности смазки. В табл.6.3 приведен состав основы для уплотнительных смазок Р-2, Р-2 МВП, выпускаемых заводом им. Шаумяна.

Составы смазок приведены в табл.6.4 Смазка Компаунд № 2 рекомендуется фирмой при давлении до 500 ат, а смазка Компаунд № 1 - выше 500 ат. Результаты испытаний смазки Р-2 приведены в табл.6.5., а смазок Компаунд № 1 и 2 - в табл.6.6 По результатам стендовых испытаний видно, что герметичность резьбовых соединений, свинченных с применением силиконовой смазки Р-2, обычно нарушается при внутреннем давлении, менее 300 ат.

Эксперименты, проведенные с применением смазок Компаунд № 1 и № 2, показали, что эти смазки примерно соответствуют по качеству смазке Р-2. Аналогичные результаты, свидетельствующие о негерметичности резьбовых соединений по ГОСТ 632 - 57, а также соединений с удлиненной резьбой, свинченных с применением специальных уплотнительных смазок американского нефтяного института, получены фирмой "Феникс Рейнрор" (ФРГ).

Стендовые испытания производились следующим образом: образцы спрессовывались газом при давлении до 450 ат с повторяющимся изменением температуры от 20 до 95° С без приложения дополнительных растягивающих усилий.

Течь в соединениях со смазкой Р-2 наблюдалась в среднем через 9 мин выдержки по давлением, а в соединениях, свинченных на американских смазках, даже через 13 мин, что соответствует теоретическому расчету, приведенному ранее.

Таблица 6.3

Компонент

Смазка, % вес.

Р-2

Р-2 МВП

Масло машинное СУ

56

56

Стеарат алюминия

14

14

Силиконовая жидкость №5 или №4

30

____

Масло МВП

____

30

Таблица 6.4

Компонент

Смазка, % вес.

Р-2

Р-2 МВП

Компаунд

№1

Компаунд

№2

Основа, в том числе:

Масло

Стеарат алюминия

Силиконовые вещества

Графитовый порошок

Свинцовый порошок

Цинковый порошок

Медная пудра

Медь чашуйчатая

37

20,7

5,2

11,1

18

29

12

4

____

37

31,8

5,2

__

18

29

12

4

____

35,9

19,25

1,25

15,4

18,0

30,5

12,3

__

3,3

35,9

33,7

2,2

____

18,0

30,5

12,3

____

3,3

Таблица 6.5

Номер соединения

Максимальная нагрузка на соединение

Время выдержки под нагрузкой и давлением

Результаты испытаний

Внутреннее давление, ат.

Осевое нагружение домкрата

Полная растягивающая нагрузка

8

200

____

23

33

Нет пропусков

8

360

____

42

15

"

8

200

100

123

15

"

8

355

100

142

15

"

9

200

____

23

16

"

9

320

____

40

10

Течь

9

200

100

123

18

Нет пропусков

9

320

100

140

12

Течь

10

200

____

23

19

Нет пропусков

10

400

____

46

20

"

10

200

100

123

18

"

10

340

100

146

15

"

11

200

____

23

19

"

11

280

____

35

13

Течь

11

90

80

93

4

"

12

200

____

23

15

Нет пропусков

12

550

____

68

15

Течь

12

200

100

123

15

Нет пропусков

12

270

100

138

10

Течь

13

200

____

23

24

Нет пропусков*

13

400

____

50

25

То же

13

200

120

143

18

"

13

225

120

148

9

Течь*

14

200

____

23

24

Нет пропусков*

14

400

____

50

25

То же

14

200

120

143

18

"

14

270

120

154

7

Течь*

Примечание. Образцы, отмеченные знаком *, изготовлены из стали марки Е (5500 кГ/см2), остальные __ из стали марки Д (3800 кГ/см2).

Таблица 6.6

Осевое нагружение, т

Внутреннее давление, ат.

Время выдержки под нагрузкой и давлением, мин.

Смазка Компаунд №1

155

350

15

150

350

14

110

400

10

Смазка Компаунд №2

42

350

13

96

150

14

42

350

13

107

200

10

38

320

12

107

200

13

6.4 Испытание резьбовых соединений обсадных труб с применением полимеризующихся составов

Отсутствие высокой герметичности резьбовых соединений, смазанных силиконовой смазкой, не позволяет создавать внутреннее давление, которое могут выдержать трубы. Это подтверждается результатами испытаний труб, изготовленных из стали марок Е и Д: нарушение герметичности в соединениях произошло при давлении менее 300 ат (трубы могут выдержать 300 ат).

Одним из способов повышения герметичности является нанесение на поверхность резьбы и свинчивания полимеризующихся составов. Однако при этом получаются неразъемные соединения.

Для испытаний был применен бакелито-фенольный клей (БФ-2, БФ-4). Для повышения смазочных свойств и герметизирующей способности вводился наполнитель (алюминиевый порошок, 20% вес.). Состав наносился на предварительно очищенную и обезжиренную бензином поверхность резьбы непосредственно перед свинчиванием.

Результаты испытаний приведены в таблице 6.7.

Таблица 6.7

Номер соединения

Максимальная нагрузка на соединение

Время выдержки под нагрузкой, мин.

Результат испытания

Внутреннее давление, ат.

Осевое нагружение домкратами, Т

Полная растягивающая нагрузка, Т

15

400

_____

46

31

Нет пропусков

15

400

100

146

15

"

16

400

_____

16

17

"

16

400

100

143

60

"

17

400

_____

46

17

"

17

400

100

146

60

"

18

400

100

146

30

"

19

400

100

146

30

"

В результате исследований ВНИИГАЗ был разработан уплотнительный состав УС-1.

Основой состава являются компаунд К-153 (из эпоксидной смолы ЭД-5) и отвердитель (кубовый остаток гексаметилендиамина). Для придания составу смазывающих свойств и усиления его герметизирующей способности в него вводятся металлические порошковые наполнители.

Соотношения компонентов состава (% вес.) приведены ниже:

Компаунд К-153 ……………………………… 83,3

Отвердитель …………………………………. 16,7

Графитовый порошок П ……………………. 31,4

Свинцовый порошок ………………………… 43,6

Цинковая пыль ………………………………. 18,7

Медная пудра ………………………………… 6,3

Состав готовится по следующему рецепту (% вес.):

Компаунд К-153 ……………………………… 55,6

Графитовый порошок П ……………………. 10,5

Свинцовый порошок ………………………… 14,4

Цинковая пыль ………………………………. 6,3

Медная пудра ………………………………… 2,1

Отвердитель (11,1% вес.) добавляется в смесь непосредственно перед употреблением.

Таблица 6.8

Степень нагружения

Осевая нагрузка, Т

Внутреннее давление, ат.

Время выдержки под давлением, мин.

Результат испытания

1

_____

100

20

Нет пропусков

2

_____

200

20

"

3

_____

300

20

"

4

_____

400

20

"

5

_____

500

20

"

6

_____

600

120

"

7

136

300

20

"

8

148

400

20

"

9

160

510

120

"

Примечания:

1. Характеристика соединения: муфтовое соединение обсадных труб из стали марки Е (ГОСТ 632-57) диаметром 146 мм. с толщиной стенки 12 мм.

2. Обработка поверхности резьбы перед нанесением состава: очистка, промывка керосином, обезжиривание бензолом.

Подобные составы изготовляются также за рубежом. Результаты стендовых испытаний четырех резьбовых соединений обсадных труб с применением состава УС-1 приведены в табл.4.8 Хотя полимеризующиеся составы и обеспечивают герметичность резьбовых соединений обсадных труб, однако, они обладают рядом недостатков. Нанесение состава на муфты осуществляется в условиях буровой, что является особенно нежелательным потому, что перед нанесением уплотнителя необходимо тщательно очистить и обезжирить поверхность резьбы и после нанесения уплотнителя вплоть до момента окончания свинчивания нужно оберегать поверхность резьбы от загрязнения или попадания влаги. В условиях буровой выдержать все эти требования трудно.

В случае задержек при спуске колонны, вызванных какими-либо причинами, применение состава УС-1 может внести дополнительные трудности, так как сроки твердения (полимеризации) этого состава невелики:

Температура, оС Время полимеризации, мин.

5 …………………………………………….270

10 …………………………………………… 210

20 …………………………………………… 140

30 …………………………………………… 90

50 …………………………………………… 30

Если учитывать, что твердение состава начинается с момента затворения, то сопротивление свинчиванию сказывается через время, в 2 - 3 раза меньшее, чем указано выше. Чтобы уменьшить опасность преждевременной полимеризации, смесь приготовляют порциями по 563 г (на 13 соединений). Отвердитель в составе УС-1 токсичен, поэтому нужно соблюдать технику безопасности при работе с составом. Соединения, свинченные на полимеризующемся или клеевом составе, становятся неразъемными, что создает опасность и осложнения при спуске колонн.

Причинами, вызывающими необходимость развинчивания резьбовых соединений при спуске колонн, могут быть не замеченный ранее или образовавшийся при свинчивании дефект резьбы, случайное попадание твердых включений, свинчивание на перекос, обвал или прихват и т.д.

Смазка, применяемая для резьбовых соединений забойных двигателей

Гальванические покрытия и смазка резьбы, предохранение от задиров применяется в особых условий техники безопасности. Однако для резьбовых соединений забойных двигателей, где этот процесс налажен, его целесообразно применять. Для предохранения от задиров, заеданий и коррозии резьба забойных двигателей покрывается гальваническими покрытиями. Наибольшее распространение получили меднение и фосфатирование, предохраняющие резьбу от задиров и заеданий и повышающие износостойкость резьбы. Цинкование практически предохраняет соединение только от коррозии. Кадмирование полностью предохраняет резьбовое соединение как от задиров и заеданий, так и от коррозии. Фосфатная пленка стирается после четырех - семи свинчиваний, в то время как кадмиевая и медная сохраняется значительно дольше. Недостаток кадмированной резьбы - низкий коэффициент трения (на 35-50% ниже фосфатированной). Поэтому для предотвращения самопроизвольной затяжки в процессе роторного бурения кадмирование не может быть рекомендовано для замковых соединений. Кроме того, процесс кадмирования сложнее фосфатирования, так как требует соблюдения

В стендовых условиях свинчивали натурные образцы резьбовых соединений с резьбой МУ155Х6, подвергнутой фосфатированию, цинкованию и кадмированию. Резьбовое соединение свинчивали с приложением осевого усилия 40 тс, без крутящего момента трения по торцам. Это достигалось за счет установки упорного подшипника качения. Осевое усилие измерялось гидравлической месдозой с манометром. Хотя при первом свинчивании крутящий момент фосфатированной резьбы выше чем у оцинкованной (на 12%), на поверхности ее витков отсутствовали задиры (кольцевые риски), в то время как на витках оцинкованной резьбы наблюдались кольцевые риски, а цинковая пленка стиралась уже после второго свинчивания.

Крутящий момент при первом свинчивании кадмированной резьбы примерно в 1,5 раза меньше фосфатированной. Следовательно, в зависимости от назначения резьбового соединения, необходимо определить вид гальванического покрытия поверхности резьбы. Качественная смазка резьбы предохраняет соединение от задиров и заеданий, повышает его износостойкость и герметичность.

Наибольшее распространение получили резьбовые смазки с металлическими наполнителями (около 60% цинка, свинца и основа) типа Р-416. Хорошие результаты получены от применения йодисто-свинцовой смазки (йодистый свинец 55%, графит 7-10% и смазка Ц-201), а также сульфитмолибденовой. Использование графитовой смазки при свинчивании резьбовых соединений не рекомендуется, так как она вызывает задиры и заедания даже фосфатированных и оцинкованных резьб. Одна из причин возникновения задиров и заеданий в процессе свинчивания конических резьбовых соединений - соприкосновение вершин резьбы и впадин. Проверка калибрами не обеспечивает контроля по наружному диаметру внутренней резьбы и внутреннему диаметру наружной резьбы. Высота профиля зависит от правильной заточки резьбового резца по радиусу. Радиус заточки должен быть меньше номинального радиуса впадины резьбы с учетом износа.

Исследованиями, проведенными во ВНИИБТ, установлено, что при обычном нарезании резьбы твердосплавным режущим инструментом на стали с НВ 270-320 радиус закругления резьбового резца должен быть на 0,015-0,02 S меньше номинального радиуса закругления впадины (S - шаг резьбы). В случае некачественной зачистки резьбы у вершин профиля остаются заусенцы, которые при свинчивании (даже вручную) могут вызвать задиры. Для устранения этого недостатка резьбу необходимо нарезать профильными резьбовыми резцами (с заплечиками). Профильный резьбовой резец образует радиусы закругления у вершин профиля резьбы R = 0,4 мм, способствующих предохранению резьбы от задиров и заеданий.

Список литературы

1. Булатов А.И. Тампонажные материалы, М.: Недра, 1987. - 279 с.

2. Гаджумян Р.А., Калинин А.Г., Никитин Б.А. Инженерные расчеты при бурении глубоких скважин. М.: Недра, 2000. - 487 с.

3. Гаджумян Р.А., Калинин А.Г., Сердюк Н.И. Расчеты в бурении. М.: РГГРУ, 2007. - 659 с.

4. Долгих Л.Н. Расчеты крепления нефтяных и газовых скважин: учеб. пособие; ПГТУ, 2006. - 87с.

5. Середа Н.Г., Соловьев Е.М. Бурение нефтяных и газовых скважин. 2 изд. - М.: Недра, 1988. - 358

Размещено на Allbest.ru


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 27.03.2015

  • Геолого-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 11.06.2015

  • Геологическое 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 07.04.2016

  • Обоснование 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 08.06.2011

  • Проблемы 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 16.09.2017

  • История 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 24.01.2012

  • Литолого–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 30.06.2014

  • Технические 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 02.05.2014

  • Определение 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 12.06.2013

  • Литолого-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

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.