Главная База знаний "Allbest" Производство и технологии Технологический расчет буровой скважины

Технологический расчет буровой скважины

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.

Рубрика Производство и технологии
Вид курсовая работа
Язык русский
Дата добавления 16.09.2017
Размер файла 510,0 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.

Страница:

64

Размещено на http://www.allbest.ru/

Оглавление

  • Введение
  • 1. Геологический раздел
  • 1.1 Общие сведения о месторождении
  • 1.2 Литолого-стратиграфическая характеристика и физико-механические свойства горных пород по разрезу
  • 1.3 Нефтегазоносность по разрезу скважины
  • 1.4 Возможные осложнения при бурении
  • 1.5 Вскрытие и опробование продуктивных горизонтов
  • 2. Технологический раздел
  • 2.1 Выбор и расчет конструкции скважины
  • 2.2 Способы бурения, типомодели долот, режимы бурения скважины, бурильный инструмент
  • 2.3 Общая информация по буровому раствору
  • 2.3.1 Общие положения по выбору бурового раствора
  • 2.3.2 Обоснование плотности применяемых буровых растворов
  • 2.3.3 Расчёт потребного количества компонентов бурового раствора
  • 2.4 Обоснование компоновки бурильной колонны и её расчёт
  • 2.5 Расчет колонны бурильных труб
  • 2.6 Выбор буровой установки
  • 2.7 Выбор насосной установки
  • Заключение
  • Литература

Введение

В курсовой работе рассматривается проблема строительства скважин на Карсовайском нефтегазовом месторождении. Особенностью Карсовайского месторождения являются такие осложнения как осыпи, обвалы и прихватоопасные зоны.

Технологический процесс строительства скважин делится на две основные цели - бурение и крепление. В свою очередь бурение подразумевает выполнение таких основных задач, как углубление скважины и вынос выбуренной породы. Решение проблемы выноса шлама осуществляется применением промывочных жидкостей. Также промывочные жидкости должны осуществлять безаварийность работы оборудования, связанного с ними, и минимизировать риски осложнений. Для осуществления безаварийной работы в промывочные жидкости добавляются специальные реагенты. Чтобы уменьшить риски осложнений промывочная жидкость должна создавать репрессию на флюидосодержащие пласты и не допустить осложнений, связанных с литологическими характеристиками пластов. Промывочную жидкость со специальной рецептурой называют буровым раствором.

Буровой раствор имеет значительное влияние на всю технологию бурения. Неправильный выбор раствора может увеличить риски аварий и осложнений, также повлиять на скорость бурения, управление бурильной колонной, срок эксплуатации оборудования, экологическую обстановку и др. Помимо основных задач буровой раствор должен обеспечить предупреждение осложнений, вызванных геологическим строением участка месторождения. Поэтому рецептуру бурового раствора стоит подбирать под определенные геологические условия.

1. Геологический раздел

1.1 Общие сведения о месторождении

Карсовайское месторождение нефти находится в Удмуртской Республике на территории Кезского и Балезинского районов УР.

Климат района умеренно-континентальный, с холодной продолжительной снежной зимой с низкими отрицательными температурами (до - 49єС в 1979 г.). Около 50% территории месторождения покрыто хвойными лесами с примесью лиственных пород, остальная - занята пахотными и луговыми угодьями.

Краткая характеристика района представлена в таблице 1.1.

Таблица 1.1. Общие сведения о месторождении.

Наименование данных

Значение

Месторождение

Карсовайское

Административное расположение

Россия

республика

Удмуртская

район

Балезинский

Температура воздуха, С:

среднегодовая

+12

наибольшая летняя

+37

наименьшая зимняя

-49

Максимальная глубина промерзания грунта, м

1, 20

Продолжительность отопительного периода, сут.

231

Многолетнемерзлые породы

отсутствуют

Рельеф местности

Холмистый

Состояние местности

Залесенная с пашнями

Толщины:

снежного покрова, см

почвенного слоя, см

60-80

30

Растительный покров

Хвойные леса

Категория грунта

Суглинки, пески, глины, супеси

Сведения о подъездных путях указаны в таблице 1.2 Источники и характеристики водоснабжения, энергоснабжения и местных стройматериалов представлены в таблице 1.3.

Таблица 1.2. Сведения о подъездных путях

Протяженность, км

Характер покрытия (гравийное, из лесоматериалов и т.д.)

Ширина,

м

Характеристика дороги

171

Твердое

15

Дороги с усовершенствованным покрытием (асфальтобетонные, цементобетонные и т.д.)

30

Грунтовая

10

Дороги грунтовые, естественные (малоукатанные, слегка загрязненные, проложенные по сыпучим пескам)

Таблица 1.3. Водо- и энергоснабжение, местные стройматериалы

Наименование вида

снабжения

Вид (тип, название) источника снабжения, связи,

стройматериалов

Расстояние от источника до буровой, м

Характеристика водо - и

энергопривода, связи и стройматериалов

Водоснабжение

Привозная (бойлера)

75000

-

Энергоснабжение (бурение, крепление)

Высоковольтная ЛЭП

1000

Провод алюминиевый (А-95 ГОСТ 839-80Е)

Опоры - железобетонные или металлические.

СД 60-99/42

на буровой

Привод БУ 2500 ЭПК мощностью 600 кВт

Энергоснабжение (испытание)

ДГМА-48 - 1 шт.

на скважине

Для обеспечения нужд электроснабжения бригады освоения и А-60 (А-50М)

Энергоснабжение (при вышкомонтажных работах)

АСДА-200 - 2 шт.

на площадке вышко-строения

Для обеспечения нужд электроснабжения бригады вышкостроения

Теплоснабжение:

при бурении

при испытании

индивидуальная котельная

на 2 электрокотла ТАПВУ-71

ППУ-1200х100

0,05

0,01

Местные строительные материалы

г. Ижевск

100000

Песок, щебень, бутовый камень

База ПО п. Смирново

170000

Пиломатериалы

Месторождение расположено на территории Верхнекамской возвышенности - здесь находятся самые высокие отметки рельефа Удмуртии.

Месторождение является самым крупным в северной части республики. Его называют одним из самых перспективных на данной территории нефтегазовым месторождением, которое, к тому же, является практически самым молодым в Удмуртии.

Месторождение открыто в 1977 году поисково-разведочным бурением. В период с 1998 по 2006 годы на месторождении осуществлялась пробная эксплуатация разведочных скважин. В промышленную разработку введено в 2009 году.

Оперативный подсчет запасов нефти Карсовайского месторождения произведен в 2003 г. Начальные запасы прошли государственную экспертизу и подготовлены для составления проектного документа на разработку месторождения.

В 2006 г. выполнен "Проект пробной эксплуатации Карсовайского месторождения". В 2012 году выполнен оперативный подсчет запасов углеводородного сырья отложений среднего карбона (Пласты В-II, B-III, А4-0+1, А4-2) Хомяковского поднятия Карсовайского месторождения.

В соответствии с "Технологической схемой разработки Карсовайского газонефтяного месторождения Удмуртской республики" в промышленной эксплуатации находятся два объекта разработки:

Касимовско-мячковско-подоло-каширский объект

Верейско-башкирский объект

Месторождение на начальной стадии разработки, осуществляется плановое разбуривание залежи верейско-башкирского объекта в соответствии с "Технологической схемой разработки".

Основным объектом месторождения, является верейско-башкирский объект, разрабатываемый собственной сеткой скважин, который так же является основным, по входной добыче нефти и жидкости (89% накопленной добычи нефти, от суммарной добычи нефти по месторождению в целом). Касимовско-мячковско-подоло-кашисркий объект - объект приобщения. Поэтому, изменение или отклонение от проектных показателей разработки связанно с верейско-башкирским объектом.

В 2016 году Карсовайское месторождение отметило 10 лет с момента ввода в промышленную эксплуатацию. Первый миллион тонн нефти на месторождении был добыт в 2013 году, а всего из его недр было добыто более 1,6 млн. тонн нефти. Запасы добываемой здесь нефти отнесены к категориям С1, С2.

С момента запуска эксплуатации Карсовайского нефтегазового месторождения постоянно увеличивается количество скважин. В настоящее время на месторождении 147 скважин, из них 116 добывающих и 31 нагнетательная. Накопленная добыча за десять лет разработки превысила 1,7 млн. тонн. На данный момент в сутки здесь добывается около 825 тонн нефти и по итогам 2016 года Карсовай дал 305 тысяч тонн нефти. Всего здесь планируется пробурить порядка 26 кустов.

Карсовайское месторождение является по-своему уникальным. Оно является одним из самых сложных по геологическому строению месторождений Удмуртии. Разработка осложнена тем, что в добываемой нефтесодержащей жидкости высокий процент попутного нефтяного газа. Причём этот газ - низкокалорийный, негорючий из-за большого содержания азота. Азота в этом газе - более 80%, что редко встречается в нефтедобыче. Из-за очень большого объёма газа поначалу не удавалось его поджечь. Решить проблему позволили уникальные технические решения. Специально для Карсовая был сконструирован уникальный факельный оголовок, который без серьёзных конструктивных изменений на существующем стволе смог пропустить большие объёмы газа и уменьшить скорость его течения для розжига. Тем самым удалось разжечь факел и минимизировать выбросы вредных веществ в атмосферу.

Из-за особенных свойств добываемой нефти и своего геологического строения месторождение является полигоном для испытаний передовых технологий. Среди новых технологий, которые стали использоваться на Карсовае с 2011 г., - технология одновременно-раздельной эксплуатации скважин - системы для одновременно-раздельной добычи и закачки.

На данном месторождении впервые были введены скважины, которые функционируют по принципу внутрискважинной перекачки (ВСП). Благодаря данной технологии отсутствует необходимость строить дорогие высоконапорные водоводы, кустовую насосную станцию, а также использовать новые скважины для добычи воды.

1.2 Литолого-стратиграфическая характеристика и физико-механические свойства горных пород по разрезу

В таблицах 1.4, 1.5, 1.6 и 1.7 представлены характеристики геологического разреза объекта проведения работ.

Таблица 1.4. Стратиграфический разрез скважины и коэффициент кавернозности пластов

Глубина залегания, м

Стратиграфическое подразделение

Элементы залегания (падения) пластов по

подошве, град

Коэффициент кавернозности в интервале

от (верх)

до (низ)

название

индекс

угол

азимут

0

10

Кайнозойская группа

KZ

1,5 - под

кондуктор и

промежуточную

колонны

0

10

Четвертичная система

Q

-

-

10

1520

Палеозойская группа

PZ

10

1010

Пермская система

P

10

790

Верхний отдел

P2

10

790

Татарский, казанский, уфимский ярусы

P2t, P2kz, P2u

-

-

790

1010

Нижний отдел

P1

1,3 - под

эксплуатационную колонну

790

805

Кунгурский и артинский ярусы

P1k, P1ar

-

-

805

925

Сакмарский ярус

P1s

-

-

925

1010

Ассельский ярус

P1a

-

-

1010

1520

Каменноугольная система

С

1010

1230

Верхний отдел

C3

1230

1520

Средний отдел

C2

1230

1470

Московский ярус

C2m

-

-

1230

1300

Мячковский горизонт

C2mc

-

-

1300

1340

Подольский горизонт

С2pd

-

-

1340

1420

Каширский горизонт

C2ks

-

-

1420

1470

Верейский горизонт

C2vr

-

-

1470

1520

Башкирский ярус

C2b

-

-

Таблица 1.5. Литологическая характеристика разреза скважин

Индекс

стратиграф.

подразделения

Интервал

Горная порода

Стандартное описание горной породы (полное название, характерные признаки (структура, текстура, минеральный состав и т.д.))

от (верх)

до (низ)

название

содержание, %

Q

0

10

суглинок

глина

супеси

пески

галечник

35

35

20

5

5

Глины, супеси, суглинки с прослоями песков и галечников.

P2t, P2kz, P2u

10

790

песчаник

глина

алевролит

мергель

известняк

30

30

20

10

10

Переслаивание глин, песчаников, алевролитов с прослоями конгломератов, мергелей и глинистых известняков. Глины красноцветные, плотные, плитчатые, неслоистые. Алевролиты красно-коричневые зеленовато - серые, слюдистые, тонкоплитчатые. Известняки розовато - серые, плотные, крепкие, глинистые. Песчаники серовато - коричневые, плотные, крепкие.

P1k,P1ar

790

805

доломит

известняк

ангидрит

гипс

50

35

10

5

Представлены доломитами и известняками серыми, темно - серыми, плотными, крепкими, тонкозернистыми, в различной степени загипсованными и ангидритизированными

P1s

805

925

доломит

известняк

ангидрит

50

40

10

Доломиты светло - серые, серые, тонкозернистые, местами окремнелые, плотные. Известняки серые и светло - серые, органогенные, плотные, пористые, слабо загипсованные, участками окремнелые, крепкие, местами трещиноватые. Ангидриты голубовато - серые, плотные.

P1a

925

1010

доломит

известняк

ангидрит

гипс

40

40

15

5

Доломиты и известняки коричневато - серые, плотные, тонкозернистые, часто окремнелые, с включениями ангидрита, гипса. Известняки в разной степени доломитизированные.

C3

1010

1230

доломит

известняк

ангидрит

50

45

5

Известняки серые, темно - серые, коричневато - серые, тонкозернистые, органогенно - детритовые. Доломиты серые, темно - серые, коричневато - серые, мелкозернистые, прослоями пористо - кавернозные. Нефтенасыщенным является пласт С3к (касимовский), сложенный органогенными известняками.

C2mc

1230

1300

доломит

известняк

50

50

Известняки серые, темно-серые, разнодетритовые, реже микрозернистые, прослоями доломитизированные, с гнездами ангидрита; доломиты серые, микро-и тонкозернистые, плотные, слабо известковистые, с включениями ангидрита, гипса. Пром. нефтеносность связана с пластом С2mc-II. Пласт сложен доломитами темно-серыми, микро - тонкозернистыми, известковистыми, реже известняками серыми органогенными, доломитизированными, плотными.

С2pd

1300

1340

доломит

известняк

50

50

Известняки серые, органогенные, доломитизированные, плотные, пористые, с выпотами нефти. Доломиты серые, микро-тонкозернистые, неравномерно - глинистые, известковистые, прослоями пористые с выпотами нефти. Нефтенасыщенными являются пласты П2 и П3. Пласты сложены известняками органогенно-детритовыми, водорослево-фораминиферовыми и доломитами тонкозер-нистыми, микро - тонко-зернистыми, известковистыми.

C2ks

1340

1420

доломит

известняк

50

50

Известняки светло - серые, органогенные и хемогенные, неравномерно доломитизированные, плотные и пористые. Доломиты светло - серые, коричневато - серые, микро - тонкозернистые, неравномерно известковистые, с реликтовой органогенной структурой, с включениями ангидрита. Пром. нефтеносность связана с пластом К4, залегающим в основании горизонта. Сложен известняками фораминиферо - водорослевыми, детритово - фораминиферовыми

C2vr

1420

1470

алевролит

аргиллит

известняк

доломиты

10

30

40

20

Известняки светло - и темно - серые, органогенные и хемогенные, плотные и пористые. Аргиллиты пестроцветные, неравномерно алевритистые и известковистые, плитчатые. Алевролиты темно - серые и пестроцветные, полевошпатово - кварцевые, мелкозернистые, известковистые, с пологоволнистой слоистостью. Доломиты светло - серые, микро-тонкозернистые, глинистые. Пром. нефтеносность приурочена к пластам В-0, В-2, В-3а, В-3б. Пласты сложены известняками фораминиферовыми, детритово-водорослево - фораминиферовыми, а также известняково - раковинными песчаниками.

C2b

1470

1520

известняк

100

Известняки светло - серые, органогенные, плотные и пористые, с включениями кремня. Нефтенасыщенными являются пласты А 4-1, А 4-2, А 4-3, А 4-0 встречается в виде линз. Продуктивные пласты сложены известняками биоморфными, реже органогенно-детритовыми, а также известняково - раковинными песчаниками.

Таблица 1.6. Физико-механические свойства горных пород

Индекс стратиграфического подразделения

Интервал, м

Краткое

название

горной

породы

Плотность, г/см3

Пористость, %

Проницаемость, мД

Глинистость, %

Карбонатность, %

Соленость,%

Сплошность породы

Твердость, кгс/мм2

Расслоенность породы

Абразивность

Категория породы по промысловой классификации (мягкая, средняя и т.д.)

Коэффициент Пуассона

Модуль Юнга, кгс/мм2

Гидратационное разуплотнение (набухание) породы

от

до

Q

0

10

песок

2, 20

80,0

250

5

0,5-1

1,5-4

78-100

2

8

мягкая

Исследования не проводились

суглинок

1,70

10-25

-

-

1,5

0,5-5

1,5

375

2

4

мягкая

глина

1,80

5-10

0,5-5

90

10

0,5-1

4,0

25-45

2

1

мягкая

Р

10

1010

известняк

2,54

11

-

10

10

1-3

3,0

72-250

1

3-5

твердая

Исследования не проводились

доломит

2,65

6

0,2

90-92

1-3

1,5

2,0

144-187

1

3

твердая

ангидрит

2,96

1,0

-

10

75-80

3-13

2,0

150

1

1

твердая

глина

1,8

5-10

0,5-5

90

10

0,5-1

4,0

25-45

2

1

мягкая

алевролит

2,3

20

-

50-75

10

0,5-1

2,5

73-92

2

3-4

средняя

С

1010

1520

известняк

2,54

7,0

-

10-50

10

1-3

3,0

72-250

1

3-4

твердая

Исследования не проводились

доломит

2,65

2-6

0,2

90-92

1-3

1,5

2,0

144-187

3

3-5

средняя

алевролит

2,3

20

-

75

10

0,5-1

2,5

73-92

2

3-4

средняя

аргиллит

2,2

20

-

90

10

0,5-1

4,0

130

2

2

средняя

Таблица 1.7. Температура и градиенты давлений по разрезу

Индекс стратиграфического подразделения

Интервал основного ствола, м

Градиент давления

Градиент

Температура в конце интервала, С0

от (верх)

до (низ)

пластового

порового

гидроразрыва пород

горного давления

МПана 100м

МПана 100 м

МПана 100 м

МПана 100 м

от (верх)

до (низ)

от (верх)

до (низ)

от (верх)

до (низ)

от (верх)

до (низ)

Q

0

10

-

1,00

-

1,05

-

1,76

-

1,5

-

P2t, P2kz,P2u

10

790

1,00

1,00

1,05

1,05

1,76

2,16

1,5

1,73

10

P1k, P1ar

790

805

1,00

1,00

1,05

1,05

2,16

2,17

1,73

1,74

12

P1s

805

925

1,00

1,00

1,05

1,05

2,17

2, 20

1,74

1,76

13

P1a

925

1010

1,00

1,00

1,05

1,05

2, 20

2,22

1,76

1,78

15

C3

1010

1230

1,00

1,00

1,05

1,05

2,22

2,28

1,78

1,82

18

C2mc

1230

1300

1,00

1,00

1,05

1,05

2,28

2,30

1,82

1,84

19

С2pd

1300

1340

1,00

0,95

1,05

1,05

2,30

2,32

1,84

1,86

20

C2ks

1340

1420

0,95

0,98

1,05

1,05

2,32

2,34

1,86

1,87

22

C2vr

1420

1470

0,98

0,96

1,05

1,05

2,34

2,35

1,87

1,88

26

C2b

1470

1520

0,96

0,96

1,05

1,05

2,35

2,36

1,88

1,89

28

Примечание - градиенты давлений определены на основании п.14 "Инструкции по расчету обсадных колонн для нефтяных и газовых скважин"

1.3 Нефтегазоносность по разрезу скважины

В таблицах 1.7, 1.8 и 1.9 представлены характеристики нефтяных, газовых и водоносных пластов соответственно.

Таблица 1.7 Нефтеносность

Индекс стратиграфического подразделения

Интервал, м

Тип

коллектора

Плотность, г/см2

Подвижность,

д на сП

Содержание серы

Содержание парафина

Свободный дебит, м3/сут

Параметры растворенного газа

газовый фактор, м3/т

содержание сероводорода, %

содержание углекислого газа, %

относительная по воздуху плотность газа

коэффициент сжимаемости

давление насыщения в пластовых

условиях, МПа

в пластовых условиях

после дегазации

от (верх)

до (низ)

C3k

1185

1195

Поровый (карбонатный)

0,8686

0,880

0,0044

2,88

3,97

5

22,65

0,0

-

1,275

0,96

5,47

C2mc

1220

1233

Поровый (карбонатный)

0,862

0,882

0,006

4,51

3,54

5

0,0

-

0,96

C2pd

1305

1317

Поровый (карбонатный)

0,862

0,882

0,006-0,011

4,51

3,54

10

24,64

0,0

-

1,2196

0,96

7,17

C2ks

1375

1379

Поровый (карбонатный)

0,880

0,899

0,0009

1,56

3,93

2

24,89

0,0

-

1, 2073

0,96

5,2

C2vr

1430

1470

Поровый (карбонатный)

0,858

0,870

0,008-0,01

1,68

3,87

20

20,45

0,0

-

1,2251

0,96

7,0

С2b

1470

1490

Поровый (карбонатный)

0,871

0,888

0,002-0,02

1,58

3,53

10

21,25

0,0

-

1,2254

0,96

7,26

Таблица 1.8 Газоносность

Индекс стратиграфического подразделения

Интервал, по вертикали м

Тип коллектора

Состояние (газ, конденсат)

Содержание % по объему

Относительная плотность по воздуху

Коэффициент сжимаемости газа в пластовых условиях

Свободный дебит,

м3/сут

Плотность газоконденсата, г/см3

Фазовая проницаемость,

мкм2

От (верх)

До (низ)

сероводорода

углекислого газа

в пластовых условиях

на устье скважины

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

13

В разрезе проектируемых скважин газоносные пласты не установлены.

буровая скважина нефтегазовое месторождение

Таблица 1.9 Водоносность

Индекс страти-графического подразделения

Интервал основного ствола, м

Тип коллектора

Плотность, г/см3

Свободный дебит, м3/сут

Фазовая проницаемость, мД

Химический состав воды

в % эквивалентной форме

Степень

минерализации, г/л

Тип воды по Сулину

Относится к источнику питьевого

водоснабжения

анионы

катионы

от (верх)

До (низ)

CL-

SO4--

HCO3-

Na+

Mg++

Ca++

Четвертично-верхнепермский комплекс

Q-

0

10

порово-трещинный

1,00

Не опр.

0,5-16

3,2

2,5

94,3

2,5

20,8

76,7

0,91

ГКН

да

P2

10

625

порово-трещинный

1,00

Не опр.

0,1-750

56,5

33,0

10,5

95,7

1,6

2,7

-

ХЛК

нет

Каширско-нижнепермский комплекс

P1 - C2ks

625

960

порово-трещинный

1,15-1,18

Не опр.

0,1-750

95,0

3,0

2,0

78,0

7,0

15,0

263,2

ХЛК

нет

Верейский комплекс

C2vr

987

1000

поровый

1,17

Не опр.

6,86-954

98,0

1,5

0,5

80,5

17,5

2,0

235,0

ХЛК

нет

1.4 Возможные осложнения при бурении

Исходя из анализа геологических условий и опыта ранее бурившихся скважин в аналогичных геологических условиях в табл.1.10-1.14 приводятся возможные осложнения в разрезе проектируемой скважины.

Они дают общие представления о характере встретившихся осложнений в ранее пробуренных скважинах.

Таблица 1.10. Поглощения бурового раствора

Индекс стратиграфического

подразделения

Интервал основного ствола, м

Максимальная

интенсивность

поглощения, м3/час

Расстояние от устья скважины

до

статического уровня при его максимальном снижении, м

Имеется ли потеря

циркуляции

(да, нет)

Градиент давления поглощения, МПа на 100м

Условия возникновения

от

(верх)

до

(низ)

при вскрытии

после изоляционных работ

Q; P2; P1

0

200

2-3 м3/ч

-

нет

1,51

1,66

превышение гидродинамического давления над пластовым давлением

Таблица 1.11. Осыпи и обвалы стенок скважины

Индекс стратиграфического подразделения

Интервал в основном стволе, м

Буровые растворы, применявшиеся ранее

Время до начала

осложнения, сут

Мероприятия по

ликвидации

последствий

(проработка,

промывка и т.д.)

от

(верх)

до

(низ)

тип раствора

плотность, г/см3

дополнительные данные по раствору, влияющие на устойчивость пород

Q. P2t, P2kz, P2u

0

700

полимерглинистый

1,10

УВ-25-35, СНС-40/60, Ф-10, рН =8-9, К=1,0, Ст=7%

2-3

проработка,

промывка

C2vr

1430

1470

полимерглинистый

1,10

УВ-30-50, Ф-8 до 2300 с 2300 м Ф-8-6, СНС-40/60,, рН =8-9, К=1,0, Ст=7%, обработка: Na2CO3., КССБ, графит, NaОН Т-94, КМЦ

3-5

проработка,

промывка

Таблица 1.12. Нефтегазоводопроявления

Индекс стратиграфического подразделения

Интервал по основному стволу, м

Вид проявляемого флюида (вода, нефть, конденсат, газ)

Длина столба газа при ликвидации газопроявления, м

Плотность смеси при проявлении для расчета избыточных давлений, г/см3

Условия возникновения

Характер проявления (в виде пленок нефти, пузырьков газа, перелива

воды, увеличения водоотдачи и т.д.)

внутреннего

наружного

от

(верх)

до

(низ)

C3k

1185

1195

нефть газ

491

0,8676

0,8798

снижение репрессии на пласт

В виде пузырьков газа

C2mc

1220

1233

нефть газ

550

0,8615

0,882

снижение репрессии на пласт

В виде пузырьков газа

C2pd

1305

1317

нефть газ

652

0,8615

0,882

снижение репрессии на пласт

В виде пузырьков газа

C2ks

1375

1379

нефть газ

513

0,8801

0,899

снижение репрессии на пласт

В виде пузырьков газа

C2vr

1430

1470

нефть газ

625

0,858

0,870

снижение репрессии на пласт

В виде пузырьков газа

C1b

1470

1490

нефть газ

730

0,8712

0,888

снижение репрессии на пласт

В виде пузырьков газа

Примечание - Давление гидроразрыва определено на основании п.14 "Инструкции по расчету обсадных колонн для нефтяных и газовых скважин

Таблица 1.13. Прихватоопасные зоны

Индекс

стратиграфического

подразделения

Интервал по основному стволу, м

Вид прихвата (от перепада давления, заклинки, сальнико-образования и т.д.)

Раствор, при применении которого произошел прихват

Наличие

ограничений на оставление инструмента без движения или промывки

(да, нет)

Условия возникновения

тип

плотность, г/см3

водоотдача, см3/30 мин

смазывающие добавки

(название)

от

(верх)

до

(низ)

Q. P2t, P2kz, P2u

0

700

Заклинка инструмента

Нет данных

да

обвалы стенок скважин

C2vr

1430

1470

Заклинка инструмента - сальнико - образования

Нет данных

да

обвалы стенок скважин

Таблица 1.14

Текучие породы

Индекс

стратиграфического

подразделения

Интервал залегания текущих пород, м

Краткое

название пород

Минимальная плотность бурового раствора, предотвращающая течение пород, г/см3

Условие возникновения

от

(верх)

до

(низ)

текучих пород нет

1.5 Вскрытие и опробование продуктивных горизонтов

Виды и объемы исследовательских работ определяются целевым назначением проектируемой скважины. Они регламентируются инструктивными и руководящими документами ("Правила геофизических исследований и работ в нефтяных и газовых скважинах", Москва, 1999 г. и методические указания "Комплексирование и этапность выполнения геофизических, гидродинамических и геохимических исследований нефтяных и нефтегазовых месторождений" Москва, 2002 г.), уточняются в зависимости от степени изученности месторождения. Информация предоставлена в таблицах 1.15.

Таблица 1.15. Геофизические исследования

Наименование

исследований

Масштаб

записи

Замеры и отборы

производятся по стволу

на

глубине по вертикали, м

в интервале, м

от

(верх)

до

(низ)

Стандартный каротаж (ПС, КС 1-2 зонда из состава БКЗ), резистивиметрия, профилеметрия (ДС)

1: 500

700

30

700

1520

700

1520

Работа телесистемы с контролем инклинометрической партии (дежурство непрерывно) в интервале набора угла искривления

КС, ПС, БКЗ, БК, ИК (ЭМК), РК (ГК, НГК), МК (БМК), АК, ЯМК, ГГК-п, профилеметрия, резистивиметрия

1: 200

1520

1130

1520

РК (ГК, НГК), Э/т, АК

1: 500

1520

0

1520

АКЦ, СГДТ, термометрия (ОВПЦ)

1: 500

700

0

700

1520

0

1520

Привязка перед отбором керна КС, ПС, ДС, ИК

1: 500

1400

1250

1400

ГМЩП+КП; ГК, МЛМ проводится до и после перфорации

1: 500

1490

1430

1490

ЭМДСТ

1: 500

1490

1430

1490

2. Технологический раздел

2.1 Выбор и расчет конструкции скважины

Конструкция скважины - наиболее эффективное расположение обсадных колонн, для крепления скважины, соответствующая заданным целям бурения и добычи нефти. Из этого определения следует, что конструкция скважины должна обеспечить выполнение цели бурения и герметичность и разобщенность пластов на весь период эксплуатации скважины.

При разработке конструкции скважины Карсовайского месторождения учтены следующие особенности геологического строения разреза:

пластовые давления по разрезу скважины близки к гидростатическим;

проектный горизонт - башкирский ярус среднего отдела каменноугольной системы 1520 м.

Разрез осложнен наличием поглощающих горизонтов, прихватоопасных интервалов, осыпей и обвалов. Градиент гидроразрыва пород изменяется в пределах 1,76-2,36 МПа/100 м.

В соответствии с проектом по разработке Карсовайского месторождения [13] выбирается конечная обсадная колонна 146-го условного диаметра. Диаметр остальных обсадных колонн подбирается из расчета проходимости оборудования для бурения под эксплуатационную колонну 146-го условного диаметра. Для выбора диаметра кондуктора необходимо определить диаметр долота для бурения под эксплуатационную колонну.

Для определения диаметр долота для бурения под эксплуатационную колонну, по ГОСТ 632-80 определяется наибольший наружный диаметр колонны (по муфте). Размеры труб эксплуатационной колонны представлены в таблице 2.1.

Таблица 2.1. Размеры труб по ГОСТ 632 - 80

Условный диаметр обсадной колонны, мм.

Наружный диаметр труб dн, мм.

Диаметр муфты dм, мм.

146

146,1

166,0

Выбираются трубы с трапецеидальной резьбой ОТТМ исполнения А, группы прочности Д и толщиной стенки 7 мм. Далее требуемая толщина стенки и группа прочности будет рассчитана, исходя из условий прочности.

Минимально допустимая разность диаметров муфт обсадных труб и скважин для колонны диаметром 146 мм должен быть не менее 20-30 мм, тогда диаметр долота должен быть не менее:

Dдол. мин. =dм + н мм., (1)

Где Dдол. мин - минимальный диаметр долота, dм - диаметр муфты обсадной колонны,н - разность диаметров между муфтой обсадной колонны и стенкойствола скважины.

Dдол. мин. = 166,0+30,0=196,0 мм.

По ГОСТ 20692-2003, а также исходя из опыта бурения в данном районе, принимается: Dдол=215,9мм, тогда радиальный зазор между стенкой скважины и эксплуатационной колонной (по муфте) составит 24,95мм.

Эксплуатационная колонна диаметром 146 мм спускается на глубину 1520 м целью перекрытия башкирского яруса на всю толщу и цементируется в одну ступень с подъемом тампонажных растворов до устья.

Эксплуатационная колонна обеспечивает разобщение продуктивных горизонтов и изоляцию их от других флюидосодержащих пластов, а также проведение испытаний перспективных объектов и извлечение нефти на поверхность.

Диаметр колон после конечной ОК, а также диаметры долот находится по следующей формуле:

dн= dдn + 2 (в +), (2)

где: dн - наружный диаметр обсадной колонны, мм, dдn - диаметр долота под бурение под предыдущую ОК, мм, в - радиальный зазор между долотом и внутренней поверхностью той колонны, через которую оно должно проходить при бурении скважины, от 5 до 10 мм; - наибольшая возможная толщина стенки труб данной колонны, мм.

Вычисление наружного диаметра технической колонны по формуле (2):

dн. конд= 215,9+2• (5+ 8,9) = 243,7 мм.

По ГОСТ 632 - 80 принимается условный диаметр труб кондуктора 245 мм. Выбираются трубы с трапецеидальной резьбой ОТТМ исполнения А, группы прочности Д и толщиной стенки 8,9 мм.

Вычисление необходимого диаметра долота под кондуктор по формуле 3:

dд. конд= 244,5+2•20=284,5

Принимаем диаметр долота 295,3 исходя из типоразмеров по ГОСТ 20692-2003.

Минимально необходимая глубина спуска кондуктора определяется из условия предотвращения гидроразрыва пород у башмака в процессе ликвидации возможных нефтепроявлений.

Расчет производим из соотношения

(3)

где: Ру - ожидаемое максимальное давление на устье во время нефтепроявления и закрытия устья, МПа; Рпл - пластовое давление проявляющего горизонта, МПа; lкр - глубина кровли (по вертикали) проявляющего горизонта, м; С - градиент гидроразрывапород в зоне башмака кондуктора; Py - ожидаемое максимальное давление на устье во время нефтепроявлений и закрытия устья, кгс/см2; Pпл - пластовое давление проявляющего горизонта, кгс/см2; Lkp - глубина кровли по вертикали проявляющего горизонта, м; С - градиент гидроразрыва пород в зоне башмака кондуктора.

Ру=Рпл-0,1·со·Lкр (4)

Входящие в формулу значения: Py=125,43-0,1·0,856·1230=20,14кгс/см2; Pпл=125,43 кгс/см2; со=0,856 г/см3; Lkp=1230 м; С=0,2111 кгс/см2 на м.

Lk= (1,05·20,14·1230) / (0,95·0,211·1230-1,05· (125,43-20.14)) =191,25 м.

191,25 м. ? 700 м., следовательно условие выполняется.

С целью перелью перекрытия верхнепермских неустойчивых пород глубина спуска кондуктора принята 700 м. Вывод - принятая глубина спуска кондуктора 700 м удовлетворяет условию предотвращения гидроразрыва пород у башмака в процессе ликвидации возможных нефтепроявлений, так как давления, возникающие у башмака кондуктора много меньше давления гидроразрыва. Верхней ОК является колонна направление, служащая для замыкания циркуляции и перекрытия неустойчивых отложений на поверхности. Вычисление наружного диаметра технической колонны по формуле (2):

dн. конд= 295,3+2• (5+9,5) =324,3 мм

По ГОСТ 632 - 80 принимается условный диаметр труб кондуктора 324мм. Выбираем трубы с трапецеидальной резьбой ОТТМ исполнения А, группы прочности Д и толщиной стенки 9,5 мм.

dд. напр= 323,9+230=383,9

Принимаем диаметр долота 393,7 исходя из типоразмеров по ГОСТ 20692-2003.

Сводная информация по ОК представлена в таблице 2.2 На рисунке 1 представлена модель расположения ОК с совмещенным графиком давления.

Таблица 2.2. Обсадные колонны и размеры долот

№ колон.

Тип колонны

Глубина (верт.), м

Диам. колонны, мм

Диам. долота, мм

Тип соединения

Наружн. диам., мм

Толщина стенки, мм

Группа прочности

Вес 1 м, кг/м

1

Направление

30

323,9

393,7

ОТТМА

323,9

9,50

Д

76,1

2

Кондуктор

700

244,5

295,3

ОТТМА

244,5

8,90

Д

53,9

3

Эксплуата-ционная

1520

146,1

215,9

ОТТМА

146,1

7,00

Д

36,1

Рисунок 1. Совмещенный график давлений

Построение профиля ствола скважины

Проектные данные

Ар=

200

м

r, м

50

м

смещен.

300

м

на глуб.

1470

м

магн. аз.

8

°

дир. угол

20

°

Глубина, м (верт.)

Глубина, м

Зен. угол

Азимут,°

Дирек. угол,°

Удлинение, м

Смеще-ние, м

Координаты, м

°

ґ

Xi

Yi

Zi

0,0

0

0,00

8,00

0,0

0,0

0,0

200,0

10,0

10

0,00

8,00

20

0,0

0,0

0,0

0,0

190,0

50,0

50

0,00

8,00

20

0,0

0,0

0,0

0,0

150,0

60,0

60

0,00

8,00

20

0,0

0,0

0,0

0,0

140,0

70,0

70

0,00

8,00

20

0,0

0,0

0,0

0,0

130,0

80,0

80

0,00

8,00

20

0,0

0,0

0,0

0,0

120,0

90,0

90

2,00

8,00

20

0,0

0,2

0,2

0,1

110,0

100,0

100

2,00

8,00

20

0,0

0,5

0,5

0,2

100,0

110,0

110

4,00

8,00

20

0,0

1,0

1,0

0,4

90,0

119,9

120

6,00

8,00

20

0,1

1,9

1,8

0,7

80,1

149,7

150

8,00

8,00

20

0,3

5,6

5,2

1,9

50,3

199,1

200

10,00

8,00

20

0,9

13,4

12,6

4,6

0,9

248,2

250

12,00

8,00

20

1,8

22,9

21,6

7,8

-48,2

297,0

300

13,00

8,00

20

3,0

33,8

31,7

11,5

-97,0

345,6

350

14,00

8,00

20

4,4

45,4

42,7

15,5

-145,6

394,1

400

14,00

8,00

20

5,9

57,5

54,1

19,7

-194,1

442,6

450

14,00

8,00

20

7,4

69,6

65,4

23,8

-242,6

491,2

500

14,00

8,00

20

8,8

81,7

76,8

27,9

-291,2

539,7

550

14,00

8,00

20

10,3

93,8

88,2

32,1

-339,7

588,2

600

14,00

8,00

20

11,8

105,9

99,5

36,2

-388,2

636,7

650

14,00

8,00

20

13,3

118,0

110,9

40,4

-436,7

685,2

700

14,00

8,00

20

14,8

130,1

122,3

44,5

-485,2

733,7

750

14,00

8,00

20

16,3

142,2

133,6

48,6

-533,7

782,2

800

14,00

8,00

20

17,8

154,3

145,0

52,8

-582,2

830,8

850

14,00

8,00

20

19,2

166,4

156,4

56,9

-630,8

879,3

900

14,00

8,00

20

20,7

178,5

167,7

61,0

-679,3

927,8

950

14,00

8,00

20

22,2

190,6

179,1

65,2

-727,8

976,3

1000

14,00

8,00

20

23,7

202,7

190,5

69,3

-776,3

1024,8

1050

14,00

8,00

20

25,2

214,8

201,8

73,5

-824,8

1073,3

1100

14,00

8,00

20

26,7

226,9

213,2

77,6

-873,3

1122,1

1150

12,00

8,00

20

27,9

238,1

223,8

81,4

-922,1

1171,1

1200

10,00

8,00

20

28,9

247,7

232,7

84,7

-971,1

1220,4

1250

10,00

8,00

20

29,6

256,3

240,9

87,7

-1020,4

1269,6

1300

10,00

8,00

20

30,4

265,0

249,0

90,6

-1069,6

1318,9

1350

10,00

8,00

20

31,1

273,7

257,2

93,6

-1118,9

1368,1

1400

10,00

8,00

20

31,9

282,4

265,4

96,6

-1168,1

1417,3

1450

10,00

8,00

20

32,7

291,1

273,5

99,6

-1217,3

1469,5

1503

10,00

8,00

20

33,5

300,3

282,2

102,7

-1269,5

1486,3

1520

10,00

8,00

20

33,7

303,2

284,9

103,7

-1286,3

1519,8

1554

10,00

8,00

20

34,2

309,1

290,5

105,7

-1319,8

Рисунок 2. Горизонтальная проекция траектории скважины

Рисунок 3. Вертикальная проекция траектории скважины

2.2 Способы бурения, типомодели долот, режимы бурения скважины, бурильный инструмент

Принятие решения об использовании того или иного способа бурения - один из ответственных этапов при проектировании технологии бурения, так как в дальнейшем выбранный способ определяет многие технические решения - режим бурения, гидравлическую программу, бурильный инструмент, тип буровой установки и технологию крепления скважины.

Окончательное решение по выбору способа бурения представляет собой сложную задачу. В качестве исхoдной информации для принятия решения о способе бурения следует использовать следyющие данные: глубину бурения и забойную температуру, профиль ствoлa скважины и диаметры долот, тип породоразрушающего инструмента и бурового раствора.

На ocнoвании этой инфopмации и pекoмендаций, представленных в таблице 2.6 может быть выбран способ бурения скважины по интервалам бурения и скважины в целом.

Обоснование диаметров долот

Определим диаметр долот по интервалам бурения под указанные обсадные колонны в соответствие с требованием п.183. ПБвНГП. Величину минимальных радиальных зазоров между стенкой скважины и муфтой обсадной колонны определим по формуле (5):

Dд= (1,0447 + 0,00022D) Dм, (5)

Где Dд - диаметр долота, мм;

D - диаметр обсадных труб, мм;

Dм - диаметр муфты обсадных труб, мм.

На основании проведенных расчетов принимаются долота следующих диаметров:

D393,7 мм - бурение под кондуктор D324 мм;

D295,3 мм - бурение под промежуточную колонну D245 мм;

D215,9 мм - бурение под эксплуатационную колонну D146 мм.

Таблица 2.6. Рекомендуемые области применения способов бурения

Геолого-технические условия бурения.

Способ бурения

ротор

Г. З.Д.

эл. бур.

Глубина бурения, м:

до 3500

+

+

+

3500 - 4200

+

-

+

> 4200

+

-

-

Забойная температура, Со:

< 140

+

+

+

>140

+

-

-

Диаметр долота, мм:

< 190

+

-

-

> 190

+

+

+

Профиль ствола скважины:

вертикальный

+

+

+

наклонно - направленный

-

+

+

Породоразрушающий инструмент:

двух и трехлопастной

+

-

-

Шарошечные долота типа М, МЗ, МС, МСЗ, С, СЗ, СТ, Т, ТК, ТКЗ, К, ОК

+

+

+

Многолопастные, истирающего действия

-

+

+

алмазный

-

+

+

Тип циркулирующего агента:

газы, пены

+

-

+

буровые растворы со степенью аэрации:

высокой

+

+

+

низкой

+

+

+

Буровые растворы плотностью, г/см3

< 1.7 - 1.8

+

+

+

> 1.7 - 1.8

+

-

-

Исходя из данной таблицы, а также учитывая опыт буровых работ в данном регионе для бурения выбираем гидравлические забойные двигатели и бурение ротором в определенных случаях (при бурении под направление, разбуривание цементных стаканов). В последнее время применяются в основном различные винтовые забойные двигатели.

Данные по способам бурения отобразим в таблице 2.7.

Таблица 2.7. Способы бурения.

Интервал, м.

Вид технологической

операции

Способ

бурения

0-30

Бурение под направление.

Роторный

-

Разбуривание цементного стакана

Винтовым забойным двигателем / ротором

30-90

Бурение вертикального участка под кондуктор.

Винтовым забойным двигателем / ротором

90-350

Бурение под кондуктор в интервале набора угла

Винтовым забойным двигателем / ротором

350-700

Бурение под кондуктор в интервале стабилизации угла

Винтовым забойным двигателем / ротором

-

Разбуривание цементного стакана

Винтовым забойным двигателем / ротором

700-1100

Бурение вертикального участка под эксплуатационную колонну.

Винтовым забойным двигателем / ротором

1100-1200

Бурение под эксплуатационную колонну в интервале падения угла.

Винтовым забойным двигателем

1200-1554

Бурение под эксплуатационную колонну в интервале стабилизации угла

Винтовым забойным двигателем / ротором

-

Разбуривание оснастки

Роторный

2.3 Общая информация по буровому раствору

2.3.1 Общие положения по выбору бурового раствора

Качество бурового раствора должно обеспечивать успешную проводку скважины, крепление ее обсадными колоннами и эффективное вскрытие продуктивного пласта. Основным критерием выбора типа буровых растворов является их способность обеспечивать строительство высококачественных и рентабельных скважин с минимальным негативным воздействием на окружающую природную среду и фильтрационные свойства продуктивных пластов.

Выбор бурового раствора с детальным описанием его параметров будет произведен в специальном разделе работы.

2.3.2 Обоснование плотности применяемых буровых растворов

Плотность буровых растворов для интервалов совместимых условий бурения рассчитывается исходя из условий сохранения устойчивости горных пород, слагающих стенки скважины, а в интервалах содержащих напорные пласты - создания столбом раствора гидростатического давления на забой, предотвращающего поступление пластового флюида в ствол скважины.

Плотность бурового раствора в интервалах совместимых условий бурения определяется правилами ПБвНГП.

В соответствии с п.210 ПБвНГП рассчитывается минимально допустимая плотность бурового раствора из условия создания столбом раствора гидростатического давления на забой скважины при вскрытии продуктивного горизонта, превышающего проектные пластовые давления на величину не менее:

10 % для скважин глубиной до 1200 м (интервалов от 0 до 1200 м);

5 % для интервалов от 1200 м до проектной глубины.

Максимально допустимая репрессия (с учетом гидродинамических нагрузок), в соответствии с п. п.211 должна исключать возможность гидроразрыва пород или поглощения раствора на любой глубине интервала совместимых условий бурения.

В данном разделе учитывается глубина по вертикали.

Рассчитаем минимальную плотность бурового раствора по формуле:

с = 100 • Рпл • К / Н. [3], (10)

где с - плотность бурового раствора, г/см3,Рпл - пластовое давление, МПа, К - коээфициент, Н - глубина по вертикали, м.

с0-700= 100 • 7,00 • 1,1/700 = 1,1 г/смі

с700-1200= 100 • 12,00 • 1,05/1200 = 1,05 г/смі

с1200-1520= 100 • 15,20 • 1,05/1520 = 1,05 г/смі

Интервал бурения под направление 324 мм (0-30 м) и кондуктор 245 мм (30-700 м) являются зонами совместимых условий бурения, коэффициент аномальности равен 1,0. Для этих интервалов гидростатическое давление, создаваемое столбом бурового раствора должно превышать пластовое (поровое) на 10-15%, следовательно, плотность бурового раствора должна находиться в пределах 1,11-1,l4г/см3.

Расчётная плотность промывочной жидкости для бурения интервала глубины по вертикали700-1520м, согласно п. п. 209 ПБвНГП, равен 1,08г/см3.

2.3.3 Расчёт потребного количества компонентов бурового раствора

Потребность в буровом растворе для бурения различных интервалов горных пород (под различные колонны) различна.

Исходя из условий обеспечения противофонтанной и газовой безопасности (ПФБ и ГБ), а также из условий бурения, запас раствора на поверхности должен быть не менее 2-х объёмов скважины (или компонентов раствора на буровой).

Вычислим потребность в буровых растворах на конец интервала по формуле 11 и 12.

(11)

(12)

где Vскв. напр. - объем скважины при бурении первой ОК, м3; Dскв - диаметр скважины, м; H - глубина скважины по стволу на конец интервала, м; Hпред. ОК - глубина спуска предыдущей ОК, м; Dвн. пред. ОК - внутренний диаметр предыдущей ОК, м; Hтек. ОК - интервал открытого ствола скважины, м.

При бурении под направление (0-30 м.)

Vскв=3,14·0,39372·30/4=3,65 м3

Vр-ра= 3·Vскв =3,65·3=10,95 м3

При бурении под кондуктор (30-700 м.)

Vскв=3,14·0,29532· (90-30) /4+3,14·0,3052· (700-90) /4=4,11+44,55=48,66м3

Vр-ра= 3·Vскв =48,66·3=145,98 м3.

При бурении под эксплуатационную колонну (700-1554 м.)

Vскв=3,14·0,21592· (1554-700) /4+3,14·0,22672· (1554-1200) /4=31,25+14,28=45,53м3

Vр-ра= 3·Vскв =3·45,53м3=136,59м3

Сведём полученные данные в таблицу 2.8:

Таблица 2.8. Потребность в буровом растворе

Интервал применения, м.

Потребность в буровом растворе (компонентов для его приготовления) на конец интервала, м3.

0-30

11

30-700

146

700-1554

137

2.4 Обоснование компоновки бурильной колонны и её расчёт

При всех способах бурения различные участки колонны, подвергаются воздействию различных, большей частью динамических нагрузок: растяжению, сжатию, кручению, поперечному и продольному изгибу, внутреннему и наружному давлению.

При создании нагрузки на долото частью веса бурильной колонны, нижняя часть бурильной колонны сжата, верхняя растянута, так что наибольшие сжимающие нагрузки действуют в самом нижнем сечении колонны. На некотором расстоянии от забоя располагается нейтральное сечение.

Сжимающие нагрузки на трубы при бурении с забойными двигателями обычно составляют 0,1 - 0,2 мм при этом наибольшие крутящие моменты приложены к нижнему сечению колонны.

Если всю нагрузку на долото создавать лишь весом бурильных труб, то изгибающие напряжения могут достигать значительных величин, особенно в местах кавернообразований, представляющие опасность для целостности труб, герметичности резьбовых соединений и т.д. Поэтому следует увеличить продольную жесткость низа колонны, путем резкого увеличения диаметра и толщины стенок на этом участке. Такими трубами являются утяжеленные бурильные трубы.

Применением утяжеленных бурильных труб достигается:

передача достаточно большой нагрузки на долото при малой длине УБТ,

увеличение осевого момента инерции и осевого момента сопротивления,

снижение прогиба и напряжения от продольного изгиба,

При применении УБТ в компоновке низа бурильной колонны благодаря большой жесткости и предупреждается резкое искривление ствола скважины. При этом необходимо учитывать, что для работы телеметрической системы в КНБК должны присутствовать НУБТ в непосредственной близости к ГЗД (для уменьшения расстояния непромера).

2.5 Расчет колонны бурильных труб

Исходные данные:

H =1554м - глубина скважины;

dбт=127мм - диаметр бурильных труб.

G =0.094МН - вес забойного двигателя;

Рдол =0.2МН - нагрузка на долото;

Расчет бурильной колонны сводится к определению диаметра и длины УБТ для обеспечения жесткости бурильной колонны. В зависимости от диаметра долота и условий бурения выбираем диаметр УБТ при бурении ГЗД, диаметр УБТ не должен превышать диаметра ГЗД.

Определяем длину УБТ:

(10)

где G - вес забойного двигателя, МН;

Рдол - нагрузка на долото, МН;

qубт - вес 1м УБТ, МН. lУБТ = 1,25*0,15-0.094/0.00156=59.94м

Принимаем lУБТ=75м диаметром 178мм - 3 свечи по 25м.

Если колонна одноразмерная, то допускаемую глубину спуска колонны, составленную из труб с одинаковыми толщиной стенки и группой прочности материала, определяют по формуле:

(11)

где Qp - допустимая растягивающая нагрузка для труб нижней секции, МН.

Qp= уTFтр /n (12)

(уT - предел текучести материала труб, Мпа; Fтр - площадь сечения, Fтр=33.4м2;

n - коэффициент запаса прочности; принимается равным 1.3 для нормальных условий бурения)

Qp=380*33.4*10 - 4/1.3=0.976MH;

k - коэффициент, учитывающий влияние трения, сил инерции и сопротивления движения раствора (принимается равным 1.15);

QУБТ - вес утяжеленных бурильных труб, МН;

G - вес забойного двигателя и долота, МН;

рбр и рмет - плотности бурового раствора и материала труб, г/см3;

Р0, РП - перепады давления на долоте и турбобуре, МПа;

Fк - площадь проходного канала трубы, Fk=93.3м2;

qбт - вес 1м бурильной колонны, qбт=29,8кг=0.000298МН.

Qубт =lубт qубт (13)

Qубт =75 * 0,00156=0,117МН

Pгзд = Pтабpбр= 3*1,15 = 3.45МПа

lдоп= (0,976-1,15· (0,117+0,094) · (1-1,14/7,85) - (3,5+2,8) ·93,3·10-6/ (1,15·0,000298) (1-1,14/7,85)) =2622 м. >1554 м

Данной компоновкой бурение может вестись до глубины 2622 м. Окончательный забой 1554 м, условие выполняется. Расчет колонны бурильных труб приведен в таблице 2.9. Масса бурильной колонны:

mбк = mд + mдв + mУБТ + mБТ = 1,17 + 0,05 + 36,2 + 13,3 = 51 т

Масса обсадной колонны:

Mоб. к = 20,1*1554 = 31235,4кг = 31,2 т

Таблица 2.9. Расчет колонны бурильных труб.

Наименование труб

Диаметр

мм

Толщина стенки,

мм

Марка стали

Вес одного метра

Н

Вес колонны

МН

СБТ

УБТ

Общий вес:

127

178

9

8

Д

Д

29.8

1560

0.463

0.0025

0.4655

2.6 Выбор буровой установки

Выбор буровой установки производится из условия, описанного в РД 08-200-98, а именно по наибольшей нагрузке на крюк буровой установки.

Определяем максимальную нагрузку от веса бурильной колонны с учетом расхаживания:

Qб. к = (lб. mqб. m + lу. б. mqу. б. m) Kр = (1554*29.8 + 75*0,00156) 1.25 = (16)

= 57886кг.

Определяем нагрузку от самой тяжелой обсадной колонны с учетом расхаживания:

Qэкс = lэксqэксKр = (1554*24.8+100*28) 1.15 =43957кг. (17)

Глубина скважины, м

Максимальная расчетная масса, т

Тип буровой установки

Максимальная нагрузка на крюке с учетом запаса, т

Оснастка талевой системы

БК

ОК

БК

ОК

1554

57,9

44

БУ-600/100 ЭУ

60

90

4x5

Примечание: Нагрузка на крюке буровой установки не должна превышать 0,6 величины параметра "допустимая нагрузка на крюке" для бурильной колонны и 0,9 - для обсадной колонны.

2.7 Выбор насосной установки

Буровые насосы и циркуляционная система выполняют следующие функции:

Нагнетание бурового раствора в бурильную колонну для обеспечении циркуляции в скважине в процессе бурения и эффективной oчистки забоя и дoлoта oт выбуренной пoрoды, промывки, ликвидации аварий, создания скорости подъема раствора в затрубнoм прoстранстве, дoстатoчнoй для выноса породы на поверхность;

Страница:


Подобные документы

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

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