close

Вход

Забыли?

вход по аккаунту

?

II Технологическая часть (3)

код для вставкиСкачать
2. Технологическая часть
2.1. Анализ современного состояния техники и технологии буровых работ на предприятии
Строительство буровой скважины можно разделить на два этапа: первый - подготовка наземного оборудования для проводки скважин; второй - проводка скважины.
Первый этап - это нивелировка площадки, возведение фундаментов, доставка оборудования, монтаж, в который включается установка оборудования на фундамент или на металлоконструкции блоков, выверка и крепление оборудования, опробование механизмов без нагрузки, испытание вышки и пуск в эксплуатацию.
Второй этап - это обеспечение бесперебойной работы оборудования, зависящее от умелой эксплуатации оборудования, от своевременного и качественного выполнения всех видов ремонта; от своевременного обеспечения буровой запасными частями.
Монтаж буровых сооружений и всего оборудования буровой установки следует выполнять обязательно в строгом соответствии с рекомендациями, изложенными в технических описаниях и инструкциях по эксплуатации, прилагаемых заводами-поставщиками этого оборудования, и с действующими ведомственными инструкциями, с обязательным соблюдением правил техники безопасности и указаний Госгортехнадзора.
Оборудование любой буровой установки, предназначенной для глубокого и сверхглубокого бурения, поступает на промыслы с завода-изготовителя отдельными агрегатами и узлами, а буровые сооружения - отдельными секциями, рамами, элементами.
На промыслах для каждой изготовленной буровой установки производят первую сборку всех агрегатов, узлов и буровых сооружений в единый функционально связанный комплекс, обеспечивающий проводку скважины.
В дальнейшем буровые установки при перебазировке для бурения новой скважины подвергают полному демонтажу. Оборудование буровых установок, предназначенных для бурения глубоких скважин и имеющих А-образные вышки, не демонтируют.
Успешное выполнение технологических операций механизмами буровой установки прямо зависит от совершенства знания обслуживающим персоналом всего комплекса механизмов буровой установки и от умелого управления этими механизмами, а также от:
1) работоспособного и надежного сочетания всего комплекса механизмов, выполняющего эти операции;
2) своевременного и качественного выполнения всех видов ремонта;
3) своевременного обеспечения всего оборудования сменными деталями, узлами, агрегатами, смазочными материалами и т. д.
Своевременное и качественное выполнение всех видов ремонта создает благоприятные условия для бесперебойной, надежной и высокопроизводительной работы всего комплекса механизмов буровой установки, исключающей простои по вине оборудования, аварии и несчастные случаи [. Иогансен К.В. Спутник буровика: справочник. М.: Недра, 1990.-303 с].
2.2. Выбор профиля скважины
Выбор профиля скважины производится на основе анализа фактических данных об искривлении пробуренных ранее скважин, геологических данных разреза и целевого назначения скважины. Данная скважина бурится в породах средней степени твердости,на глубину (3000 м), кроме того продуктивный горизонт имеет небольшую мощность, в следствии этого, затраты на бурение наклонной скважины не оправдывают себя. Поэтому ведется бурение вертикальной скважины.
2.3. Обоснование метода вхождения в пласт
Так как тип залежи: однородный с выносом песка, будет применена следующая схема вхождения в продуктивный пласт. Скважина проходится до кровли пласта коллектора (2965м), устанавливается эксплуатационная колонна и цементируется до устья. Далее производится переход на меньший диаметр бурения, меняется плотность бурового раствора на более легкий и вскрывается продуктивный пласт на всю длину. В пласт коллектор устанавливается фильтр (в потай) и производится освоение пласта коллектора (вызов проектного притока).
2.4. Выбор промывочной жидкости для вскрытия пласта
Так как относительная плотность промывочной жидкости для вскрытия пласта должна составлять 0,95 г/см3, а так же обладать гидрофобизирующим свойством (пласт коллектор представлен песчаником с глинистым цементом), выбирается раствор на нефтяной основе - "Известково-битумный раствор (ИБР)".
ИБР - раствор на нефтяной основе, дисперсионной средой которого служит дизельное топливо или нефть, а дисперсионной фазой - высокоокисленный битум, гидроокись кальция, барит и небольшое количество эмульгированной воды. Этот раствор специального назначения, применяется при разбуривании легко набухающих, склонных к обвалам глинистых пород, при разбуривании соленосных отложений, представленных высокорастворимыми солями, а также при вскрытии продуктивных пластов с низкими коллекторскими свойствами. Раствор обладает высокой термостойкостью (200-220ºС), вследствие хороших смазочных свойств повышает износостойкость долот.
Технологические свойства ИБР могут изменяться в широких пределах. Для ИБР характерны нулевой или близкий к нулю показатель фильтрации и содержание воды, не превышающее 2-3%. ИБР состоит из: 1) Дизельное топливо марки ДЛ;
2) Битум с температурой размягчения 120-155ºС;
3) Известь негашеная (СаО);
4) Вода;
5) Сульфанол НП-3 или НП-1;
6) Барит влажностью не менее 2%.
Закачивать ИБР в скважину следует непрерывно с обязательным использованием буферной жидкости. Если плотность ИБР не превышает 1,4 г/см3, в качестве буферной жидкости рекомендуется применять нефть или дизельное топливо из расчета не менее 200 м по стволу скважины (10-12 м3). Выходящий из скважины глинистый раствор, буферную жидкость и первые порции ИБР спускают в запасные емкости. 2.5. Проектировка конструкции скважины
Конструкция скважины в интервале продуктивного пласта должна обеспечивать наилучшие условия поступления нефти и газа в скважину и наиболее эффективное использование пластовой энергии нефтегазовой залежи. Выбором правильной конструкции скважины в интервале продуктивного пласта решаются следующие задачи:
1) Обеспечение наилучших условий дренирования продуктивного пласта;
2) Задание величины заглубления скважины в продуктивный пласт, обеспечивающего безводную длительную добычу;
3) Изоляция продуктивного пласта от близлежащих водоносных горизонтов;
4) Защита продуктивного пласта от вредного влияния тампонажного раствора при цементировании или всемерное снижение этого влияния на проницаемость породы-коллектора.
Исходные данные для определения конструкции скважины приводятся в таблице 2.5.
Таблица 2.5.
Интервал скважины, м0-250250-13001300-29652965-3000Рпл., МПа2,51629,727Рпогл., МПа6,0244750 Разработка конструкции скважины осуществляется на основе анализа особенностей геологического разреза и накопленного опыта строительства скважин в данном районе. При этом особое внимание обращается на возможное упрощение и облегчение конструкции скважины с учетом имеющегося опыта.
2.5.1. Определение параметров конструкции скважины
При изучении геологического разреза в нем выделяются интервалы с несовместными условиями бурения. Несовместными считаются условия в тех смежных интервалах, которые по показателям пластовых давлений (коэффициент аномальности пластового давления ka) и давлений гидроразрыва (индекс давления поглощения kп) невозможно проходить открытым стволом с буровым раствором одной плотности без угрозы возникновения опасности в виде перетоков.
Для разделения разреза на интервалы с несовместными условиями строится совмещенный график давлений, на котором по интервалам глубин откладываются известные значения коэффициента аномальности пластового давления ka , индекса давления поглощения kп и соответствующие значение относительной плотности бурового раствора .
1) Рассчитываем коэффициент аномальности пластового давления ka:
, где: Рпл - Пластовое давление, Па; h - Глубина от устья до рассматриваемого сечения, м;
ρв - плотность воды, кг/м3;
g - ускорение свободного падения, м/с2;
При глубине h от 0 до 250 м: 2) Индекс давления поглощения kп рассчитываем по следующей формуле:
,
где: Рпогл - давление поглощение, Па; При глубине h от 0 до 250 м: 3) Относительная плотность бурового раствора рассчитываем по следующей формуле:
,
где: - коэффициент запаса, определяющий репрессии на пласт,
=1,1-1,15 (h<1200 м), =1,05 (h>1200 м).
При глубине h от 0 до 250 м: Занесем значения ,и в сводную таблицу 2.5.1.:
Таблица 2.5.1.
Глубина, м0-2501,01,12,4250-13001,31,41,91300-29651,01,051,62965-30000,90,951,7 2.5.2. Расчет диаметров обсадных колонн и долот
Геологическая служба предприятия обусловливает диаметр эксплуатационной колонны. Диаметры обсадных колонн, глубины спуска которых рассчитывают снизу вверх.
1) Наружный диаметр фильтра выбирается исходя из дебита скважины, и принимается равным 114,3 мм.
2) Определяем диаметр долота для бурения под фильтр:
Соответствует диаметру долота из справочника .
3) Внутренний диаметр эксплуатационной колонны:
Выбираются трубы ГОСТ 632-64 4) Диаметр долота для бурения под эксплуатационную колонну: Соответствует диаметру долота из справочника .
5) Внутренний диметр промежуточной колонны: Выбираются трубы ГОСТ 632-64 6)Диаметр долота для бурения под промежуточную колонну: Соответствует диаметру долота из справочника .
7) Внутренний диаметр кондуктора: Выбираются трубы ГОСТ 632-64 8) Диаметр долота под кондуктор:
Соответствует диаметру долота из справочника .
2.5.3. Построение графика совмещенных давлений
На основе полученных значений kа, kп и относительная плотности бурового раствора ρотн построен график совмещенных давлений. Поскольку геологический разрез не содержит зон с явной несовместимостью внешних условий, и оптимальная плотность бурового раствора принимает близкие значения на всем интервале бурения. Выбрана следующая конструкция скважины: * Фильтр: глубина спуска от 2965 до 3000 м; наружный диаметр Dн = 114,3 мм; толщина стенки 10,2 мм;
* Эксплуатационная колонна: глубина спуска 2965 м, наружный диаметр Dн = 168,3 мм, толщина стенки 11 мм;
* Промежуточная колонна: глубина спуска 1300 м, наружный диаметр Dн = 273,1 мм, толщина стенки 10,2 м;
* Кондуктор: глубина спуска 250 м, наружный диаметр Dн = 426,0 мм, толщина стенки 10 м.
Рис. 2.5.3. График совмещенных давлений и запроектированная конструкция скважины
2.6. Выбор способа бурения скважины
Основные требования к выбору способа бурения - необходимость обеспечения успешной проводки ствола скважины при возможных осложнениях с высокими технико-экономическими показателями. Способ бурения выбирается на основе анализа статистического материала по уже пробуренным скважинам и соответствующих экономических расчетов. Выбранный способ должен допускать использование таких видов буровых растворов и такую технологию проводки ствола скважины, которые наиболее полно отвечали бы условиям качественного вскрытия продуктивного горизонта; достижения высокого качества ствола скважины, её конфигурации и наиболее высоких механических скоростей и проходок на долото; возможности использования долот различных типов в соответствии с механическими и абразивными свойствами пород.
В данном курсовом проекте выбирается роторный способ бурения, так как он соответствует всем заданным условиям бурения. Диаметр проходного отверстия ротора должен быть достаточным для спуска долот и обсадных труб, используемых при бурении скважин: где, - диаметр долота при бурении под кондуктором, мм; δ - диаметральный зазор, мм.
Выбирается ротор Р-560. Техническая характеристика, выбранного ротора представлена в таблице 2.6.: Таблица 2.6.
ПараметрыУралмаш-3000БД
Р-560Допускаемая нагрузка на стол, МН- статическая3- при частоте вращения 100 об/мин1,78Наибольшая частота вращения стола, об/мин350Диаметр отверстия в столе, мм560Диапазон глубин бурения, м1600-2500Статическая грузоподъемность подшипника основной опоры, МН
4,10Передаточное отношение конической пары2,7Максимальная мощность, кВт280
Габариты, м
Длина2,31Ширина1,35высота0,75Масса, т5,7 2.7. Расчет объема промывочной жидкости
Расчетные формулы объема промывочной жидкости для данной скважины: ,
где: V - максимальный объем скважины, м3: ,
где: dскв - диаметр скважины, мм;
hскв - глубина скважины, м;
- потери промывочного раствора при очистке, м3: ,
где: - объем выбуренной породы, м3 ();
- степень очистки раствора =100;
- плотность породы,;
- плотность шлама, ;
- плотность промывочного раствора, г/см3;
для бурения под кондуктор:
м3
для бурения промежуточной колонны: м3
для бурения эксплуатационной колонны:
м3
для бурения хвостовика:
м3
2.8. Выбор породоразрушающего инструмента
Долота для бурения являются инструментом, при помощи которого разрушается горная порода на забое и образуется собственно скважина. Выбор типа породоразрушающего инструмента во многом зависит от конкретных региональных условий, которые обуславливают возможные механические скорости проходки на долото и стоимость 1м проходки. Для выбора долот используются классификационные таблицы соответствия горных пород категориям твердости и абразивности. Тип, конструкция долот и их размеры определяются способом бурения, физико-механическими свойствами разбуриваемых пород и геометрическими параметрами скважины. С точки зрения наибольшей эффективности бурения для каждой породы необходимо подобрать долото соответствующего типа, что практически невыполнимо. В таблице 2.8.1. представлены ФМС пород.
Физико-механические свойства пород
Таблица 2.8.1.
СвитаИнтервал,
м Мощность,
мСостав породКоэф. абразив-ти, КаТв. по штампу, Рш МПаКатегория по буримостилюлинворская0
170170Глины светло-серые, опоковидные0,3100-250IIталицкая170
25080Глины серые и темно-серые, плотные с прослойками алевролитов0,4250IIIганькинская250
32070Глины серые, известковые, зерна глауконита.0,4500-1000IIIберезонская320
40080Опоки светлые, голубовато-серые до черных, плотные слабоглинистые0,5500-1000IVберезонская400
48585Глины зеленовато-серые, опоки0,51000-1500IVкузнецовская485
53045Аргиллиты темно-серые почти черные, включения глауконита0,5-1500-1000Vпокурская530
1180650Неравномерное переслаивание песчаников и алевролитов и глин. Глины известковитые, слюдистые. Обилие углистго детрита и включение сидерита0,5-11000-2000Vалымская1180
1300120Глины темно-серые, почти черные с линзами тонкими прослойками алевролитов0,5-11000-2000IVсамонайская1300
1710410Глины аргиллитоподобные преимущественно однородные. Песчаники и алевролиты серые и зеленовато-серые0,5-11000-2000VУст-балыкское1710
1950240Чередование песчаников, алевролитов и аргиллитоподобных глин. Глины серые, темно-серые, однородные. Песчаники и алевролиты серые, обогащенные глинистым материалом0,5-11000-2000V
сортымская
1950
2350
400Чередование пластов песчаников и алевролитов с аргиллитами и глинами. Глины аргиллитоподобные темно-серые плитчатые с прослойками песчаного материала
0,5-1
1000-2000
IVбаженовская2350
238030Аргиллиты темно-серые, черные битуминозные плитчатые, рассеянный пирит0,5-11000-2000Vвасюганская2380
2480100
Алевролиты и песчаники с прослоями аргиллитов. Аргиллиты темно-серые тонкослоистые известковистые
0,5-11000-2000VIтюменская
2480
2965270Неравномерное чередование песчаников, алевролитов, аргиллитов с прослоями глинистых известняков и бурых углей
0,5-1
1000-2000
VIтюменская2965
300035Песчаники нефтеносные0,5-11000-2000VI
На основании ФМС пород, слагающих геологический разрез скважины, выбираем соответствующий породоразрушающий инструмент. Выбранный ПРИ сведен в таблицу 2.8.2.. Таблица 2.8.2.
Интервал,
мШифр долотаТип долотаДиаметр долота, ммТип резьбыМасса долота, кгMax. Осевая нагрузка, кН0-2503Л(Г)-517М517З-177120400250-485349,2С-ГВС349,2З-152115450485-1300349,2Т-ЦВТ349,2З-152994501300-2965215,9Т-ПВТ215,9З-117282502965-3000139,7Т-ЦВТ139,7З-8812100 2.9. Расчет режимных параметров процесса бурения
Расчет режимных параметров для интервала бурения до 250 м:
Нагрузка на долото:
;
где, - рекомендуемая нагрузка на 1 мм диаметра долота; = 0,2 кН/мм;
- диаметр долота, мм;
Текущее значение частоты вращения:
где, - максимальная рекомендуемая нагрузка на 1 мм диаметра долота, кН/мм; =0,77 кН/мм; наименьшая частота вращения ротора, об/мин;
Полученные значения соответствуют рекомендуемым.
Расход промывочной жидкости:
;
где, вп - скорость восходящего потока ( = 0,8 - 0,2 м/с); Dскв - диаметр скважины, м; d - наружный диаметр бурильных труб, м;
Полученные результаты сводятся в таблицу 2.9.:
Таблица 2.9.
Интервал бурения, мНагрузка на долото
, кНЧастота вращения
n, об/минРасход промывочной
жидкости Q , м/с0-2501041200,043250-4851751300,025485-13002101070,0251300-2965150830,0122965-3000112450,008 2.10. Выбор и расчет компоновки бурового снаряда
2.10.1. Выбор и расчет УБТ и БТ
1) Для подбора оптимального диаметра УБТ необходимо воспользоваться таблицей соотношения диаметров шарошечных долот и УБТ, исходя из условий:
= Кз
Dсквэ = 1,1 ∙ Dдэ = 1,1 ∙ 215,9 = 237,5 мм Выбираем табличное значение по СТ СЭВ 1385-78, УБТС2-178: DУБТэ = 178 мм, dвнут = 80 мм, масса 1 м m = 156 кг/м, вес 1,53 кН/м, резьба З-147, длина труб 6000 мм, сталь 40ХН2МА;
Так же определяем типоразмеры УБТ: - для бурения под кондуктор УБТС2-273;
- для бурения под промежуточную колонну: УБТС2-273;
- для бурения под эксплуатационную колонну: УБТС2-178;
- для бурения под фильтр: УБТ-108;
2) Выбор диаметра б.т.:
где, - наружный диаметр УБТ, мм;
- наружный диаметр БТ, мм.
Выбираем табличное значение по СТ СЭВ 1385-78 [б]. Труба сборной конструкции ТБВ-140(с высаженными внутрь концами): DБТнэ = 139,7 мм, DБТвн = 121,7 мм, толщина стенки 9 мм, масса 1 м гладкой трубы 29 кг, резьба З-147, сталь Л, замок ЗШ-178;
Размеры БТ:
- для бурения под кондуктор: ТБВ-168;
- для бурения под промежуточную колонну: ТБВ-168;
- для бурения под эксплуатационную колонну: ТБВ-140;
- для бурения под фильтр: ТБВ-89;
3) Расчет длины УБТ:
где, - осевая нагрузка на долото, кН;
qУБТ - вес 1 п.м. УБТ, Н/м;
4) Определение веса колонны УБТ:
5) Расчет количества УБТ:
где, - количество УБТ, шт;
- длина одной УБТ, м; 6) Определение дополнительной растягивающей нагрузки КБТ:
где, σТ - предел текучести материала труб, МПа;
Fтр - площадь поперечного сечения трубы, м2;
n - коэффициент запаса прочности (0,3);
7) Вес единицы длины бурильной трубы:
где, q1 - вес единицы длины гладкой части трубы, Н/м;
q2 - вес бурильного замка, Н;
q3 - вес муфты, Н;
l1 - длина гладкой части трубы, м;
l - длина трубы вместе с замками, м;
8) Определение дополнительной длины КБТ: где, k - коэффициент, учитывающий трение, инерцию и сопротивление движению бурового раствора, k = 1,15;
Pn - перепад давлений на долоте, (0,5-0,6 МПа);
Fk - площадь проходного канала б.т., м2;
ρм - плотность материала б.т., кг/м3;
ρбр - плотность бурового раствора, кг/м3; Данные значения для всех интервалов бурения сведены в таблицу 2.9.1.
Таблица 2.9.1.
Интервал бурения, мДлина УБТ, мВес колонны УБТ, кНКоличество УБТ, штДоп. растягивающая нагрузка КБТ, кНВес единицы длины БТ, Н/мДоп. длина КБТ, м0-25036127,165063711455250-130074262,51350637115151300-2965123188,221910304,730062965-300024214041830210,73138 2.10.2. Расчет колонны бурильных труб при роторном бурении
При роторном бурении после выбора диаметра бурильных труб выполняется расчет на выносливость и статическую прочность.
1.Расчет на выносливость:
1) Переменные напряжения изгиба: ,
где, Е - модуль Юнга, J - осевой момент инерции сечения, м4;
f - стрела прогиба, м;
l - длина полуволны в результате потери устойчивости КБТ при вращении в нулевом сечении над УБТ, м;
Wизг - момент сопротивления высаженного конца в основной плоскости резьбы, м3.
Момент инерции сечения трубы:
где, - наружный диаметр трубы, м;
- внутренний диаметр трубы, м.
Стрела прогиба :
;
где, - диаметр скважины, м;
- наружный диаметр замка УБТ, м;
Длина полуволны определяется для сечения непосредственно над УБТ:
где, ω - угловая скорость вращения б.т.:
;
m1 - масса 1 п.м. б.т., кг; Осевой момент сопротивления высаженного конца в основной плоскости резьбы для б.т. диаметра 140 мм справочное (Wизг = 181,5∙10-6 м3);
Проверка по изгибу: , условие прочности выполнено, т.к. 3,5≥1,9;
где, σ-1 - предел выносливости, МПа;
β - коэффициент снижения предела выносливости за счет перегрузки резьбы; 2.Расчет на статическую прочность:
а) Нормальные растягивающие напряжения в поперечном сечении секции бур. колонны: где, QУБТ - вес колонны УБТ, Н;
QБТ - вес колонны б.т., Н;
Q1 - вес компоновки низа б.т., Н;
;
Qд - вес долота, Н;
Qцент - вес центратора, Н;
Qcтаб - вес стабилизатора, Н;
- усилие в буровом снаряде при подъёме за счет трения о стенки скважины, б) Расчет касательных напряжений:
,
где, Мкр - крутящий момент, Н·м;
,
где, Nв - мощность на холостое вращение бурильной колонны, Вт: где, L - длина колонны б.т., м;
Dн - наружный диаметр б.т., м;
γр - удельный вес раствора, Н/м3;
Мощность на вращение долота:
где, Кг.п. - коэффициент учитывающий крепость г.п. (2,3);
Рд - осевая нагрузка, Н;
Полярный момент сопротивления сечения труб при кручении, Н∙м:
,
где, - наружный и внутренний диаметр трубы, м.
Предел текучести материала труб т = 637 МПа (для группы прочности Л).
Коэффициент запаса прочности:
, что допустимо, т.к. 2>1,4.
Общий вес бурильной колонны (с учётом веса УБТ):
,
.Расчет достигаемой нагрузки от веса эксплуатационной обсадной трубы в момент их подвешивания на крюке:
; где, - глубина спуска колонны, м;
- удельный вес колонны, Н/м.
Максимальная нагрузка с учетом расхаживания:
- от веса бурильной колонны:
- от веса эксплуатационной обсадной колонны
2.11. Расчет обсадной колонны на прочность
При расчете эксплуатационной колонны исходят из следующих основных моментов:
1)Избыточные наружные давления максимальны при: вызове притока из скважины, а также в конце эксплуатации скважины
2)Максимальная величина внутреннего избыточного давления обычно возникает при испытании колонны на герметичность опрессовкой, а также в конце продавки цементного раствора.
1) Расчет на действие осевой нагрузки по телу трубы σмах≤σт:
Вес эксплуатационной колонны составляет 1197 кН,
Условие выполняется, т.к. 2) Расчет по резьбе треугольного профиля:
Страгивающие нагрузки, рассчитанные по формуле Яковлева-Шумилова приведены в "Инженерные расчеты при бурении глубоких скважин" Р.А. Ганджумян стр.199, табл.10.9. Для труб исполнения "Б" с треугольной резьбой диаметром 168,3 мм: для стали марки "Д" Ря-ш = 1320 кН.
Условие выполняется, т.к. 3) Расчет наружных давлений:
- Расчет давления в незацементированной зоне затрубного пространства: где, - плотность промывочной жидкости ;
- высота столба промывочной жидкости - Расчет давления в зацементированной зоне затрубного пространства после цементирования ( до затвердения ):
где, - плотность цементного раствора ;
- высота столба цементированного раствора - Расчет давления после окончательного затвердевания цемента:
4) Расчет внутренних давлений:
- Расчет давлений при опрессовке на устье:
где, - устьевое давление при опрессовке, МПа;
- устьевое давление в начале эксплуатации, МПа;
где, - пластовое давление, - средняя плотность пластовой нефти, =800 кг/м;
- глубина скважины, = 3000 м;
По справочнику минимальное давление опрессовки для труб диаметром 168,3 мм составляет 10 МПа. - Внутреннее давление на глубине 3000 м при опрессовке:
где, ρоп - плотность опрессовочной жидкости, г/см3;
В конце времени эксплуатации скважины устьевое давление равно нулю, т.к. пласт истощен:
- Уровень жидкости в скважине в конце эксплуатации определен из уравнения:
где, пластовое давление в конце эксплуатации, ;
5) Расчет избыточных давлений:
- Избыточное внутреннее давление на глубине 2965 м:
где, - избыточное внутреннее давление при опрессовке на глубине 2965 м, МПа;
- избыточное наружное давление после цементирования на глубине 2965 м, МПа;
-Избыточное наружное давление на глубине 2965 м: где, - наружное давление после ОЗЦ на глубине 2965 м, МПа;
- внутреннее давление в конце эксплуатаций на глубине 2965 м, МПа;
2.12. Расчет цементирования обсадных колонн
Расчет одноступенчатого цементирования кондуктора:
1) Объем тампонажного раствора необходимый для цементирования заданного интервала:
где, K1 - коэффициент заполнения каверн, К1 = 1,05; Dскв - диаметр скважины, м;
dн - наружний диаметр обсадной колонны, м;
Нц - высота подъема цементного раствора за колонной, Нц = 250 м;
hц - высота цементного стакана, h = 20 м;
d0 - внутренний диаметр О.Т. близ башмака, м;
2) Масса цемента необходимого для приготовления цементного раствора заданного или расчетного объема:
где, - коэффициент, учитывающий потери цемента при погрузочно-разгрузочных работах, также при приготовлении цемента, =1,04;
- масса цемента для приготовления 1 раствора с заданной плотностью,
где, = 0,5 - водоцементное отношение;
3) Объем воды для приготовления тампонажного раствора:
где, - масса цемента необходимого для приготовления цементного раствора заданного или расчетного объема., ;
- коэффициент, учитывающий потери цемента при транспортировке и приготовлении, ;
- плотность воды, ; ;
4) Число цементосмесительных машин:
;
где, - число цементосмесительных машин;
- масса цемента необходимого для приготовления цементного раствора заданного или расчетного объема., ;
- объем бункера цементосмесительной машины, Будет использоваться 1 машина 2СМН-20.
5) Объем продавочной жидкости :
;
где, - внутренний диаметр обсадной колонны, ;
L - высота обсадной колонны, ;
- высота цементного стакана, ;
- коэффициент сжатия воды, .
6) Объём буферной жидкости:
;
где, - диаметр скважины, ;
- наружный диаметр обсадной колонны, ;
- высота буферной жидкости в затрубном пространстве , .
7) Число цементируемых агрегатов:
где, - количество цементировочных агрегатов;
- диаметр скважины, ;
- наружный диаметр обсадной колонны, ;
- расход нагнетания цементировочного агрегата на 4 скорости, - скорость, Следовательно, для цементирования эксплуатационной колонны будет применяться 2 цементировочных агрегата типа 3ЦА-400А, с расходом нагнетания на 4 скорости: Рис. 2.11. Схема организации процесса цементирования на промысле:
Ц.С.М - цементосмесительная машина;
Ц.А - цементировочный агрегат;
О.Е - осреднительная емкость;
СКЦ - станция контроля цементирования.
8) Продолжительность процесса цементирования:
9) Выбор тампонажного цементного раствора:
где, - время начала схватывания раствора, мин;
Принимается тампонажный раствор на основе портландцемента ПЦХ по ГОСТ 1581-85, с плотность , временем загустевания не более 90 мин и временем ОЗЧ не более 48 часов. Для цементирования остальных обсадных колонн все параметры сведены в таблицу 2.12.:
Таблица 2.12.
Данные для цементирования:КондуктораПромежуточной колонныЭксплуатационной колонныОбъем тампонажного раствора необходимый для цементирования заданного интервала, м320,851,546Масса цемента необходимого для приготовления цементного раствора заданного или расчетного объема, кг265426571858700Объем воды для приготовления тампонажного раствора, м312,831,628,2Число цементосмесительных машин122Объем продавочной жидкости, м331,365,368,8Объём буферной жидкости, м310,35,52,2Число цементируемых агрегатов432Продолжительность процесса цементирования, мин263736
2.13. Вторичное вскрытие продуктивных пластов
Основное назначение перфорации - это создание каналов в обсадной колонне (одной или нескольких), цементном камне и участке горной породы, загрязнённой частицами бурового раствора в процессе бурения скважины, с целью обеспечения гидродинамической связи продуктивного пласта со скважиной. Вторичное вскрытие пласта является одной из наиболее важных операций, влияющих на дальнейшую эффективную эксплуатацию нефтегазовых скважин. Значительная часть работ по вторичному вскрытию нефтегазоносных пластов в настоящее время осуществляется с помощью кумулятивной перфорации. В зависимости от поставленной задачи, а также скважинных условий и характеристики пласта-коллектора могут применяться кумулятивная, сверлящая или гидромеханическая перфорации. Перфорация на каротажном кабеле
Спуск на каротажном кабеле является основным методом доставки перфорационных систем в скважину к интервалу вскрытия. Основное преимущество этого метода является значительная экономия времени на выполнении спуско-подъемных операций. Бескорпусные перфораторы
К основным достоинствами этих перфораторов возможно отнести их небольшие размеры и гибкость, позволяющие производить спуск в скважины малого диаметра и через суженные участки обсадных колон и НКТ, их высокую производительность, которая обусловлена небольшим весом конструкции и возможностью сборки перфораторов большой длины. Основным недостатком бескорпусных перфораторов - невысокая длинна пробиваемых каналов обусловленная малым весом применяемых зарядов, а также трудность спуска в утяжеленных растворах. "Тюменьпромгеофизика" располагает следующими перфораторами этого типа: ПКС-80; ПР43, ПРК42С, ПРК54С, ПКС80, САР-1608-320Т.
Корпусные перфораторы
Перфораторы этого типа отличаются тем, что кумулятивные заряды и средства взрывания изолированы от внешней среды прочным стальным корпусом. Благодаря которому, минимизируется возможность повреждения обсадной колонны и цементного камня при проведении работ, исключается засорение скважины продуктами взрыва и осколками зарядов. Высокопрочный корпус перфоратора позволяет производить перфорацию продуктивных пластов, залегающих на больших глубинах, а большой вес облегчает спуск в скважины с утяжеленными растворами. Корпусные перфораторы разделяются на два вида - одноразового и многоразового использования.
Корпусные перфораторы многоразового использования
К перфораторам многоразового использования относятся перфораторы типа ПК-105. Корпус этого перфоратора имеет окна, герметизируемые стальными пробками и резиновыми уплотнителями. Возможность неоднократного использования корпуса перфоратора удешевляет выполнение работ, а наличие более тонкой, в сравнении с самим корпусом, стальной пробки, сказывается на увеличении длины пробиваемого в породе канала. К недостаткам этого перфоратора необходимо отнести более высокое, чем у перфораторов одноразового использования, фугасное воздействие на крепь скважины и ограничение по длине сборки - 3 метра.
Корпусные перфораторы одноразового использования
Основное отличие перфоратора однократного использования состоит в том, что корпус перфоратора выполнен из сплошной стальной трубы, а кумулятивные заряды монтируются на каркасы с различной фазовой ориентацией. Помимо сниженной фугасности, перфораторы однократного использования более просты при заряжании, имеют высокую плотность установки кумулятивных зарядов и способны выдерживать высокое гидростатическое давление. Имеется большой набор типоразмеров перфораторов 48, 54, 69.9, 73, 89, 102 мм. К данному типу также относятся модульные перфораторы ПМИ. Их главная особенность в том, что секции перфоратора представляют собой модули, заряженные в заводских условиях. Система передачи детонации между модулями позволяет производить быструю сборку гирлянды перфоратора, исключая возможные ошибки при сборке перфоратора. При этом максимальная длина сборки перфораторов спускаемых на каротажном кабеле может достигать 300 метров. Так же для обеспечения безопасности вскрытия пласта коллектора на промежуточную колонну устанавливается противовыбросовое оборудование - плашечный превентор ПП-230х21.
До начала бурения открытого ствола на эксплуатационную колонну устанавливаются два плашечных превентора ППГ-150х21 и один вращающийся превентор ПВМ-156х7,5/3,5.
Для предотвращения выброса газожидкостной смеси через бурильную колонну на буровой необходимо иметь два обратных клапана с приспособлением для установки их в открытом положении. Один клапан устанавливается над долотом, другой - над последней свечой у ведущей трубы.
2.14. Освоение и испытание скважины
Для оценки промышленной нефтегазоносности вскрытого скважиной геологического разреза проводят специальные исследования. Эти исследования направлены на решение следующих задач: определение нефтегазоносности отдельных интервалов и предварительную оценку их промышленной значимости, получение достоверных данных для подсчета запасов и последующего проектирования системы разработки месторождений, определение эксплуатационных характеристик пласта.
Для вызова притока в скважину нужно создать репрессию на пласт, для этого должно выполняться условие: Где - плотность жидкости, заполняющей скважину, кг/м3, в данном случае в виду низкого пластового давления освоение будет производиться с использованием нефти.
Условие вызова притока выполнено
Наиболее полная информация об исследуемых нефтегазовых объектах может быть получена при использовании прямых методов, т.е. основанных на вызове притока из пласта. В задачу исследования прямым методом входят такие вопросы, как выявление возможности получения притока нефти или газа из исследуемого объекта, отбор проб пластовой жидкости для изучения ее состава и свойств, установления соотношения компонентов в пластовом флюиде, оценка возможного дебита из исследуемого объекта, измерение пластового давления, получение исходных данных для первоначальной оценки коллекторских свойств объекта, вскрытого скважиной .
Наиболее полную информацию об исследуемом пласте получают с помощью пластоиспытателя на колонне труб. Сбрасываемый внутрь бурильной колонны опробователь позволяет вызывать приток сразу после вскрытия продуктивного пласта и отбирать пробу пластовой жидкости. Для этого над долотом устанавливают специальное пакерующее устройство, которое при промывке скважины не препятствует циркуляции бурового раствора по затрубному кольцевому зазору. После спуска пробоотборника в пакерующее устройство открываются каналы, по которым буровой раствор под давлением подается под пакерующии элемент и вызывает его расширение вплоть до полного контакта со стенками ствола скважины и перекрытия кольцевого зазора; происходит изоляция призабойной зоны скважины от остального ствола. С повышением давления внутри бурильной колонны открывается клапан в пробоотборнике и давление в подпакерной зоне резко понижается, в результате чего пластовый флюид проникает в скважину и попадает в пробоотборник. Одновременно регистрирующим манометром записывается кривая восстановления давления.
Компоновка пластоиспытателя
Рис. 2.14.1. - Компоновка пластоиспытателя: 1 - бурильные трубы; 2 - циркуляционный клапан; 3 - глубинный манометр; 4 - запорный поворотный клапан; 5 - гидравлический испытатель пластов; 6 - ясс; 7 - безопасный переводник; 8 - пакер; 9 - фильтр; 10 - местоположение глубинных манометров; 11 - хвостовик; 12 - опорный башмак (пята).
Краткое назначение узлов компоновки
Фильтр
Предназначен для пропуска жидкости из пласта в пластоиспытатель в период опробования и для задержания сравнительно крупных частиц скелета пласта, которые могут содержаться в пластовой жидкости.
Рис.2.14.2. - Схема оборудования скважины при намыве гравийного фильтра а) без пакера, б) с пакером: 1 - промывочная устьевая головка; 2 - НКТ или бурильные трубы; 3 - обсадная колонна; 4 - переходник с левой резьбой; 5 - ниппель переводник пакера; 6 - переводник; 7 - пружинный центратор; 8,12 - НКТ; 9 - секция фильтра; 10 - НКТ; 11 - зона гидродинамического уплотнения гравия; 13 - башмак заглушка; 14 - захватное приспособление; 15 - пакер.
Пакер
Он служит для герметичного разобщения подлежащего опробованию объекта от остальной части скважины. Для опробования используют пакеры механического и гидравлического действия.
Рис. 2.14.3. - Пакер с металлической раздвижной опорой:1 - верхний переводник; 2 - корпус; 3 - нажимная головка; 4 - цилиндрический резиновый уплотнительный элемент; 5 - лепестковая металлическая опора для уплотнительного элемента; 6 - полый шток; 7 - нижний переводник.
Ясс
В период опробования нижние узлы пластоиспытателя могут быть прихвачены. Чтобы облегчить освобождение их, в компоновку пластоиспытателя включают гидравлический ясс.
Запорный клапан
Служит для прекращения притока пластовой жидкости в полость колонны бурильных труб при закрытом уравнительном клапане. Задачи опробования более полно могут быть решены при использовании запорного клапана многократного действия, позволяющего несколько раз прерывать и затем опять возобновлять приток пластовой жидкости в бурильные трубы без нарушения пакеровки.
Циркуляционный клапан
Этот клапан позволяет промывать скважину после завершения опробования и освобождения пакера, а также устанавливать всевозможные ванны (нефтяную, водяную, кислотную) в случае прихвата бурильных труб. Цель промывки - заменить промывочную жидкость в скважине, которая могла в период опробования газироваться, на свежую, негазированную, а также, если необходимо, вытеснить пластовую жидкость из колонны бурильных труб на дневную поверхность.
Измерительные приборы
Перед спуском в скважину в пластоиспытателе устанавливают глубинные манометры и глубинные термометры для регистрации давления и температуры в период опробования. Обычно для размещения приборов используют специальные переводники. Рекомендуется устанавливать несколько глубинных манометров: в фильтре, между главным и запорным клапанами и над запорным клапаном. Весьма желательно над запорным клапаном устанавливать также дебитограф.
Пробоотборники
Для отбора пробы пластовой жидкости в период опробования при давлении, максимально приближающемся к пластовому в данном горизонте, используют специальные пробоотборники. Пробоотборник размещают ниже запорного клапана пластоиспытателя. Опыт исследования пластов с помощью пластоиспытателей подтверждает благоприятное влияние резкой депрессии на пласт. Глубокая депрессия способствует удалению глинистой корки, восстановлению проницаемости призабойной зоны пласта, подвергшейся отрицательному воздействию фильтрата бурового раствора, и вызывает активизацию нефтепроявления из отдельных линз в окрестностях скважины.
2.15. Консервация и ликвидация скважины
Скважину ликвидируют, если при испытании ее не получен промышленного значения приток пластовой жидкости ни из одного горизонта. Для этого против каждого испытанного пласта устанавливают цементный мост; подошва моста должна находиться не менее чем на 20 - 30 м ниже, а кровля - выше соответственно нижней и верхней границ интервала перфорации. Если пласты расположены поблизости один от другого, цементный мост может быть сплошным. Кровля цементного моста, устанавливаемого для изоляции самого верхнего, из испытанных горизонтов, должна находиться, как минимум, на 50 м выше верхних перфорационных отверстий.
Если на рассматриваемой площади нет газовых или нефтегазовых залежей, а также горизонтов с напорными минерализованными водами (с kа>1), которые могут загрязнять пресные или целебные воды, разрешается перед ликвидацией скважины извлекать из нее обсадные трубы.
На устье ликвидированной скважины устанавливают репер, на котором при помощи электросварки указывают номер скважины, названия площади и предприятия, пробурившего скважину, дату окончания бурения.
Если обсадные трубы не извлечены, устье скважины закрывают глухой заглушкой или глухим фланцем с вваренным вентилем; заглушка и болты, скрепляющие фланец с колонной, должны быть прихвачены сваркой. Если верхние трубы эксплуатационной колонны извлечены, в кондуктор или промежуточную колонну спускают на глубину не менее 2 м пробку и над ней колонну заполняют бетоном. Над устьем скважины устанавливают бетонную тумбу размером 1х1х1 м.
В тех случаях, когда при испытании из пласта получен приток Промышленного значения, но площадь или участок площади не подготовлены к эксплуатации, скважину консервируют. Консервацию нужно делать так, чтобы скважину можно было повторно ввести в эксплуатацию и коллекторские свойства приствольной зоны за время консервации существенно не ухудшились.
Способ консервации зависит от длительности ее и коэффициента аномальности пластового давления. Если kа >l,0, нижний участок скважины следует заполнить промывочной жидкостью на нефтяной основе или другой, не вызывающей ухудшения коллекторских свойств пласта; над интервалом перфорации установить цементный мост высотой не менее 25м, а остальную часть эксплуатационной колонны заполнить седиментационно-устойчивой жидкостью. Давление столба этой жидкости должно на 5 - 10% превышать пластовое. Самый верхний участок длиной примерно 30 м, а в районах с многолетнемерзлыми породами - от устья до глубины на 50 - 100 м ниже нижней границы таких пород заполняют незамерзающей жидкостью (например, соляровым маслом, раствором CaCl2 и т. п.). На период консервации насосно-компрессорные трубы остаются в эксплуатационной колонне над цементным камнем.
Если коэффициент аномальности пластового давления kа < 1,0, то при продолжительности консервации более 1 года из газовых скважин глубиной до 2000 м и из нефтяных скважин насосно-компрессорные трубы извлекают, на устье устанавливают задвижку высокого давления с контрольным вентилем.
При консервации скважин с kа < l на срок в несколько месяцев цементные мосты разрешается не устанавливать, а при кратковременной консервации (до 3 мес) такие скважины можно не задавливать промывочной жидкостью. На период консервации насосно-компрессорные трубы остаются в эксплуатационной колонне над фильтром; на устье устанавливают фонтанную арматуру с контрольным вентилем.
Территорию вокруг законсервированной скважины огораживают; на ограждении указывают номер скважины, название месторождения, наименование предприятия и срок консервации. С задвижек фонтанной арматуры снимают штурвалы, фланцы задвижек закрывают заглушками, а в патрубки вместо манометров ввинчивают пробки. В период консервации скважина должна быть под регулярным наблюдением. Если консервация продолжительная, состояние скважины проверяют не реже одного раза в квартал и результаты проверки заносят в специальный журнал.
2.16. Обоснование выбора буровой установки
С учетом геологических, климатических, энергообеспечения района строительства для бурения предусматривается буровая установка Уралмаш 3000БД. Так как проектная глубина скважины 3000 м, максимальная нагрузка на крюке будет создаваться от веса эксплуатационной обсадной колонны в момент ее расхаживания 1377 кН. Техническая характеристика буровой установки приведена в таблице 2.16.:
Таблица 2.16. ПараметрыЗначенияМаксимальная грузоподъемность, т170Рекомендуемая глубина бурения (при массе бурильной колонны 30 кг/м), м3000Максимальная оснастка талевой системы5 × 6Длина свечи, м27Диаметр талевого каната, мм28Вид приводаДизельныйТип приводаГрупповойМощность на барабане лебедки, кВт661ЛебедкаУ2-2-11Буровой насосУ8-6МА2Число насосов2Гидравлическая мощность, кВт500Максимальная подача насоса, л/с51РоторР-560Мощность, передаваемая на ротор, кВт368ВертлюгУВ-250ВышкаВА-41-170Полезная высота вышки, м41Грузоподъемность кронблока, т200Грузоподъемность талевого блока, т170Дизель-генераторные станции:
- шифр
- число
ТН3-ДЭ-104С3
2Мощность станции, кВт2 × 100Средства механизации:
- пневматические клинья
- свинчивание и развинчивание свечей
- регулятор подачи долота
ПКР - 560
АКБ - 3М
РПДЭ - 3Метод монтажаКрупноблочный
14
Документ
Категория
Рефераты
Просмотров
325
Размер файла
1 336 Кб
Теги
технологическая, часть
1/--страниц
Пожаловаться на содержимое документа