Проектирование строительства буровой скважины

Размещено на http://www.allbest.ru/

Введение

Бурное развитие нефтяной промышленности началось в XX веке, когда стали широко применять нефтяные и бензиновые двигатели внутреннего сгорания, требующие разнообразных видов топлива и смазочных материалов. Особенно быстро начала развиваться мировая нефтяная промышленность с тех пор, как нефть и ее продукты стали использоваться в качестве сырья для химической промышленности.

Природный газ - хорошее и дешевое топливо и, кроме того, применяется как сырье для химической промышленности. Он используется для производства синтетического каучука, пластмасс, синтетических волокон, спиртов, удобрений, сажи и других продуктов.

Таким образом, нефть, газ и продукты их переработки оказывают огромное влияние на развитие экономики страны, на повышение материального состояния жителей Российской Федерации. Поэтому темпам развития нефтяной и газовой промышленности постоянно уделяется большое внимание.

За предыдущее столетие мировое энергопотребление увеличилось более чем в 10 раз. Начиная с середины XX столетия, начался бурный переход от угольной структуры топливно-энергетического комплекса к доминирующей роли углеводородного топлива. Произошла так называемая «углеродная революция».

Так в 1920 году в стране добывалось всего 3,8 млн т нефти, в 1958 году был достигнут 100-миллионный рубеж и к началу 90-х годов годовая добыча превысила 600 млн т нефти

По России средняя глубина скважины увеличилась в 4 с лишним раза и в настоящее время составляет около 2300 м в эксплуатационном бурении. Все больше увеличивается количество глубоких скважин, которые достигают 5000 - 7000 м.

Нарастание объемов буровых работ в России ставит серьезные задачи перед рабочими и инженерно-техническими работниками, занятыми в строительстве скважин на нефть и газ. Без надлежащего числа скважин, построенных качественно и быстро, невозможно обеспечить предполагаемые объемы добычи нефти и газа.

1. Геологический раздел

1.1 Физико-механические свойства горных пород

Физико-механические свойства горных пород приведены в таблице 1.

Таблица 1 Физико-механические свойства горных пород

Интервал, м	Краткое название горной породы	Содержание в процентах	Усредненная плотность, г/см3	Пористость, %	Категория породы по промысловой классификации (мягкая, средняя, и т.д.)
от	до
0	45	Суглинки Глины Пески	50 25 25	1,7	15ч20	Мягкая.
45	105	Глины	100	2,0	5ч10	Мягкая.
105	155	Песчанники Глины	70 30	1,9	5ч15	Мягкая, средняя.
155	275	Глины Песчанники	90 10	1,9	5ч15	Мягкая, средняя.
275	350	Известняки Мергели Глины	60 25 15	2,3	5ч10	Средняя.
350	405	Известняки Доломиты Ангидриты	80 15 5	2,3	5ч15	Средняя.
405	710	Известняки Аргелиты Доломиты	80 10 10	2,3	5-15	Средняя.
710	1090	Известняки Глины Песчанники	80 10 10	2,5	5-15	Средняя.
Интервал, м	Краткое название горной породы	Содержание в процентах	Усредненная плотность, г/см'	Пористость, %	Категория породы по промысловой классификации (мягкая, средняя, и т.д.)
от	до
1090	1400	Глины Песчанники	75 25	2,5	5ч15	Средняя.
1400	1700	Известняки Мергели	90 10	1,7	5ч15	Средняя.
1700	1880	Глины Песчанники Известняки Мергели	50 35 10 5	2,5	5ч15	Средняя, твердая
1880	2600	Известняки Аргеллиты	85 15	2,5	5ч15	Средняя.
2600	2900	Доломиты	100	2,45	10ч20	Средняя.

1.2 Давление и температура по разрезу скважины

Давление и температура по разрезу скважины представлены в таблице 2.

Таблица 2. Давление и температура по разрезу скважины

Интервал, м	Градиент давления кгс/см2 на 10 м	Температура, °С
от	до	Пластового	Гидроразрыва	Горного
0	45	0,9	1,53	1,7
45	105	0,9	1,68	1,87
105	155	0,9	1,69	1,88
155	275	0,9	1,7	1,89	20
275	350	0,9	1,73	1,93	20
350	405	0,9	1,84	2,05	21
405	710	0,95	1,94	2,15	24
710	1090	1,05	2,09	2,33	27
1090	1400	1,06	2,13	2,37	38
1400	1700	1,07	2,15	2,39	48
1700	1880	1,08	2,16	2,4	50
1880	2600	1,08	2,18	2,43	72
2600	2900	1,08	2,18	2,43	84

1.3 Возможные осложнения при бурении

Осложнения, которые возможны в процессе строительства скважины приведены в таблице 3.

Таблица 3. Осложнения при бурении скважины

Интервал, м	Тип коллектора	Возможные осложнения
от	до		Поглощение	Осыпи, обвала, прихваты
0	45	Поровый	0ч45	0ч280
275	350	Трещино-кавернозный	290ч350
350	405	Трещино-кавернозный	390ч415
710	990	Трещино-кавернозный	715ч845
1090 1270	1270 1400	Поровый Поровый		1090ч1400
1500	1700	Трещиноватый	1580ч1600
1700 1740 1830	1740 1830 1880	Поровый Порово-трещинный Поровый		1700ч1880
2550	2600	Трещинный		2550ч2600
2600	2900	Трещино-кавернозный	2600ч2900

2. Технико-технологический раздел

2.1 Выбор конструкции скважины и способов бурения

Под конструкцией скважины понимают совокупность данных о количестве и глубинах спуска обсадных колонн, диаметрах обсадных колонн и долот для бурения под каждую колонну, интервалах цементирования.

Для выбора количества обсадных колонн и глубины их спуска используют совмещенный график давлений, который можно построить по данным таблицы 2 «Давление и температура по разрезу скважины». Из таблицы выбираем величины пластовых давлений р_пл по разрезу скважины, давлений гидроразрыва горных пород р_гр и рассчитываем эквиваленты градиентов давлений к_пл и к_гр:

где g = 9,8 м/с² - ускорение свободного падения;

Н_пл и Н_гр - глубина залегания пластов с давлениями соответственно р_пл и р_гр, м.

Под эквивалентом градиента давления понимают плотность такой жидкости, столб которой в скважине на глубине Н_пл или Н_гр создает давление равное пластовому р_пл или давлению гидроразрыва р_гр.

График строят в координатах глубина - эквивалент градиента давления. В каждом сечении скважины должно выполняться условие р_пл < р_гс < Р_гр, где р_гс - гидростатическое давление столба бурового раствора, которое рассчитывают по формуле

р_гс = _бр·g·Н,

где _бр - плотность бурового раствора, кг/м³;

Н - высота столба жидкости в скважине, м.

Заменив величины давлений соответствующими эквивалентами градиентов давлений, получим неравенство в следующем виде к_пл < _бр < к_гр. Нарушение первой части неравенства приведет к флюидопроявлению, второй части - к поглощению бурового раствора.

По данным таблицы 3 на график наносим интервалы с низким давлением гидроразрыва горных пород.

График совмещенных давлений приведен на рисунке 1. Заштрихованная область показывает допустимые величины плотности бурового раствора. На графике выделяются 4 зоны с различными условиями бурения, следовательно, в конструкции скважины будет 4 обсадные колонны: кондуктор до глубины 60 м, первая промежуточная колонна - 395 м, вторая промежуточная колонна - 1115 м, эксплуатационная колонна - 2720 м, продуктивный пласт в интервале 2720ч2825 м представляет собой открытый ствол, в интервале 2825ч2900 м - цементный мост.

Заказчик, то есть НГДУ, задает диаметр эксплуатационной колонны D_э = 168,3 мм. В зависимости от него рассчитывают диаметры долот и обсадных колонн.

Вычисляем диаметр долота для вскрытия продуктивного пласта, приняв толщину стенки эксплуатационной колонны s₃ = 11 мм:

D_до = D_э - 2·s_э - ?,

где ? - кольцевой зазор между долотом и внутренней поверхностью обсадной колонны, мм; ? = 4ч5 мм;

D_до= 168,3-2·11 - 4= 142 мм.

Из таблицы 3.1 [1, стр. 20ч22] принимаем ближайший стандартный диаметр долота D_до= 139,7 мм.

Рассчитываем диаметр долота для бурения под эксплуатационную колонну:

D_дэ = D_мэ + 2·д_э,

где D_мэ - наружный диаметр наибольшего элемента обсадной колонны (муфты или раструба), мм.

Из таблицы 7.1 [1, стр. 126ч127] диаметр муфт обсадных труб D_э = 168 мм D_мэ = 188 мм. Согласно рекомендаций [2, стр. 51] д_э = 25 мм.

D_дэ=188+25=213мм.



Рис.1 График совмещенных давлений

Из таблицы 3.1 [1, стр. 20ч22] принимаем ближайший стандартный диаметр долота D_дэ = 215,9 мм.

Внутренний диаметр второй промежуточной колонны определяем из условия:

d_пв2 = D_дэ +? = 215,9 + 4 = 220 мм.

Определяем наружный диаметр промежуточной колонны при толщине стенки трубы s_n2 = 12 мм:

D_n2 = d_nв2 + 2·s_n2 = 220 + 2·12 = 244 мм.

Из таблицы 7.1 [1, стр. 128] принимаем трубы диаметром D_n2 = 244,5 мм, у которых D_мп2 = 270 мм. Кольцевой зазор д_п2 = 25 мм.

Диаметр долота для бурения под вторую промежуточную колонну:

D_дп2 = 270 + 25 = 295 мм.

Из таблицы 3.1 [1, стр. 20ч22] выбираем ближайший стандартный диаметр трехшарошечного долота D_дп2 = 295,3 мм.

Внутренний диаметр первой промежуточной колонны определяем из условия:

d_пв1 = 295,3 + 4 = 299 мм.

Определяем наружный диаметр промежуточной колонны при толщине стенки трубы s_п1 = 12 мм:

D_п1 = 299 + 2·12 = 323 мм.

Из таблицы 7.1 [1, стр. 128] принимаем трубы диаметром D_п1 = 323,9 мм, у которых D_мп1 = 351 мм. Кольцевой зазор д_п1 = 39 мм.

Диаметр долота для бурения под первую промежуточную колонну:

D_дп1 = 351 + 39 = 390 мм.

Из таблицы 3.1 [1, стр. 20ч22] выбираем ближайший стандартный диаметр трехшарошечного долота D_дп1 = 393,7 мм.

Внутренний диаметр кондуктора:

d_кв = 393,7 + 5 = 399 мм.

Вычисляем наружный диаметр кондуктора при толщине стенки s_к=12 мм: D_к = 399+ 2 12 = 423 мм.

По таблицы 7.1 [1, стр. 128] принимаем трубы диаметром D_к = 426,0 мм, у которых D_мк= 451 мм. Кольцевой зазор д_к = 40 мм

Диаметр долота для бурения под кондуктор:

D_дк = 451 + 40 = 491 мм.

Из таблицы 3.1 [1, стр. 20ч22] выбираем ближайший стандартный диаметр трехшарошечного долота D_дк = 490,0 мм.

Согласно требований «Правил безопасности в нефтяной и газовой промышленности» [2, стр. 65ч66] выбираем интервалы цементирования: кондуктор - до устья (0ч60 м), промежуточные колонны - на 150 м выше башмака предыдущей колонны (0ч395 м и 245ч1115); эксплуатационная колонна - до 965 м (965ч2720 м).

Результаты выбора и расчетов сводим в таблицу 4.

Таблица 4. Конструкция скважины

Наименование элемента конструкции скважины	Интервал установки, м	Диаметр колонны, мм	Диаметр долота, мм	Интервал цементирования м
Кондуктор	0ч60	426	490	0ч60
Первая промежуточная колонна	0ч395	323,9	393,7	0ч395
Вторая промежуточная колонна	0ч1115	244,5	295,3	245ч1115
Эксплуатационная колонна	0ч2720	168,3	215,9	965ч2720
Открытый ствол	2720ч2825	-	139,7	-
Цементный мост	2825ч2900	-	139,7	2825ч2900

Плотность бурового раствора выбирают в зависимости от величины пластового давления

где к - коэффициент превышения гидростатического давления над пластовым;

р_пл - пластовое давление, МПа;

g = 9,81 м/с² - ускорение свободного падения.

Н_пл - глубина залегания пласта, м.

Согласно «Правил безопасности в нефтяной и газовой промышленности РД 08-624-03» [2, стр. 62] коэффициент k выбирают в зависимости от глубины данного интервала в соответствии с данными таблицы 5.

Таблица 5

Глубина скважины, м	Коэффициент k
до 1200	1,10
более 1200	1,05

Учитывая формулу (1), плотность бурового раствора можно рассчитать по соотношению

_брк = k·k_пл.max,

где k_пл.max - наибольший эквивалент градиента пластового давления в рассматриваемом интервале, кг/м³; выбираем из таблицы 2.

Для интервала 0ч60 м величина наибольшего эквивалента градиента пластового давления k_пл._mах = 900 кг/м³, к = 1,10.

_брк= 1,10·900 = 990 кг/м³.

Для предотвращения осыпей и обвалов стенок скважины, прихватов бурильной колонны принимаем полимерглинистый раствор с минимальной плотностью _бpк = 1080 кг/м³.

Для интервала 60 + 395 м k = 1,10, k_пл.max = 900 кг/м³,

_брп1 = 1,10·900= 990 кг/м³.

Промежуточная колонна перекрывает зоны поглощений бурового раствора, интервал представлен устойчивыми горными породами поэтому для бурения в нем в качестве промывочной жидкости нужно применить аэрированную воду с плотностью _бpп = 700ч800 кг/м³.

Для интервала 395ч1115 м k=1,10, k_пл=900 кг/м³ в верхней части интервала и k_пл=1050 кг/м³ в нижней части.

_брп2 = 1,10·900 = 990 кг/м³.

Промежуточная колонна перекрывает зоны поглощений бурового раствора, интервал представлен устойчивыми горными породами поэтому для бурения в верхней части до глубины 1000 м качестве промывочной жидкости нужно применить аэрированную воду с плотностью _брп = 700ч800 кг/м³, в остальной части

_брп2 = 1,10·1050 =1155 кг/м³.

В интервале 1115ч2720 эквивалент градиента пластового давления k_пл.max = 1080 кг/м³. При глубине скважины более 1200 м k = 1,05. Тогда плотность бурового раствора для вскрытия продуктивного пласта

_бро = 1,05·1080= 1134 кг/м³.

В интервале 2720ч2900 эквивалент градиента пластового давления к_плтах = 1080 кг/м³. При глубине скважины более 1200 м k = 1,05. Тогда плотность бурового раствора для вскрытия продуктивного пласта

_бро = 1,05·1080 = 1134 кг/м³.

Величины плотностей бурового раствора представлены в таблице 6.

Таблица 6. Плотность бурового раствора по интервалом

Элемент конструкции скважины	Интервал, м	Плотность бурового раствора, кг/м3
Кондуктор	0ч60	1080
1 Промежуточная колонна	60ч395	700ч800
2 Промежуточная колонна	395ч1000	700ч800
	1000ч1115	1150
Эксплуатационная колонна	1115ч2720	1130
Открытый ствол	2720ч2900	1130

2.2 Расчет количества буровых растворов

2.2.1 Бурение под кондуктор

Определяем необходимый объем бурового раствора для бурения под кондуктор:

глубина бурения под кондуктор Н_к = 60 м

диаметр долота D_дк = 490,0 мм

коэффициент увеличения диаметра скважины К_ук =1,14

V_бp = V_пe + V_бyp + a·V_скв,

где V_пe - объем приемной емкости, м³; принимаем V_пe = 30 м³;

V_бyp - объем бурового раствора, необходимый для механического бурения соответственно под кондуктор и первую промежуточную колонну, м³;

а - коэффициент запаса бурового раствора, при бурении под кондуктор принимаем а = 1;

V_скв - объем скважины, м³.

V_бyp = n_к ·(H_к - 0);

где n_к, - норма расхода бурового раствора на 1 м проходки, м³/м; согласно СУСН n_к = 0,81 м³/м;

V_бyp =0,81·(60 - 0) = 49 м³;

V_скв = 0,785·(K_yк ·D_дк)²·H_к = 0,785·(1,14·0,4900)² ·60 = 15 м³.

Тогда объем бурового раствора для бурения первых двух интервалов

V_бp = 30 + 49+ 1·15 = 94 м³.

2.2.2 Бурение под первую промежуточную колонну

Определяем необходимый объем бурового раствора для бурения под первую промежуточную колонну:

глубина бурения Н_п1 = 365 м

диаметр долота D_дп1 = 393,7 мм

коэффициент увеличения диаметра скважины K_yп1 = 1,15

внутренний диаметр первой промежуточной колонны d_кв = 406 мм

Объем приемных емкостей буровых насосов V_пe = 30 м³.

Норма расхода бурового раствора на 1 м проходки согласно СУСН n = 0,57 м³/м.

V_бyp = n·(H_п1 - Н_к) = 0,57·(395 - 60) = 191 м³.

Объем скважины

V_скв = 0,785·[d_кв²·H_к + (K_yп1·D_дп1)²·(H_п1 - Н_к)] = 0,785·[0,406² ·60 + (1,15·0,394)² ·(395 - 60)] = 62 м³

Так интервал бурения содержит поглощающие пласты, принимаем

а = 2. V_бp = 30 + 191 +2 62 = 345 м³.

2.2.3 Бурение под вторую промежуточную колонну

Определяем необходимый объем бурового раствора для бурения под вторую промежуточную колонну:

глубина бурения Н_п2 =1115 м

диаметр долота D_дп2 = 295,3 мм

коэффициент увеличения диаметра скважины К_уп2 = 1,09

внутренний диаметр первой промежуточной колонны d_п1в = 305 мм

Объем приемных емкостей буровых насосов V_пe = 30 м³.

Норма расхода бурового раствора на 1 м проходки согласно СУСН n = 0,35 м³/м.

V_бyp = n·(Н_п2 - Н_п1) = 0,35·(1115 - 395) = 252 м³

Объем скважины

V_скв = 0,785·[d_п1в²·H_п1 + (K_yп2·D_дп2)² ·(H_п2 - Н_п1)] = 0,785·[0,299² ·395 + (1,15·0,295)² ·(1115 - 395)] = 93 м³

Так интервал бурения содержит поглощающие пласты, принимаем а = 2.

V_6p = 30 + 252 + 2·93 = 468 м³.

2.2.4 Бурение под эксплуатационную колонну и открытый ствол.

глубина бурения под эксплуатационную колонну Н_э = 2720 м

глубина бурения под открытый ствол Н_о = 2900 м

диаметр долота для бурения под открытый ствол D_до =139,7 мм

коэффициент увеличения диаметра скважины К_уо =1,12

внутренний диаметр кондуктора d_кв =153 мм

Объем приемных емкостей буровых насосов V_пe = 30 м³;

норма расхода бурового раствора на 1 м проходки согласно СУСН:

при бурении под эксплуатационную колонну n_э = 0,13 м³/м;

при бурении под фильтр n_о = 0,11 м³/м.

V_бyp=n_э·(H_э-H_п2) + n_о·(H_о-H_э) = 0,13·(3018-1115) + 0,11·(2900-3018) = 234м³.

Объем скважины

V_скв = 0,785·[d_эв²·Н_э + (K_y·D_д)²·(H_о - Н_э)] = 0,785·[0,153² ·3018 + (1,12·0,140)²·(2900 - 3018)] = 53 м³.

Так в данном интервале возможно НГП, принимаем а = 2.

V_бp = 30 + 234 + 2·53 = 370 м³.

2.3 Выбор подачи буровых насосов

Исходные данные.

Глубина спуска кондуктора Н_к = 60 м

Диаметр долота для бурения под кондуктор D_дк = 490,0 мм

Коэффициент увеличения диаметра скважины К_ук =1,14

Наименьший диаметр бурильных труб D_бк =140 мм

Глубина спуска первой промежуточной колонны Н_п1 = 395 м

Диаметр долота D_дп1 = 393,7 мм

Коэффициент увеличения диаметра скважины К_уп1 1,15

Наименьший диаметр бурильных труб D_БП1 =127 мм

Глубина спуска второй промежуточной колонны Н_П2 =1115 м

Диаметр долота D_ДП2 =295,3 мм

Коэффициент увеличения диаметра скважины К_УП2 1,09

Наименьший диаметр бурильных труб D_БП2 =127 мм

Глубина спуска эксплуатационной колонны Н_э = 2720 м

Диаметр долота D_ДЭ =215,9 мм

Коэффициент увеличения диаметра скважины К_УЭ 1,10

Наименьший диаметр бурильных труб D_БЭ =127 мм

Глубина скважины L_c = 2900 м

Диаметр долота под открытый ствол D_ДО =139,7 мм

Коэффициент увеличения диаметра скважины К_уо =1,12

Наименьший диаметр бурильных труб D_БО =89 мм

Марка буровых насосов У8-6МА.

Количество насосов N_БН = 2 шт.

2.3.1 Бурение под кондуктор

Определяем расход промывочной жидкости из условия очистки забоя от выбуренной породы при бурении под кондуктор.

Q_O3 = 0,785·q·D_д²,

где 0,785= р/4 = 3,14/4;

q - требуемая подача промывочной жидкости на единицу площади забоя, (м³/с)/м²;

Из таблицы 4 [3, стр. 9] при бурении под кондуктор q = 0,20ч0,30; принимаем q = 0,20;

Q_O3 = 0,785·0,20·0,490² = 0,038 м³/с;

Вычисляем расход промывочной жидкости из условия выноса шлама на поверхность в затрубном пространстве

Q_кп = 0,785·(D_c² - D_Б²)·v_кп,

где D_c - диаметр ствола скважины, м.

v_кп - скорость течения жидкости в кольцевом пространстве, м/с

D_c = К_ук-D_дк = 1,14·0,4900 = 0,559 м.

Из таблицы 4 [3, стр. 9] при бурении под кондуктор v_кп = 0,2ч0,25; принимаем v_кп = 0,20.

Q_KП = 0,785·(0,559² - 0,140²)·0,20 = 0,046 м³/с.

Принимаем Q_K = 0,046 м³/с.

Из таблицы 1.2 приложения 1 [3, стр. 29] принимаем втулки диаметром 160 мм, тогда подача двух насосов с коэффициентом наполнения в= 0,90 при максимальном числе двойных ходов n_max = 75 мин^-1 составляет Q_TАБ = 0,0556 м³/с, допускаемое давление р = 16,3 МПа. Снижение подачи насоса до величины 0,046 м³/с осуществляется уменьшением числа двойных ходов до величины

n = n_max · Q_k/Q_taб = 75·0,046/0,0556 = 62 мин^-1

2.3.2 Бурение под первую промежуточную колонну.

Из таблицы 4 [3, стр. 9] при бурении под первую промежуточную колонну, учитывая значительный диаметр долота величина q = 0,20ч0,30; принимаем q = 0,25;

Q_O3 = 0,785·0,25·0,3937² = 0,030 м³/с;

D_c = 1,15·0,3937 = 0,453 м.

Из таблицы 4 [3, стр. 9] v_кп = 0,20 ч 0,25; принимаем v_кп = 0,25.

Q_кп = 0,785·(0,453² - 0,127²)·0,25 = 0,037 м³/с

Принимаем Q_п1 = 0,037 м³/с.

Из таблицы 1.2 приложения 1 [3, стр. 29] принимаем втулки диаметром 150 мм, тогда подача двух насосов с коэффициентом наполнения в = 0,90 при максимальном числе двойных ходов составляет Q_tab = 0,048 м³/с, допускаемое давление р = 19,0 МПа. Снижение подачи насоса до величины 0,037 м³/с осуществляется уменьшением числа двойных ходов до величины

n = n_max · Q_п/Q_таб = 75·0,037/0,048 = 58 мин^-1.

2.3.3 Бурение под вторую промежуточную колонну.

Из таблицы 4 [3, стр. 9] при бурении под первую промежуточную колонну, учитывая значительный диаметр долота величина q = 0,40ч0,50; принимаем q = 0,50;

Q_ОЗ = 0,785·0,50·0,2953² = 0,034 м³/с;

D_c = 1,09·0,2953 = 0,322 м.

Из таблицы 4 [3, стр. 9] v_КП = 0,50ч0,70; принимаем v_кп = 0,55.

Q_кп = 0,785·(0,322² - 0,127²)·0,55 = 0,038 м³/с.

Принимаем Q_п1 = 0,038 м³/с.

Из таблицы 1.2 приложения 1 [3, стр. 29] принимаем втулки диаметром 150 мм, тогда подача двух насосов с коэффициентом наполнения в= 0,90 при максимальном числе двойных ходов составляет Q_TAБ = 0,048 м³/с, допускаемое давление р = 19,0 МПа. Снижение подачи насоса до величины 0,038 м³/с осуществляется уменьшением числа двойных ходов до величины

n = n_max·Q_п/Q_ТАБ = 75·0,038/0,048 = 59 мин^-1.

2.3.4 Бурение под эксплуатационную колонну.

Из таблицы 4 [3, стр. 9] при бурении под эксплуатационную колонну q = 0,57ч0,65; принимаем q = 0,60;

Q_ОЗ = 0,785·0,60·0,216² = 0,022 м³/с;

D_c= 1,10·0,2159 = 0,237 м.

Из таблицы 4 [3, стр. 9] при бурении под эксплуатационную колонну v_кп = 0,6ч1,3; принимаем v_кп = 0,60

Q_кп = 0,785·(0,237² - 0,127²)·0,60 = 0,019 М³/с.

Принимаем Q_Э = 0,022 м³/с.

Из таблицы 1.2 приложения 1 [3, стр. 29] принимаем втулки диаметром 150 мм, тогда подача насоса с коэффициентом наполнения в - 0,90 составляет Q_TAБ = 0,024 м³/с, допускаемое давление р = 19,0 МПа.

n = n_max ·Q_э/Q_таб = 75·0,022/0,024 = 69 мин^-1.

2.3.5 Бурение под открытый ствол.

Из таблицы 4 [3, стр. 9] при бурении под эксплуатационную колонну q = 0,57 ч 0,65, принимаем q = 0,60;

Q_ОЗ = 0,785·0,60·0,140² = 0,009 м³/с;

D_c= 1,12·0,1397 = 0,156 м.

Из таблицы 4 [3, стр. 9] при бурении под эксплуатационную колонну v_кп = 0,6 ч 1,3; принимаем v_кп = 0,80

Q_кп = 0,785·(0,156² - 0,089²)·0,80 = 0,010 м³/c

Принимаем Q_o = 0,010 м³/с.

Из таблицы 1.2 приложение 1 [3, стр. 29] принимаем втулки диаметром 130 мм, тогда подача насоса с коэффициентом наполнения в = 0,90 составляет 0,0175 м³/с, допускаемое давление р = 25,0 МПа.

n = n_max · Q_п/Q_ТАБ = 75·0,010/0,0175 = 43 мин^-1

Результаты расчета сводим в таблицу 6.

Таблица 7. Режимы работы буровых насосов

Интервал бурения, м	Диаметр втулок, мм	Количество насосов	Подача насосов, м3/с	Число двойных ходов, мин-1	Допустимое давление, МПа
0ч60	160	2	0,046	62	16,3
60ч395	150	2	0,037	58	19,0
395ч1115	150	2	0,038	59	19,0
1115ч2720	150	1	0,022	69	19,0
2720ч2900	130	1	0,010	43	25,0

2.4 Расчет потерь давления при промывке скважины

Исходные данные:

Глубина скважины = 2900 м

Диаметр скважины с учетом уширения D_c = 0,156 м

Способ бурения роторный

Глубина спуска предыдущей колонны Н_ПК = 2720 м

Средневзвешенный внутренний диаметр

предыдущей колонны D_пв = 0,152 м

Плотность бурового раствора _бр = 1100 кг/м

Динамическое напряжение сдвига ф_о = 1,20 Н/м

Структурная вязкость раствора з_бр = 0,010 Н с/м

Подача бурового насоса Q = 0,010 м³/с

Допускаемое давление насоса р_н = 25,0 МПа

Компоновка бурильной колонны

Длина УБТ 1-й секции L_у1 = 200 м

Диаметр УБТ D_y1 = 0,120 м

Внутренний диаметр УБТ d_yв1 = 0,064 м

Длина 1-й ступени из труб ТБИ L_б1 = 2700 м

Диаметр первой (снизу) ступени D_б1 = 0,0889 м

Толщина стенки д_б1 = 0,00935 м

Принимаем в качестве базовых бурильные трубы первой секции.

а) Коэффициент потерь давления в проходных каналах манифольда А выбираем из таблицы 2 [3, стр. 7]. В соответствии с типом манифольда, зависящим от возможной глубины бурения буровой установки, и выбранными базовыми трубами А = 0,119.

б) Коэффициент потерь давления в базовых бурильных трубах В

где d_б - внутренний диаметр базовых бурильных труб, м.

d_б = (D_б1 - 2·д_б1)·10^-3 = (0,0889 - 2 · 0,00935) = 0,0702 м;

в) Для вычисления коэффициента потерь давления в кольцевом пространстве Е предварительно определяем средневзвешенный наружный диаметр бурильной колонны

а) При движении жидкости по трубам.

Скорость движения жидкости по базовым бурильным трубам

Приведенное число Рейнольдса

Так как Re*_кп > 2300, то режим течения турбулентный и

б) При движении жидкости кольцевому пространству.

Скорость течения жидкости в кольцевом пространстве



Приведенное число Рейнольдса

Так как Re*_кп > 1600, то режим течения турбулентный

Находим эквивалентную длину бурильной колонны в конце интервала

Так как трубы имеют высадку наружу, то дополнительные потери давления в бурильных замках не определяем

Эквивалентная длина бурильной колонны в конце интервала

L_э = L_б1 + L_y1 ·(d_б1/d_y1)⁵ = 2700 + 200·(0,0702/0,064)⁵ = 3018 м.

Определяем потери давления в циркуляционной системе в конце интервала без перепада давления на долоте

р = (А·л_тр + В·L_эк +Е·L_тр + Е·L_к·л_кп + С)·с_бр ·Q² ·10² = (0,119·0,0245 + 0,0048450·3018·0,0245 +0,0004930·2900·0,0307+0)·990·0,010²·10² = 4,5 МПа.

Рассчитываем резерв давления на долоте

р_д = р_н - р_к = 25,0 - 4,5 = 20,50 МПа.

Вычисляем возможную скорость движения в промывочных отверстиях долота при коэффициенте расхода х= 0,95.

Принимаем v_д = 85 м/с.

Вычисляем потери давления в долоте

Вычисляем площадь промывочных отверстий

f_о = Q·10⁶/v_д= 0,010·10⁶/85 = 117,6 мм²

Определяем диаметр насадки

Принимаем стандартный диаметр насадок d_н = 12 мм.

Уточняем скорость движения жидкости в насадке

Уточняем перепад давления

Определяем суммарные потери давления в циркуляционной системе

р_к = 4,5 + 4,8 = 9,3 МПа.

Вычисляем коэффициент загрузки насосов

к = р_к/р_н = 16,3/25,0 = 0,37

Так как к < 1,0 то насос может работать с выбранной подачей до конца интервала.

2.5 Утяжеление буровых растворов

Для предотвращения осложнений, связанных с нарушением целостности ствола скважины и возможными газонефтепроявлениями, возникает необходимость повышать плотность глинистого раствора в значительных пределах (до 2200ч2400 кг/м³) Получить такую плотность увеличением концентрации глинистой породы в промывочной жидкости невозможно. Для этого в глинистые растворы вводят реагенты с большой плотностью, получившие название утяжелителей, и таким образом повышают плотность глинистого раствора до требуемых величин.

Применяемые в нашей стране утяжелители можно разделить на две группы в зависимости от их плотности. К первой группе относятся материалы плотностью 2600ч3500 кг/м³. Это малоколлоидные глины, мергели, мел, известняк и др. Утяжелители этого типа обладают низкой утяжеляющей способностью и могут обеспечить утяжеление только до 1700 кг/м³. В связи с этим они расходуются обычно в больших количествах, что приводит к повышению содержания твердой фазы в буровых растворах и снижает эффективность бурения. Поэтому эти утяжелители целесообразно использовать при отсутствии более эффективных утяжелителей. Ко второй основной группе утяжелителей относятся материалы с плотностью 3500ч5300 кг/м³. Это барит, железистые и сидеритовые утяжелители.

Наилучшим утяжелителем считается барит. Для нужд бурения поставляются технические сорта барита, содержащие различные примеси (кремнезем, известняк, доломит и др.). Железистый утяжелитель (гематит, магнетит, пирит) имеет недостатки (высокая абразивность, содержание большого количества водорастворимых солей), которые ухудшают качество бурового раствора и снижают технико-экономические показатели бурения. Сидеритовый утяжелитель (FеСО₃) кислоторастворимый, что выгодно отличает его от других утяжелителей. В отдельных случаях возникает потребность использовать утяжелители плотностью более 5300 кг/м. Например, для предотвращения сужения ствола скважины в результате аномально высоких пластовых давлений, течения солей и т. д. Утяжелители этой группы - галенит (PbS), или свинцовый блеск, феррофосфор, свинцовый сурик (Рb₃О₄), ферросилиций, ферромарганец.

Необходимое количество сухого утяжелителя (в кг/м³) следует вычислять по формуле

где с_ИР, с_БР, с_УТ, плотность соответственно исходного раствора, требуемая бурового раствора и утяжелителя, кг/м³.

Обрабатывать утяжелителем следует качественные растворы, имеющие хорошую способность удерживать частички твердой фазы во взвешенном состоянии. горный скважина бурение строительство

Рассмотрим процесс утяжеления более подробно. В глинистый раствор вводят мелко раздробленное новое вещество-утяжелитель. От добавки утяжелителя увеличивается количество твердых частиц в растворе и, следовательно, повышается его вязкость. Если вязкость выше нормы, то утяжеленный раствор разбавляют водой. Но так как при этом показатель фильтрации раствора может сильно возрасти, а плотность, снизиться, то раствор предварительно обрабатывают реагентом, который понижает водоотдачу. Увеличение вязкости раствора происходит не только вследствие увеличения количества частиц.

Частицы утяжелителя, если они плохо смачиваются водой, вносят в раствор большое количество пузырьков воздуха. Получается перебитый раствор с большой вязкостью и недостаточной плотностью. Устранить это можно двумя следующими способами: заранее смочить утяжелитель водой или реагентом; обработать раствор реагентами-понизителями водоотдачи, этим достигается лучшая смачиваемость частиц глины и утяжелителя.

Перед вступлением в зону осложнений на буровой обязательно должен быть запас утяжелителя и химических реагентов в количествах, обеспечивающих получение утяжеленного раствора согласно ГТН.

2.6 Очистка буровых растворов

Буровой раствор, выходящий на поверхность из скважины, может быть вновь использован, но для этого он должен быть очищен от обломков выбуренной породы (шлама). Частицы выбуренной породы, поступающие в буровой раствор, оказывают вредное влияние на его основные технологические свойства, а следовательно, на технико-экономические показатели бурения. Очистке буровых растворов от вредных примесей должно уделяться особое внимание.

При очистке бурового раствора от шлама используют комплекс разных механических устройств, а именно: вибрационные сита, гидроциклонные шламоотделители (песко- и илоотделители), сепараторы, центрифуги. В составе циркуляционной системы все эти механические устройства необходимо устанавливать в строгой последовательности. При этом схема прохождения промывочной жидкости должна соответствовать следующей технологической цепочке: скважина - газовый сепаратор - блок грубой очистки от шлама (вибросита) - дегазатор - блок тонкой очистки от шлама (песко- и илоотделители, сепаратор) -блок регулирования содержания и состава твердой фазы (центрифуга, гидроциклонный глиноотделитель) - буровые насосы - скважина.

При отсутствии газа в буровом растворе исключают ступени дегазации; при использовании неутяжеленного раствора, как правило, не применяют сепараторы, глиноотделители и центрифуги; при очистке утяжеленного бурового раствора обычно не пользуются гидроциклонными шламоотделителями (песко- и илоотделители). Таким образом, выбор оборудования и технологии очистки раствора от шлама должен основываться на конкретных условиях бурения.

Нефтяные и газовые скважины в большинстве нефтегазодобывающих районов бурят с промывкой неутяжеленными буровыми растворами плотностью до 1,25 г/см³. При очистке буровых растворов принята трехступенчатая система.

Технология очистки бурового раствора по этой системе представляет собой последовательные операции, включающие грубую очистку на вибросите и тонкую очистку -пескоотделение и илоотделение - на гидроциклонных шламоотделителях (рисунок 2). Буровой раствор после выхода из скважины 1 подвергается на первой ступени грубой очистке на вибросите 2 и собирается в емкости 10. Из этой емкости центробежным насосом 3 раствор подается в батарею гидроциклонов пескоотделителя 4, где из раствора удаляются частицы песка. Очищенный от песка раствор поступает через верхний слив в емкость 9, а песок сбрасывается в шламовый амбар. Из емкости 9 центробежным насосом 5 раствор подается для окончательной очистки в батарею гидроциклонов илоотделителей 6. После отделения частиц ила очищенный раствор направляется в приемную емкость 8 бурового насоса 7 а ил сбрасывается в шламовый амбар.



Рис.2 Схема блока очистки бурового раствора

Рассмотрим основные механизмы, применяющиеся при очистке промывочной жидкости от шлама.

Очистка промывочной жидкости от шлама с помощью вибрационных сит - механический процесс, при котором происходит отделение частиц с помощью просеивающего устройства. Главными факторами, определяющими глубину очистки и пропускную способность вибросита, считаются размер ячеек сетки и просеивающая поверхность. Основные элементы вибросита (рисунок 3): основание 1, поддон для сбора очищенного раствора 7, приемник с распределителем потока 2, вибрирующая рама 5 с сеткой 4, вибратор 3, амортизаторы 6 Вибрирующие рамы располагают как в горизонтальной, так и наклонной плоскости, а их движение может быть возвратно-поступательным по прямой, эллипсообразным, круговым и комбинированным.

В практике отечественного бурения используются одноярусные сдвоенные вибросита СВ-2 и СВ-2Б, одноярусные двухсеточные вибросита ВС-1. Вибросито СВ-2 в состоянии пропустить до 60 л/с бурового раствора через сетку с размером ячейки 1x5 мм. Рабочая часть сетки имеет длину 1,2 м и ширину 0,9 м. Частота колебания сетки в минуту составляет 1600 или 2000, наклон сетки к горизонту - 12ч18°. Вибрационное сито СВ-2Б - модернизированный вариант сита СВ-2.



Рис.3 Вибросито

Вибросито ВС-1 оснащено двумя заделанными в кассеты сетками. Используются сетки с размером ячейки 0,16х0,16; 0,2x0,2; 0,25x0,25; 0,4x0,4 и 0,9x0,9 мм. Первая сетка устанавливается горизонтально, а вторая - с наклоном около 5° к горизонту. Траектория колебаний сеток эллиптическая. Максимальная двойная амплитуда равна 8 мм, частота колебаний - 1130 и 1040 в минуту, рабочая поверхность сетки - 2,7 м². Вибросито ВС-1 способно пропустить через сетку с ячейкой 0,16x0,16 до 10 л/с бурового раствора. При использовании сетки 0,9x0,9 мм пропускная способность вибросита превышает 100 л/с.

Рассмотрим принцип работы гидроциклона (рисунок 4). Буровой раствор подается насосом по тангенциальному патрубку 1 в гидроциклон 2. Под действием центробежных сил более тяжелые частицы отбрасываются к периферии и по конусу гидроциклона спускаются вниз и сливаются наружу через отверстие 3, регулируемое заслонкой. Чистая промывочная жидкость концентрируется в центральной части гидроциклона и через патрубок 4 сливается в приемный резервуар (емкость). Для повышения скорости жидкости входное отверстие 5 тангенциального патрубка сужено. Для нормальной работы гидроциклона необходимо давление 0,2ч0,5 МПа. Условно гидроциклонные шламоотде-лители делят на песко- и илоот-делители.



Рис.4 Гидроциклон

Пескоотделители - это объединенная единым подающим и сливным манифольдом батарея гидроциклонов диаметром 150 мм и более. Илоотделителями называют аналогичные устройства, составленные из гидроциклонов диаметром 100 мм и менее. Число гидроциклонов в батареях песко- и илоотделителя разное. Так, в пескоотделителе типа 2 ПГК четыре параллельно работающих гидроциклона диаметром 150 мм, а илоотделители включают в себя 12ч16 гидроциклонов диаметрами 75 или 100 мм.

2.7 Измерение свойств буровых растворов

В зависимости от геолого-технических условий бурения к показателям буровых растворов предъявляются различные требования, предусмотренные геолого-техническим нарядом (ГТН). Для оценки показателей используются доступные общепринятые методы и стандартные приборы. Определен комплекс показателей, которые необходимо измерять при бурении любых скважин. Он включает измерение плотности, показателя фильтрации при атмосферной (обычно комнатной) температуре, условной вязкости, статического напряжения сдвига СНС и водородного показателя рН.

При бурении скважин в осложненных условиях (высокие забойные температуры и минерализация, аномальные пластовые давления, неустойчивые глинистые отложения) необходимы дополнительные специальные измерения: показателя фильтрации при повышенных температурах или до и после термостатирования при комнатной температуре (автоклавный метод), концентрации газа, нефти, посторонних твердых примесей, твердой фазы, показателя минерализации и состава солей в фильтрате бурового раствора.

Существует также группа второстепенных реологических показателей, которые измеряют, как правило, в исследовательских лабораториях или лабораториях при глубоких и сверхглубоких скважинах. К ним относятся: эффективная вязкость, пластическая вязкость, динамическое напряжение сдвига и др.

Состояние бурового раствора в процессе бурения контролируется непосредственно на буровой измерением обязательных показателей проб, отобранных при циркуляции. Пробу необходимо отбирать только во время циркуляции бурового раствора вблизи устья скважины до того, как она прошла очистные устройства, дегазаторы. Если анализ производят непосредственно на буровой, пробу отбирают в количестве, необходимом для одного анализа (0,7 л). Если показатели измеряют в лаборатории, удаленной от буровой, объем пробы составляет 3--5 л. Для получения этого объема через каждые 10--15 мин отбирают небольшие порции раствора (до 0,5 л) и сливают в одну посуду, пропуская его через сетку от полевого вискозиметра.

Измерение плотности ареометром АГ-ЗПП

Ареометр АГ-ЗПП (рис. 5) состоит из мерного стакана 2, который крепится к поплавку 3 при помощи штифтов. На стержне 4 имеются две шкалы 6: для измерения плотности от 0,9 до 1,7 г/см³ на мерный стакан навинчивается грузик 1, а от 1,6 до 2,4 г/см³ грузик снимается. Прибор поставляется в комплекте с ведерком для воды 5. Крышка 7 ведерка служит пробоотборником для раствора.

Для измерения плотности бурового раствора освобождают мерный стакан и, держа его в вертикальном положении, заполняют доверху буровым раствором. Не меняя положения, соединяют стакан снаружи, помещают в ведерко с водой и делают отсчет по шкале. Если ареометр весь погрузился в воду, то отвинчивают грузик и вновь погружают его в ведерко, отсчитывая показания погружения по шкале для большей плотности. Если ведро заполнено минерализованной водой, то определяют вначале поправку на плотность этой воды. Для этого в мерный стакан ареометра необходимо налить воду, которой заполнено ведерко, соединить стакан с поплавком, а затем погрузить прибор в ведерко и сделать отсчет. Деление, до которого ареометр погрузился в воду, покажет величину поправки. Измеренная плотность бурового раствора будет равна сумме отсчетов, сделанных по основной и поправочной шкале. Например, показания основной шкалы 1,33 г/см³, поправка 0,07 г/см³, плотность бурового раствора = 1,33+0,07 =1,40 г/см³.

Размещено на http://www.allbest.ru/

Для проверки точности прибора стакан 2 заполняют пресной водой с температурой 20±5°С. Такая же вода наливается в ведерко, при этом плотность по ареометру должна быть 1,00±0,05 г/см³ по двум параллельным измерениям.

При содержании газа в буровом растворе истинную плотность рассчитывают по формуле

где _каж -- кажущаяся плотность, измеренная с помощью ареометра или рычажных весов, г/см³; Г -- содержание газа в буровом растворе, %.

Ареометром неудобно пользоваться при отрицательных температурах.

Измерение показателя фильтрации прибором ВМ-6

В приборе ВМ-6 (рис. 6) избыточное давление в фильтрационной камере, равное 0,1 МПа, создается массой плунжера. Прибор ВМ-6 состоит из фильтрационного стакана 5, напорного цилиндра 3 с плунжером 1 и кронштейна 10. На горловине фильтрационного стакана нанесена резьба для соединения с напорным цилиндром. Фильтрация осуществляется через бумажный фильтр, накладываемый на металлическую решетку 6. В поддоне 7 имеется винт 9, с помощью которого резиновый клапан 8 прижимается к фильтрационным отверстиям, перекрывая их до начала измерения. Для измерения показателя фильтрации прибор собирают в следующем порядке. Вырезают два кружка фильтровальной бумаги диаметром 75 мм, слегка смачивают их водой, накладывают на решетку 6 и вставляют в нижнюю часть фильтрационного стакана. Открывают винт 9, переворачивают фильтрационный стакан, помещают на решетку 6 резиновый клапан 8 и навинчивают поддон 7. Поворотом винта плотно закрывают клапан, переворачивают собранный фильтрационный стакан и устанавливают его на кронштейн. Буровой раствор заливают в стакан на 3--4 мм ниже края, резьбу стакана вытирают от раствора, навинчивают на стакан напорный цилиндр с закрытым игольчатым клапаном 4 (спускная игла) и сверху наливают машинное масло, не доливая до края приблизительно на 1 см. Вставляют плунжер 1 с грузом 2 в напорный цилиндр и проверяют герметичность собранного цилиндра, слегка нажимая на плунжер и наблюдая за его положением (при закрытом клапане плунжер не должен опускаться). С помощью игольчатого клапана выпускают избыток масла, опускают плунжер так, чтобы нулевое деление шкалы, нанесенное на плунжере, совпало с отсчетной риской на верхнем крае цилиндра.

Размещено на http://www.allbest.ru/

Вращением на один-два оборота винта 9 открывают клапан фильтра и одновременно включают секундомер или записывают время начала опыта по часам. Отмечают скачок С плунжера в момент открытия клапана (число делений, на которое резко переместился плунжер в момент открытия клапана). В дальнейшем вычитают этот скачок из результата измерения показателя фильтрации. Через 30 мин после открытия клапана отсчитывают число делений n, на которое опустился плунжер за это время. Показатель фильтрации определяют как разность между числом делений n и скачком С по формуле: Ф = n--С.

Затем открывают спускную иглу 4, вынимают плунжер из цилиндра, отвинчивают напорный цилиндр и сливают масло в специальный сосуд. Сливают буровой раствор и промывают фильтрационный стакан (не разбирая его) слабой струей воды, выливают воду и остаток бурового раствора и отвинчивают поддон. Слегка постукивая по горловине фильтрационного стакана ладонью, выбивают фильтр вместе с фильтрационной коркой. Промывают фильтрационную корку слабой струей воды и определяют ее толщину д (в мм), моют и вытирают досуха все детали прибора.

Измерение с помощью прибора СНС-2

Размещено на http://www.allbest.ru/

Прибор СНС-2 (рис. 7) состоит из измерительной части и привода, смонтированных на прямоугольной плите 3. Измерительная часть имеет внешний цилиндр 5, установленный на вращающемся столике 4, и внутренний цилиндр 7, подвешенный на стойке 1 с помощью упругой нити 11, которая защищена металлической трубкой 10. На стойке укреплен кронштейн 8 с риской указателя. В зависимости от толщины нити имеют номера от 1 до 6. Однако используют в основном нити № 5 и 6. В верхней части трубки установлен градуированный на 360° лимб (круглый диск) 9 со шкалой, с ценой делений, равной 1°. Лимб жестко связан с внутренним (подвесным) цилиндром 7 с помощью трубки 10.

Привод внешнего цилиндра осуществляется от электродвигателя 6 через редуктор и гибкую передачу, частота вращения цилиндра 0,2 об/мин. В дне подвесного цилиндра имеется воздушная подушка, благодаря которой цилиндр соприкасается с буровым раствором только боковой поверхностью. Перед измерением поворотом установочных винтов 2 прибору придают строго горизонтальное положение. Вращением подвески 12 нуль лимба устанавливается против риски указателя. Подготовленный прибор включают в электрическую сеть.

После перемешивания порцию бурового раствора наливают во внешний цилиндр. Затем погружают в буровой раствор подвесной цилиндр, закрепляют в кронштейне и вращают рукой влево и вправо по три раза на угол 40--50° для разрушения структуры. Затем устанавливают нулевое деление шкалы против указателя так, чтобы подвесной цилиндр при этом находился в центре наружного цилиндра. В момент установки шкалы на нулевое деление включают секундомер. Через 1 мин включают электродвигатель прибора. Под воздействием сил сцепления между буровым раствором и подвесным цилиндром последний начинает медленно в...