Бурение эксплуатационной скважины на Западно - Тэбукском месторождении

2.8 Выбор компоновки и расчет  колонны бурильных труб

Для подбора оптимального диаметра УБТ необходимо воспользоваться таблицей соотношения диаметров шарошечных долот и УБТ, исходя из условий:

,

Dд  = 190,5 мм  ® DУБТ  = 146 мм, dвнут  = 74 мм;

Длина УБТ:

,

k = 1,15¸1,25;

q – вес 1 м УБТ, кН/м;

Pд = 200 кН - осевая нагрузка на долото;

=0,86 - коэффициент, учитывающий влияние  бурового раствора.

 

Расчёт бурильных труб:

Соотношение диаметров бурильных труб Dбт к диаметру УБТ DУБТ должно быть следующим:

.

Выбираем бурильные трубы с высаженными внутрь концами и толщиной стенки 9 мм (ТБВ – 114) группы прочности К.

Длина бурильных труб: L = 1940 – 279 = 1661 м.

Рассчитаем вес БТ и УБТ:

Qбт = L × q × g,

q – масса 1 м бурильных труб, кг;

g = 9,8 м/с2.

 Qбт = 1661×23,3×9,8 = 379273 Н

QУБТ = 279×98×9,8 = 267282 Н

Рассчитаем выбранный тип бурильных труб на статическую прочность.

  ,

k = 1,15 – коэффициент,

Qбт – вес бурильных труб, Н,

QУБТ - вес УБТ, Н,

rр,rм – плотность бурового раствора и материала бурильных труб соответственно, кг/м3,

P0 = 7×106 Па  – перепад давления на долоте, Па,

Fк – площадь сечения канала трубы,м2,

Fтр – площадь сечения трубы, м2.

Мощность на вращение бурильной колонны:

,

Dд  = 190,5 мм,

Мощность на вращение долота:

,

Pд = 2×105 Н,

C – коэффициент, зависящий от крепости породы, (2,6¸1,85).

кВт

Крутящий момент:

,

w = p × n / 30 – угловая скорость,

n = 68 об/мин,

w = 3,14×68/30 = 7,1 с-1

Н×м

Определяем полярный момент сопротивления сечения труб при кручении:

,

- наружный и внутренний диаметр  трубы, м.

м3

Находим касательные напряжения для труб:

,

МП

Предел прочности материала труб sт = 490 МПа (для группы прочности К).

Коэффициент запаса прочности:

,

=1,5, что допустимо, т.к. 1,5>1,4.

Общий вес бурильной колонны (с учётом веса УБТ):

Q = QУБТ + Qбт = 267282 + 379273 = 646555 H = 0,65 MH.

 

2.9 Выбор гидравлической программы  промывки скважины

Расход бурового раствора:

,

vвп – скорость восходящего потока, м/с.

дм3/с.

Режим течения промывочной жидкости:

Для бурильных (утяжеленных) труб:

,

m - динамический коэффициент вязкости воды, Па×с;

d0 – внутренний диаметр бурильных (утяжеленных) труб, м.

=2,2×104

=2,8×104

Для кольцевого пространства:

=2,8×104

=4,8×104

Поскольку полученные значения Re превышают Re перехода ламинарного режима течения в турбулентное, то режим течения в бурильных (утяжеленных) трубах и кольцевом пространстве будет турбулентным.

 

Расход потерь давления в циркуляционной системе:

Потери давления в элементах наземного оборудования:

pм = амrQ2,

ам – коэффициент гидравлических потерь, .

Оборудование напорной линии включает следующие элементы: стояк диаметром 0,114 м (ам = 3,35×104 м4), буровой шланг с внутренним диаметром 0,76 м (ам = 1,2×104 м4), вертлюг с условным диаметром проходного сечения 0,75 м (ам = 0,9×104 м4), ведущую трубу с диаметром проходного сечения 0,74 м (ам = 1,8×104 м4).

м4.

pм = 7,25×104×1100×0,0212 = 0,035 МПа.

Потери давления в гладкой части бурильных труб:

,

- коэффициент гидравлического  сопротивления, = 2,9×10-2;

L – длина бурильной колонны,м;

d0 – внутренний диаметр бурильной колонны, м2.

Н/м3 = 2,3 МПа.

Потери давления в утяжеленных бурильных трубах:

,

- коэффициент гидравлического  сопротивления, = 3,6×10-2;

L –  длина УБТ, м;

d0 – внутренний диаметр УБТ, м2.

 Н/м3 = 1,3 МПа.

Потери давления в замковых соединениях:

,

n – число замковых соединений по длине колонны;

x - коэффициент гидравлического сопротивления замкового соединения;

,

dmin – минимальный диаметр проходного сечения в высаженной части бурильной трубы, м.

 Н/м3 = 0,9 МПа.

Потери давления в бурильной колонне:

,

 МПа.

Потери давления в кольцевом пространстве:

,

rкп = r × 3%.

 Н/м3 = 0,6 МПа.

 Н/м3 = 0,7 МПа.

 МПа.

Определение перепада давления и диаметров насадок гидромониторного долота:

рд £ p0 - pм - pбк - pкп,

р0 = (0,65¸0,85)р0max,

р0max – максимальное (паспортное) давление буровых насосов, для бурового насоса У8 – 6МА2 р0max = 25,5 МПа,

рд = 19 – 0,035 – 4,5 – 1,3 = 13,2 МПа

Определение расчетного диаметра насадок:

,

z – число насадок на долоте.

0,06

 

2.10 Крепление скважины

Цементирование скважин осуществляется с целью разобщения пластов при заполнении заданного интервала заколонного пространства скважины или участка обсадной колонны суспензией вяжущих материалов. От качества разобщения пластов в значительной степени зависит долговечность эксплуатации скважин на нефть и газ.

В данном курсовом проекте направление, кондуктор и эксплуатационная колонна цементируются одноступенчатым способом. При расчете одноступенчатого цементирования определяют: количество сухого тампонажного материала; количество воды для затворения; объем продавочной жидкости; максимальное давление в конце процесса цементирования; необходимое число смесительных машин и цементировочных агрегатов; время, необходимое для проведения всего процесса цементирования.

 

 

 

 

Проведем расчет одноступенчатого цементирования эксплуатационной колонны.

Рис.3. Схема цементирования обсадной колонны

 

Определяем высоту столба буферной жидкости:

Ввиду отсутствия промежуточной технической колонны, эксплуатационную колонну цементируем до устья скважины, поэтому буферная жидкость отсутствует.

Определяем высоту столба бурового раствора за колонной:

Находим требуемый объем цементного раствора:

,

где K1 – коэффициент заполнения каверн, К1 = 1,15;

d1 – наружный диаметр обсадных труб, d1 = 146,1 мм;

d2 – внутренний диаметр обсадных труб, d1 = 124,7 мм;

Нц – высота подъема цементного раствора за колонной, Нц = 1900 м;

h – высота цементного стакана, h = 20 м.

м3

Требуемая масса сухого цемента:

,

m – водоцементное отношение, m = 0,5;

K2  - коэффициент учитывающий потери, K2 = 1,05.

Количество воды для приготовления расчетного объема цементного раствора:

Требуемый раствор продавочного раствора:

,

D - коэффициент сжимаемости бурового раствора, D = 1,04;

Vм – вместимость манифольда, Vм = 0,8 м3.

м3.

Определяем максимальное давление перед посадкой верхней пробки на упорное кольцо по формуле:

,

р1 – давление, создаваемое за счет разности плотности жидкости в затрубном пространстве и в трубах,

;

р2 – давление, необходимое для преодоления гидравлических сопротивлений, находится по формуле Шищенко – Балканова,

р2 = 0,001×Н + 0,8 МПа.

МПа

р2 = 0,001×1940 + 0,8 = 2,8 МПа

 МПа

Находим число цементировочных агрегатов:

;

Qi – производительность цементировочного агрегата на i-скорости.

Находим требуемую подачу цементировочных агрегатов:

Q = Fз×vвп ,

vвп – скорость восходящего потока, vвп = 1,8 м/с2;

Fз – площадь затрубного пространства, м2.

м2,

м3 – объем цементного стакана.

Q = 0,014×1,8 = 0,024 м3/с = 25 дм3/с.

Для цементировочного агрегата ЦА – 320М производительность на III скорости QIII= 8,7 дм3/с при диаметре втулки 125 мм, а давление рIII = 10,7 МПа, т.е. заданный режим (по давлению) обеспечится при использовании этого цементировочного агрегата.

Тогда число требуемых цементировочных агрегатов:

= 3,9

Принимаем четыре агрегата ЦА – 320М.

Находим необходимое число цементосмесительных машин:

,

Vбун – вместительность бункера цементосмесительной машины, для цементосмесительной машины 2СМН –20 Vбун = 14,5 м3;

rн – насыпная масса цемента, 1,21 т/м3.

Принимаем m = 2.

Число цементировочных агрегатов при закачке цементного раствора:

N = 2n = 2×4 = 8

Предусматриваем закачивание 0,98 объема продавочного раствора с помощью N – 1 = 8 – 1 = 7 агрегата (ЦА – 320 М) при подаче QIII= 8,7 дм3/с. Оставшиеся 0,02 объема продавочного раствора будут закачиваться одним агрегатом при QIII= 8,7 дм3/с, что необходимо для ловли момента «стоп» - момента посадки верхней разделительной пробки на упорное кольцо.

Определяем продолжительность цементирования по формуле:

,

мин

Выбираем тампонажный раствор для цементирования обсадной колонны, характеризующейся началом загустения: 

мин.

2.11. Освоение и испытание скважины

Конечная цель бурения скважины – получение нефти из продуктивного горизонта. Получение начального притока нефти из пласта зависит от технологии бурения, состава и свойств промывочной жидкости, схемы вскрытия и длительности воздействия на продуктивный пласт.

  Продуктивный горизонт вскрывается  долотами того же диаметра, что  и вышележащие породы. После разбуривания в скважину спускают эксплуатационную колонну до забоя, затем цементируют. Для сообщения полости эксплуатационной колонны с продуктивным пластом ее перфорируют. В качестве промывочной жидкости используется эмульсионный раствор на нефтяной основе (ЭИБР).

Испытание скважины проводится с целью изучения нефтеносности и продуктивности нефтеносного пласта. Уточнение объекта для испытания производится после окончания бурения скважины на основании полученных геологических и геофизических данных.

Испытание в открытом стволе производится испытателем пластов КНН-2М146 по отдельно составленному и утвержденному плану. Спуск пластоиспытателя осуществляется плавно без толчков и рывков. Если при пуске возникают посадки инструмента, то необходимо быстро разгрузить инструмент, приподнять его на 1-2 м и освободить для прохождения суженного участка ствола скважины. Длительность посадки не должна превышать 30 с во избежание преждевременного открытия выпускного клапана пластоиспытателя.

Так как опасность выброса отсутствует, то применим простейшую схему оборудования устья скважины: сверху к колонне бурильных труб подсоединяем ведущую трубу, а трубопровод для удаления поступившего на устье флюида подсоединяют к отводу на стояке или к выкидной линии бурового насоса. При этом используются элементы гидравлической обвязки из комплекта цементировочного агрегата.

 

 

3. Специальная глава. Обоснование метода и разработка технологии вторичного вскрытия продуктивного пласта

Основная задача вторичного вскрытия – создание совершенной гидродинамической связи между скважиной и продуктивным пластом без отрицательного воздействия на коллекторские свойства призабойной  зоны пласта (ПЗП), без значительных деформаций обсадных колонн и цементной оболочки. Решение этой задачи обеспечивается выбором условий перфорации, перфорационной среды, оптимального для данных условий типоразмера стреляющей аппаратуры и оптимальной плотности перфорации.

Пулевые перфораторы представляют собой короткоствольные орудийные системы, в которых пули разгоняются по стволу за счет энергии расширяющихся пороховых газов и, приобретая достаточную кинетическую энергию на выходе из ствола, пробивая преграду. В перфораторах типа АПХ оси ствола направлены перпендикулярно к оси перфоратора, а следовательно, и к оси скважины. В этих перфораторах длина ствола, в котором пуля разгоняется под давлением пороховых газов, весьма ограничена, поэтому кинетическая энергия пули на выходе из дульного отверстия недостаточна для получения в породе каналов большой глубины. Однако в данном курсовом проекте я решил использовать перфоратор данного типа исходя из следующих условий: