Проект разбуривания участка в районе деятельности БП «ТЮМЕНБУРГАЗ»

МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ

УФИМСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ НЕФТЯНОЙ ТЕХНИЧЕСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ

КАФЕДРА БУРЕНИЯ НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ СКВАЖИН

Рецензент «К защите допущен»

___________________________

______________ Зав. кафедрой _______________________ профессор

ДИПЛОМНЫЙ ПРОЕКТ

ТЕМА: ПРОЕКТ РАЗБУРИВАНИЯ УЧАСТКА В РАЙОНЕ ДЕЯТЕЛЬНОСТИ БП «ТЮМЕНБУРГАЗ»

Спец. тема: «Аварии с обсадными колоннами»

КЛУШ. 111 000.000

Выполнил: ст

Руководитель: доцент

Консультант по безопасности

и экологичности проекта: профессор

Консультант по экономической доцент

части

• СОДЕРЖАНИЕ
• ВВЕДЕНИЕ
• 1. ГЕОЛОГО-ГЕОФИЗИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ
• 2. ТЕХНОЛОГИЯ СТРОИТЕЛЬСТВА СКВАЖИНЫ
• 2.1 Проектирование конструкции скважины
• 2.2.1 Вскрытие продуктивного пласта
• 2.1.2 Обоснование числа обсадных колонн и глубины их спуска
• 2.1.2 Выбор диаметров обсадных колонн и долот
• 2.2 Выбор буровых растворов и их химическая обработка по интервалам
• 2.2.1 Обоснование параметров бурового раствора
• 2.2.2 Определение потребного количества бурового раствора и материалов для его приготовления
• 2.3 Выбор способа бурения
• 2.4 Расчет бурильной колонны
• 2.5 Выбор компоновок бурильного инструмента
• 2.6 Проектирование режима бурения
• 2.6.1 Разработка гидравлической программы проводки скважины
• 2.6.2 Расчет рабочих характеристик забойных двигателей
• 2.6.3 Составление проектного режима бурения
• 2.5 Расчет и выбор конструкции обсадных колонн, компоновка их низа и обоснование технологической оснастки.
• 2.5.1 Расчет построение эпюр внутренних и наружных избыточных давлений
• 2.5.2 Расчет и построение эпюр избыточных давлений
• 2.5.3 Выбор и расчет обсадных труб для эксплуатационной колонны.
• 2.5.4 Компоновка кондуктора и эксплуатационной колонны.
• 2.6 Цементирование эксплуатационной колонны
• 2.6.1 Расчет необходимого количества материалов.
• 2.6.2 Гидравлический расчет цементирования
• 2.6.3 Контроль качества цементирования
• 3. ТЕХНИКА ДЛЯ СТРОИТЕЛЬСТВА СКВАЖИНЫ
• 3.1 Выбор буровой установки
• 3.2 Обогрев буровой в зимних условиях
• 3.3 Обоснование и выбор вновь применяемой техники для строительства скважин
• 4. СПЕЦИАЛЬНАЯ ЧАСТЬ
• 4.1 Введение
• 4.2 Виды аварий
• 4.3 Причины аварии
• 4.4 Аварии с обсадными колоннами
• 4.5 Предупреждение аварии с обсадными колоннами
• 5. БЕЗОПАСНОСТЬ И ЭКОЛОГИЧНОСТЬ ПРОЕКТА
• 5.1 Анализ вредностей и опасностей
• 5.1.1 Взрывопожаробезопасность
• 5.1.2 Электробезопасность
• 5.1.3 Шум и вибрация
• 5.1.4 Освещение рабочей площадки
• 5.1.5 Метеорологические условия труда
• 5.1.6 Механические опасности
• 5.2 Инженерно техническая защита при СПО
• 5.3 Безопасная организация при проведении сложных работ
• 5.4 Охрана недр и окружающей среды при бурении скважин
• 6. ОБОСНОВАНИЕ ОРГАНИЗАЦИИ РАБОТ ПРИ СТРОИТЕЛЬСТВЕ СКВАЖИН
• 6.1 Составление геолого-технического наряда
• 6.2 Составление нормативный карты
• 6.3 Разработка мероприятия по улучшению организации работ и повышению качества строительства скважин
• 7. ЭКОНОМИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ
• 7.1 Составление сметы
• 7.2 Технико-экономические показатели
• 7.3 Экономическая эффективность от применения рекомендуемых компоновок низа бурильной колонны для проработки скважины
• 7.3.1 Краткая аннотация
• 7.3.2 Методика расчета
• 7.3.3 Расчет экономического эффекта

Данный дипломный проект выполнен па основе материалов производственной и преддипломной практики в районе деятельности БП «Тюменбургаз».

В дипломном проекте рассматриваются следующие разделы:

1) Геолого-геофизическая часть: разрез скважины, условия проводки скважины, возможные осложнения.

2) Технология строительства скважины: рассматриваются вопросы связанные с проводкой скважины.

3) Техника для строительства скважины: выбор техники для строительства скважины.

4) Безопасность и экологичность проекта: вопросы охраны труда и окружающей среды.

5) Обоснование организации работ при строительстве скважины: составление ГТН, нормативной карты.

6) Экономическая часть: вопросы связанные с экономией строительства скважины.

7) Специальная часть: вопросы связанные с авариями происшедшими с обсадными колоннами при строительстве скважины; основные виды и причины аварий; пути предотвращения этих аварий и их ликвидации.

Приводятся необходимые выводы и рекомендации.

ОБЩИЕ СВЕДЕНИЯ О РАЙОНЕ РАБОТ

1. ГЕОЛОГО-ГЕОФИЗИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

Таблица 1.1

1.1. Литолого-стратиграфическая характеристика скважины

Таблица 1.2

1.2. Физико-механические свойства горных пород по разрезу скважины

Таблица 1.3

1.3. Геологические данные разреза

Таблица 1.4

1.4. Нефтегазоносность

Таблица 1.5

1.5. Характеристика вскрываемых пластов

Таблица 1.6

1.6. Водоносность

Таблица 1.7

1.7. Градиенты давления по разрезу

Таблица 1.8

1.8. Возможные осложнения при бурении

Таблица 2.9

2.9 Комплекс геофизических исследований

2. ТЕХНОЛОГИЯ СТРОИТЕЛЬСТВА СКВАЖИНЫ

2.1 Проектирование конструкции скважины

2.2.1 Вскрытие продуктивного пласта

Под вскрытием понимается комплекс работ по разбуриванию пород и оборудованию скважины в интервале продуктивного пласта. При разбуривании продуктивного пласта и креплении ствола скважины должны быть приняты меры по предупреждению его загрязнения, то есть сохранению его проницаемости. Необходимо создать благоприятные условия для притока флюида из пласта в скважину. Получение начального притока зависит от параметров, состава и свойств промывочной жидкости, а также длительного воздействия ее на продуктивный пласт, а также от ряда других факторов.

Для предупреждения проявления пластовых флюидов в процессе бурения в скважине обычно поддерживают давление Р_с несколько больше, чем давление флюида в пласте. Следовательно, приразбуривании пласта в большинстве случаев на него действует перепад давления. Под действием этого перепада в проницаемые пласты, в зависимости от каналов может поступать фильтрат, частицы твердой и газовый фаз бурового раствора, а иногда и весь буровой раствор.

Отсюда следует, что необходимо поддерживать как можно меньшим. Для вскрытия продуктивного пласта следует выбирать буровой раствор, по составу физико-химическим свойствам близким к пластовым жидкостям или газу.

Для скважин, глубиной свыше 1200 м, техническими правилами ведения буровых работ, предусматривается следующая плотность бурового раствора из условия предупреждения проявления пластов.

Условная вязкость раствора 25 -30 с. Для предотвращения отрицательного влияния фильтрата бурового раствора на коллекторские свойства пласта, показатель фильтрации не должен превышать 5−6 см³/30 мин. Уточнение параметров бурового раствора будет проведено по графику совмещенных давлений, показанному в таблице 2.2.

Продуктивные пласты вскрываются на полную мощность. После вскрытия ствол скважины крепится эксплуатационной колонной, цементируется с подъемом цементного раствора до устья скважины и перфорируется в интервале продуктивного пласта перфоратором ПК — 103 из расчета 15 отверстий на один погонный метр.

2.1.2 Обоснование числа обсадных колонн и глубины их спуска

Обоснование производим, исходя из данных пункта 1 по график совмещенных давлений.

Расчет коэффициента анамальности К_а и коэффициента гидроразрыва К_гр

; .

При Н=180м

=0,84 =2,32

При Н=550м

=0,78 =2,51

При Н=1115м

=0,75 =2,34

При Н=1130м

=0,71 =2,32

Таблица 2.1

График совмещенных давлений По разрезу скважины несовместимых интервалов бурения нет. Поэтому, выбирая конструкцию скважины, следует исходить из других условий, в данном случае предусматривается перекрытие кондуктором неустойчивых четвертичных пород и всей толщи ММП, с расположением башмака кондуктора в интервале устойчивых горных пород и с целью оборудования устья ПВО для предотвращения выброса сеноманского газа. Глубина спуска кондуктора 550 м. Эксплуатационная колонна спускается до забоя (1300 м), с целью укрепления стенок скважины и размещением в ней технологического оборудования для эксплуатации скважины, разобщения пластов.

Заполнение пространства между обсадной колонной и стенкой скважины цементным раствором, из которого в короткий срок образуется практически непроницаемый камень, является в данное время основным способом герметичного разобщения проницаемых горизонтов друг от друга, предотвращение перетоков пластовых жидкостей из одного горизонта в другой или на поверхность через заколонное пространство.

Цементирование кондуктора и эксплуатационной колонны осуществляется прямым способом через башмак с подъемом цементного раствора до устья скважины.

2.1.2 Выбор диаметров обсадных колонн и долот

Диаметр эксплуатационный колонны задается заказчиком, исходя из условий эксплуатации, проведения исследовательских, геофизических, ремонтных работ. Эксплуатационную колонну диаметром 168 мм выбираем в соответствии с требованиями заказчика.

Диаметр долота:

?=5ч10 мм,

где D_м = 0,186 м — диаметр муфты обсадной колонны,

Кондуктор: D_к =D_д+2*д, где д — зазор между долотом и внетренней поверхности кондуктора, принимается равным от 3 до 10 мм.

D_к =0,2159+2*6*10³ =0,2279 м.

Диаметр кондуктора принимаем равным 0,2445 м.

Определим диаметр долота при бурении кондуктора:

D_д.к =0,270+2*8*10^-3 =0,286 м.

Диаметр долота при бурении под кондуктор 0,2953 м.

Результаты расчетов представлены в таблице2.2

Таблица 2.2

Конструкция скважины

2.2 Выбор буровых растворов и их химическая обработка по интервалам

Тип бурового раствора и его параметры выбираем из условия обеспечения устойчивости стенок скважины и обеспечения необходимого противодавления на флюидонасыщенные пласты, которые определяются физико-химическими свойствами горных пород слагающих разрез скважины (тбл.) и пластовыми давлениями (таб.). При выборе растворов следует руководствоваться опытом, накопленным при бурении в проектном горизонте. Выбор типов и параметров промывочной жидкости производим согласно регламента по буровым растворам, принятого на данном предприятии, который представлен в таблице 2.3

При бурении под кондуктор используется, наработанный на предыдущей скважине или приготовленный из глинопорошка, глинистый раствор. Бурение под эксплуатационную колонну ведется на полимерглинистом растворе, который получается из раствора оставшегося после бурения предыдущего интервала, путем его дообработки.

Таблица 2.3

Поинтервальная химическая обработка буровых растворов

2.2.1 Обоснование параметров бурового раствора

Обоснование плотности производится с учетом возможных осложнений по разрезу скважины и условий предупреждения проявления пластов.

[кг/м³],

где h — глубина залегания кровли пласта, м

к — коэффициент превышения давления в скважине над пластовым.

к = 1,1ч1,15 при h < 1200 м

к = 1,05ч1,07 при1200 < h < 2500 м

Бурение по кондуктор:

кг/м³.

Для предотвращения осыпей обвалов, а так же полагаясь на опыт бурения в проектном районе, принимаем плотность бурового раствора:

с = 1120 кг/м³.

Вскрытие продуктивного пласта:

кг/м³.

Для обеспечения повышенных структурно-механических свойств примем плотность бурового раствора в данном интервале:

с = 1100 кг/м³.

Далее представлены основные принципы выбора других параметров буровых растворов.

Выбирая вязкость, нужно учитывать, что она в большинстве случаев оказывает отрицательное влияние на процесс бурения, поэтому нужно стремиться к ее минимальному значению (в данном случае УВ = 20…25 сек.), минимизация вязкости позволяет увеличить механическую скорость бурения, поддерживать на высоком уровне скорость восходящего потока в затрубном пространстве, то есть обеспечивать качественную очистку ствола скважины, струя маловязкого раствора теряет гораздо меньше энергии на пути от насадки долота до забоя, чем струя высоковязкого, что делает возможной более качественную очистку забоя скважины.

Показатель фильтрации, при бурении в продуктивных горизонтах принимается не более 5…6 см³ за 30 мин по прибору ВМ-6 (в нашем случае 5…6 см³ за 30 мин), во избежание загрязнения пласта фильтратом раствора, что в дальнейшем затрудняет их освоение и эксплуатацию, вследствие почти необратимого ухудшения коллекторских свойств. В непродуктивных пластах допускается несколько большие значения показателя фильтрации.

Способность бурового раствора выносить выбуренную породу на дневную поверхность и удерживать ее, после прекращения циркуляции, определяется статическим напряжением сдвига (СНС). Значение СНС для выполнения этой задачи должны быть не менее 15 — 20 дПа.

Содержание абразивной фазы («песка») в буровом растворе, с целью уменьшения изнашивания инструмента и бурового оборудования, допускается не более 1%.

Результаты расчетов сведем в таблицу 2.4.

Таблица 2.4

Параметры бурового раствора

2.2.2 Определение потребного количества бурового раствора и материалов для его приготовления

Количество промывочной жидкости, потребной для бурения скважины, по формуле:

V=V_П+V_Р+а*V_C,

где V_П — объем приемных емкостей буровых установки V_П =50м³,

V_Р — объем раствора, при фильтрации, поглощения и очистке от шлама,

а — коэффициент запаса раствора,

V_C — объем скважины.

V_Р = n * l,

где n = 0,15 м³/м — норма расхода бурового раствра,

l — длинна интервала.

V_C = 0,785*(D_C*k_к)²*l,

где — D_C — диаметр ствола скважины,

k_к — коэффициент кавернозности k_к = 1,3.

Интервал 0−550:

V_Р.К. = 0,15 * 550 = 82,5 м³;

V_C.К. = 0,785*(0,2953*1,3)²*550 = 63,3 м³;

V_К = 50 + 82,5 + 1,5 * 63,3 = 227,5 м³.

При бурении под эксплуатационную колонну используем раствор, применяемый для бурения под кондуктор. Тогда дополнительный объем раствора найдем следующим образом:

V_Р.ЭК. = 0,15*(1300−550) = 112,5 м³;

V_C.ЭК. = 0,785*(0,2953*1,3)²*750 = 86,8 м³;

V_ЭК = 50 + 112,5 + 1,5 * 86,8 = 292,7 м³.

Определим потребное количество материалов для приготовления бурового раствора. Количество глинопорошка необходимого для приготовления 1 м³ глинистого раствора определяем по формуле:

где _гл — плотность сухого глинопорошка, равная 2600 кг/м³;

_в — плотность воды, равная 1000 кг/м³;

m — влажность глинопоршка, равная 0,05.

Количество воды для приготовления 1 м³ глинистого раствора:

где _р — плотность раствора.

Количество воды для приготовления бурового раствора, для i — го интервала:

где V_i — объем i — го интервала.

Количество глинопорошка, потребное для i — го интервала:

Результаты расчетов сводим в таблицу 2.5.

Таблица 2.5

Результаты расчетов потребного количества воды и глинопорошка

Определим необходимое количество химических реагентов для обработки бурового раствора по интервалам бурения:

где С¹ — концентрация химического реагента в весовых процентах;

Результаты расчетов сведены в таблицу 2.3.

2.3 Выбор способа бурения

Основные требования к выбору способа вращения долота определяются необходимостью обеспечения успешной работы, проводки ствола скважины с высокими технико-экономическими показателями.

Выбор способа бурения зависит от технической оснащенности предприятия (парк буровых установок, буровых труб, забойных двигателей и т. п.), опыта бурения в данном районе.

Для бурения данной скважины выбираем бурение с помощью гидравлических забойных двигателей. Турбинный способ обладает рядом преимуществ по сравнению с роторным способом бурения:

· механическая скорость выше, чем при роторном способе бурения;

· облегчает отклонение ствола в требуемом направлении;

· можно использовать все виды промывочной жидкости за исключением аэрированной;

· возможность применения в колонне бурильных труб легкосплавных и тонкостенных стальных труб;

· улучшаются условия работы, отсутствуют шум и вибрация.

2.4 Расчет бурильной колонны

Исходные данные:

· скважина вертикальная;

· глубина бурения 1300 м;

· способ бурения — турбинный;

· диаметр долота D_д = 215,9 мм;

· нагрузка на долото G = 170 кН;

· плотность бурового раствора = 1100 кг/м³;

· турбобур 3ТСШ1−195;

Расчет УБТ:

D_убт = (0,750,85)* D_д;

D_убт = 0,8*215,9 = 172,7 мм.

Выбираем УБТ диаметром D_убт = 178 мм.

Затем найдем диаметр СБТ для D_убт = 178 мм.

D_сбт = 0,75*215,9 = 175,5 мм.

Выбираем предварительно тип СБТ-ТДПВ 127×9, трубы группы прочности «Д» — бурильные трубы с приварными замками диаметром 127 мм, толщиной стенки трубы 9 мм.

Найдем длину УБТ для бурения забойным двигателем:

где G_д — нагрузка на долото при бурении забойными двигателями;

— коэффициент облегчения трубы в промывочной жидкости;

q₀ — вес УБТ диаметром 178 мм, q₀ = 156 кг;

G_зд — вес забойного двигателя, G_зд = 4790 кг;

Р_кр^III — критическая нагрузка третьего порядка.

где _п — плотность промывочной жидкости, _п = 1100 кг/м³,

₀ — плотность материала труб, ₀ = 7800 кг/м³;

где l_кр — критическая длина УБТ;

Примем l_убт = 132 м, т. е. 5 свечей длинной по 24 метра и 1 секция УБТ, длинной 12 м.

Определим вес УБТ:

Определим длину СБТ:

где q₀ — вес 1 м СБТ диаметром 127 мм, q₀ = 262 н/м;

G_сбт — полный вес СБТ;

Длина свечи 24 м, поэтому примем количество свечей равное 30, а длина стальных труб 720 м.

Найдем длину ЛБТ:

где L — глубина скважины по стволу L_сбт = 1300 м;

L_сбт — длина СБТ = 720 м;

L_убт — длина УБТ = 132 м;

L_эд — длина ЗД = 26 м;

Произведем расчет растягивающих напряжений при подъеме бурильной колонны.

Разобьем колонну на характерные участки, т. е. отметим точки перехода одного вида труб в другой, переход УБТ в турбобур.

Профиль скважины имеет 3 характерные точки. Данные занесем в таблицу 2.6.

Таблица 2.6

Результаты разбивки бурильной колонны на участки.

Расчет напряжений в колонне ведем по методу Сушона, основываясь на том, что в конце колонны усилия Т_н = 0.

где Т_в — нагрузка в верхней части колонны;

Т_н — нагрузка в нижней части колонны;

— средней зенитный угол;

— изменение среднего угла на участке;

l — длина участка;

q — вес 1 метра трубы на участке длины l;

в — коэффициент облегчения в промывочной жидкости бурильной колонны, в = 0,86;

f — коэффициент сопротивления движения бурильной колонны о стенки cскважины, f = 0,3;

Участок 0 — 1:

Участок 1 — 2:

Участок 2 — 3:

Определим растягивающие напряжение:

где S_к — площадь канала внутри трубы;

S_т — площадь сечения трубы, м²;

где d_вн — внутренний диаметр ЛБТ равный 125 мм;

где D — наружный диаметр трубы;

у_р для третьего участка:

у_р для второго участка:

Определим результирующие напряжение для второго и третьего участков по следующей формуле:

где у_рез — результирующее напряжение, Мпа;

у_р — растягивающее напряжение, Мпа;

у_и — изгибающие напряжение, Мпа;

Изгибающие напряжение в нашем случае равно нулю т.к. сквжина вертикальная.

где [n_р], n_р — допустимый и фактический коэффициенты запаса прочности, [n_р] = 1,45;

у_т — предел текучести материала труб, у_т = 300 Мпа;

Проверим сечение третьего участка на прочность:

ЛБТ 147×11 удовлетворяют прочности.

Проведем расчет на прочность ЛБТ 147×11 в клиновом захвате:

Т₃ = 330 кН при f = 0;

Для ЛБТ 147×11, Т_доп =1180 кН;

Т₃ = 330 кН < [Т] = 1180 кН; - Условие прочности в клиновом захвате выполняется.

Сведем все результаты расчетов в таблицу 2.7.

Таблица 2.7

Результаты расчетов

2.5 Выбор компоновок бурильного инструмента

Правильно выбранная компоновка позволяет без осложнений, с наименьшими затратами пробурить скважину до проектной глубины.

Для разрушения горной породы применяем трехшарошечные долота. С целью создания осевой нагрузки на долото и для повышения жесткости бурильной колонны применяем УБТ. Для передачи вращения долоту используют турбобуры. Бурение под кондуктор ведется ротором.

Таблица 2.8

Компоновка бурильной колонны.

2.6 Проектирование режима бурения

2.6.1 Разработка гидравлической программы проводки скважины

Исходные данные:

1) Глубина скважины по стволу — 1300 м;

2) Тип долота — III-215,9 Т-ЦВ;

3) Конструкция низа бурильной колонны:

· долото III-215,9 Т-ЦВ;

· центратор 215,9 мм;

· калибратор 212,7 мм;

· турбобур 3ТСШ1−195;

· УБТ 178 мм — 10 м;

· ТБПВ 127×9;

· ЛБТ 147×9;

4) Параметры промывочной жидкости:

· = 1100 кг/м³;

· УВ = 2530 сек;

· ПФ = 56 см³/30мин.

а) Выбор расхода промывочной жидкости:

— выбор расхода промывочной жидкости осуществляется исходя из условия удовлетворительной очистки забоя:

где q = 0,65 м/с — удельный расход;

F_з — площадь забоя;

где D_c — диаметр скважины;

где D_д — диаметр долота.

Интервал 0 — 550 м:

D_д = 259,3 мм;

D_с = 0,2953*1,05 = 0,310 м;

м²;

м³/с.

Интервал 550 — 1300 м:

D_д = 215,9 мм;

D_с = 0,2159*1,05 = 0,227 м;

м²;

м³/с.

— выбор расхода, исходя из условий выноса наиболее крупных частиц шлама:

где U_oc — скорость оседания крупных частиц шлама;

F_кп — площадь кольцевого пространства, м²;

где d_ш — средней диаметр крупных частиц шлама;

_п — плотность породы, кг/м³;

— плотность промывочной жидкости, кг/м³;

d_ш =0,0035+0,0037*D_д;

где D_тр — диаметр турбобура, м.

Интервал 0 — 550 м:

d_ш =0,0035+0,0037*0,2953 = 0,0046 м;

0,37м/с;

м²;

м³/с.

Интервал 550 -1300 м:

d_ш =0,0035+0,0037*0,2159 = 0,0043 м;

0,39м/с;

м²;

м³/с.

— выбор расхода из условия нормальной работы турбобура:

где М_уд — удельный момент на долоте;

G — вес турбобура;

М_с — момент турбобура при расходе Q_c жидкости _с ;

— плотность жидкости, при которой будет использоваться турбобур.

к — коэффициент учитывающий потери момента в осевой опоре турбобура равный 0,03;

Интервал 550 — 1300 м:

Параметры забойного двигателя 3ТСШ1−195:

G = 4790 кг; М_с = 1,5 кН*м; Q_c = 0,03 м³/с; _с = 1000 кг/м³;

М_уд = 6 Н*м/кН; = 1100 кг/м³.

м³/с.

Из трех расходов Q₁, Q₂, Q₃ выбираем максимальный расход: Q = 0,048 м³/с в интервале 0 — 550 м; Q = 0,026 м³/с в интервале 550 — 1300 м; и далее в расчетах будем принимать этот расход.

б) Определим перепады давлений во всех элементах циркуляционной системы:

Потери давления в ЛБТ:

D_лбт = 147 мм; t = 9 мм; l_лбт = 428 м; = 1100кг/м³;

— определим динамическое напряжение сдвига — ₀:

₀ = 8,5*10^-3*-7 = 8,5*10^-3*1100−7 = 2,35 Па;

— определим динамическую вязкость раствора — ;

= (0,0040,005)* ₀ = 0,005* 2,35 = 0,0118Па*с;

— определим скорость течения потока — U;

где Q = 0,026 м³/с — выбранный расход;

S — площадь рассматриваемого сечения;

м²;

1,2 м/с;

— определим число Ренольдса в ЛБТ (Re):

3159;

— определим коэффициент гидравлического сопротивления в ЛБТ ():

0,027;

— потери давления в ЛБТ ():

0,07 Мпа;

Результаты расчетов S, U, Re,, сводим в таблицу 2.9.

Потери давления в СБТ:

D_cбт = 127 мм; t = 9 мм; l_cбт = 720 м; S = 9.3*10^-3 м²; = 1100кг/м³;

Динамическое напряжение сдвига — ₀ и динамическая вязкость раствора —, остаются без изменения. ₀ =2,35 мПа; = 0,0118 Па*с.

— определение скорости течения потока жидкости (U):

м/с;

— определим число Рейнольдса в СБТ (Re):

;

— определим в СБТ:

;

— потери давления в СБТ ():

0,65МПа;

Потери давления в турбобуре 3ТСШ1−195:

Потеря давления в долоте

— Определим перепад давления в кольцевом пространстве между забойным двигателем и стенкой скважины, где D_c = 0,227 м; D_н = 0,195 м — наружный диаметр забойного двигателя; L_зд = 26 м. Методика расчетов аналогична. Результаты расчетов сводим в таблицу 2.8.

Перепад давления в кольцевом пространстве СБТ и УБТ считаются аналогично.

— Определим перепад давления в кольцевом пространстве между ЛБТ и кондуктором, где L = L_к = 550 м; D_c = D_вн^к = 0,2267 м — внутренний диаметр кондуктора;

Остальные расчеты аналогичны и сводятся в таблицу 2.9.

— Определим перепад давления в замках ЛБТ по формуле:

где _р — коэффициент, используемый при расчете;

где D_вн = 0,129 м — внутренний диаметр ЛБТ 147×9;

d_н = 0,110 м — внутренний диаметр ниппеля;

l_т = 12 м — длина трубы ЛБТ;

Результаты заносим в таблицу 2.9.

— Определим потери давления в поверхностной обвязке буровой по формуле:

где, а — коэффициент потери давления;

Определим потери давления в вертлюге, ведущей трубе, шланге, стояке, манифольде:

Суммарные потери в поверхностной обвязке буровой:

Общие потери равны:

Таблица 2.9

Расчеты результатов

Выбираем насос, исходя из суммарных потерь в циркуляционной системы. Выбираем из условия [P] >, где [P] допускаемое рабочее давление насоса; = 13,39 Мпа;

По таблице 56 [] выбираем буровой насос с [P] = 13,9 МПа при диаметре втулок d_вт = 170 ммУ8−6МА.

Заключительной стадией гидравлического расчета скважины является построение НТС — номограммы.

Для этого занесем в таблицу теоретические и фактические подачи и давления насоса при различных диаметрах втулки.

Теоретические подачи и давления насоса берем из таблицы 56 [].

Фактическая подача определяется по формуле:

где к — коэффициент, учитывающий работу насоса на всасывании (к = 0,85);

Q — теоретическая подача.

Таблица 2.10

Давления и подачи У8−6МА

Затем значения Q_ф и Р нанесем на график (рис. 2.1) Q = f ().

На значениях подачи отметим интервалы регулирования расхода. Найдем потери давления, зависящие от глубины. Они равны потерям в ЛБТ, СБТ, УБТ, кольцевом пространстве между ЛБТ и стенками скважины, СБТ и стенками скважины, УБТ и стенками скважины, замках, кольцевом пространстве между замками и стенками скважины.

По таблице 2.8 определяем эти потери:

Эти потери найдены при расходе промывочной жидкости равном 0,026 м³/с.

Пересчитаем потери, зависящие от глубины на другие значения расходов по формуле:

Остальные потери давления, зависящие от глубины вычисляются аналогично и наносятся на график.

Определяем потери давления, не зависящие от глубины. Они равны суммарному перепаду давления во всех элементах циркуляционной системы, исключая перепад в забойном двигателе и потерь зависящих от глубины.

Пересчитаем потери, не зависящие от глубины на другие значения расходов по формуле:

Для остальных расходов потери вычисляются аналогично и наносятся на график.

Рассчитаем также характеристику 3ТСШ1−195 для различных расходов. Результаты нанесем на график (рис. 2.1).

Рисунок 2.1 НТС — номограмма.

2.6.2 Расчет рабочих характеристик забойных двигателей

Рабочей выходной характеристикой турбобуров называется зависимость частоты вращения, момента и мощности на валу турбобура от осевой нагрузки на долото. Она служит для определения интервала осевых нагрузок, при которых наблюдается устойчивая работа турбобура, а также для оптимизации режимов турбинного бурения.

Исходные данные для расчета:

· Турбобур 3ТСШ1−195;

· Q = 0,026 м³/с;

· = 1100 кг/м³;

· D_д = 215,9 мм;

· М_уд = 4*10^-3 м;

· D_с = 0,130 м;

· D₁ = 0,149 м;

· D₂ = 0,124 м;

· D_в = 0,135 м.

В = 0,5*4790*9,81 = 23 495 Н — вес вращающихся деталей и узлов турбобура.

Произведем расчет.

Определим параметры турбины n, М, :

Определим разгонный момент на валу турбобура:

где = 0,12 — коэффициент трения в опорах турбобура;

Р — средней радиус трения;

Р_г — гидравлическая нагрузка в турбобуре;

Определим разгонную частоту вращения вала турбобура:

где М_т = 2*М, М_т — тормозной момент;

Определим удельный момент в пяте:

Основные расчетные уравнения, описывающие рабочую характеристику турбобура;

Результаты расчета сводим в таблицу 2.11.

Таблица 2.11

На основе полученных данных построим рабочую характеристику турбобура 3ТСШ1−195.

Рисунок 2.2 Рабочая характеристика 3ТСШ1−195

в координатах M — G; N — G; n — G.

Произведем анализ рабочей характеристики турбобура. Из рис. 2.2 видно, что турбобур устойчиво работает в области нагрузок 0 140 кН и 160 250 кН.

Из практики известно, что при Р_г — G_i < 10⁴ Н наблюдается усиление вибраций турбобура и бурильного инструмента. В нашем случае эта область распространяется на интервал нагрузок 140 160 кН. Отсюда следует, допустимая нагрузка на турбобур лежит вне зоны вибрации, поэтому режим работы нормальный.

2.6.3 Составление проектного режима бурения

Выбор проектного режима бурения скважины производим в соответствии с пунктами 2.1; 2.6.1; 2.6.2, а также исходя из опыта бурения скважин и выбранные данные сводим в таблицу 2.12.

Таблица 2.12

Сводная таблица режима бурения

2.5 Расчет и выбор конструкции обсадных колонн, компоновка их низа и обоснование технологической оснастки.

Расчет эксплуатационной колонны:

Исходные данные для расчета:

На рис. 2.3 приведена расчетная схема эксплуатационной колонны.

D_к =244,5 мм;

д_к = 8,9 мм;

Н_к = 550 мм;

D_э = 168 мм;

Н_э = 1300 м;

h₂ = 750 М;

с =1100 кг/м³;

с =1000 кг/м³;

Рисунок 2.3 Расчетная схема эксплуатационной колонны.

Цементный раствор от 550 до 1300 м. Облегченный цементный раствор от устья до 550 м. Подъем цемента осуществляется до устья скважины. Продавку цементного раствора в заколонное пространство осуществляется технической водой с = 1000 м/кг³.

Рассчитаем плотность облегченного цементного раствора:

где — давление поглощения на глубине 550 м;

где к_п — коэффициент поглощения, к_п = 1,5;

с_в — плотность воды, с_в =1000 кг/м³;

Н^{`</sup> — глубина поглощающего пласта, Н<sup>`} = 550 м;

Округлим плотность облегченного цементного раствора до 1500 кг/м³.

Рассчитаем плотность цементного раствора по формуле:

где — давление поглощения на глубине 1300 м;

где Р_пл — пластовое давление на глубине 1300 м, Р_пл = 9,0 МПа;

Плотность цементного раствора равна 1820 кг/м³.

Рассчитаем для цементного раствора пластическую вязкость и ДНС:

Для цементного раствора:

Примем ф_ц.р. = 8,47 Па, з_ц.р. = 0,038 Па*с.

Рассчитаем для облегченного цементного раствора пластическую вязкость и ДНС:

Примем ф_ц.р. = 4,05 Па, з_ц.р. = 0,018 Па*с.

2.5.1 Расчет построение эпюр внутренних и наружных избыточных давлений

Определение внутренних давлений.

Максимальное значение рабочих внутренних давлений отмечается при испытании скважины на герметичность. Минимальные значения — в конечный период эксплуатации.

1) В период ввода скважины в эксплуатацию.

где

Р_вz — внутренние давление на глубине Z;

где Р_опр — давление опрессовки;

Р_у — давление на устье.

Так как Р_опр < 10 МПа, то принимаем Р_опр = 10 МПа, где 10 МПа — минимальное опрессовочное давление для колонны диаметром 146 мм.

2) При окончании эксплуатации.

Определение наружных давлений.

1) В период ввода скважины в эксплуатацию для Z < H_скв,

где к — коэффициент разгрузки цементного камня, к = 0,25.

для Z = Н_скв

2) При окончании эксплуатации

2.5.2 Расчет и построение эпюр избыточных давлений

Наружные избыточные давления:

Внутренние избыточные давления:

По полученным данным эпюры внутренних и наружных избыточных давлений (см. рис 2.4 и 2.5).

Рисунок 2.4 Эпюра наружных избыточных давлений.

Рис. 2.5 Эпюра внутренних избыточных давлений.

2.5.3 Выбор и расчет обсадных труб для эксплуатационной колонны.

Выбор обсадной колонны производим из условия недопущения смятия и разрыва колонны, страгивания резьб при спуске.

Максимальное наружное избыточное давление Р_ни = 9,1 МПа, поэтому для первой секции выбираем трубы, имеющие:

Р_кр1? Р_ни *[n₁],

где [n₁] = 1,1;

Р_кр1? 9,1*10⁶*1,1 = 10,1 МПа.

Выбираем трубы диаметром 168 мм и толщиной стенки д = 7 мм, с группой прочности «Д», имеющие следующие характеристики:

Р_кр = 16,6 МПа, Р_т = 28,8 МПа, Р_стр = 880 кН.

Проверяем трубы на прочность:

И так окончательно выбираем трубы согласно ГОСТу-632−64, ОТТМ диаметром 168,3 мм и толщиной стенки 7,3 мм, диаметром муфты 188 мм.

Результаты расчетов сведены в таблицу 2.13.

Таблица 2.13

2.5.4 Компоновка кондуктора и эксплуатационной колонны

Выбор технологической оснастки.

Под названием «технологическая оснастка» подразумевается набор устройств, которыми оснащают обсадную колонну для обеспечения ее спуска и качественного цементирования. Выбранная технологическая оснастка включает в себя следующие элементы:

1) Элементы оснастки кондуктора.

а) башмак с бетонной насадкой БК-245;

б) обсадные трубы диаметром 245 мм;

в) для предупреждения перетока бурового или тампонажного раствора из заколонного пространства в обсадную колонну, в процессе крепления скважины оборудуется обратным клапаном ЦКОД-245. его монтируют или в башмаке обсадной колонны или на 10−12 м выше него.

г) для цементирования обсадной колонны в стволе скважины, с целью равномерного заполнения кольцевого пространства тампонажным раствором и качественного разобщения, оборудуется центраторами ФП 245×3500 — 3шт.

2) Элементы оснастки эксплуатационной колонны.

а) башмак с бетонной насадкой БК-168 мм;

б) обсадные трубы диаметром 168 мм;

в) обратный клапан ЦКОД-168;

г) центраторы ФП 168×214×265 — 8 шт.;

д) турбулизаторы ЦТ 168/214−3 — 8 шт.;

Их устанавливают на обсадной колонне в зонах расширения ствола скважины на расстоянии не более 3-х метров друг от друга;

е) для разрушения корки бурового раствора на стенках скважины при расхаживании обсадной колонны, и образования прочного цементного кольца за обсадной колонны, оборудуется скребками 168/214 — 6 шт.

2.6 Цементирование эксплуатационной колонны

2.6.1 Расчет необходимого количества материалов

Для облегчения качественного крепления обсадной колонны выбираем портландцемент ПЦТ-ДО-50.

Определяем водоцементное отношение для облегченного цементного раствора и для цементного раствора по формуле:

где с_ц = 2920 кг/м³ — плотность цементного раствора;

— для облегченного цементного раствора:

— для цементного раствора:

Найдем необходимый объем:

— облегченного цементного раствора:

т.к. облегченный цементный раствор находится внутри кондуктора, т. е. в обсаженной части ствола скважины:

— цементного раствора:

Объем воды для приготовления:

— для цементного раствора:

— для облегченного цементного раствора:

Количество цементировочной техники:

где с_нас -насыпная плотность цементного порошка;

V_бунк -объем бункера цементосмесительной машины СМН-20;

Для приготовления цементного раствора:

Для приготовления облегченного цементного раствора:

Всего потребуется для приготовления и закачки цементных растворов 3 машины 1АС-20 и 4 машины ЦА-320.

2.6.2 Гидравлический расчет цементирования

Определим объемное содержание глины, цемента и воды в 1 м³.

где q_см — масса сухого тампонирующего материала,

q_в — объем содержания воды в 1 м³ раствора,

где q_гл -масса глинопорошка в 1 м³ раствора,

q_ц — масса цемента в 1 м³ раствора,

Определим для облегченного цементного раствора:

Определим общую массу цемента, глины и воды потребного для приготовления облегченного цементного раствора:

Найдем q_см для цементного раствора:

Определим общую массу цемента, глины и воды потребного для приготовления облегченного цементного раствора:

Определим подачу ЦА-320 при закачке облегченного цементного раствора:

где Q_в -объемная подача воды, Q_в = 12,6 л/с;

Определим подачу ЦА-320 при закачке цементного раствора:

Определим время закачки:

— облегченного цементного раствора:

— цементного раствора:

Результаты расчета цементирования приведены в приложении 1.

График процесса закачки и продавки цементировочного раствора приведены на рис. 2.5, а схема обвязки на рис. 2.6.

Рисунок 2.5 График процесса закачки и продавки цементного раствора.

Рис. 2.6 Схема обвязки.

1, 2 — Смесительные машины с цементным и облегченным цементным растворами;

3 — ЦА для приготовления цементного и облегченного цементного раствора;

4 — ЦА начинающий продавку;

5 — Цементировочная пробка;

6 — Цементировочная головка;

7 — Блок манифольда;

8 — Станция контроля за цементированием.

2.6.3 Контроль качества цементирования

Наиболее эффективным методом, позволяющим получить максимальную информацию о качестве цементирования обсадной колонны не зависимо, от температуры и плотности тампонажного камня, является акустическая цементометрия. Для контроля качества цементирования обсадной колонны применяют акустические цементомеры АКЦ-1 и АКЦ-2. путем совместной интерпретации кривых акустической цементограммы представляется возможным:

— определить высоту подъема тампонажного раствора за обсадной колонной;

— оценивать состояние контакта цементного камня с колонной, а в некоторых случаях и с породой в кольцевом пространстве;

— исследовать процессы формирования цементного камня в затрубном пространстве во времени и оценивать степень влияния на камень различных нагрузок, испытываемых обсадной колонны при перфорации, избыточных внутренних давлениях и выполнение технологических операций в скважине.

С целью повышения информативности акустической цементометрии желательно использовать приставки к наземной аппаратуре цементомера, позволяющие регистрировать полный акустический сигнал, подающий в приемник цементомера. На основе интерпретации характеристик полного акустического сигнала достаточно уверено можно оценивается состояние контакта цементного камня с породой, учитывая влияния факторов на результаты измерений.

Для оценки герметичности обсадной колонны нужно провести опрссовку ствола скважины.

Давление опрессовки должно быть не менее 7 МПа. Колонна считается герметичной, если при опрессовке ее водой давление за 30 минут снижается не более чем на 0,5 МПа, а также если после замены продавочной жидкости водой не наблюдается перелива жидкости и выделения газа на устье.

3. ТЕХНИКА ДЛЯ СТРОИТЕЛЬСТВА СКВАЖИНЫ

3.1 Выбор буровой установки

При выборе буровой установки исходят из того, что бы соблюдались следующие условия: критическая нагрузка, была бы больше нагрузки в процессе бурения и крепления, оснастка и диаметр талевого каната обеспечивали безаварийную работу на буровой.

С учетом этих условий, а также на основе работы на данной группе площадей на идентичных скважинах делаем следующий вывод: для бурения скважины выбираем буровую установку согласно ГОСТу — 16 293 — 82 БУ — 75 БрЭ.

В таблице 3.1 приведена техническая характеристика этой буровой установки.

Таблица 3.1

Техническая характеристика БУ — 75 БрЭ.

3.2 Обогрев буровой в зимних условиях

Продолжительность отопительного периода в районе деятельности БП «Тюменбургаз» составляет 284 сутки, по этому для работы в зимних условиях необходимо предусматривать обогрев буровой.

Отопительная установка на буровой предназначена для обеспечения паром низкого давления отопительных и технологических нужд.

На буровой пар расходуется на подогрев глинистого раствора в приемных емкостях и желобной система, подогрев выкидных линий буровых насосов, подогрева масла и двигателей внутреннего сгорания пере их пуском в работу, для отопления культбудки и насосного помещения, для разогрева замков и бурильных труб при СПО.

В зимних условиях осуществляется индивидуальный обогрев буровых установок от двух паровых котлов ПКН-20.

Подача пара к объектам буровой осуществляется по паропроводу из труб диаметром 0,1 м. Во избежании разрыва паропровода, они изготавливаются с П — образными компенсаторами.

Для регулирования подачи пара на линии паропровода устанавливают чугунные задвижки.

Из котельной пар подводится к подсвечникам, пульту управления бурильщика и емкостям с буровым раствором.