Эксплуатационные скважины для освоения месторождений Западной Сибири

Эксплуатационные скважины для освоения месторождений Западной Сибири

Вычисляются потери давления в наземной обвязке по формуле:

DРо= (аС+аР+аВ+аК) ·q·Q МПа, (2.54)

где аС=0,4, аР=0,3, аВ=0,3, аК=0,9 - коэффициенты гидравлических сопротивлений различных элементов обвязки (см. табл.6.1 [8, стр.118]).

DРо= (0,4+0,3+0,3+0,9) ·105·10,8·104·0,030=1,85 МПа.

Вычисляются потери давления в затрубном пространстве. Для этого определяются значения критических чисел Рейнольдса по формуле:

Rекр=2100+7,3· ( (q· (dс-dн) 2·tО) /10·h2) 0,58. (2.55)

В затрубном пространстве за ЛБТ на интервале 0-650 м:

Rекр=2100+7,3· ( (1,08·104 · (0,230-0,147) 2·20) / 10·0,0272) 0,58=10871.

В затрубном пространстве за ЛБТ на интервале 650-2778 м:

Rекр=2100+7,3· ( (1,08·104 · (0,367-0,147) 2·20) / 10·0,0272) 0,58=29273.

В затрубном пространстве за ТБПВ по формуле (2.55):

Rекр=2100+7,3· ( (1,08·104 · (0,237-0,127) 2·20) / 10·0,0272) 0,58=14260.

В затрубном пространстве за УБТ-178:

Rекр=2100+7,3· ( (1,08·104 · (0,237-0,178) 2·20) / 10·0,0272) 0,58=8004.

В затрубном пространстве за УБТ-146:

Rекр=2100+7,3· ( (1,08·104 · (0,237-0,146) 2·20) / 10·0,0272) 0,58=11859.

В затрубном пространстве за забойным двигателем:

Rекр=2100+7,3· ( (1,08·104 · (0,237-0, 195) 2·20) / 10·0,0272) 0,58=6080.

Вычисляются действительные значения чисел Рейнольдса в затрубном пространстве по формуле:

Rеm= (4·q·Q) / (10·p· (dс+dв) ·h). (2.56)

В затрубном пространстве за ЛБТ на интервале 0-650 м:

Rеm= (4·1,08·104 ·0,030) / (10·3,14· (0,230+0,147) ·0,027) =4055

В затрубном пространстве за ЛБТ на интервале 650-2778 м:

Rеm= (4·1,08·104 ·0,030) / (10·3,14· (0,367+0,147) ·0,027) =12230.

В затрубном пространстве за ТБПВ:

Rеm= (4·1,08·104 ·0,030) / (10·3,14· (0,237+0,127) ·0,027) =14024.

В затрубном пространстве за УБТ-178:

Rеm= (4·1,08·104 ·0,030) / (10·3,14· (0,237+0,178) ·0,027) =3684.

В затрубном пространстве за УБТ-146:

Rеm= (4·1,08·104 ·0,030) / (10·3,14· (0,237+0,146) ·0,027) =3991.

В затрубном пространстве за забойным двигателем:

Rеm= (4·1,08·104 ·0,030) / (10·3,14· (0,237+0, 195) ·0,027) =3539.

В затрубном пространстве Rеm<Rекр, значит движение бурового раствора происходит при ламинарном режиме и описывается уравнением Сен-Венана:

Sкп= (p·tО· (dс-dн) 2+ (dс+dн)) / (4·h·Q). (2.57)

В затрубном пространстве за ЛБТ на интервале 0-650 м:

Sкп= (3,14·20· (0,23-0,147) 2+ (0,23+0,147)) / (4·0,027·0,03) =50,34.

В затрубном пространстве за ЛБТ на интервале 650-2778 м:

Sкп= (3,14·20· (0,367-0,147) 2+ (0,367+0,147)) / (4·0,027·0,03) =482,2.

В затрубном пространстве за ТБПВ:

Sкп= (3,14·20· (0,237-0,127) 2+ (0,237+0,127)) / (4·0,027·0,03) =85,4.

В затрубном пространстве за УБТ-178:

Sкп= (3,14·20· (0,237-0,178) 2+ (0,237+0,178)) / (4·0,027·0,03) =25,8.

В затрубном пространстве за УБТ-146:

Sкп= (3,14·20· (0,237-0,146) 2+ (0,237+0,146)) / (4·0,027·0,03) =61,5.

В затрубном пространстве за забойным двигателем:

Sкп= (3,14·20· (0,237-0, 195) 2+ (0,237+0, 195)) / (4·0,027·0,03) =14,8.

Определив значение Sкп, по Рис.6.7. [8, стр 72] определяется значение коэффициента bкп: для ЛБТ на интервале 0-650 м - 0,66; для ЛБТ на интервале 650-2778 м - 0,87; для ТБПВ - 0,74; для УБТ-146 - 0,7; для УБТ-178 - 0,58; для забойного двигателя - 0,45.

Вычисляются потери давления в затрубном пространстве по формуле:

DРкп= (4·tО·l) / (bкп· (dс-dн)) МПа. (2.58)

В затрубном пространстве за ЛБТ на интервале 0-650 м:

DРкп= (4·20·650) / (0,66· (0,230-0,147)) =0,95.

В затрубном пространстве за ЛБТ на интервале 650-2778 м:

DРкп= (4·20·2128) / (0,87· (0,367-0,147)) =0,89.

В затрубном пространстве за ТБПВ:

DРкп= (4·20·250) / (0,74· (0,237-0,127)) =0,25.

В затрубном пространстве за УБТ-178:

DРкп= (4·20·62) / (0,58· (0,237-0,178)) =0,14.

В затрубном пространстве за УБТ-146:

DРкп= (4·20·2128) / (0,7· (0,237-0,146)) =0,01.

В затрубном пространстве за забойным двигателем:

DРкп= (4·20·2128) / (0,45· (0,237-0, 195)) =0,03.

Суммарные потери давления в затрубном пространстве составит:

åDРкп=0,95+0,89+0,25+0,14+0,01+0,03 =2,27 МПа.

Вычисляются потери давления от замков в затрубном пространстве по формуле:

DРзс=l/lm·0,1· ( (dc2-dн2) / (dc2-dн2) - 1) 2 ·q ·Vкп2 МПа, (2.59)

где

lm - средняя длина трубы;

Vкп - минимальная скорость жидкости в затрубном пространстве, в интервале ТБПВ определяется по формуле:

Vкп= (4·Q) / (p · (dc2-dн2)) м/с. (2.60)

Vкп= (4·0,03) / (3,14 · (0,2372-0,1272)) =0,95 м/с.

В затрубном пространстве за ЛБТ на интервале 0-650 м:

DРзс=650/12·0,1· ( (0,2302-0,1472) / (0,2302-0,1722) - 1) 2 ·1,08·104 ·0,952=0,005 МПа.

В затрубном пространстве за ЛБТ на интервале 650-2778 м:

DРзс=2128/12·0,1· ( (0,3672-0,1472) / (0,3672-0,1722) - 1) 2 ·1,08·104 ·0,952=0,001 МПа.

В затрубном пространстве за ТБПВ:

DРзс=650/12·0,1· ( (0,2372-0,1272) / (0,2372-0,1702) - 1) 2 ·1,08·104 ·0,952=0,004 МПа.

Суммарные потери давления в затрубном пространстве от замков составит:

åDРзс=0,005+0,001+0,004 =0,01 МПа.

Определяется перепад давления в забойном двигателе по формуле:

DРзд= (DРтн·q·Q2) / (qС·Qтн2) МПа. (2.61)

DРзд= (4,7·1,08·104 ·0,032) / (1·104 ·0,032) =5,08 МПа.

Определяется вспомогательный параметр j:

j= Q/ (p/4· Vмех ·dc2+Q). (2.62)

j= 0,03/ (3,14/4· 0,005 ·0,2372+0,03) =0,993.

Определяется перепад давления, связанный с выносом шлама по формуле:

DР= (1 - j) · (qШ - q) ·g·L МПа (2.63)

DРг= (1 - 0,95) · (2,4·104 - 1,08·104) ·9,81·2830=1,8 МПа.

Определяется сумма потерь давления во всех элементах циркуляционной системы за исключением долота:

DР-DРд=2,92+1,85+2,27+0,01+5,08=12,13.

Рассчитывается резерв давления на долоте по формуле:

DРр=b·Рн - (DР-DРд) МПа. (2.64)

DРр =0,8·23,0 - 12,13=6,27 МПа.

Определяется возможность гидромониторного эффекта, вычислив скорость течения жидкости в насадках долота по формуле:

Vд= m· (0,2· DРр/q) 0, 5 м/с, (6.65)

где m - коэффициент расхода (m=0,95 [8]).

Vд= 0,95· (0,2· 6,67·106/1,08·104) 0, 5 =105 м/с.

Так как Vд>80 м/с и перепад давления на долоте меньше критического (Ркр=12 МПа), то бурение данного интервала возможно с использованием гидромониторных долот. Принимая Vд=80 м/с, вычисляется перепад давления в долоте по формуле:

DРд= (q·Vд2) / (20·m2) МПа. (2.66)

DРд= (1,08·104 ·802) / (20·0,952) =3,83 МПа.

Определяется расчетное рабочее давление в насосе как Р = 3,83 + 12,13 = 15,96 МПа.

Определяется по графику [8, Рис.6.28] утечки промывочной жидкости через уплотнение вала забойного двигателя Qу=0,0005.

Определяется площадь промывочных отверстий по формуле:

Ф= (Q - Qу) / Vд м2. (2.67)

Ф= (0,030 - 0,0005) / 80=0,000368 м2.

Применяются три насадки с внутренним диаметром 12 мм.

Таким образом, из вышеприведенных расчетов видно, что суммарные потери давления в трубном и затрубном пространствах меньше давления развиваемого буровым насосом типа УНБТ-950 при диаметре цилиндровых втулок 160 мм, следовательно технологический режим промывки скважины выбран верно.

2.7 Режимы бурения при вскрытии продуктивных горизонтов

Одним из важных моментов в процессе строительства скважины является обоснование и соблюдение правильной технологии первичного вскрытия продуктивного пласта. Сюда входит правильный выбор промывочной жидкости, на которой вскрывается пласт, обоснование параметров промывочной жидкости, способ бурения и выбор компоновки низа бурильной колонны. Все перечисленные факторы должны обеспечить наименьшее негативное воздействие на продуктивный горизонт.

Исходя из опыта бурения на Игольско-Таловом месторождении, для вскрытия продуктивного пласта используется полимерглинистый буровой раствор. Данный буровой раствор относительно дешев по сравнению с другими, не оказывает вредного воздействия на окружающую среду и может иметь необходимые характеристики для качественного вскрытия продуктивного горизонта.

При обосновании параметров промывочной жидкости для первичного вскрытия продуктивного пласта целесообразно руководствоваться следующими положениями:

Для уменьшения загрязнения пласта плотность промывочной жидкости необходимо выбирать так, чтобы превышение гидростатического давления над пластовым в скважине было минимально допустимым. Для конкретных условий это превышение составляет 4 - 7% [3].

Проницаемость приствольной зоны пласта очень сильно уменьшается при проникновении в неё большого количества твёрдой фазы бурового раствора. Поэтому желательно, чтобы твердая фаза состояла из материалов, которые могут раствориться в соляной или других кислотах, обычно применяемых для стимуляции притока из пласта. Допустимая концентрация твердой фазы не более 1%.

Поскольку проникающая в пласт дисперсионная среда может способствовать значительному уменьшению проницаемости, показатель фильтрации промывочной жидкости должен быть минимальным, принимаем его 4 - 6 см3/30минут.

Промывочная жидкость должна иметь невысокие значения СНС, чтобы свести к минимуму гидродинамическое давление при восстановлении циркуляции и может обеспечить при освоении скважины извлечение промывочной жидкости, проникшей в приствольную зону. СНС1/10 принимаем 10/20 дПа. Условная вязкость принимается равную 25 сек.

Водоотдачу снижают путем химической обработки бурового раствора химреагентом сайпан. Вязкость повышают обработкой раствора химреагентом габроил. Содержание твердой фазы в растворе регулируется качественной очисткой бурового раствора, применением четырехступенчатой системы очистки.

Параметры бурового раствора при вскрытии продуктивного горизонта представлены в таблице 2.12.

Таблица 2.12 Параметры раствора при вскрытии продуктивного горизонта

Перед вскрытием продуктивного пласта для сохранения коллекторских свойств в буровой раствор вводятся поверхностно-активные вещества - ПАВ (ПКД 515 или сульфанол) в соотношении 0,02% от общего объема бурового раствора. ПАВ гидрофобизируют поверхность поровых каналов, препятствуют образованию в них водонефтяной эмульсии. Добавки ПАВ к промывочной жидкости позволят:

ускорить процесс разрушения горных пород на забое;

снизить силы трения между стенками скважины и бурильными трубами;

повысить износостойкость породоразрушающего инструмента.

На качественное вскрытие пласта влияет скорость бурения. Чем быстрее проходится продуктивный горизонт, тем меньше оказывается воздействие на него. При вскрытии продуктивного горизонта нужно увеличить механическую скорость бурения, применение ПАВ, несомненно, приводит к увеличению скорости.

Для минимизации времени сообщения продуктивного пласта с промывочной жидкостью, пласт вскрываем одним долблением, используя винтовой забойный двигатель с долотом имеющим маслонаполненные опоры. Применение малолитражного винтового забойного двигателя при вскрытии дает меньшее негативное воздействие на продуктивный горизонт, а применение долота с маслонаполненными опорами, имеющим большую проходку, позволяет вскрыть пласт одним долблением. Компоновка включает в себя: долото 8 ½ MF-15 диаметром 0,2159 м, калибратор 9К 215,9 МС, винтовой забойный двигатель Д 2 - 195.

2.8 Обоснование критериев рациональной отработки долот

Под показателем отработки долот, в настоящее время, обычно подразумевают данные, позволяющие оценить результаты его эксплуатации, в данных условиях, эффективность бурения. К показателям отработки породоразрушающего инструмента относят [9]:

Проходка на долото.

Продолжительность (срок службы) работы.

Механическая скорость бурения.

Стоимость бурения единицы длины ствола скважины.

Проходка на долото - позволяет судить об объемах полезной работы, выполненным конкретным буровым инструментом в линейных единицах - данные пробуренного ствола скважины. Для трехшарошечных и лопастных долот этот показатель, как правило, совпадает с проходкой на рейс, так как они в большинстве случаев выходят из строя в течении первого же рейса. Низкие значения проходки на долото приходятся на высокооборотный турбинный способ бурения в очень крепких формациях, а высокие - на низкооборотный - роторный способ при разбуривание относительно мягких пород. Максимальную проходку на долото можно получить при полном износе долота, то есть при длительной его работе на забое. [9]

Продолжительность работы инструмента - дополняет первый. Он характеризует работу инструмента уже не со стороны её объема, а со стороны её длительности. По оценке работы вспомогательно-технологического инструмента это весьма важно и указанный показатель приобретает функцию основного.

Увеличение длительности работы инструмента может привести не только к полезным результатам, которые особенно ощутимы в глубоком бурении, где прирост рассматриваемого показателя по отношению к продолжительности спускоподъемных, подготовительно-заключительных и иных работ особенно ценен, но и отрицателен.

Отрицательные результаты могут быть выражены чрезмерным износом инструмента (вплоть до аварии или необходимости перебуривания ствола из-за уменьшения диаметра). Работа долота может прерваться при возникновении критической ситуации, определяемой бурильщиком, которая наступает под действием одного, реже нескольких обстоятельств следующего характера:

а) Экономического (обычно вследствие изменения свойств пород бурение которых данным долотом оказывается экономически не выгодным).

б) Физического (предельно допустимое изнашивание долот по вооружению, его диаметру, опоре шарошки или сочетанием того и другого).

в) Технологического (необходимость срочной замены забойного двигателя, элементов бурильной колонны, аварии).

г) Геолого-технологического (достижение глубины, на которой необходимо переходить на долото другого диаметра, отбирать керн, проводить каротаж, цементировочные работы).

Механическая скорость - является производной от проходки на долото по времени и поэтому неразрывно связана с первыми двумя показателями. Она характеризует интенсивность процесса бурения. Максимальная механическая скорость может быть достигнута сокращением времени пребывания долота на забое. Поэтому об оптимальном времени пребывания долота на забое судят не по проходке за рейс и не по механической скорости, а по рейсовой скорости проходки. Средняя механическая скорость равна:

VM=h/t м/час, (2.68)

где h - прохода на долото, м;

t - время бурения интервала, час.

Стоимость проходки единицы длины скважины обычно выражается стоимостью 1 метра бурения.

Минимизация стоимости единицы проходки ствола скважины главное и непременное требование, которому должны удовлетворять выбор оптимальных значений параметров инструмента.

Из всех перечисленных параметров наиболее подходящим является рейсовая скорость бурения, максимально учитывающая все факторы, поэтому в качестве основного критерия отработки долот выбирается этот показатель [9].

Чтобы рассчитать максимальную рейсовую скорость на ведущей трубе ставят метку и по ней определяют количество пробуренных метров за определённый промежуток времени (обычно 5 минут). Рейсовую скорость находят, подставив данные значения в формулу:

VP= НВ / ΣТБ +ТСПО м/час, (2.69)

где НВ - проходка за отрезок времени, м;

ТБ - время бурения, час;

ТСПО - время СПО, час.

Через определенный равный предыдущему интервал времени, заново рассчитывают рейсовую скорость, учитывая, что НВ равно сумме пробуренных метров за два интервала, а ТБ равно времени, затрачиваемому на бурение этих интервалов. И так далее пока последующие расчетные значения не будут меньше предыдущего значения. Тогда поднимают инструмент и производят замену долота.

2.9 Разработка мероприятий по предупреждению осложнений и аварий при сооружении скважины

Основная цель бурения - качественное, технологически грамотное с минимальными затратами времени и средств выполнение всех процессов и операций соответствующих сооружению скважины. Одним из основных критериев высокого качества строительства скважин является бурение без осложнений и аварий. В ходе строительства скважины возможны осложнения представленные в табл.1.5 Для их предотвращения необходимо принять комплекс разработанных мероприятий, описанных в этой части [10].

Обвалы и осыпи стенок скважины.

Обвалы стенок скважины могут происходить в результате недостаточного противодавления на стенки скважины, нарушая их прочности и устойчивости фильтратом бурового раствора, а так же в результате резких колебаний гидростатического и гидродинамического давлений на стенки скважины.

Обвалы стенок, носящие катастрофический характер, могут происходить в результате резкого и значительного снижения гидростатического давления, вызванного поглощением промывочной жидкости или её разгазированием, а так же недоливом скважины во время подъема.

Для предотвращения обвалов необходимо выполнять следующие мероприятия:

1. Для предотвращения резких колебаний на стенки скважины при СПО обязательно производят, долив скважины через каждые 5 - 7 свечей.

2. Перед подъемом инструмента делается промывка скважины, обрабатывается и производится очистка промывочной жидкости по циклу. Не допускается подъем инструмента при повышенных значений вязкости и СНС.

3. Подъем инструмента с сальником, в интервале затяжек производится на пониженной скорости, до 0,4 м/с.

4. После подъема с затяжками на значительном интервале, запрещается спускать в скважину компоновки с отклонителями, а также жесткие компоновки, включающие УБТ, калибраторы большого диаметра, центраторы и т.п.

Прихваты бурильной колонны.

Для предупреждения прихватов необходимо придерживаться требований "Инструкции по борьбе с прихватами колонн труб при бурении скважин". При этом должны соблюдаться следующие основные требования.

1. Нельзя допускать отклонений от установленной плотности промывочной жидкости более чем на ± 0,02 г/см3.

2. Для повышения противоприхватной способности необходимо в течение всего цикла бурения скважины поддерживать в промывочной жидкости определенное содержание смазочных веществ (см.2.4).

3. Необходимо непрерывно контролировать циркуляцию промывочной жидкости, по возможности устанавливать автоматические сигнализаторы ее прекращения.

4. Нельзя оставлять бурильную колонну без движения в открытой части ствола, особенно при вскрытых неустойчивых пластах, в продуктивных горизонтах, сильнопористых и проницаемых породах, а также напротив пород, склонных к образованию осыпей и обвалов.

В случае вынужденного оставления бурильной колонны в открытом стволе скважины бурильщику запрещается оставлять тормоз лебедки и вменяется в обязанность принять меры к подъему колонны и обеспечению постоянной промывки забоя по возможности с вращением колонны ротором или ключами.

5. При кратковременном (до 0,5 ч) прекращении циркуляции бурового раствора надо поднять колонну бурильных труб от забоя не менее чем на 15 м и через 2-5 мин расхаживать и проворачивать ротором. При прекращении циркуляции или неисправности оборудования, на устранение неполадок которых потребуется более 30 мин, бурильную колонну надо поднять в кондуктор.

6. При возникновении посадок надо приостановить спуск колонны, поднять ее на длину 15 - 20 м, проработать опасный интервал и только тогда продолжить спуск колонны.

7. Интервал затяжек, уступов, желобов обвалов необходимо зафиксировать в буровом журнале.

8. Необходимо следить за исправной работой насосов и механизмов очистки промывочной жидкости (гидроциклоны, вибросита и т.д.).

9. После длительных перерывов в бурении, более 48 часов, ствол скважины следует проработать.

10. При бурении следует делать контрольный приподъем бурильной колонны на 10-15 м через 45 мин бурения при отсутствии затяжек и не реже чем через 15-17 мин бурения при их наличии. В последнем случае перед наращиванием надо прорабатывать пробуренный участок до полного устранения затяжек.

Мероприятия по предупреждению газонефтеводопроявлений и открытых фонтанов при бурении скважин.

После цементирования кондуктора на устье скважины устанавливается противовыбросовое оборудование (ПВО) ОП2-230x35, в комплект которого входят: универсальный превентор ПУ1-230x35; два плашечных превентора ППГ-230x35 (нижний превентор с глухими плашками); манифольд МПБ2-8x35.

2. Перед установкой ПВО на устье скважины устанавливается колонная головка ОКК1А-21-146x245.

3. Запрещается углубление скважины и подъем инструмента, если параметры бурового раствора не соответствуют параметрам, указанным в геолого-техническом наряде.

4. Бурение в интервалах с возможными газонефтеводопроявлениями необходимо осуществлять с установкой под рабочей трубой шарового крана или обратного клапана.

Должен быть обеспечен объем запаса бурового раствора 120 м 3.

При подъеме бурильной колонны следует обеспечить непрерывный долив скважины и контроль за объемом доливаемой жидкости, пользуясь уровнемером.

При наличии признаков сальникообразования запрещается подъем инструмента из скважины до полной ликвидации сальника путем интенсивной промывки и расхаживания инструмента.

При простоях скважины без промывки более 48 часов, перед подъемом инструмента необходимо произвести выравнивание раствора в соответствии с параметрами, указанными в ГТН.

При простоях скважины более 48 часов, спуск бурильной колонны должен производится с промежуточными промывками через 300 м и замером параметров бурового раствора, выходящего из скважины.

При наличии вскрытых пластов, склонных к газопроявлениям, подъем инструмента следует производить на пониженных скоростях, до 1,0 м/с.

Опрессовку обсадных колонн, цементного камня, противовыбросового оборудования необходимо производить в соответствии с требованиями "Правил безопасности в нефтяной и газовой промышленности " и "Инструкцией по монтажу и эксплуатации противовыбросового оборудования на буровой".

При спуске обсадных колонн необходимо ограничивать скорость спуска в целях предотвращения гидроразрыва пластов.

Запрещается бурение скважин при незагерметезированном устье ранее пробуренных на кусте.

14. К работам на скважинах с возможными газонефтеводопроявлениями не допускаются специалисты и бурильщики, не прошедшие обучение в специализированных учебно-курсовых комбинатах по курсу "Контроль скважины. Управление скважиной при газонефтеводопроявлении".

15. С членами буровых бригад проводится инструктаж по предупреждению газонефтеводопроявлений и открытых фонтанов согласно программы, утвержденной главным инженером предприятия.

16. При появлении признаков газонефтеводопроявлений первым закрывается универсальный превентор.

17. После герметизации устья скважины дальнейшие работы по ликвидации газонефтеводопроявления проводятся под руководством мастера или ответственного инженерно-технического работника.

Утяжеление и обработка бурового раствора производится в соответствии с разработанной рецептурой приготовления (см.2.4).

2.10 Проектирование и обоснование компоновки бурильной колонны и её расчет

Бурильная колонна (БК) состоит ив компоновки низа бурильной колонны (КНБК) и колонны бурильных труб (КБТ).

В общем случае КНБК включает в себя долото, забойный двигатель, калибраторы, центраторы, стабилизаторы, расширители, маховики, отклонители и утяжеленные бурильные трубы (УБТ).

КБТ состоит из секций бурильных труб (БТ), одинаковых по типу, наружному диаметру, толщине стенки, группе прочности (марке) материала, типоразмеру замковых соединений.

Последовательно расположенные секции БТ одного наружного диаметра - ступень КБТ.

Бурильная колонна предназначена в общем случае для:

1. Передачи вращения от ротора к долоту.

2. Восприятия реактивного момента забойного двигателя.

3. Подвода промывочной жидкости к забойному двигателю, долоту, забою скважины.

4. Создания осевой нагрузки на долото.

6. Подъема и спуска долота и забойного двигателя.

6. Проведения вспомогательных работ.

Исходя из назначения, требования к бурильной колонне сводятся к следующим:

1. Достаточная прочность при минимальном весе, обеспечивающем создание требуемой осевой нагрузки.

2. Обеспечение герметичности при циркуляции бурового раствора, причем с минимальными гидравлическими потерями.

3. Минимальные затраты времени при спуско-подъемных операциях, при этом соединения должны обеспечивать прочность не менее прочности тела трубы, быть взаимозаменяемыми.

В процессе бурения на бурильную колонну действуют различные силы и моменты. К ним в общем случае относятся:

растягивающие силы от собственного веса;

растягивающие гидравлические нагрузки за счет перепада давления в забойном двигателе и долоте;

силы внутреннего и наружного давления промывочной жидкости;

силы взаимодействия колонны со стенками скважины (силы трения)

силы инерции как самой колонны, так и промывочной жидкости;

изгибающие моменты на участках естественного и искусственного искривления ствола скважины;

осевая сжимающая сила в нижней части колонны;

крутящий момент при вращении колонны;

изгибающей момент за счет потери колонной прямолинейной формы;

динамические составляющие продольных и поперечных сил, изгибающего и крутящего моментов за счет различного рода колебаний колонны.

Совместное действие всех этих сил и моментов приводит к тому, что бурильная колонна находится в условиях весьма сложного напряженного состояния.

В связи с тем, что при проектировании и расчетах бурильной колонны практически невозможно учесть все нагрузки, а некоторые из них не поддаются точному определению, поэтому рассматриваются только основные, наиболее существенные и опасные. К их числу относятся растягивающие силы, крутящий и изгибающие моменты, наружное и внутреннее избыточные давления промывочной жидкости [11].

Максимальная растягивающая нагрузка в колонне имеет место в верхней части, а сжимающая - в нижней. Максимальный крутящий момент приложен к колонне в верхней части при роторном способа бурения, и в нижней - при бурении с забойными двигателями. Максимальный изгибающий момент за счет потери колонны прямолинейной формы приложен в нижней части.

Однако в связи с тем, что колонна составлена из бурильных труб разного диаметра с разной толщиной стенки, напряжения, возникающие в них, даже при нагрузках меньших, чем максимальные, могут превысить допустимые. Поэтому необходимо проводить расчеты напряжений для опасных сечений и сравнивать их о допустимыми для материала используемых бурильных труб.

В данном случае производится расчет бурильной колонны для бурения последнего пятого интервала (см.2.2.2).

При расчете используется компьютерная программа по расчету бурильной колонны, составленная студентом Шишовым. Программа отвечает требованиям изложенным в [3] и расчеты проводятся с учетом коэффициентов запаса статической прочности - 1,4 и нормативного запаса прочности на избыточное давление - 1,15.

При проектировании компоновки бурильной колонны пользуются следующими типоразмерами труб: так как бурение ведется долотом с диаметром 0,2159 м, то принимается наружный диаметр УБТ первой ступени равный 0,178 м, внутренний диаметр 0,09 м; диаметр УБТ второй ступени, для плавного перехода к колонне бурильных труб, принимается равным 0,146 м с внутренним диаметром 0,074 м. Для первой ступени компановки бурильных труб (КБТ) используются трубы ТБПВ, так как они наиболее подходят для бурения турбинным способом и конкретно для наклонно направленных скважин. По табл.2 [11] выбираются трубы ТБПВ с наружным диаметром 0,127 м, толщиной стенки 9,2 мм и группой прочности Р, тип замкового соединения ЗП - 168 - 70. Для уменьшения веса КБТ во второй ступени применяются легкосплавные бурильные трубы (ЛБТ) с наружным диаметром 0,147 м (см. табл.2 [11]) с толщиной стенки 11 мм и группой прочности Д16Т, тип замкового соединения ЗЛ - 172.

Исходные данные:

1. Условия бурения - нормальные.

2. Интервал бурения 2775 - 3105 м.

3. Осевая нагрузка на долото - 18000 кг.

4. Диаметр забойного двигателя - 0, 195 м.

5. Длина забойного двигателя - 6,6 м.

6. Вес забойного двигателя - 1100 кг.

7. Диаметр обсадной колонны - 0,146 м.

8. Толщина стенки обсадной колонны - 7,7мм.

9. Плотность бурового раствора - 1,08·104 Н/м3.

10. Длина по стволу 1-го интервала - 100 м.

11. Длина по стволу 2-го интервала - 194 м.

12. Длина по стволу 3-го интервала - 2249 м.

13. Длина по стволу 4-го интервала - 242 м.

14. Радиус искривления на 2-ом интервале - 401 м.

14. Зенитный угол в конце 2-го интервала - 27,75 град. .

14. Радиус искривления на 4-ом интервале - 498 м.

15. Зенитный угол в конце 4-го интервала - 0 град.

16. Перепад давления на турбобуре и долоте - 10,5 МПа.

17. Действующее наружное давление - 30 МПа.

18. Коэффициент трения колонны о породу - 0,3.

19. Тип клинового захвата - ПКР-560.

20. Длина клиньев - 0,40 м.

Результаты расчета:

1-я ступень УБТ - УБТ 178-90 длина - 62,5 м.

Момент затяжки УБТ 1-й секции =2470-3260 кгс·м.

2-я ступень УБТ - УБТ 146-74 длина - 8 м.

Момент затяжки УБТ 2-й секции =1280-1630 кгс·м.

Тип cмазки - Графитовая.

Промежуточные опоры на УБТ - 3 шт.д.иаметром 0, 203 м.

Вес компоновки УБТ - 11235 кг.

Вес КНБК - 11485 кг.

Длина КНБК - 78,5 м.

Тип cмазки - Графитовая.

1-я ступень КБТ - ТБПК 127-9,2-Р длина - 250 м, вес - 8367 кг.

Тип замкового соединения - ЗП-168-70.

Момент затяжки - 3022 кгс·м.

Фактический запас статической прочности - 1,49.

Фактический запас прочности усталости - 1,37.

Фактический запас прочности по давлению - 2,77.

Коэффициент превышения длины - 8,16.

2-я ступень КБТ - ЛБТ 147-11.0-Д16Т длина-2778 м; вес-47224 кг.

Тип замкового соединения - ЗЛ-172.

Момент затяжки - 1880 кгс·м.

Фактический запас статической прочности - 1,38.

Фактический запас прочности усталости - 1,35.

Фактический запас прочности по давлению - 1,84.

Коэффициент превышения длины - 2,13.

Вес КБТ -65976 кг.

Вес БК - 67076 кг.

Для бурения скважины на различных интервалах проектируются следующие компоновки.

Интервал 0 - 100 м (вертикальный):

Долото III СЗГВ 295,3 (ГОСТ 20692-75).

Калибратор 5КС 295,3 (ТУ-26-02-963-83).

А9ГТШ - 240 (ГОСТ 26673-85).

Переводник ПП 147/171 (ГОСТ 7360-82).

ЛБТ 147x11 (ГОСТ 23786-79) - остальное.

Интервал 100 - 294 м (набор параметров кривизны):

Долото СЗГВ 295,3 (ГОСТ 20692-75).

Калибратор 5КС 295,3 (ТУ-26-02-963-83).

ТО - 240К (ГОСТ 26673-85).

Телесистема "СИБ - 1".

ЛБТ 147x11 (ГОСТ 23786-79) - остальное.

Интервал 294 - 650 м (стабилизация параметров кривизны):

Долото III СЗГВ 295,3 (ГОСТ 20692-75).

Калибратор 5КС 295,3 (ТУ-26-02-963-83).

А9ГТШ - 240 (ГОСТ 26673-85).

УБТ - 203x90 (ТУ-39-076-74) -24 м.

Переводник ПП 147/171 (ГОСТ 7360-82).

ЛБТ 147x11 (ГОСТ 23786-79) - остальное.

Интервал 650 - 2550 м (стабилизация параметров кривизны):

Долото III МЗГВ 215,9 или III СГВ 215,9 (ГОСТ 20692-75).

Калибратор 9К 215,9 (ТУ-26-02-963-83).

Стабилизирующая коронка СТК - 214 (ТУ-26-02-852-83).

3ТСШ1 - 195 (ГОСТ 26673-85).

УБТ - 178 x90 (ТУ-39-076-74) -24 м.

ЛБТ 147x11 (ГОСТ 23786-79) - 250 м.

ТБПВ 127x9 (ГОСТ 23786-79) - 450 м.

ЛБТ 147x11 (ГОСТ 23786-79) - остальное.

Интервал 2550 - 2785 м (интенсивное снижение зенитного угла до 00):

Долото MF - 15 (код IADC - 433X).

Калибратор 9К 215,9 с номинальным диаметром 0,214 м (ТУ-26-02-963-83).

Д2 - 195 (ГОСТ 26673-85).

ЛБТ 147x11 (ГОСТ 23786-79) - 250 м.

Переводник ПП 133/147 (ГОСТ 7360-82).

ТБПВ 127x9 (ГОСТ 23786-79) - 450 м.

Переводник ПП 147/133 (ГОСТ 7360-82).

ЛБТ 147x11 (ГОСТ 23786-79) - остальное.

Отклоняющая компоновка для проведения исправтельных работ при бурении интервала под эксплуатационную колонну.

Долото III МЗГВ 215,9 (ГОСТ 20692-75).

Калибратор 9К 215,9 с номинальным диаметром 0,214 м (ТУ-26-02-963-83).

ТО - 195К (ГОСТ 26673-85).

Телесистема "СИБ - 1".

ЛБТ 147x11 (ГОСТ 23786-79) - 250 м.

ТБПВ 127x9 (ГОСТ 23786-79) - 450 м.

ЛБТ 147x11 (ГОСТ 23786-79) - остальное.

В каждой компоновке после турбины ставится обратный клапан.

Предложенные компоновки являются типовыми на площади Игольско-Талового месторождения.

2.11 Проектирование конструкции обсадных колонн из условия равнопрочности по длине

Проектирование конструкции обсадных колонн и их расчет приведены в соответствии с "Инструкцией по расчету обсадных колонн для нефтяных и газовых скважин" ВНИИТнефть 1997 года [12].

Обсадная колонна является ответственной инертной конструкцией, несущей различные по характеру и величине нагрузки.

На колонну действуют:

Растягивающие нагрузки от собственного веса.

Сжимающие нагрузки от собственного веса, возникающие при разгрузке колонны, установленной на забой.

Осевые нагрузки (динамические), возникающие в период неустановившегося движения колонны.

Осевые нагрузки, обусловленные трением о стенки скважины.

Осевые нагрузки от избыточного давления и температуры при цементировании и эксплуатации.

Наружное и внутренне избыточное давление.

Изгибающие нагрузки при искривлении колонны в результате потери устойчивости и при работе в наклонных скважинах.

В зависимости от назначения будут также действовать и силы трения.

В связи с тем, что в настоящее время отсутствуют достоверные данные для определения фактических нагрузок в глубоких скважинах, в качестве расчетной осевой нагрузки по инструкции считают вес колонны в воздухе.

Для расчета растягивающие нагрузки рекомендуется определять без учета потерь веса в жидкости.

Внутреннее давление в колонне действует при спуске колонны, в процессе цементирования скважины и в процессе эксплуатации. При спуске колонны в скважину давление в ней равно весу гидростатического столба жидкости, находящейся в ней.

В процессе цементирования внутреннее гидростатическое давление повышается на величину, необходимую для преодоления разности веса столба жидкости и сопротивления движению. В период эксплуатации внутреннее давление определяется уровнем жидкости в колонне или величиной пластового давления.

Исходные данные для расчета эксплуатационной колонны.

Длина эксплуатационной колонны L, м 2825 (3100).

Удельный вес:

цементного раствора q Ц, Н/м3 1,83×104;

жидкости в колонне q В, Н/м3 1,10×104 (при освоении);

0,76×104 (в период ввода в эксплуатацию);

0,95×104 (при окончании эксплуатации);

испытательной жидкости q Ж, Н/м3 1,0 ×104;

бурового раствора q Р, Н/м3 1,08 ×104;

пластовой воды q ГС, Н/м3 1,01 ×104.

Расстояние от устья скважины:

до башмака предыдущей колонны L 0, м 600 (650);

до уровня цементного раствора h, м 400 (440);

до уровня жидкости в колонне H, м:

при испытании на герметичность 2250 (2442);

при освоении скважины 1835 (2062);

при окончании эксплуатации 2590 (2865).

Эксплуатационный объект залегает на глубине 2760 (3035) - 2770 (3045) м. На глубине S1=2770 (3045) м пластовое давление составляет РПЛ S1=27,9 МПа.

На глубине 2800 - 2825 (3075 - 3100) находится проницаемый пласт. На глубине S2= L =2825 (3100) давление составляет РПЛ S2= 28,5 МПа.

Коэффициент запаса прочности:

на наружное избыточное давление n1 1,2;

на внутреннее избыточное давление n2 1,15;

на растяжение n3 1,3;

на растяжение в клиновом захвате n4 1,25;

на растяжение для обсадных труб с учетом искривления ствола n3l 1,3.

Учитывая тот факт, что профиль проектируемой скважины наклонно направленный, то расчет наружного и внутреннего давления производится, как для вертикальных скважин, при этом расчетные данные определяются как проекции глубин по стволу на вертикальную плоскость. Для построения эпюр давлений на вертикальной оси откладывают значения глубин по стволу скважины, а на горизонтальной оси откладывают расчетные давления для этих точек, рассчитанные для вертикальной проекции [12].

Рассчитываем внутренние давления для обсадной колонны.

а). Определяется внутреннее давление в период ввода скважины в эксплуатацию.

Внутреннее давление определяется по формуле:

Рвz = PПЛ L - 106 × q В × (L - Z) при 0≤Z≤L, (2.70)

где Рвz - внутреннее давление на глубине Z, МПа;

PПЛ L - пластовое давление на глубине L, МПа;

Z- глубина положения точки для которой определяется внутреннее давление, м.

При Z =0: Рву = 28,5 - 10-6 × 0,76 × 104 × (2825 - 0) =7,03 МПа;

при Z =2850: РBL = 28,5 - 10-6 × 0,76 × 104 × (2825 - 2825) =28,5 МПа;

б). Определяется внутреннее давление по окончании эксплуатации.

РBZ=0 при 0≤Z≤Н.

РBZ=10-6 × q В × (Z - H) при H≤Z≤L, (2.71)

При Z=H=2590: PBH=0.

При Z=L=2850: PBL=10-6 × 0,76 × 104 × (2825 - 2590) =1,02 МПа.

Строятся эпюры внутренних давлений АВС и ДЕ соответственно рассчитанным значениям. Эпюра внутренних давлений изображена на рис.2.3

Рассчитывается наружные давления для обсадной колонны.

а). Находится наружное давление в не зацементированной зоне по формуле:

РНZ=10-6 × q Р ×Z при 0≤Z≤h, (2.72)

где РНZ - наружное давление на глубине Z, МПа;

Z- глубина положения точки для которой определяется наружное давление, м.

При Z=0: РНZ=0.

При Z=h=400м: РHh=10-6 ×1,08 ×104 ×400=4,32МПа.

б). Находится наружное давление в зацементированной зоне по формуле:

в интервале, закрепленном предыдущей колонной:

РНZ=10-6 ×h ×q Р+10-6 ×h ×q ГС × (Z - h) при h ≤Z≤L0, (2.73)

При Z=h=400м: РHh=10-6 ×1,08 ×104 ×400+10-6 ×1,01 ×104 × (400 - 400) =4,32 МПа.

При Z=L0=600м: РHL0 =10-6×1,08×104 ×400+10-6×1,01×104× (600 - 400) =6,34МПа.

в интервале открытого ствола с учетом пластового давления по формулам:

РНZ= РHL0+ ( (РПЛS1-PHL0) / (S1-L0)) × (Z - L0) при L0 ≤Z≤S1, (2.74)

РНZ= РПЛS1+ ( (РПЛS1-PHL0) / (L - S1)) × (Z - S1) при S1 ≤Z≤L, (2.75)

РHL0 - наружное давление на глубине L0, МПа;

РПЛS1 - наружное давление на глубине S1, МПа;

По формуле (2.74):

При Z=L0=600м: РHL0 =6,34 МПа;

При Z= S1=2770м: РHS1 =27,9 МПа;

По формуле (2.75):

При Z= S1=2390м: РHS1 =27,9 МПа;

При Z=L=2850м: РHL =28,5 МПа.

в). Находится наружное давление с учетом давления составного столба тампонажного и бурового растворов по всей длине скважины на момент окончания цементирования по формуле

РНZ=10-6 ×q ×Z при 0 ≤Z≤ h. (2.76)

При Z=0: РНZ=0.

При Z=h=400м: РHh=10-6×1,08 ×104 ×400=4,32 МПа.

РНZ=10-6 × (h ×q Р+q Ц× (Z - h) при h ≤Z≤L. (2.77)

При Z=h=400м: РHh=10-6 × (1,08 ×104 ×400+1,83 ×104 × (400 - 400)) =4,32 МПа.

При Z=L=2825м: РHh=10-6× (1,08 ×104 ×400+1,83 ×104 × (2825 - 400)) =49 МПа.

Строится эпюра наружных давлений ABCDE и ABF соответственно расчетным значениям. Эпюра наружных давлений изображена на рис.2.4

Рассчитывается избыточное наружное давление для обсадной колонны.

а) Определяется избыточное наружное давление на момент окончания цементирования по формулам:

1.12.2.1 =10-6 ×q Р ×Z при 0 ≤Z≤h. (2.78)

При Z=0: РНZ=0.

При Z=h=400м: РHИh=10-6 ×1,08 ×104 ×400=0 МПа.

РНИZ=10-6 × ( (q Ц - q Р) ×Z - (q Ц - q Р) ×h) при h ≤Z≤L. (2.79)

При Z= L=2825м: РНИZ=10-6 × ( (1,83 ×104 - 1,08 ×104) ×2825 - (1,83 ×104 - 1,08 ×104) ×400) =18,1 МПа.

б) Определяется избыточное наружное давление для процесса испытания колонны на герметичность снижением уровня:

в незацементированной зоне по формуле:

РНИZ=10-6 × q Р × Z при 0 ≤Z≤h. (2.80)

При Z=0: РНИZ=0.

При Z=h=400м: РHИh=10-6 ×1,08 ×104 ×400=4,32МПа.

в зацементированной зоне по формуле:

РНИZ= РНZ - 10-6 ×q В × (Z - Н) при Н ≤Z≤L. (2.81)

При Z=L0=600м: РHИL0 = РHL0=6,34 МПа;

При Z= S1=2770м: РHИS1 =27,9-10-6 ×1,0×104 × (2770 - 2250) =22,7 МПа;

При Z=L=2825м: РHИL =28,5-10-6 ×1,0×104 × (2825 - 2250) =22,75 МПа.

в) Определяется избыточное наружное давление при освоении скважины:

в незацементированной зоне по формуле (2.80):

При Z=0: РНИZ=0.

При Z=h=400м: РHИh=10-6×1,08 ×104 ×400=4,32 МПа.

в зацементированной зоне по формуле (2.81):

При Z=L0=600м: РHИL0 = РHL0=6,34 МПа.

При Z= S1=2770м: РHИS1 =27,9-10-6 ×1,0×104 × (2770 - 1830) =18,55 МПа.

При Z=L=2825м: РHИL =28,5-10-6 ×1,0×104 × (2825 -1830) =18,6 МПа.

г) Определяется избыточное наружное давление по окончании эксплуатации скважины:

в незацементированной зоне по формуле (2.80):

При Z=0: РНИZ=0.

При Z=h=400м: РHИh=10-6 ×1,08 ×104 ×400=4,32МПа.

в зацементированной зоне по формуле (2.81):

При Z=L0=600м: РHИL0 = РHL0=6,34 МПа.

При Z= S1=2770м: РHИS1 =27,9-10-6 ×0,95×104 × (2770 - 2590) =26,2 МПа.

При Z= 2825м: РHИZ =28,5-10-6 ×0,95×104 × (2825 - 2590) =26,3 МПа, при РHZ=РПЛZ.

При Z= 2770м: РHИZ =28-10-6 ×0,95×104 × (2770 - 2590) =26,2 МПа, при РHZ= =10-6× qГС×Z.

При Z=L=2850м: РHИL =28,7-10-6 ×0,95×104 × (2825 -2590) =26,3 МПа, при РHL=10-6× qГС×L.

Эпюры наружных избыточных давлений строятся для периодов, когда наружные избыточные давления достигают максимальных значений (испытание колонны на герметичность снижением уровня и период окончания эксплуатации скважины).

Строятся эпюры ABCDE ABCDIGGIF соответственно рассчитанным значениям наружных избыточных давлений для периодов испытания колонны на герметичность снижением уровня и конца эксплуатации скважины, рис.2.5

Рассчитывается избыточное внутреннее давление при испытании обсадной колонны на герметичность снижением уровня в один прием без пакера.

а). В незацементированной зоне внутреннее избыточное давление определяется по формуле:

РВИZ= РОП - 10-6 × (q Р - q Ж) × Z при 0 ≤Z≤h, (2.82)

где РОП - минимальное давление опрессовки, МПа (РОП =12,5 МПа (см. табл.2.1 [12]).

При Z=0: РВИZ=12,5 МПа.

При Z=h=400м: РВИh=12,5 - 10-6 × (1,08 - 1,0) ×104 ×400=12,18 МПа.

б). В зацементированной зоне внутреннее избыточное давление определяется по формуле:

РВИZ= РОП + 10-6 × q Ж × Z - РРЛZ при 0 ≤Z≤h. (2.83)

При Z=L0=600 м: РВИL0=12,5+10-6× 1,0 × 104× 600 - 6,34=12,16 МПа.

При Z= S1=2770 м: РВИS1 =12,5+10-6× 1,0 × 104× 2770 - 27,9=12,3 МПа.

При Z=L=2825м: РВИL =12,5+10-6× 1,0 × 104× 2825 - 28,5=12,25 МПа.

Строится эпюра внутренних избыточных давлений ABCDE рис.2.6

Конструкция обсадной колонны характеризуется: типом труб (их соединений), наружным диаметром обсадных труб, толщиной стенок, а также материалом труб (группой прочности).

Сконструированная колонна должна обеспечить прочность на расчетные виды нагрузок во всех сечениях и в тоже время обладать минимальной, экономически целесообразной материалоемкостью для данных условий.

Диаметр колонны был определен ранее и составляет 146 мм.

Для комплектования обсадной колонны диаметром 146 мм принимаются обсадные трубы муфтового соединения с резьбой трапециидального профиля типа ОТТМ по ГОСТ 632 - 80 исполнения "А", группа прочности стали - "Е".

Основные прочностные характеристики для принятых труб по справочным данным приведены в табл.2.13.

В данном случае профиль ствола скважины - наклонно направленный, поэтому следует учитывать влияние изгиба ствола скважины в зависимости от интенсивности искривления.

Проводится анализ прочностных характеристик: в данном случае даже наименьшая толщина стенки труб должна обеспечить условие:

n2=РВИ /РВИО, (2.84)

где n2 - коэффициент запаса прочности на внутреннее избыточное давление;

РВИО - наибольшее внутреннее избыточное давление, МПа;

РВИ - внутреннее избыточное давление при котором напряжение в теле трубы достигают предела текучести, для меньшей толщины стенки, МПа.

n2=42,9 /12,5=3,4>1,15, что допустимо [12].

На основании этого в дальнейшем проверку секций на внутреннее избыточное давление не производится.

Определяются параметры секций по действию наружных давлений, начиная с первой секции.

Расчет параметров секций обсадной колонны проводим для процесса, когда наружное избыточное давление достигает максимальных значений. Согласно рис.2.5 наружные избыточные давления на забое скважины достигают значения РНИL=26,3 МПа. Толщина стенки труб 1-ой секции должна обеспечить такую прочность на наружное избыточное давление, которое удовлетворяет условию:

РIНИL≥PHИL × n1, (2.85)

Таблица 2.13. Основные характеристики для обсадных труб

Страницы: 1, 2, 3, 4, 5, 6