Технология строительства скважины

Технология строительства скважины

2.2 Проектирование конструкции скважины

2.2.1 Обоснование числа обсадных колонн и глубины их спуска

Обоснование производим по графику совмещенных давлений.

Как видно из графика, по разрезу скважины несовместимых интервалов бурения нет. Поэтому, выбирая конструкцию скважины следует исходить из других условий. В данном случае с целью перекрытия обвалоопасных глин люлинворской и талицкой свит, на глубину 650 м спускается кондуктор с установкой башмака в плотные ганькинские свиты.

Эксплуатационаая колонна спускается до забоя (2750 м) с целью укрепления стенок скважины и размещения в ней технологического оборудования для эксплуатации скважины, разобщения пластов.

2.2.2 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:

, ∆=5÷10 мм,

где Dм = 0,186 м – диаметр муфты обсадной колонны,

,

Кондуктор: Dк =Dд+2×δ, где δ – зазор между долотом и внутренней поверхностью кондуктора, принимается равным от 3 до 10 мм.

Dк =0,2159+2.6.103 =0,2279 м

Диаметр кондуктора принимаем равным 0,2445 м.

Определим диаметр долота при бурении кондуктора:

Dд.к =0,270+2.8.10-3 =0,286 м.

Диаметр долота при бурении под кондуктор 0,2953 м.

Результаты расчетов представлены в таблице 2.2.

Таблица 2.2 - Конструкция скважины

2.3 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 (таблица 1.2) и пластовыми давлениями (таблица 1.5). При выборе растворов следует руководствоваться опытом, накопленным при бурении в проектном горизонте. Выбор типов и параметров промывочной жидкости производим согласно регламенту 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

2.3.1    Обоснование параметров бурового раствора. Бурение под кондуктор

-                     пластовое давление:

=

-                     превышение гидростатического давления над пластовым (репрессия) 10-15%, принимается равным 15%:

-                     плотность бурового раствора:

С учетом горно-геологических условий и практики бурения эксплуатоционных скважин на близлежащем Крапивинском месторождении и разведочных скважин на Двуреченском месторождении плотность бурового раствора принята .

Бурение под эксплуатоционную колонну:

Бурение под эксплуатоционную колонну до глубины изменения параметров раствора для вскрытия продуктивного пласта превышение гидростатического давления над пластовым (репрессия) должно составлять 10-15% в интервале 650-1200 м и 5-10% в интервале 1200-2500 м., в интервале от 2500 м и до проектной глубины 4-7%:

в интервале 650-1200 м

-                     максимальное пластовое давление:

-                     превышение гидростатического давления над пластовым (репрессия) принимается 11%:

-                     плотность бурового раствора:

в интервале 1200-2500 м

-                     пластовое давление при вскрытии продуктивного пласта:

-                     превышение гидростатического давления над пластовым (репрессия) с учетом технологических особенностей наработки бурового раствора и обеспечения устойчивости ствола скважины репрессия принимается равной 10%:

-                     плотность бурового раствора:

.

в интервале 2500-2650 м

-                     максимальное пластовое давление:

-                     превышение гидростатического давления над пластовым (репрессия) из расчета 7%:

-                     плотность бурового раствора:

.

Бурение под эксплуатоционную колонну до вскрытия продуктивного пласта в интервале 2500-2650 м возможно с превышением гидростатического давления над пластовым не более чем на 35 кгс/см2.

-                     плотность бурового раствора из расчета репрессии 35 кгс/см2:

.

Плотность бурового раствора для бурения интервала 2500-2650 м принимается 1,10 г/см3.

Бурение под эксплуатоционную колонну при вскрытии продуктивного пласта до глубины 2750 м должно осуществляться с превышением гидростатического давления над пластовым (репрессия) 4-7%. С учетом обеспечения устойчивости ствола скважины в вышележащих интервалах и предотвращения нефтеводопроявлений превышение гидростатического давления над пластовым принимается 7%:

-                     пластовое давление при вскрытии продуктивного пласта:

- превышение гидростатического давления над пластовым (репрессия) из расчета 7%:

-                     плотность бурового раствора:

.

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 = 25…30 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

2.3.2    Определение потребного количества бурового раствора

Объем запаса бурового раствора на поверхности дополнительно к объему раствора, находящегося в циркуляции, должен быть не менее двух объемов скважины.

Максимальный объем скважины прибурении под эксплуатоционную колонну составляет:

Vскв= 0,785(Дк2 . Lк + dД2 (L2 - Lк) . Кк1 + dД2 (Lc-L2) . Кк2) = 0,785(0,22672 . 690 + 0,21592 . (2557 – 690) . 1,7 + 0,21592 (3180 – 2557) .1,1)=208 м3

где:

Дк - внутренний диаметр кондуктора, м;

Lк - глубина спуска кондуктора по стволу, м;

L2 - начало интервала глубины скважины с коэффициентом кавернозности Кк2;

Lc - глубина скважины по стволу, м;

dД - диаметр долота при бурении скважины под эксплуатоционную колонну, м;

Кк1, Кк2 - коэффициенты кавернозности.

Необходимый объем запаса бурового раствора на поверхности должен составлять 2Vскв= 416 м3.

Для хранения запаса бурового раствора в теле куста предусматривается строительство амбара объемом 500 м3.

2.4 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.

2.5 Выбор компоновки и расчёт бурильной колонны

Исходные данные:

1)                Скважина наклонно-направленная

2)                Профиль четырёх интервальный

3)                Глубина скважины по вертикали (Нс), м 2750

4)                Глубина вертикального участка (Нв), м 200

5)                R1 = 700 м, R2=2225 м, L=3180 м

6)     Диаметр турбобура (Дт),м 195

7)                Вес турбобура (Gm), Н 47900

8)                Длина турбобура (ℓ1), мм 25700

9)                Диаметр долота (Дд), мм 215,9

10) Перепад давления в турбобуре (DРт), МПа 3,9

11) Плотность бурового раствора (r), кг/м3 1150

2.5.1 Расчёт утяжеленных бурильных труб (УБТ)

Диаметр УБТ выбирается из конструкции скважины и условия обеспечения необходимой жесткости труб. Для нормальных условий при бурении долотом 215,9 мм принимается УБТ диаметром 178 мм. Диаметр бурильных труб принимаем Дбт = 127 мм.

т.к. 0,71 < 0,75 ¸0,85, то

необходимо в компоновку включить одну свечу УБТ Æ159 мм для недопущения большой концентрации напряжений в этом переходном сечении.

Длина УБТ определяется из условия, что бурильная колонна не переходила в III форму устойчивости

 (2.3)

Находим ℓкр = 45,8 м; РкрIII =93088,7 Н

Определяем длину УБТ ℓ0,

Длина одной свечи УБТ составляет 24 м, следовательно длина УБТ

ℓУБТ = 72 м (3 свечи).

Определим вес УБТ:

2.5.2 Расчет стальных бурильных труб (СБТ)

Определим длину СБТ:

 (2.6)

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

Gсбт – полный вес СБТ;

Длина свечи 24 м, поэтому примем количество свечей равное 21, а длина стальных труб 504 м.

2.5.3 Расчет легкосплавных бурильных труб (ЛБТ)

ℓЛБТ = Нскв - ℓУБТ - ℓСБТ = 3180 – 72 – 504 = 2604 м

принимаем ℓЛБТ = 2616 м (109 свечей).

2.5.4 Расчёт бурильной колонны на прочность

Расчёт ведётся по уравнению Сушона

Тв = Тн ехр(Da×f)+ b ×q×ℓ×exp(0.5Da×f)×(cos`a ± f sin`a), (2.7)

где f – коэффициент сопротивления движению;

b - коэффициент учитывающий Архимедову силу;

a - средний зенитный угол;

“ - ” – участок набора зенитного угла.

f = 0,18 - для глинистых пород

Для удобства вычислений составим таблицу 2.5.

Таблица 2.5 - Характеристики опасных сечений бурильной колонны

Для примера приведём расчёт Тв для участка 2-3, остальные участки рассчитываются аналогично.

ТВ2-3= 203,4×103ехр (0×0,18) +262×32,4×0,86×ехр (0,5×0×0,18)×(cos34+0,18×sin34) = 210,18 кН.

Далее проводится проверка условия sсум £ [s ], (2.8)

Где

Исходные данные для расчёта

Рн = 1 МПа

Д = 147 мм

d = 125 мм

Е = 2,1·1011 Па

R1 = 700

n = 1,45

sт = 300 МПа

Результаты расчётов для наглядности представлены в таблице 2.6.

Таблица 2.6 - Результаты расчётов

сум

Следовательно условие прочности выполняется.

2.5.5 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.

Выбранные компоновки бурильного инструмента представлены в таблице 2.7.

2.6 Проектирование режима бурения

2.6.1 Разработка гидравлической программы проводки скважины

Исходные данные:

1)     Глубина скважины по стволу – 3180 м;

2)     Тип долота – III-215,9 МЗ-ГВ;

3)     Конструкция низа бурильной колонны:

·        долото III-215,9 МЗ-ГВ-R155;

·        турбобур 3ТСШ1-195;

·        УБТ Æ 178 мм – 10 м;

·        ТБПВ 127х9;

·        ЛБТ 147х9;

4)     Параметры промывочной жидкости:

·        r = 1100 кг/м3;

·        УВ = 25¸30 сек;

·        ПФ = 5¸6 см3/30мин.

Таблица 2.7 - Компоновки низа бурильной колонны (КНБК)

Примечание:

1 Возможно использование других типов долот отечественного или импортного производства по коду IADC 437, 447Х, 545Х.

2 КНБК уточняется технологической службой бурового предприятия в процессе бурения по результатам инклинометрии.

2.6.2 Выбор расхода промывочной жидкости

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

 (2.13)

где q = 0,65 м/с – удельный расход;

Fз – площадь забоя;

 (2.14)

где Dд – диаметр долота.

Dд = 215,9 мм;

м2;

м3/с.

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

 (2.15)

где Uoc – скорость оседания крупных частиц шлама;

Fкп – площадь кольцевого пространства, м2;

 (2.16)

где dш – средней диаметр крупных частиц шлама;

rп – плотность породы, кг/м3;

r - плотность промывочной жидкости, кг/м3.

dш =0,0035+0,0037×Dд; (2.17)

 (2.18)

где Dтр – диаметр турбобура, м.

dш =0,0035+0,0037*0,2159 = 0,0043 м;

0,36 м/с;

 м2;

 м3/с.

– выбор расхода из условия нормальной работы турбобура:

где Муд – удельный момент на долоте;

G – вес турбобура;

Мс – момент турбобура при расходе Qc жидкости rс ;

r - плотность жидкости, при которой будет использоваться турбобур.

к – коэффициент учитывающий потери момента в осевой опоре турбобура равный 0,3.

Параметры забойного двигателя 3ТСШ1-195:

Мg = 1200 Нм; Qc = 0,03 м3/с; rс = 1000 кг/м3; r = 1100 кг/м3, Мс=1500 Н/м.

 м3/с.

Из трех расходов Q1, Q2, Q3 выбираем максимальный расход: 0,03 м3/с и далее в расчетах будем принимать этот расход.

2.6.3     Расчёт потерь давления в циркуляционной системе

Потери давления в циркуляционной системе буровой установки определяются как сумма всех потерь давления в элементах циркуляционной системы состоящей из:

1)                наземной обвязки, включающей стояк, буровой шланг, вертлюг, ведущую трубу;

2)                легкосплавных бурильных труб;

3)                соединительных элементах (замках) ЛБТ;

4)                стальных бурильных труб;

5)                замков СБТ;

6)                утяжеленных бурильных труб;

7)                турбобура;

8)                бурового долота (насадки);

9)         кольцевого пространства против вышеперечисленных элементов со 2) по 7).

Применительно к ЗД и долоту принято говорить не потери, а перепады давления, ибо последние создаются преднамеренно.

2.6.3.1 Расчет потерь давления в наземной обвязке

DР = а×Q2×rж; (2.19)

Потери давления в стояке

a = 3,35×105 Па×с2/м3×кг; DР = 3,35×105×0,032×1100 = 0,33 МПа

Потери давления в шланге

a = 1,2×105 Па×с2/м3×кг; DР = 1,2×105×0,032×1100 = 0,12 МПа

Потери давления в вертлюге

a = 0,9×105 Па×с2/м3×кг; DР = 0,9×105×0,032×1100 = 0,09 МПа

Потери давления в ведущей трубе

a = 1,8×105 Па×с2/м3×кг; DР = 1,8×105×0,032×1100 = 0,18 МПа

Потери давления в манифольде

a = 13,2×105 Па×с2/м3×кг; DР = 13,2×105×0,032×1100 = 1,31 МПа

SDРобв=0,33+0,12+0,09+0,18+1,31=2,03 МПа

2.6.3.2         Расчет потерь давления в ЛБТ

Внутренний диаметр Дв = Дн -2d = 0,147-2×0,009 = 0,129 м

Площадь проходного сечения S = p×Дв2 /4= 3,14×(0,129)2 /4= 0,013 м2

Скорость течения жидкости V = Q/S = 0,03/0,013 = 2,3 м/с

Обобщенный критерий Рейнольса определяются по формуле

где t0- динамическое напряжение сдвига

t0=8,5×10-3r -7=8,5×10-3×10-3×1100 –7=2,35 Па

h- структурная вязкость

h= 0,033×10-3r-0,022= 0,033×10-3×1100-0,022= 0,0143 Па×с

Т.к. Re* < 50000, то режим турбулентный, и коэффициент гидравлических сопротивлений l определяется по формуле

Потери давления в ЛБТ

2.6.3.3 Потери давления в замках ЛБТ

Потери давления определяются по формуле (2.19)

где Lтр - длина труб;

ℓт - длина одной трубы

dн - внутренний диаметр замка

Тогда

DР = 0,29×105×0,032×1100=0,028 МПа.

2.6.3.4 Расчет потерь давления в СБТ

Потери давления определяются по формуле (2.20)

Внутренний диаметр Дв = Дн - 2d = 0,127-2×0,009=0,109 м

Площадь проходного сечения S = p×Дв2 /4= 3,14×0,1092 /4= 0,0093 м2

Скорость течения жидкости V = Q/S =0,03/0,0093 = 3,3 м/с

Обобщенный критерий Рейнольдса определяется по формуле (2.21)

Т.к. Re < 50000, то режим турбулентный, и коэффициент гидравлических сопротивлений l определяется по формуле (2.22)

Потери давления в СБТ

2.6.3.5 Расчёт потерь давления в замках СБТ

Расчёт проводится по формулам (2.19), (2.23) и (2.24).

DР = 0,048×105×0,032×1100=0,0047 МПа.

2.6.3.6 Расчёт потерь давления в УБТ

Расчёт проводится по формулам (2.20) - (2.22).

S = p×Дв2 /4= 3,14×0,082 /4= 0,005 м2;

V = Q/S =0,03/0,005 = 6,0 м/с;

Т.к. Re* < 50000, то режим турбулентный, и коэффициент гидравлических сопротивлений

потери давления в УБТ

2.6.3.7 Расчёт перепада давления в турбобуре 3ТСШ1-195

Для турбобура 3ТСШ1-195 имеем rс =1000 кг/м3, Qс = 30 л/с, DРс = 3,9 МПа.

По формуле подобия

 (2.25)

имеем

2.6.3.8 Расчет перепада давления в долоте

где f, mн - площадь сечения и коэффициент расхода промывочных отверстий долота.

2.6.3.9 Расчёт потерь давления в кольцевом пространстве (КП) против ЛБТ

а) Потери давления в КП между ЛБТ и необсаженным стволом скважины (ЛБТI)

Критическая скорость определяется по формуле

Т.к. V > Vкр, то режим турбулентный и потери давления в КП против ЛБТI рассчитываются по формуле

где Дг - гидравлический диаметр,

Дг = Д-d = 0,2159-0,147 = 0,0689 м

Т.к. Re* < 50000, то

Тогда

б) Потери давления в КП между ЛБТ и кондуктором (ЛБТII).

Т.к. V > Vкр = 1,16 м/с, то режим турбулентный и потери давления в КП против ЛБТII рассчитываются по формуле (2.29)

Дг = Д-d = 0,2267-0,147 = 0,0797 м

Тогда

2.6.3.10 Расчёт потерь давления в КП против СБТ

Т.к. V > Vкр = 1,18 м/с, то режим турбулентный и потери давления в КП против СБТ рассчитывается по формуле (2.29)

Дг = 0,2159-0,127 = 0,0889 м

Т.к. Re* < 50000, то

Тогда

2.6.3.11 Расчёт потерь давления в КП против УБТ

Т.к. V > Vкр = 1,18 м/с, то режим турбулентный и потери давления в КП против УБТ рассчитывается по формуле (2.29)

Дг = 0,2159-0,178 = 0,0379 м

Т.к. Re* < 50000, то

Тогда

2.6.3.12 Расчёт потерь давления в КП против турбобура

Т.к. V < Vкр = 1,18 м/с, то режим турбулентный и потери давления в КП против турбобура рассчитывается по формуле (2.29)

Дг = 0,2159-0,195 = 0,0209 м

Т.к. Re* < 50000, то

Тогда

Для удобства все расчётные значения сводим в табл. 2.8

Таблица 2.8 - Расчеты результатов

Страницы: 1, 2, 3