Проект строительства бокового ствола из скважины № 5324 Нивагальского нефтяного месторождения с детальной разработкой мероприятий по предупреждению аварий и осложнений - Курсовая работа

Один из методов повышения нефтеотдачи месторождений, получивший повсеместное распространение, это восстановление старого фонда скважин, путем бурения боковых стволов из обсадных колонн.

Содержание

Введение

Общие сведения

Геологическая характеристика

Конструкция скважины

Выбор и расчет профиля ствола скважины

Выбор способа бурения

Выбор плотности бурового раствора

Обоснование расхода промывочной жидкости

Выбор гидравлического забойного двигателя

Компоновка и расчет бурильной колонны

Крепление скважины

Специальная часть

Причины возникновения газонефтеводопроявлений

Раннее обнаружение газонефтеводопроявлений

Причины перехода газонефтеводопроявлений в открытые фонтаны

Стадии контроля скважины

Мероприятия по предупреждению газонефтеводопроявлений и открытых фонтанов при бурении скважин

Охрана окружающей среды

Охрана подземных вод

Промышленная безопасность

Заключение

Список литературы

Один из методов повышения нефтеотдачи месторождений, получивший повсеместное распространение, это восстановление старого фонда скважин, путем бурения боковых стволов из обсадных колонн. Его "привлекательность" во многом определяется простой и эффективной операцией "зарезки" бокового ствола, базирующейся на использовании клина-отклонителя. При правильной ориентации отклоняющей плоскости клина и направления действия отклонителя (НДО), вырезка "окна" в обсадной колонне и последующая "зарезка" бокового ствола будет производиться в проектном направлении. Именно это обстоятельство во многом определяет эффективность клина-отклонителя и его популярность у буровиков.

В курсовой работе разработан проект на бурение дополнительного ствола скважины №5324 куста №519б Нивагальского месторождения с детальной разработкой мероприятий по предупреждению аварий и осложнений при строительстве боковых стволов. скважина месторождение боковой ствол

Общие сведения

Сведения о районе буровых работ

Наименование Значение (текст, название, величина)

Площадь (месторождение, лиц. участок) Нивагальское месторождение

Административное расположение Российская Федерация

Республика

Область (край) Тюменская

Район Сургутский, Нижневартовский

Год ввода площади в бурение 1971

Год ввода площади (месторождения) в эксплуатацию 1986

Температура воздуха, ОС

Среднегодовая -3

Наибольшая летняя 35

Наименьшая зимняя -50

Среднегодовое количество осадков, мм 482

Максимальная глубина промерзания грунта, м 2

Продолжительность отопительного периода в году, сут 257

Продолжительность зимнего периода в году, сут 243

Преобладающее направление ветра Западные, юго-западные

Наибольшая скорость ветра, м/с 22

Сведения о площадке строительства буровой

Наименование Значение (текст, название, величина)

Рельеф местности Плоская равнина

Состояние местности Заболоченная

Толщина;

снежного покрова, м 0,4 - 0,7 почвенного слоя, м до 0,1

Растительный покров 4% лес, сфагновые и зеленые мхи, лишайники, угнетенные кустарники и сосны

Категория грунта В основном торфяные

Сведения о площадке строительства буровой

Наименование Значение (текст, название, величина)

Рельеф местности Плоская равнина

Состояние местности Заболоченная

Толщина;

снежного покрова, м 0,4 - 0,7 почвенного слоя, м до 0,1

Растительный покров 4% лес, сфагновые и зеленые мхи, лишайники, угнетенные кустарники и сосны

Категория грунта В основном торфяные

Источник и характеристики водо - и энергоснабжения, связи и местных стройматериалов

Название вида снабжения: (водоснабжение; для бурения, для дизелей, питьевая вода для бытовых нужд; энергоснабжение; связь; местные стройматериалы и т.д.) Источник заданного вида снабжения Расстояние от источника до буровой, км Характеристика водо - и энергопривода, связи и стройматериалов

Водоснабжение: Привозная вода Согласно транспортной схемы -

Бурение, крепление, испытание

Питьевая вода Привозная вода Согласно транспортной схемы Подвоз воды осуществляется спеццистерной

Энергоснабжение: 0,1

СМР (монтаж, демонтаж) Дизель - электрическая станция АСДА-200 - 1шт.

Бурение и крепление;

БУ с электроприводом ЛЭП 6КВ

БУ с дизельным приводом Дизель - электрическая станция АСДА-200 - 1шт. (осн.)

АСДА-200 - 1шт. (рез.)

Испытание; Дизель - электрическая станция АСДА-200 - 1шт. с А-50

Теплоснабжение: СМР (монтаж, демонтаж) нет котельной

Бурение и крепление Котельная установка (топливо - нефть) 0,05 ПКН-2С - 1 котел

Испытание Передвижная котельная установка ППУ-1600/100

Связь телефон (радиотелефон) -

Сведения о подъездных путях

Протяженность, км Характер покрытия (гравийное, из лесоматериалов и т.д.) Ширина, м Высота насыпи, см Характеристика дороги

18 Песчано-гравийное 7 50 тупиковая

Стратиграфический разрез скважины, элементы залегания и коэффициент кавернозности пластов

Глубина залегания по вертикали, м Стратиграфическое подразделение Коэффициент кавернозности в интервале

От (верх) До (низ) Название Индекс

0 90 Четвертичные Q 1,50

90 160 Туртасская свита Р3tr 1,50

160 240 Новомихайловская свита Р 3nm 1,50

240 310 Атлымская свита Р 3atl 1,50

310 450 Тавдинская свита Р 3-2tv 1,50

450 670 Люлинворская свита Р 2ll 1,50

670 730 Талицкая свита Р 1tl 1,40

730 835 Ганькинская свита K2gn 1,30

835 930 Березовская свита K2bz 1,30

930 950 Кузнецовская свита K2kz 1,10

950 1800 Покурская свита K2-1pkr 1,14

1800 1860 Алымская свита K1alm 1,07

1860 1881 Ванденская свита K1vd 1,02

Индекс стратиграфического подразделения Интервал по вертикали, м Стандартное описание горной породы: полное название, характерные признаки (структура, текстура, минеральный состав и т.п.)

От (верх) До (низ)

Q 0 90 Пески, супеси, глины, суглинки серые, темно-серые.

Р3tr 90 160 Алевриты, пески кварцевые, с включениями зерен глауконита, глины.

Р 3nm 160 240 Глины серые с различными оттенками (зеленоватым, желтым, голубым, шоколадным) и алевролиты.

Р 3atl 240 310 Глины серые, пески мелкозернистые

Р 3-2tv 310 450 Глины зеленоватые, отмечаются включения остатков растений и бурых углей.

Р 2llv 450 670 Глины серо-зеленые с включением сидерита и пирита, с прослоями опок и кварц - глауконитового песчаника.

Р 1tl 670 730 Глины серые, с прослоями алевролитов и песчаников.

K2gn 730 835 Глины известковистые с прослойками алевролитов и мергелей.

K2bz 835 930 Глины серые, темно-серые участками опоковидные. Опоки серые, прослои алевролитов.

K2kz 930 950 Глины темно-серые, почти черные, участками известковистые с прослоями алевролитов.

K2-1pkr 950 1800 Неравномерно переслаивающиеся песчано-глинистые породы, нижняя часть свиты более глинистая.

K1alm 1800 1860 Глины, переходящие в аргиллиты, известковистые с прослоями алевролитов.

Примечание. Интервалы залегания стратиграфических подразделений приведены по вертикали

Нефтегазоводопроявления

Индекс стратиграфического подразделения Пласт Интервал (по вертикали), м Тип кол-лектора Плотность нефти, г/см3 Вязкость нефти в пл, усл. МПА*с Средн. проницаемость пласта, мкм2 Ожидаемые пластовые давления в объектах освоения, МПА Параметры растворенного газа

От (верх) До (низ) В пластовых условиях После дегазации Газовый фактор, м3/м3 Содержание сероводорода, % Содержание углекислого газа, % Относительная плотность газа, кг/м3 Давление насыщения в пластовых условиях, МПА

К1alm- K1vd АВ1-2 1853 1881 Поровый 0,793 0,857 1,98 0,65-0,223 18,5 38-50 0 0,14-0,18 0,976 8,4

Давление и температура по разрезу скважины

Индекс стратиграфического подразделения Интервал по вертикали, м Градиент давления Градиент Температура в конце интервала

От (верх) До (низ) Пластового Порового Гидроразрыва пород Горного давления ОС Источник получения

Кгс/см2 на м Источник получения Кгс/см2 на м Источник получения Кгс/см2 на м Источник получения Кгс/см2 на м Источник получения

От (верх) До (низ) От (верх) До (низ) От (верх) До (низ) От (верх) До (низ)

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17

Q 0 90 0,100 0,100 РФЗ 0,100 0,100 РФЗ 0 0,183 РФЗ 0 0, 190 ПГФ 3 РФЗ

Р3tr 90 160 0,100 0,100 РФЗ 0,100 0,100 РФЗ 0,183 0,157 РФЗ 0, 190 0, 190 ПГФ 2 РФЗ

Р 3nm 160 240 0,100 0,100 РФЗ 0,100 0,100 РФЗ 0,157 0,173 РФЗ 0, 190 0, 190 ПГФ 1 РФЗ

Р3atl 240 310 0,100 0,100 РФЗ 0,100 0,100 РФЗ 0,173 0,173 РФЗ 0, 190 0, 190 ПГФ 3 РФЗ

Р3-2tv 310 450 0,100 0,100 РФЗ 0,100 0,100 РФЗ 0,173 0,183 РФЗ 0, 190 0, 190 ПГФ 10 РФЗ

Р2ll 450 670 0,100 0,100 РФЗ 0,100 0,100 РФЗ 0,183 0,173 РФЗ 0, 190 0, 190 ПГФ 15 РФЗ

Р1tl 670 730 0,100 0,100 РФЗ 0,100 0,100 РФЗ 0,173 0,162 РФЗ 0, 190 0, 190 ПГФ 20 РФЗ

K2gn 730 835 0,100 0,100 РФЗ 0,100 0,100 РФЗ 0,162 0,162 РФЗ 0, 190 0, 200 ПГФ 30 РФЗ

K2bz 835 930 0,100 0,100 РФЗ 0,100 0,100 РФЗ 0,162 0,162 РФЗ 0, 200 0, 200 ПГФ 36 РФЗ

K2kz 930 950 0,100 0,100 РФЗ 0,100 0,100 РФЗ 0,162 0,172 РФЗ 0, 200 0, 200 ПГФ 50 РФЗ

K2-1pkr 950 1800 0,100 0,100 РФЗ 0,100 0,100 РФЗ 0,172 0,177 РФЗ 0, 200 0,210 ПГФ 58 РФЗ

K1alm 1800 1860 0,100 0,100 РФЗ 0,100 0,100 РФЗ 0,177 0,177 РФЗ 0,210 0,220 ПГФ 66 РФЗ

K1vd 1860 1881 0,100 0,100 РФЗ 0,100 0,100 РФЗ 0,177 0,177 РФЗ 0,220 0,230 ПГФ 83 РФЗ

Примечание: · пластовые давления и температуры приведены к середине интервалов;

· в графах 6, 10, 13 показаны условные обозначения источника получения градиентов: ПГФ - прогноз по геофизическим исследованиям и РФЗ - расчет по фактическим замерам в скважинах.

Поглощения бурового раствора

Индекс стратиграфического подразделения Интервал по вертикали, м Интервал по стволу, м Максимальная интенсивность поглощения, м3/ч Имеется ли потеря циркуляции (да, нет, возможно) Градиент давления поглощения, кгс/ (см2. м) Условия возникновения

От До От До При вскрытии После изоляционных работ

К1vd 1860 1881 - - Незначительная Нет - - Превышение плотности бурового раствора над проектными значениями, плохая очистка раствора, недопустимо высокие скорости спуска инструмента.

Осыпи и обвалы стенок скважины

Интервалы возможных осыпей и обвалов стенок скважины перекрыты обсадной колонной.

Нефтегазоводопроявления

Индекс стратиграфического подразделения Интервалы возможных нефтеводопроявлений по вертикали, м Интервалы возможных нефтеводопроявлений по стволу, м Вид проявляемого флюида Длина столба газа при ликвидации газопроявления, м Плотность смеси при проявлении для расчета избыточного давления, кг/м3 Условие возникновения Характер проявления (в виде пленок нефти, пузырьков газа, перелива воды, увеличения водоотдачи и т.д.)

От До Внутреннего Наружного

K1alm - K1vd 1853 1881 - - Нефть - - - При депрессии на водоносные и нефтеносные пласты. Снижение удельного веса бурового раствора, увеличение объема бурового раствора на выходе. Появление пленки нефти. Снижение удельного веса бурового раствора, перелив на устье.

Прихватоопасные зоны

Индекс стратиграфического деления Интервал по вертикали, м Интервал по стволу, м Вид прихвата (перепад давления, заклинка, сальникообразование и т.д.) Раствор, при применении которого может произойти прихват Наличие ограничений на оставление инструмента без движения или промывки (да, нет) Условия возникновения

От (верх) До (низ) От (верх) До (низ) Тип Плотность, кг/м3 Водоотдача см3/30 мин Смазывающие добавки (название)

1860 1881 Сальникообразование, заклинка от перепада давления Малоглинистый менее 1050 более 45 Графит, ФК2000 Да Отклонение показателей свойств бурового раствора от проектных. Увеличение фильтратоотдачи и плотности раствора, толстая корка, оставление инструмента без движения и промывки

Прочие возможные осложнения

Индекс стратиграфического подразделения Интервал по вертикали, м Интервал по стволу, м Вид (название) осложнения: желобообразование, перегиб ствола, искривление, грифонообразование Характеристика осложнения и условия возникновения

От До От До

K1vd 1860 1881 - - Сужение ствола, сальникообразование. Разбухание глинистых пород разреза и потеря устойчивости стенок скважин изза слабой ингибирующей способности и недостаточной плотности бурового раствора

Примечание: В случае посадок инструмента, при спуске бурильной колонны, проработать места сужений ствола скважины с использованием калибрующих и райбирующих элементов в компоновке низа бурильной колонны, набор и размеры которых подбираются с учетом компоновок, которыми производилось бурение этих мест. Размеры калибратора и райбера по диаметру и длине, используемых для проработки ствола, не должны быть больше аналогичных размеров калибратора или стабилизатора (с учетом конструкции опорной поверхности стабилизатора), которые применялись при бурении интервалов проработки.

Конструкция скважины

Выбор конструкции скважины осуществляется исходя из решаемых ею задач с учетом требований "Правил безопасности в нефтяной и газовой промышленности" (ПБ 08-624-03.).

Принимая во внимание геологические особенности разреза, а также проектируемый комплекс исследований предусматривается следующая конструкция скважины: Направление, кондуктор и эксплуатационная колонна - имеющаяся конструкция. Диаметр эксплуатационной колонны 146 мм.

Хвостовик (фильтр) диаметром 102мм устанавливается в интервале от проектного забоя до глубины превышающей 120 метров над глубиной вырезки ”"окна"” в эксплуатационной колонне (по стволу). Верхняя часть хвостовика оборудуется подвесным и пакерующим устройствами. Цементируется по всей длине от глубины установки муфты ступенчатого цементирования и до кровли.

Предлагаются комплексы технических средств ПХЦ 102/146.000 и ПХЦ 102/146.000-01. Отличительной особенностью комплекса ПХЦ 102/146.000-01 является использование в его составе заколонных гидравлических рукавных проходных пакеров, которые входят в конструкцию.

Спуск комплекса технических средств ПХЦ 102/146.000 (-01) осуществляется в составе хвостовика 102мм на равнопроходной транспортировочной колонне бурильных труб с внутренним диаметром не менее 51мм. Производится следующая последовательность технологических операций: · Проведение цементирования хвостовика с пуском цементировочной пробки после закачки цементного раствора, для разделения цементного раствора от продавочной жидкости;

· Стыковка верхней цементировочной пробки с полой цементировочной пробкой, установленной в подвеске хвостовика при давлении Р1 = 4,0-5,0 МПА и продавливание цементного раствора в затрубное пространство хвостовика до получения сигнала "стоп";

· Повышение внутреннего избыточного давления и последовательное приведение в действие узлов якоря, пакера и автоматического разъединителя хвостовика от транспортировочной колонны;

· Проведение промывки и подъем транспортировочной колонны.

При использовании комплекса ПХЦ 102/146.000-01 производится следующая последовательность технологических операций: · Проведение цементирования хвостовика с пуском цементировочной пробки после закачки цементного раствора, для разделения цементного раствора от продавочной жидкости;

· Стыковка верхней цементировочной пробки с полой цементировочной пробкой, установленной в узле разъединения хвостовика от транспортировочной колонны при давлении Р1 = 4,0-5,0 МПА и продавливание цементного раствора в затрубное пространство хвостовика до получения сигнала "стоп" и последующий сброс давления до нуля для подготовки к срабатыванию клапанного узла пакера ПГП 102;

· Проведение пакеровки скважины путем повышения внутреннего избыточного давления на 4 МПА, с последующим сбросом давления до нуля для закрытия клапанной системы пакера ПГП 102;

· Повышение внутреннего избыточного давления и последовательное приведение в действие узлов якоря, пакера и автоматического разъединителя хвостовика от транспортировочной колонны;

· Проведение промывки и подъем транспортировочной колонны.

Совмещенный график давлений и проектная конструкция скважины приведены на рисунке 1.

Конструкция скважины

Номер колонны в порядке спуска Наименование колонны Интервал установки (по стволу), м Номинальный диаметр ствола скважины, мм Характеристика труб

Стандарт на изготовление обсадных труб Наружный диаметр, мм Тип соединения Группа прочности стали

1 Хвостовик 1420-2272 142.8 ГОСТ 632-80 101.6 ОТТМА Д

СОВМЕЩЕННЫЙ ГРАФИК ДАВЛЕНИЙ

Выбор и расчет профиля ствола скважины

Входные данные по профилю бокового ствола скважины

Наклонно-направленная скважина

Профиль: Вертикальный участок Участок набора зенитного угла Горизонтальный участок Глубина скважины по вертикали, м 1854

Проложение, м 582

Вертикальный участок, м 1472

Интенсивность набора зенитного угла, град/10 м 1,5

Параметры профиля бокового ствола скважины

Интервал по вертикали, м Длина интервала по вертикали, м Зенитный угол, град Горизонтальное отклонение, м Длина по стволу, м от (верх) до (низ) в начале интервала в конце интервала за интервал общее интервала общая

1 2 3 4 5 6 7 8 9

0 1472 1472 0 0 0 0 1472 1472

1472 1854 382 0 90 382 382 600 2072

1854 1854 0 90 90 200 582 200 2272

Основной профиль скважины с проложением 582 м должен отвечать двум основным требованиям: быть экономически целесообразным и технически легко выполнимым.

Наиболее рациональным считаю трехинтервальный профиль, состоящего из трех участков: вертикального, участка набора зенитного утла, и горизонтального участка.

Данный профиль позволяет обеспечивать свободное прохождение обсадных колонн диаметром 102 мм, КНБК для бурения участка стабилизации, промыслово-геофизического оборудования, спуск насосного и другого оборудования при эксплуатации скважины.

Расчет наклонного ствола скважины

Исходные данные: Глубина скважины Lв = 1854 м.

Глубина зарезки наклонного ствола Нв = 1472 м.

Диаметр долота Dд. = 120,6 мм.

Диаметр забойного двигателя D з. д = 106 мм.

Длина забойного двигателя = 3,8 м.

Определяем радиус кривизны: R=

Минимальный радиус кривизны:

Где - зазор между стенкой скважины и забойным двигателем. - диаметр долота.

;

Принимаем R = 382 м.

Определяем вертикальную проекцию участка набора зенитного угла:

Определяем горизонтальную проекцию участка набора зенитного угла

Общая длина:

Глубина скважины

H= ;

Выбор способа бурения

Перед началом забуривания бокового ствола, проводят ряд подготовительных мероприятий: · Демонтаж устьевой арматуры;

· Монтаж противовыбросного оборудования;

· Шаблонирование ствола скважины для предотвращения прихватов и посадок при спуске клина-отклонителя;

· Спуск, ориентирование и установка отклоняющего клина;

Вырезание "окна" в обсадной колонне

Для формирования бокового "окна" полного профиля и его расширения, а также дальнейшего углубления скважины необходимо дать оценку техническому состоянию эксплуатационной колонны, цементного камня с помощью геофизических работ.

Ориентировочная глубина вырезки "окна" в эксплуатационной колонне 1472 м в интервале Покурской свиты.

Для вырезания "окна" в скважине предусмотрено использование технических средств ООО "ИНКОС”, предназначенного для фрезерования "окна" в обсадной колонне диаметром 146 мм и забуривания бокового ствола за один рейс в комплекте с отклоняющим устройством (клином-отклонителем) и гидравлическим якорем.

В комплект оборудования входит: · Клин - отклонитель

· Комплексный фрезер - райбер

Частота вращения n = 60-80 об\мин

Осевая нагрузка 2-2,5 т

Расход промывочной жидкости Q = 8 л\с

Клин - отклонитель предназначен для обеспечения необходимого отклонения фрезера-райбера от основного ствола скважины при вырезке "окна" в обсадной колонне с искусственного забоя (цементного моста) и отклонения породоразрушающего инструмента при бурении дополнительного ствола скважины.

Особенности конструкции клина - отклонителя: · Внутренняя поверхность направляющего желоба упрочнена по специальной технологии, обеспечивающей неизменность геометрических размеров изделия.

· Якорное устройство, за счет особой формы плашки и ее строгой перпендикулярности внедрения зубками в стенку обсадной колонны, а также трехточечной фиксации, надежно закрепляет устройство и не требует предварительной подготовки места установки якоря.

· За счет большой глубины направляющего желоба обеспечивается высокая точность направленного вырезания "окна".

Комплексный фрезер - райбер предназначен для создания "окна" в обсадной колонне при зарезке второго ствола.

Особенности конструкции комплексного фрезера - райбера: · Представляет собой набор металлоразрушающих элементов установленных на одном высокопрочном валу, имеющих присоединительную резьбу на бурильный инструмент.

· На наружной поверхности металлорежущих элементов выполнены спиральные ребра с комбинированным вооружением.

· Агрессивное вооружение позволяет производить работы по бурению породы (после вырезки"окна") без потери механической скорости.

После выхода "окна" фрез-райбера на 3-5метра фрезерование прекращается, и его извлекают из скважины.

При фрезеровании не допускается превышение рекомендуемых осевых нагрузок для предупреждения выхода инструмента из колонны и смещения клина как вертикальном, так и радиальном направлениях.

Операцию можно считать завершенной, если последний фрез-райбер без промывки и вращения, свободно проходит (без посадок и затяжек) через "окно".

После завершения работ по формированию бокового "окна" в обсадной колонне очищают скважину от металлической стружки, спускают в скважину металлошламауловитель и промывают с расходом не менее 16л/с.

Режим промывки должен обеспечивать скорость восходящего потока в кольцевом пространстве не менее 0.8-1м/с с целью предупреждения накопления на забое металлической стружки. На выходе раствора из скважины в желобной системе должны быть установлены магниты.

Профиль бокового ствола выбран из условия попадания в проектную точку в продуктивном пласте с горизонтальным проложением по пласту 200 м. Для гарантированного прохождения по стволу скважины обсадной колонны темп набора зенитного угла не должен превышать 1,5 град/10м.

Выход на проектную точку

После очистки забоя от металлической крошки скважину переводят на буровой раствор, а затем в компоновку включают гидравлический забойный двигатель с долотом. Начинается донабор зенитного угла до проектных 90°.

Интервал бурения (по стволу), м Типоразмер долота Режим бурения Осуществляемый процесс

Осевая нагрузка, т Скорость вращения, об/мин Расход, л/с Давление, МПА от до всего

1650 1660 10 ФС O 120-124 (фрез стартовый) ФКК-122 ФА-123 ФКПЦ-122 ФА-123 0.5-3 60-80 8 - Вырезка "окна" в колонне

1660 2248 588 У120,6x142,8 95RS 3-6 80-110 7.2 9-11 Бурение

2248 2428 180 ETD24MS120.6 5-6 80-110 7.2 11-15 Бурение горизонтального участка

2248 2428 180 У120,6x142,8 95RS 2-3 60-110 8 9-11 Расширка горизонтального участка

Примечание: Допускается бурение горизонтального участка с использованием бицентричных долот без последующей расширки ствола скважины.

Выбор плотности бурового раствора

1. Рассчитываем эквиваленты градиентов пластовых давлений и давлений гидроразрыва пород (ГРП).

- значение коэффициента репрессии

- коэффициент безопасности, зависит от изученности местности

Интервал 1472 - 1800 (по вертикали)

0,95 < <1,64 = =

Интервал 1800 - 1860 (по вертикали)

0,95 < <1,69 = =

Ввиду полученных результатов выберем следующую плотность.

Применяемые промывочные жидкости

Название (тип) раствора Интервал, м Параметры бурового раствора

От (верх) по стволу До (низ) по стволу Плотность, г/см3 Условная вязкость, с Фильтратоотдача, см3/30 мин СНС, ДПА через, мин Корка, мм Содержание твердой фазы, % РН Содержание ионов калия, % Пластическая вязкость, МП*с Динамическое напряжение сдвига, ДПА

1 10 Коллоидной части Песка Всего

Глинистый Вырезка "окна" в обс. колонне 1,10

Полимерглистый (высоковязкая пачка) Вымыв твердых частиц после вырезки "окна" 1,10 60-70 22-25 65-70 - - - - - - 20-27 100-150

Глинистый 1485 2272 1,10 20-25 < 5 5-20 10-35 < 1 - < 0,5 - 7-9 - 10-25 20-80

Примечание: 1. Плотность бурового раствора обоснована исходя из требований п. 2.7.3.3 "Правил безопасности в нефтяной и газовой промышленности".

Оборудование для приготовления и очистки буровых растворов

Название Типоразмер или шифр Колво, шт ГОСТ, ОСТ, МРТУ, ТУ, МУ, и т.п. на изготовление Использование очистных устойств Примечание

Ступенчатость Интервал по стволу, м очистки:

1 - вибросито От (верх) по стволу До (низ) по стволу

2-1 пескоотдель;

3-2 илоотделиль;

4-3 центрифуга

Блок емкостей Применительно ЦС 125 БД 1 - 1740 2399

Шламовый насос ВШН-150 2 ТУ 26-02-358-79 - 1740 2399

Устройство перемешивающее ПМ 7 1-4 1740 2399

Пескоотделитель ПГ-50 1 2 1740 2399

Илоотделитель ИГ-45 1 3 1740 2399

Вибросито СВ-1Л 2 1 1740 2399

Эжектор с воронкой Местное изготовление 1 - 1740 2399

Центрифуга "ДЕРРИК" 1 Стандарт API 4 1740 2399

Примечания: бурение скважины требует качественной очистки бурового раствора от выбуренной породы, поэтому прежде чем приступить к забуриванию, следует убедиться в наличии сеток на вибросите с различными диаметрами ячеек в зависимости от интервала бурения и буримости пород, состояния оборудования для приготовления и очистки.

Обоснование расхода промывочной жидкости

При решении данной задачи необходимо знать среднюю скорость течения жидкости в кольцевом пространстве, обеспечивающую вынос выбуренной породы из скважины, а так же значение расхода, обеспечивающего эффективную очистку забоя скважины от шлама;

Qэо=q·Sз; Qвш=Vкп·Sкп;

Qpot=0,45 ;

Qгзд=0,6 ;

Sз= ;

Vкп= ;

;

Dc=Dд·Ку;

где Ку - коэффициент уширения ствола скважины: Ку = 1,03 - для твердых пород;

Ку = 1,1 - для мягких пород;

Ку = 1,06 - для пород средней твердости

Эксплуатационная колонна 1472-2272: Dc=120,6·1,06=127,84 мм; Sз= м2;

Qоз=0,6·0,1=0,06 м3/с;

Для необсаженной части: Vкп= м/с;

м2;

Qкп=1,49·0,0087=0,0129 м3/с;

Для обсаженной части

Vкп= м/с;

м2;

Qкп=1,23·0,0126=0,0154 м3/с; Q=15,4 л/с

Выбор гидравлического забойного двигателя

При способе бурения, с применением ГЗД выбранный расход промывочной жидкости, кроме очистки забоя и выноса шлама, должен обеспечить работу забойного двигателя с заданном для разрушения породы моментом.

Поэтому необходимо подобрать такой тип забойного двигателя, который удовлетворяет следующим условиям: 1. Диаметр корпуса меньше диаметра долота более чем на 10 мм;

2. Расход жидкости при номинальном режиме работы близок к принятой подаче насоса;

3. Крутящий момент не менее чем на 20 % больше заданного, необходимого для разрушения породы;

Мтзд=Мт ;

Мд=G·My;

My=BDД2 ;

где b - коэффициент, зависящий от диаметра долота;

Dд - диаметр долота, см;

k - коэффициент, зависящий от прочности породы (для мягких пород k = 3,3, для средних - k = 3,0, для твердых - k = 2,5);

n - частота вращения долота, об. /мин.;

A - коэффициент, зависящий от частоты вращения долота (A = 200 при n 420 об. /мин. и A = 150 при n < 420 об. /мин.).

Му=А 1.2Dд; Мтзд?1,2Мд;

Эксплуатационная колонна 0-1472 м: Шаблонировка осуществляется с использованием ротора.

Вырезание "окна" и его проработка 1472-1485 м: Вырезание "окна" и последующая его проработка осуществляются вращательным способом с использованием ротора.

Хвостовик-фильтр 1485-2272 м: Бурение под техническую колонну осуществляется вращательным способом с использованием турбобура типа Д1-105: Dt=105 мм; Qнт =6-10 л/с; ?РНТ =5-8 МПА; l=3,8 м;

Мтт =0,8-1,4 КНМ; n=80 об/мин;

Удельный момент: Му=2 1.2·12,06= 16,47 Н·м/ КН;

Момент на долоте: Мд=160·16,47=2635,5 Нм;

Момент на двигателе:

Крутящий момент забойного двигателя при работе на промывочной жидкости и при расходе Q: Мтзд=1,2· =8,3 КН·м; 8,3?3,16 КНМ;

Выбранный забойный двигатель подходит для проводки скважины под хвостовик-фильтр.

Компоновка и расчет бурильной колонны

Расчет бурильной колонны

Все компоновки приведены в качестве бурильных труб, исходя из документов взятых с практики, берем трубы СБТ-73 с группой прочности по ГОСТ Р 50278-92 - М. ( ), или по стандарту API - G.

При бурении забойными двигателями расчет бурильной колонны сводится к определению ее допускаемой глубины спуска. Для колонны в наклонно-направленной скважине напряжение в каждой секции определяют по двум расчетным схемам: 1) Секция находится под воздействием как веса расположенной ниже части колонны, так и сил сопротивления ее движению на искривленных и наклонных участках в процессе подъема колонны;

2) Секция находится только под действием веса расположенной ниже части колонны (предполагается что скважина вертикальная).

Наибольшее напряжение, полученное по той или иной схеме, принимается за расчетное.

Из компоновки для последнего рейса видно, что участок набора зенитного угла и горизонтальный участок представлены стальными бурильными трубами, а вертикальный участок над "окно"м тяжелыми бурильными трубами, утяжеленными бурильными трубами и стальными бурильными трубами. Такая компоновка обеспечивает максимальную нагрузку на долоте и проходимость через щелевидное "окно" в обсадной колонне.

Проверочный расчет бурильной колонны

На участке II набора зенитного угла

Допускаемая длина первой секции труб по первой расчетной схеме:

.

- предельные нагрузки на трубу (растягивающая нагрузка соответствующая пределу текучести, умноженная на предел текучести материала труб. Н

- площадь поперечного сечения трубы;

- площадь проходного сечения трубы;

I, W - соответственно момент инерции и сопротивления труб, с ;

E - модуль Юнга в Н/ с ;

- масса ЗД, кг;

-коэффициент запаса прочности, зависимый от условий бурения, для наклонно направленных скважин =1.35;

- масса УБТ, кг;

-коэффициент трения труб= 0.3

-коэффициент потери веса колонны в буровом растворе, можно посчитать через формулу:

Где -удельный вес бурового раствора, - удельный вес материала труб; Либо можно принять равным 0.87, ссылаясь на [1];

, -углы наклона в начальной и конечной точках рассматриваемого участка длиной l; -разность азимутальных углов в тех же точках.

Допустимая длина этой же секции по второй расчетной схеме:

м

Принимаем наименьшее значение м

Исходя из данных по расчету профиля скважины длина участка набора зенитного угла равна 600 м;

Т.к. следовательно длина бурильной колонны на этом участке

=600-31,75=568,25 м

Масса труб на участке II:

Напряжение в верхнем сечении этой секции: ;

-вес колонны на вертикальном участке, Н;

- усилие действующие на прямолинейном участке, Н;

-усилие действующее на участках набора и спада угла наклона скважины, Н

-вес УБТ, забойного двигателя и долота, Н;

;

Где =9,81 (31370 13247) (0.3 131308 Н

Напряжения при изгибе:

Наибольшее нормальное напряжение:

Коэффициент запаса прочности:

На вертикальном участке I

По первой расчетной схеме: ;

Здесь растягивающая нагрузка на вертикальном участке

По второй расчетной схеме: =94,7 МПА;

Наибольшее значение , считает коэффициент запаса прочности:

Коэффициент запаса прочности при спуске труб с использованием клинового захвата где -предельная нагрузка на клиновый захват, высчитывается по эмпирической формуле, либо берется из сводных таблиц из [1]. Для данной скважины, с использованием клиньев, длиной 400 мм = 1910 КН

Что больше необходимого, равного 1.15 для труб с

Избыточное внутренние давление

Для определения запаса прочности на внутреннее давление необходимо знать два параметра: действующее наибольшее избыточное внутренние давление при выполнении технологических операций в процессе строительства скважины или ликвидации аварий или осложнений критическое избыточное внутреннее давление при котором в данной конкретной трубе напряжения достигают предел текучести формула для вычисления запаса прочности; критическое избыточное внутреннее давление;

избыточное внутреннее давление (берется из номограммы по промывке);

Критическое избыточное внутреннее давление можно вычислить по формуле:

предел текучести материала труб;

номинальная толщина стенки трубы;

- диаметр трубы;

допустимый запас прочности;

Колонна удовлетворяет запасу прочности на внутренне избыточное давление, т.к. выполняется условие ;

Избыточное наружное давление

Избыточное наружное давление на бурильную трубу не относится к категории наиболее опасных нагружений при строительстве скважины. Часто необходимость в проверке на порочность возникает при спуске закрытых колонн без долива их раствором. Такие ситуации возникают: при спуске пластоиспытателя с закрытым клапаном;

в случае, когда произошла закупорка насадок долот при спуске колонны и она не доливалась раствором;

при спуске секций обсадной колонны с обратным клапаном.

Критическое сминающие давление, которое соответствует пределу текучести, для некоторых наиболее часто применяемых труб найдем по справочнику. формула для вычисления запаса прочности;

критическое избыточное наружное давление, определяемое из справочника [2], либо по формуле Г.М. Саркисова:

где ;

D-наружный диаметр труб;

-предел пропорциональности, равный пределу текучести материала труб;

e=0.01 овальность труб;

; -номинальная толщина стенок труб;

Из справочника [2] определяем избыточное наружное давление (определяется из номограммы); = 79.4 МПА

допустимый запас прочности;

Колонна бурильных труб удовлетворяет запасу прочности на наружное избыточное давление, т.к. выполняется условие ;

Вывод: Бурильная колонна стальных бурильных труб СБТ-73, использовавшаяся на скважине №5324 выдерживает все нагрузки с учетом коэффициента запаса, которым может подвергнуться в процессе бурения.

Крепление скважины

Параметры обсадных труб

Номер колонны в порядке спуска Название колонны Интервал по стволу скважины, м Номинальный диаметр ствола скважины в интервале, м Расстояние от устья скважины до уровня подъема тампонажного раствора за колонной, м Количество раздельно спускаемых частей, шт Интервал установки раздельно спускаемой части, м Необходимость (причина) спуска колонны

От (верх) по стволу До (низ) по стволу От (верх) по стволу До (низ) по стволу

1 хвостовик 1420 2072 142,0 1470 1 1420 2272 Разобщение вскрытых горизонтов, создание надежного и долговечного канала связывающего продуктивные горизонты с дневной поверхностью.

- фильтр 2072 2272 142,0 - 1 Спуск фильтра без необходимости последующей перфорации.

Характеристика жидкостей для цементирования

Название колонны № ступени Характеристика жидкости (цементного р-ра) Прочность цементного камня через сутки не менее, МПА тип или название плотность, кг/м3 растекаемость не менее, мм воодоотделение не более. % водоотдача не более. см3/3 Омни водоцементное отношение время загустевания начало не ранее, час коней не позднее, час изгиб сжатие

Хвостовик 1 Буферная 1000-1010 - - - - - - - -

Буферная- разделительная 1500 - - - - - - - -

Цементный 1920±20* 180 0 <20 0.40±0.02 3.0 5.0 3.5 10

Примечание: * - возможно применение для цементирования хвостовика облегченного тампонажного раствора (плотностью 1500-1550 кг/м) на основе цемента ЦТОС-5-80

Расчет расхода материалов

Рассчитаем объемы и количество материалов для приготовления цементного раствора.

Объем цементного раствора нормальной плотности: Vцр = 0,785 { [ (a?Dд) 2 - Dн2] L } = 0,785{ [ (1,05?0,1428) 2 - 0,10162]652} = 7,9 м3

Расход цемента для приготовления 1 м3 цементного раствора (при водоцементном отношении 0,5): q = rцр/ (1 m) = 1920/ (1 0,5) = 1280 кг/м3

Количество цемента для приготовления расчетного объема цементного раствора: Gц = кц QVЦР?10-3 = 1,03 ? 1280 ? 7,9?10-3 = 10,4 т

Объем воды для приготовления цементного раствора нормальной плотности: Vв = KВMGЦ = 1,05 ? 0,5 ? 10,4 = 5,46 м3

Объем продавочной жидкости составит: Vпр = ксж 0,785 DBCP2 L = 1,03 ? 0,785 ? 0,1182 2072 = 23,33 м3

Поскольку считается, что для обеспечения надежного разделения бурового и тампонажного растворов в процессе цементирования необходимо создавать в затрубном пространстве столб буферной жидкости высотой не менее 150-200 м, принимаем высоту столба буферной жидкости 200 м. Объем буферной жидкости составит: VБЖ = 0,785 [ (ADД) 2 - Dн2] HБЖ = 0,785{ [ (1,05?0,1428) 2 - 0,10162] 200 = 2,4 м3

Гидравлический расчет цементирования

Для выбора типа цементировочных агрегатов рассчитаем максимальное давление на устье скважины в конце цементирования, его гидростатическую и гидродинамическую составляющие.

Гидростатическая составляющая давления на устье в конце цементирования: Рст = 10-6 * g * [ (?цр - ?пр) H] = 10-6 10 [ (1920 - 1050) 434] = 3,77 МПА

Суммарная производительность цементировочных агрегатов, участвующих в продавке цементного раствора для обеспечения турбулентного режима течения жидкости в затрубном пространстве (wкп = 1,8 м/с) должна составлять: Q? = 0,785 [ (?*Dд) 2 - Dн2] wкп = 0,785 [ (1,05?0,1428) 2 - 0,10162] 1,8 = 0,017 м3/с

Потери давления в трубах и кольцевом пространстве составят: Ртр = 0,826 * ?тр * ?пр L * Q? 210-6 /Dв5 = 0,826 0,025 1050 6520,017210-6/0,1185 = 0,18 МПА

Ркп = 0,826 * ?кп * ?цр * L * Q? 2 * 10-6 / (Dc-Dн) 3 (Dc Dн) 2 =

= 0,826 0,035 1920 652 0,017210-6/ ( (1,027 0,1206) - 0,1016) 3 ( (1,027 0,1206) 0,1016) 2 = 18,67 МПА

Гидродинамическая составляющая давления на устье (примем Роб = 1 МПА): Рдин = Ркп Ртр Роб = 0,18 18,67 1 = 19,85 МПА

Максимальное давление на устье в конце цементирования составит: Рмах = Рст Рдин = 19,85 3,77 = 23,62 МПА

По величине этого давления выбираем тип цементировочных агрегатов - ЦА 320. Максимальное давление этот ЦА может преодолеть на трех режимах.

Номер режима Диаметр втулок, мм № скорости (передачи) Развиваемое давление, МПА (РЦА) Производительность, м3/с (qца)

1 100 II 32 0,0025

2 115 II 26 0,0032

3 125 II 19 0,0043

Исходя из анализа данных, учитывая необходимость некоторого запаса ЦА по давлению и по максимальной производительности цементировочного агрегата для закачки продавочной жидкости в конце цементирования принимаем режим - диаметр втулки 115 мм, № скорости - 2, qца = 3,2 л/с, Рца = 26 Мпа.

Количество ЦА, участвующих в продавке цементного раствора, определится из выражения: nца = Q? /qца =0,017/0,0032 ~ 6

В соответствии с принятым типом цементировочного агрегата выбираем тип цементосмесительных машин - 2СМН-20, т.к. водоподающий насос для приготовления цементного раствора находится на ЦА - 320, а на смесительной машине 2СМН-20 его нет.

Количество смесительных машин для размещения цемента: ncm = Gц/ (a Vб) = 10,4 / (1,4 14) ~ 1

На основании проведенных расчетов принимаем следующую схему обвязки цементировочной техники: на приготовлении и закачке цементного раствора нормальной плотности - 1 смеситель и 1 ЦА 320; на зак

Один из методов повышения нефтеотдачи месторождений, получивший повсеместное распространение, это восстановление старого фонда скважин, путем бурения боковых стволов из обсадных колонн. Его "привлекательность" во многом определяется простой и эффективной операцией "зарезки" бокового ствола, базирующейся на использовании клина-отклонителя. При правильной ориентации отклоняющей плоскости клина и направления действия отклонителя (НДО), вырезка "окна" в обсадной колонне и последующая "зарезка" бокового ствола будет производиться в проектном направлении. Именно это обстоятельство во многом определяет эффективность клина-отклонителя и его популярность у буровиков.

В курсовой работе разработан проект на бурение дополнительного ствола скважины №5324 куста №519б Нивагальского месторождения с детальной разработкой мероприятий по предупреждению аварий и осложнений при строительстве боковых стволов.

1. Ганджумян Р.А. "Инженерные расчеты при бурении глубоких скважин" - М.: Недра, 2010

2. Иогансен К.В. "Спутник буровика" - М.: Недра, 1990.

3. Калинин А.Г. "Бурение наклонных скважин" - М.: Недра, 2009.

4. Крапивина Т.Н. "Техника, технология и технические средства при реконструкции скважин строительством боковых (дополнительных) стволов" - ПНИПУ, 2012.

5. Леонов Е.Г. "Гидроаэромеханика в бурении" - М.: Недра, 2008.

6. ПБ 08-624-03 "Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности".

Размещено на .ru