Техника и технология бурения нефтяных и газовых скважин


Введение

Бурение скважин  на нефть и газ является самым  дорогостоящим процессом из всего  объема работ, связанных с разведкой, добычей и транспортом этих полезных ископаемых. Сложность рационализации процесса бурения заключается в правильном решение технологических задач.

В данной курсавой работе будут рассмотрены технологические  задачи :

  1. обоснование конструкции скважины и плотности бурового раствора по интервалам бурения;
  2. расчет конструкции скважины;
  3. расчет равнопрчной обсадной колонны;
  4. выбор долота для заданного интервала бурения и расчет мощности, необходимого для бурения выбранным долотом;
  5. обоснование расхода буравого раствора и гидравлический расчет гидромониторной системы промывки

 

1 Обоснование и расчет конструкции скважины и плотности бурового раствора

1.1. Определение совместимых интервалов бурения

Геологический разрез скважины представлен пластами значительной

толщины. Верхняя граница  пласта называется кровлей, нижняя - подошвой

пласта. Замеры пластового давления и давления гидроразрыва осуществляются лишь в отдельных точках. В задании даны замеры лишь в одной точке. При проведении расчетов принимается, что относительные давления в пределах пласта постоянные, т.е.

p'п = рп /рв = const;

p'гр = ргр /рв = const,

где p'п и p'гр - относительные пластовое давление и давление гидроразрыва; pв - давление столба воды на глубине замера соответствующих давлений:

pв = ρвgz,

где ρв- плотность воды; g - ускорение силы тяжести; z - глубина бурения по

вертикали, на которой произведен замер соответствующего давления. Принять

ρв= 1000 кг/м3, g = 9,81 м/с2.

Тогда

pв = 1000∙9,81∙300∙10-6=2,94 МПа

p'п1 = рп 1/рв1 =3,2/2,94=1,09

Плотность бурового раствора ρбр также рассчитывается в относительных величинах:

ρо = ρбр /ρв.

Пласты совместимы для  бурения, если относительные плотности

бурового раствора ρо, рассчитанные по величинам названных давлений для

этих пластов, удовлетворяют  неравенству

ρоmin <ρо < ρоmax,

где ρоmin - минимально допустимая плотность бурового раствора, рассчитанная по пластовому давлению; ρоmax - максимально допустимая плотность бурового раствора, рассчитанная по максимально допустимому давлению в скважине из условий гидроразрыва или экологических требований по предупреждению загрязнения буровым раствором пластов пресной воды и продуктивных пластов.

ρоmin = kp'п;

ρоmax = kгрр'гр,

где k и kгр - коэффициенты запаса, учитывающие возможные колебания

давления в скважине. Величины k выбрать из табл. 1.1[5], а kгр принять 0,95.

ρоmin 1 = 1,1∙1,09=1,01

ρоmax 1 = 0,95∙4,9/3,92=1,19

Экологические требования предусматривают  ограничение избыточного

статического давления бурового раствора на пласты с пресной водой  и

продуктивные пласты величиной  ∆р, значения которой также приведены в табл.1.1. [5].Тогда

ρоmaxэ = p'п + ∆р/рв.

Полученные врезультате расчетов данные сведем в таблицу табл. 1.

Таблица 1Результаты расчетов относительных давлений и требуемых

плотностей бурового раствора по формулам

Номер

инт.

рв, МПа

р'п

k

ρоmin

ρоmax

ρоmaxэ,

Выбор ρо

 

1

2,94

1,09

1,1

1,01

2,06

1,26

1,01

2

9,81

1,12

1,1

0,98

1,90

    

3

16,68

1,14

1,05

1,20

1,76

  

1,20

4

20,60

1,07

1,05

1,12

1,68

    

5

24,53

1,06

1,04

1,10

1,45

1,26

  

6

26,49

1,13

1,04

1,18

1,53

    

7

27,96

1,04

1,04

1,08

1,49

    

 

Для облегчения принятия решений  необходимо построить

совмещенные графики относительных  плотностей бурового раствора.

Допустимый диапазон изменения плотности бурового раствора показан штриховкой.

Так как интервалы бурения  совместимы то можем хвостовик не использовать.

 

                               а                                         б

Рис. 1. Зависимости относительных  предельных плотностей бурового раствора от глубины бурения.

 

 

 

 

 

 

1.2. Конструирование скважины и выбор плотности бурового

раствора для  совместимых интервалов бурения

Первая обязательная колонна  - кондуктор (см. рис.1,б) - должна быть

спущена до кровли второго  интервала, если первый и второй интервалы

несовместимы, и ниже кровли второго интервала на 50 м, если названные

интервалы совместимы (как  в рассматриваемом примере). В  этом случае

глубина спуска кондуктора zконд равна

zконд = zкр2 + 50, м,

zконд=410 + 50 = 460 м

где zкр2 - глубина залегания кровли второго интервала.

Третья колонна обсадных труб последняя, спущенная от устья до подошвы шестого интервала, то она является эксплуатационной.

Цементирование кондуктора производится на всю глубину от башмака  до устья скважины. Последующие колонны цементируются так, чтобы цемент вошел в предыдущую колонну на 100…300 м.

Далее необходимо принять  решение о плотностях бурового раствора.

Плотность бурового раствора должна быть минимально возможной, но

обеспечить нормальные условия  бурения.

Правило: в пределах совместимых пластов плотность  бурового

раствора с  глубиной может увеличиваться, но не должна уменьшаться.

Принимаем ρо1 =ρо2 = ρо3 = 1,17 (см. рис. 1,а). Эта плотность бурового раствора обеспечивает нормальные условия бурения только до кровли четвертого интервала, передвскрытием которого плотность бурового раствора следует увеличить до ρо4 =1,17.Выбор свойств бурового раствора для вскрытия продуктивного пласта проводится особенно тщательно, т.к. от этого зависит продуктивность скважины при эксплуатации. Пятый и шестой продуктивный пласт совместимы. Их следует вскрывать на буровом растворе с плотностью ρо5 =ρо6 = 1,20.

 

 

1.3. Расчет диаметров долот и обсадных колонн

Расчет ведется снизу  вверх для всей конструкции скважины. Диаметр

последней спускаемой в скважину колонны согласовывается с заказчиком и известен до начала расчета. Поэтому расчет начинается с определения диаметра долота D для бурения последнего интервала:

D = dм + 2∆н, (1.10)

где dм - диаметр муфты обсадных труб последней колонны (в рассматриваемом примере хвостовика); ∆н - величина зазора между стенкой скважины и муфтой.

В табл. 1.3[1] приведены необходимые для расчета справочные данные.

Далее следует расчет диаметра предыдущей колонны 

d = D + 2∆в, (1.11)

∆в - запас, обеспечивающий спуск долота в скважину через эту колонну:

∆в = δ + (3…5), мм, (1.12) 

где δ - ожидаемая толщина стенки обсадной трубы, принять δ = 10 мм.

Тогда ∆в=13 мм.

Диаметр трубы, полученный по формуле (1.11), округлить до ближайшего большего в соответствии с табл. 1.3. [5]

Диаметр эксплуотационной колонны  равен 146 мм

Диаметр долота:

D = 166,0+ 2*10=186 мм            D = 190.5 мм

Диаметр кондуктора

d=190.5+2*13=216.5                   d=219,1 мм

Диаметр долота

D =244,5+2*25=294,5                 D =295,3мм

 

 

 

 

 

2 Расчет равнопрочной обсадной колонны

2.1 Расчет колонны на внутриннее избыточное давление

  2.1.1. Определение внутреннего давления на устье в конце цементирования

Определение внутреннего  давления в конце цементирования выполняется в соответствии с рисуком 2:

в обсадной колонне 1 находится  столб продавочной жидкости 2, на который действует устьевое давление , измеряемое манометром 4. За колонной находится открытый сверху составной столб жидкостей, состоящий из промывочной жидкости 2 и цементного раствора 3. Принимается, что продавка цементного раствора осуществлена той же промывочной жидкостью, на которой закончено бурение под рассчитываемую колонну.

                  

   

Рисунок 2. Схемы к расчету  внутренних давлений в обсадной колонне

  руц = ρg z1 + ρц g( zк – z1) – ρgzк

Давление опрессовки во всех случаях принимается на 10 % выше

максимального устьевого  давления, т.е.

 

ропр.ц = 1,1 руц. (2.5)

руц = (1,20∙9,81∙300 + 1850∙9,81∙ ( 2900 –300) – 1,20∙9,81∙2900)∙10-6=47,2МПа

ропр.ц = 1,1 *47,2 =51,8 МПа

 

2.1.2. Определение внутреннего давления на устье в конце испытания скважины

Определение внутреннего  давления в конце испытания скважины выполняется в соответствии со схемой на рисунке 2.                             

Скважина путем перфорации гидравлически сообщена с продуктивным пластом с пластовым давлением  , измеренным на глубине замера . Это давление уравновешивается давлением столба нефти в колонне и устьевым давлением . Из этого условия определяем :

руи = рп - ρнgzз

где ρн – плотность нефти (принять равной 900 кг/м3).

руи = (31000000 – 900∙9,81∙2700)∙10-6=7,16 МПа

Окончательно давление опрессовки составит

ропр.и = 1,1 руи.

ропр.и = 1,1 *7,16=7,88 МПа

Полученные величины ропр.ц и ропр.и сопоставить с нормативным

ропр.н =12,5 МПа

Из трех величин ропр.ц , ропр.и и ропр.н в качестве расчетной выбирать

наибольшуюе т.е ропр.ц = 17,4 МПа которая будет использована в последующих расчетах. Обозначим ропр наибольшую величину давления опрессовки.

 

2.1.3. Распределене внутреннего избыточного давления в трубах по глубине сважины и расчет допускаемых интервалов установки сексий труб.

Наибольшее рвни = ропр =17,4 МПа

 

Допустимое давление для трубы 146,0 с толщиной стенки 7,7 мм равно

 

Значит, трубы с толщиной 7,7 мм можно разместить на всю длину скважины.

 

 

2.2.Расчет наружного избыточного давления на обсадную колонну.

После расчета обсадной колонны  на внутреннее избыточное давление производится ее расчет на смятие наружным избыточным давлением и на растяжение. Поскольку  из условия предупреждения смятия наибольшая толщина стенки труб получается в  нижней части колонны, то расчет производится снизу вверх на смятие с учетом растяжения и результатов расчета на внутреннее давление. Отличительными особенностями расчета является то, что колонна заполнена жидкостью лишь частично, а за колонной в интервал цементирования находится цементный камень.

Выполняются два расчета: на момент окончания продавки цементного раствора и на время после затвердения  цемента.

 

                      

 Рисунок 3. Схема к расчету наружного избыточного давления.

Где эксплуатационная колонна 1, кондуктор 2. Вверху за эксплуатационной колонной находится буровой раствор 3, а ниже цемент 4. Внизу в колонне пластовый флюид 5.

 

Н− глубина уровня жидкости в колонне; − глубина скважины; плотность цементного раствора ; плотность пластового флюида .

Наружное избыточное давление равно

где - давление пластового флюида в колонне.

Давление бурового раствора в точке А

 

Давление бурового раствора в точке В

 

Давление бурового раствора в точке Д

 

Подгатовим таблицу 2 и впишем в нее величины соответствующих глубин.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Таблица 2. Результаты раччета  наружного избыточного давления

Глубина,м

рн , МПа

рп , МПа

Рн а, МПа

Расчетные точки

Примечание

Точки

рни ,МПа

z =0

0

0

0

О

0

  

z 1=300

3,45

    

А

  

кондуктор

z з2=1000

11,01

11

        

zк=1100

    

13,11

      

zз3 =1700

18,57

19

19

      

zn=1780

    

19,78

      

z з4=2100

22,89

22

        

z з5=2500

27,02

26

        

zз7 =2850

30,99

29

      

продуктивный

пласт

zк=2900

31,53

    

Д

    

Для дальнейших расчетов определяем параметры b и k линейной зависимости

                             Мпа/м

 

Во врямя эксплуотации снижается пластовое давление и  соответственно уменьшается наружно  избыточное давление на колонну. В интервале  z =Н и ниже это учитывается коэффициентом разгрузки kp. Величина kp= 0,25 для обсадной колонны диаметром 146 мм.

На глубине z=Н (т.В) рни= рн, а на глубине z= zк (т.Е)

 

  МПа

МПа

Определяем параметры  b и k в т.С 

 

 

МПа

Тогда избыточное давление в т.С будет равно

 

Для продуктивного пласта берем повышенный запас прочности  на смятие

 

 

 

 

  Рисунок 4.  К расчету наружного избыточного давления на эксплуатационную колонну

 

 

 

 

 

2.3. Конструирование равнопрочной обсадной колонны.

Формирование первой секции.

Давлению 23,7 МПа соответствуют ближайшие трубы с толщиной стенки  . Обсадные трубы предполагаем сделать из стали группы прочности D. Вторая секция будет составлена из труб  , так как с уменьшением глубины снижается . Находим предварительную глубину спуска второй секции труб

 

Предварительная длина первой секции 

 

Предварительный вес первой секции

 

где вес погонного метра трубы первой секции.

Растяжение труб под действием  собственного веса снижает их сопротивление  смятию. Уточнение

 

где нагрузка, соответствующая пределу текучести трубы на растяжения.

Уточним глубину спуска труб второй секции и длину первой секции

 

 

Уточненный вес первой секции составит

 

Трубы на границе секций надо проверить на страгивание резьбы. Рассчитаем запас прочности резьбы второй секции, т.е. резьбы трубы на границе секций с меньшей толщиной стенки:

 

На этом формирование первой секции заканчиваем.

 

Формирование третий секции.

Выше ставим трубы с меньшей толщиной стенки , т.к. величина с уменьшением глубины снижается.

Уточним сминающее давление для трубы третьей секции

 

и глубину спуска третьей  секции, которая составит

 

Тогда длина второй секции равна

 

и ее вес

                

Проверим резьбу трубы  третьей секции на страгивание:

 

т.е. трубы второй секции выдержали проверку на страгивание.

 

Формирование третий секции.

Рассчитаем длину третьей  секции

 

Вес третьей секции составит

 

Z4=1478-792=686  м

Выше следует устоновить трубы с большей тольщиной  стенки

Формирование четвертой  секции.

Четвертая секция из труб

Вычисляем длину четвертой  секции

 

Вес четвертой секции составит

 

глубина спуска четвертой секции

 

Формирование пятой секции.

Пятая секция из труб .

Вычисляем длину пятой секции

 

Глубина спуска четвертой секции

 

Вес пятой секции составит

 

 

85,8Кн

3 Выбор типа и класса долота.

3.1. Предварительный выбор долота и расчет мощности для его вращения при бурение

Шарошечные долота выпускаются  разных типов в соответствии с  твердостью горных пород и двух классов  в соответствии с их абразивностью. Факторами, определяющими тип долота, являются средняя и наибольшая величины твердости горных пород с заданной вероятностью (принимаем Р = =0,95 [1]  ). В нашем случае сделано 10  замеров, тогда

 

 

среднее значение твердости:

 

Среднее квадратическое отклонение:

 

 

1.75

Высчитываем величину наибольшего  с заданной вероятностью

 

где - среднее значение твердости;

      - среднее квадратическое отклонение;

;

По величинам  и    подбираем тип долота (таблица 3.1 [5])

Выбераем долото:

второго класса – 190.5ТЗ – ГН(130)

Эмпирическая формула  для расчета мощности для вращения долота

 

 где – чатота вращения долота, об/мин;

       - диаметр долота, мм;

       Д – осевая нагрузка на долото,   Д

       с –  коэффициент, зависящий от твердости горных пород и скалывающей способности долота

 

 

 

 

 

 

 

3.2 Оценка долговечности вооружения и опор шарошек. Решение о классе долота

Долото для заданного  интервала бурения должно удовлетворять  следующим условиям:

1) соответствовать твердости  горных пород;

2) обеспечивать наиболее  высокую область разрушения пород  по сравнению с альтернативными  долотами;

3) вооружение шарошечного  долота первого класса должно  обеспечивать использование ресурса  опоры, т.е. стойкость его вооружения  при абразивном изнашивании должна  быть не менее стойкости опоры.

Расчет долговечности  вооружения выполняется только для  долот первого класса, т.к. долговечность  вооружения второго класса при абразивном изнашивании заведомо больше долговечности  современных опор.

        На  долговечность рассчитывается один  зуб долота, имеющий средневзвешенные  геометрические размеры. Рассчитываем  долото МС.

Расчетная формула для  осадочных обломочных горных пород:

 

где А,В параметры зависимости скорости изнашивания стали а от удельной мощности трения которая для кристалических пород имеет вид:

      

       

 

 

 

  − интенсивность мощности трения, определяемой по формуле

 

 

где - мощность, реализуемая долотом;

     - доля мощности трения ;

    -сумма зубьев долота;

  - коэффициент, учитывающий увеличение рабочей площадки зуба за            счет скругления его вершины ( = 1,4);

     – средневзвешенная длина рабочей поверхности

 

- сумма длин  рабочих поверхностей зубьев  по одному с каждого венца;  - число венцов на шарошках.

 

Вооружение долота считается  изношенным, если

 

Половина угла при вешине зуба зависит от типа вооружения.

Для типа ТЗ = 24…26 градусов. Берем

 

=22,5ч

 

 

 

4 Обоснование промывки скважины

4.1 Выбор расхода промывочной жидкости

Расход бурового раствора предварительно подбирается из двух условий:

1 Из условия очиски  забоя

 

где - удельный расход бурового раствора м/с, для кристаллических                    пород  ;

- площадь забоя  скважины:

 

 

2 Из условия подьема  шлама в кольцевом зазоре между  буриьными трубами и стенкой  скважины

 

где - необходимая скорость восходящего потока жидкости, м/с;

 – площадь  кольцевого зазора:

/с

 

Из двух полученных расходов принимается наибольший.

 

4.2 Гидравлический расчет гидромониторного долота.

В гидромониторной системе  промывки долота необходимо обеспечить скорости истечения жидкости из насадок от 60 до 120 м/с.

По величине выбранного расхода  жидкости и скорости истечения рассчитаем диаметры насадок и перепад давления на гидромониторном долоте.

Площадь канала насадки трехшарошечного долота равна

 

 

 

Рассчитаем площадь  по велищене и по величине

 

 

 

По величинам  выбираем стандартные насадки ближаших больших диаметров. Принимаем:

       

          

По параметрам выбранных  насадок рассчитаем соответствующие  им перепады давления на долоте

 

 

 

    Заключение

В данной курсавой работе выполнено  приблизительное решение основных технологических задач бурения. Не были учтены определенные значения и факторы влияющие на расчеты, т.е. провели ознакомительную работу.

Несмотря на это по исходным данным и условиям было рационально  подоброно конструкция скважины и плотности бурового раствора, рассчитаны внутреннее и наружные избыточные давления и по этим данным определили параметры эксплуотационной колонны, выброно долото для пятого интервала и обоснована промывка скважины.

 

      Список использованных источников.

1. Технология бурения  нефтяных и газовых скважин.  Методические указания к решению  задач для студентов специальности  17.02. Попов А.Н.УНИ 1991.

2. Технология бурения  нефтяных и газовых скважин.  Учеб.для вузов/ А.Н.Попов, А.И.Спивак, Т.О.Акбулатов и др. под общей  ред. А.И.Спивака М.ООО «Недра-Бизнесцентр», 2003.

3. Спутник буровика: Справочник. Иогансен К.В 3-е изд., перераб.  и доп. М.: Недра 1990.

4. Типовые задачи и  расчеты в бурении. Элияшевский  И.В., Сторонский М.Н., Орсуляк Я.М.,Учебное  пособие для техникумов. -2 изд., перераб.  и доп.-М., Недра, 1982, 296 с.           

5. Техника и технология  бурения нефтяных и газовых  скважин. Попов А.Н., Жулаев В.П..Учебно-методическое  пособие. УГНТУ 2010.