Ирина Эланс

Автор который поможет с любыми образовательными и учебными заданиями

Технология бурения нефтяных и газовых скважин. 2

Содержание:

1.Введение

На современном этапе развития отечественной нефтедобывающей отрасли достаточно остро встает проблема сохранения достигнутого уровня добычи нефти. В предыдущие годы эта проблема решалась за счет увеличения объемов бурения и ввод в строй большого количества скважин, то в последние годы из-за сокращения финансирования мы смотрим не на количество разбуриваемых скважин, а на качество вскрываемых пластов.

За прошедшие 60 лет ОАО «Татнефть» добыло более 2,75 млрд. тонн нефти. Компания разрабатывает ряд крупных месторождений, в том числе уникальное Ромашкинское месторождение , относимое к международной классификации и супергигантным. Все основные элементы сложившиеся на сегодня инфраструктуры нефтедобывающего комплекса ОАО «Татнефть» эксплуатируется длительное время, обеспечивая добычу нефти объектов поздней стадии разработки.

В начальный период разработки Ромашкинского месторождения компанией решен целый ряд научно-технологических проблем. В их числе исследования термодинамического состояния месторождения, поиски эффективных методов борьбы с отложениями парафина, исследования закономерностей движения газожидкостных смесей, разработка систем подготовки продукции. Результатом этих работ явилось создание эффективного технологического комплекса в соответствии с генеральной схемой разработки первого этапа – до завершения периода максимальной добычи. С середины 80-х г. По наше время продолжается второй этап разработки Ромашкинского месторождения, характеризуется уходом от экстенсивного режима разработки, применение энергосберегающих технологий для стабилизации добычи высоковязкой нефти, кроме того 42% всего объема добычи составляет сернистая нефть.

В этих условиях одной из основных задач стоящих перед инженерной службой является всемирное сокращение затрат при обеспечении заданных объемов добычи нефти. Эта задача решается как организованными мероприятиями, так и разработкой и внедрением в производство новых эффективных и мало затратных технологий. Так с целью проведения единой технической политике в области проката и ремонта электропогружных установок в 1976 году образовано и до настоящего времени успешно работает Альметьевская центральная база производственного обслуживания электропогружных установок. Кроме того, в ОАО «Татнефть» создано инфраструктура входного контроля, дефектоскопии и центры сервисного обслуживания нефтепромыслового оборудования. В итоге существенно возрастает эффективность его использования. К примеру количество срывов штанг за последние годы снизилось в 1.5 раза. Приоритетом в технологической политике является ориентация на использование современного высококачественного оборудования для добычи нефти, отвечающего требованиям мировых стандартов. Так, большая часть фонда скважин эксплуатируемого установлении штанговых насосов, оборудования отечественными насосами, отвечающих стандартам АРI . Большая работа ведется по оптимизации скважинного оборудования и режимов эксплуатации скважин, в частности по внедрению вставных насосов, режимов откачки с малой частотой качаний и т.д. За последние годы количество проводимых оптимизаций увеличено в 3,2 раза, а количество скважин часто ремонтируемого фонда снижено в 3,9 раза. Все эти мероприятия позволили достигнуть высоких показателей межремонтного периода и удерживать их продолжительное время: сегодня межремонтный период эксплуатационного фонда скважин составляет 739 суток. Технологии повышения эффективности вскрытия скважин, применяемые в РТ ( в промышленном и опытно-промышленном масштабе):

Строительство скважин в 2 этапа до кровли продуктивного пласта с креплением и затем вскрытие на равновесии.
Гидроакустический генератор ( включается в конструкцию долота).
Забойный кольмататор (для предохранения продуктивного пласта).

Забойный кольмататор совместно с гидрофобизирующим составом.
Муфты ступенчатого цементирования
Попутная изоляция вышележащих продуктивных пластов с применением профильных перекрывателей (увеличение дебит при переходе на возвратные пласты на 25-40%).
Формирование высокопроницаемой приватной зоны – перфорация в среде полимер карбонатного раствора с последующей кислотной обработкой.

Применение полимерного раствора для вскрытия продуктивного горизонта ( при

минимально возможных структурно-механических свойств раствора).
Применение биолого-полимерных растворов.

Масштабно ведется реконструкция системы нефтесбора, в результате которой существенно повышается ее эксплуатация и экологическая надежность, как за счет применения труб в антикоррозионном уплотнении, так и за счет сокращения протяженности трубопровода.

Важнейшим достижением при освоении Ромашкинского месторождения является флокуляция внутриконтурного заводнения для поддержания пластового давления (ППД). Вся дальнейшая разработка основных запасов республики тесно связана с развитием техники и технологии заводнения, что и определяет роль и значение этого направления в развитии ОАО «Татнефть». Нужно отметить, что по состоянии на 1 июля 2003 года нагнетание используется 8850 скважин.

На начальном этапе внедрения технологии была подготовлена и развита технологическая база: появились высоконапорные насосы, различные средства учета закачиваемого агента, сформировалась структурная схема системы ППД. Важнейшими достижениями последних этапов развития стали радикальное снижение (более чем в 20 раз) аварийности системы, индивидуализации закачки, широкое внедрение малорасходных насосов для которых достигла 73%. На нынешнем же этапе основные усилия при развитии ППД сосредоточены на следующих направлениях: обеспечение соотношения качества воды требованиями заводнения для всех типов коллекторов; возможности эффективного использования АСУ технических процессов ППД, развитие информационных технологии для оптимизации технических заводнений; управление параметрами нагнетания с целью поддержания заданных режимов разработки нефтяных месторождений; защита подземного оборудования нагнетательных скважин от воздействия высокого давления и коррозионного разрушения методом масштабного внедрения стеклопластиковых, насосно-компрессорных труб, труб с внутренним полимерным покрытием и применение различных конструкции пакерующих устройств.

2.Исходные данные

Исходные данные к расчетам сведены в табл. 2.1.

Таблица 2.1.

№ пп	Наименование параметров	Обозначения в формулах	Единицы измерения	Значение
1	2	3	4	5
1	Глубина бурения скважины	L	М	1751
11	Глубина залегания кровли продуктивного пласта	L_к	м	1706
22	Пластовый флюид	Нефть
33	Пластовое давление	Р_пл	МПа	17,7
4 4	Глубина залегания подошвы слабого пласта	L_п	м	1000
55	Давление гидроразрыва	Р_r	МПа	18
6 6	Свойства промывочной жидкости: а) плотность б) динамическое напряжение сдвига в) пластическая вязкость	ρ τ₀ η	кг/м³ Па Па·с	1200 5 0,017
77	Марки и количество установленных буровых насосов	БРН-1	шт	2
88	Размеры наземной обвязки: а) условный размер стояка б) диаметр проходного канала бурового рукава в) диаметр проходного канала вертлюга г) диаметр проходного канала ведущей трубы	- - - -	мм мм мм	140 102 80 85
9 9	Минимальная скорость жидкости в затрубном пространстве, обеспечивающая вынос шлама	υ_к	М/с	0,48
110	Интервал обработки долот в скв. 1 и 2	∆L	м	1183-1751
111	Типоразмер отработанных долот в скв. 1	215, 9 С3-ГАУ
112	Проходка в скв. 1: на долото 1 2 3 4 5 6 7 8 9	h_д1 h_д2 h_д3 h_д4 h_д5 h_д6 h_д7 h_д8 h_д9	м м м м м м м м м	72 67 83 78 57 46 48 50 49
113	Время бурения в скв. 1 долотом 1 2 3 4 5 6 7 8 9	t₁ t₂ t₃ t₄ t₅ t₆ t₇ t₈ t₉	ч ч ч ч ч ч ч ч ч	11 10 14 13 22 14 15 18 16
114	Типоразмер отработанных долот в скв. 2	215,9 МС3-ГАУ
115	Проходка в скв. 2: на долото 1 2 3 4 5 6 7 8 9	h_д1 h_д2 h_д3 h_д4 h_д5 h_д6 h_д7 h_д8 h_д9	м м м м м м м м м	73 68 82 77 52 53 44 45 56
116	Время бурения в скв. 2 долотом 1 2 3 4 5 6 7 8 9	t₁ t₂ t₃ t₄ t₅ t₆ t₇ t₈ t₉	ч ч ч ч ч ч ч ч ч	11 10 13 12 17 18 12 13 20
117	Частота вращения ротора или тип турбобура			40
118	Осевая нагрузка	Р₁	кН	160
119	Подача жидкости	Q₀	м^3/с	0,016
220	Минимальный наружный диаметр труб в компоновке бурильной колонны	d_н	м	0,114

3. Проверочный расчет расхода и плотности промывочной

жидкости в ранее пробуренных скважинах при отработке долот.

Для роторного способа.

В исходных данных принято, что согласно опыту бурения скважин хорошая очистка кольцевого пространства от шлама осуществляется при скорости восходящего потока промывочной жидкости υ_п = 0,48 м/с.

С учетом этой скорости находим расход промывочной жидкости, необходимый для выноса шлама, по формуле (4.1).

Определим расход жидкости, необходимый для очистки забоя скважины от шлама по формуле (4.2).

Q₂ = (0,35….0,5) π/4 · 0,2159² = 0,013….0,016 м³/с.

В скважинах 1 и 2 промывка осуществлялась при расходе Q₀ = 0,016 м³/с. поэтому согласно выражению (4.3) отработка долот производилась в условиях удовлетворительной очистки забоя и ствола от выбуренной породы

Q₀ = 0,016 м³/с ≥ max { Q₁ = 0,012 м³/с; Q₂ = 0.016 м³/с}.

Проверим соответствие плотности промывочной жидкости, использованной в скважине 1 и 2, правилом безопасности.

По формуле 4.4.

найденная плотность меньше плотности жидкости, примененной в скважине 1 и 2, и поэтому последняя не подлежит корректировке.

Для ГЗД.

С учетом принятой для данной площади или указанной в задании скорости υ_к = 0,48м/с находим необходимый для выноса шлама расход промывочной жидкости по формуле (4.1):

Здесь диаметр скважины d_с для упрощения расчетов на всем протяжении ствола принят равным диаметру долота.

Определим расход жидкости, необходимый для очистки забоя от шлама, по формуле (4.2):

Сравнивая значения Q₁ и Q₂ с фактическим расходом жидкости Q₀ = 0,024 м³/с в скв. 1 и 2, видим, что он удовлетворяет условию (4.3):

Q₀ = 0,024 м³/с ≥ max Q₁ = 0,023 м³/с .

Проверим соответствие плотности жидкости, примененной в скв. 1 и 2, требованиям правил безопасности по формуле (4.4)

что меньше фактической плотности. Поэтому последнюю будем использовать в дальнейших расчетах.

4. Выбор числа насосов и диаметра цилиндровых втулок.

Для роторного способа.

Примем коэффициент наполнения насосов m = 0,8.

Для создания равной или ближайшей большей подачи Q = 0,02 м³/с с учетом табл. 4.1. будем из двух установленных насосов использовать один БРН-1 при втулках диаметром 140 мм. При этом подача насосов составит

Q = 0,8 · 1,0 · 0,0208 = 0,033 м³/с > 0,024 м³/с.

В дальнейших расчетах принимаем расход Q = 0,033 м³/с.

Для ГЗД.

Примем коэффициент наполнения насосов m = 0,9.

Для создания найденной по формулам (4.1)-(4.3) подачи Q₀ = 0.035 м³/с с учетом табл. 4.1. будем использовать оба насоса БРН-1 при втулках диаметром 180 мм. При этом подача насосов составит Q = 0,9 · 2,0 · 0,0208 = 0,037 м³/с.

Таким образом, в дальнейших расчетах подача Q = 0,037 м³/с.

5.Выделение интервалов отработки долот на участки пород одинаковой буримости

В разрезе выделяются интервалы бурения скважин шарошечными долотами одинакового диаметра. Интервалы одинаковой буримости уточняются согласно механическим скоростям бурения. Последние даны в ГТН на строительство скважины.

Таблица 2.1 Работа долот

Интервал работ по стволу	Диаметр долота, мм	Скорость, м/ч	Р, кг/м3	Q, м3/с
0-40	393,7	0,5-2	1004	0,033
40-250	295,3	10-15	1043	0,037
250-1671	215,9	8-12	1043	0,037
1671-1751	215,9	1-2	1043	0,033

Анализируя табличные данные, объединяя интервалы с одинаковой механической скоростью и одинаковым диаметром долота, можно выделить 6 интервалов одинаковой буримости.

Таблица 2.2

№ п/п	Интервал одинаковой буримости	Способ бурения	Диаметр долота, мм
1	0-40	роторный	394
2	40-250	турбинный	295,3
3	250-485	турбинный	215,9
4	485-940	турбинный	215,9
5	940-1671	турбинный	215,9
6	1671-1751	роторный	215,9

6. Выбор оптимального режима бурения.

Рассмотрим задачу для нижнего интервала пород одинаковой буримости 1671-1751 м, пробуренного в скважинах 1 и 2 долотами одинакового размера при нагрузке на долото Р_д=160 кН и частоте его вращения n_д=40 об/мин. В скважине 1 были отработаны долота 215,9 СЗ-ГАУ, а в скважине 2- 215,9 ТЗ-ГАУ

Согласно Исходным данным задания или информации и взятой из карточек отработки долот определим в интервале среднее арифметические значения на долото h_д, стойкости долота t_б и механической скорости проходки по формулам:

Скважина 1, долото 215,9 СЗГАУ-R53

Найдем адаптационные коэффициенты по формулам:

В скважине 2, долото 215,9 ТЗГАУ-R11

Устанавливаем предельные наиболее эффективные значения нагрузки и частоты с учетом паспортных данных используемых долот:

При этой нагрузке частота вращения долот не должна превышать значения, найденного по формуле (4.16):

Примем следующие значения постоянных в формуле (4.17) С_в = 125 руб/ч, t_сп=29,1 ч, С_д = 694 руб(215,9 С3ГАУ-R53), С_д = 668 руб (215,9 Т3ГАУ-R11), t_в=0,9 ч. Величины этих постоянных лучше выписать из проектно-сметной документации конкретного бурового предприятия. Их ориентировочные значения также можно подобрать по табл. 1-7 приложения.

С учетом ранее найденных адаптационных коэффициентов К и А рассчитываем величины В, Д, М и С по формуле (4.17).

Скв. 2, долото 215,9 Т3ГАУ-R11:

При наиболее эффективных параметрах режима бурения Р_д = 200 кН и n = 47 об/мин минимальная стоимость одного метра будет:

Скв. 1, долото 215,9 С3ГАУ-R55:

При наиболее эффективных параметрах Р_д = 200 кН и n = 47 об/мин минимальная стоимость метра проходки будет

таким образом, поскольку стоимость метра проходки долотом 215,9 Т3ГАУ больше, чем долотом 215,9 С3ГАУ, то последнее рекомендуется использовать для бурения в интервале 1671-1751 м.

Результаты расчетов сводим в табл. 7.3. Таблица 7.3.

Интервал одинаковой буримости,

Конкурирующие типы долот

Оптимальный режим

Прогнозируемые показатели работы долота

Рациональный тип долота

Р_д, кН

n_д, об/мин

h_д, м

t_б, ч

υ_м, м/ч

с, руб/м

1671-1751

215,9С3ГАУ

215,9Т3ГАУ

200

48,33

16,3

3,22

235

252,2

215,9С3ГАУ

По формулам (4.10)-(4.12) найдем прогнозируемые показатели отработки долот 215,9 С3-ГАУ при рекомендуемых эффективных параметрах бурения

7. Проектирование бурильной колонны

Для роторного способа.

Выбираем диаметр УБТ, расположенных над долотом. По формуле (5.1)

С учетом табл. 5.1. окончательно d_убт = 0,165 м.

По табл. 5.1. согласно диаметру долота выбираем диаметр бурильных труб d_н = 0,127 м.

Примем диаметр труб наддолотного комплекта равным диаметру остальных бурильных труб:

D_нк = d_н = 0,127 м.

Для обеспечения планового перехода по жесткости от КНБК к бурильным трубам должно выполняться условие.

Наружный диаметр УБТ выбраны правильно.

Определяем тип УБТ: УБТ-165 изготовленные из стали «Д»..

В формуле (5.4) примем коэффициент λ₁ = 1, т.к. УБТ одноразмерная

λ -эмпирический коэффициент

Определим длину одноступенчатой УБТ для создания необходимой осевой нагрузки Р_д = 200 кН:

Окончательно принимаем ℓ_убт = 175 м, т.е. 7 свечей по 25 метров.

Общий вес УБТ в жидкости по формуле (5.6)

Общая длина всей компоновки низа бурильной колонны по формуле (5.7):

ℓ_кнбк = 175 м.

Для ГЗД

В отличие от роторного способа бурения колонны рассчитывается лишь на статическую прочность с дополнительным учетом в КНБК веса турбобура.

Расчет компоновки КНБК.

Выбираем диаметр первой степени УБТ, расположенных над долотом. По формуле (5.1):

d_убт(1) =

С учетом табл. 5.1 окончательно принимаем

d_убт(1) = 0,178м.

По таблице 5.1 согласно диаметру долота выбираем диаметр бурильных труб d_н = 0,127 м.

Примем диаметр труб наддолотного комплекта равным диаметру остальных бурильных труб:

d_нк = d_н = 0,127 м.

Из выражения 5.2

то наружные диаметры УБТ выбраны правильно. УБТ изготовлены из стали «Д».

В формуле (5.4) примем коэффициент λ₁ = 1.

Определим общую длину одноступенчатой УБТ для создания осевой нагрузки Р = 200 кН:

Окончательно принимаем т.е. шесть свечей по 25 м;

Общий вес КНБК в жидкости найдем по формуле (5.6):

Общая длина всей компоновки низа бурильной колонны по формуле (5.7):

8. Расчет колонны бурильных труб на статическую прочность.

Для роторного способа.

Длину НК принимаем равной 250 м. С целью повышения усталостной прочности составим его из труб со стабилизирующими поясками типа ТБПВ-127х9Д (предел текучести σ_т – 373 МПа).

Вес НК в жидкости вычисляем по формуле

Возможный перепад давления в долоте при использовании гидромониторного эффекта (υ_д ≥ 80 м/с) определим по формуле:

Растягивающие напряжения в верхнем сечении НК найдем по формуле

для используемых нами долот примем коэффициент α = 0,15. Тогда, мощность, расходуемую на разрушение породы долотами, определим по формуле (5.11):

Мощность, расходуемую на вращение бурильной колонны длиной ℓ = 400 м, вычислим по формуле (5.13):

Крутящий момент у верхнего конца НК рассчитаем по формуле (5.15)

Касательные напряжения в трубах у верхнего конца НК найдем по формуле (5.16):

Коэффициент запаса прочности определим по формуле (5.17), считая, что используются трубы 2-го класса (ν = 0.8)

что выше допустимого значения К_д = 1,45 (табл.5.4).

Проверим нижнюю секцию бурильных труб в сечении, расположенном над УБТ (z = 0), на усталостную прочность.

Стрелу прогиба колонны в скважине при диаметре замка ЗП-127 d_з = 0,127 м. вычислим по формуле (5.30):

Длину полуволны плоскости раздела сжатой и растянутой частей колонны, принятой у верхнего конца УБТ, рассчитаем по формуле (5.31):

Амплитуду переменных напряжений изгиба в резьбовом соединении труб найдем по формуле (5.29):

постоянное среднее напряжение изгиба в каждом цикле определим по формуле (5.32):

Коэффициент запаса прочности в сечении НК над УБТ (σ₁ = 59 МПа) вычислим по формуле (5.33):

что превышает допустимый коэффициент n_д= 1,5.

По табл. 8 приложения выбираем трубы для комплектования 1-й секции колонны: ТБПВ-127х9Е.

Допустимую растягивающую нагрузку для них найдем по формуле (5.20):

Вес первой секции труб в жидкости рассчитаем по формуле (5.21):

Проверим по формуле (5.34) прочность верхней трубы каждой секции при спуске их в клиновом захвате. Примем длину плашек 400 мм и коэффициент С = 0,7.

что выше допустимого значения 1,1.

По таблице 5.2. определим крутящийся момент для свинчивания УБТ, изготовленных из стали «Д»: УБТ-165 - 18 кНм.

По таблице 5.7. для соединения труб ТБПВ-127 выбираем бурильные замки типа ЗП-127. Для свинчивания замков по таблице 5.8. находим необходимый крутящийся момент: ТБПВ-127х9Д-22,3кНм; ТБПВ-127х9Е-22,3кНм;

Результаты расчетов сводим в табл.

Таблица 7.4.

Показатели	Номер секции
Показатели	УБТ	НК	1
Тип труб	УБТ-165	ТБПВ-127	ТБПВ-127
Наружный диаметр труб, мм	178	127	127
Внутренний диаметр труб, мм	57	109	109
Группа прочности материала труб	Д	Д	Е
Интервал расположения ступеней (секций), м	1576-1751	1326-1576	0-1326
Длина секции (ступеней), м	175	250	1326
Нарастающий вес колонны, кН	220	64	337

Для ГЗД.

Длину НК примем равной 250 м. Его будем комплектовать из труб типа ТБПВ-127х9Д (предел текучести σ_т = 373 МПа).

Вес НК в жидкости вычисляем по формуле (5.8)

Возможный перепад давления в долоте при использовании гидромониторного эффекта (υ_д ≥ 80 м/с) оценим по формуле

Перепад давления в турбобуре найдем по формуле (6.19):

Растягивающие напряжения в верхнем сечении НК определим по формуле (5.9):

Допустимая растягивающая нагрузка для труб 1 секции найдем по формуле:

Уточним длину 1-ой секции труб по формуле (5.26):

ℓ₁ = 1751 – 150-250=1351 м.

Вес первой секции труб в жидкости определим по формуле (5.21):

Q₁ = 9,81· 1351 · 29,8 · (1-1043/7850) = 344 кН.

Проверим по формуле (5.34) прочность верхней трубы 1-ой секции при спуске их в клиновом захвате. Примем длину плашек 400 мм и коэффициент С = 0,9:

что выше допустимого значения 1,1.

По таблице 5.2. определим крутящийся момент для свинчивания УБТ, изготовленных из стали «Д»: УБТ-165 - 18 кНм.

Результаты расчетов сводим в табл.

Таблица 8.4.

Показатели	Номер секции
Показатели	УБТ	НК	1
Наружный диаметр труб, мм	УБТ-165	ТБПВ-127	ТБПВ-127
Внутренний диаметр труб, мм	57	109	109
Группа прочности материала труб	Д	Д	Д
Длина секции, м	150	250	1351
Нарастающий вес колонны, кН	189	62	344

9. Гидравлический расчет циркуляционной системы.

Для роторного способа.

Произведем вторую проверку подачи промывочной жидкости.

Определим критическую плотность промывочной жидкости, при которой может произойти гидроразрыв наиболее слабого из пластов, слагающих разбуриваемый материал по формуле (6.1).

Для этого необходимо предварительно вычислить параметры φ и ∑_(Ркп). Значение φ рассчитаем по формуле (6.2) с помощью найденных в п. 7.5 скорости механического бурения:

и в п. 7.3 расхода Q = 0,033м³/с: