Бурение эксплуатационной наклонно-направленной скважины на Озерной площади (25438)

Посмотреть архив целиком

Размещено на http://www.allbest.ru/

Федеральное государственное образовательное учреждение

среднего профессионального образования

«Пермский нефтяной колледж»







КУРСОВОЙ ПРОЕКТ


Бурение эксплуатационной наклонно-направленной скважины на Озерной площади





Руководитель А.П. Доброхотов


Разработал А.В. Шелковников









Пермь 2010


ЗАДАНИЕ


Для курсового проектирования по «Технологии бурения нефтяных и газовых скважин»

Студенту IV курса Б – 07 – 1 группы 130504 специальности БУРЕНИЕ НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ СКВАЖИН

Пермского нефтяного колледжа

Шелковникову Александру Владимировичу (Фамилия, имя, отчество)

Тема задания и исходные данные: Бурение эксплуатационной наклонно-направленной скважины на Озерном месторождении.

Курсовой проект на указанную тему выполняется студентами колледжа в следующем объеме:

1. Объяснительная записка

1. Введение.

2. Геологический разрез.

2.1. Краткие сведения о районе буровых работ.

2.2. Стратиграфический разрез.

2.3. Нефтеносность.

2.4. Водоносность.

2.5. Газоносность.

2.6. Давление и температура в продуктивных пластах.

2.7. Геофизические исследования.

2.8. Возможные осложнения по разрезу скважины.

2.9. Испытание, освоение продуктивного пласта.

3. Технологический раздел.

3.1. Выбор и расчет конструкции скважины.

3.2. Выбор и расчет профиля наклонно-направленной скважины.

3.3. Выбор типов буровых растворов по интервалам скважины.

3.4. Расчет обсадных колонн.

3.5. Расчет цементирования обсадных колонн.

3.6. Организационно-технические мероприятия по повышению крепления скважин.

3.7. Выбор и расчет бурильной колонны, КНБК по интервалам.

3.8. Выбор буровой установки.

3.9. Показатели работы долот и режимы бурения.

3.10. Расчет гидравлических сопротивлений движущегося раствора в циркуляционной системе.

Расчетная часть проекта

4. Охрана труда, природы и недр.

4.1. Техника безопасности при бурении скважины.

4.2. Производственная санитария.

4.3. Меры по обеспечению пожарной безопасности.

4.4. Охрана окружающей среды.

3. Графическая часть проекта

Лист 1 Геолого-технологический наряд

Лист 2

Лист 3

Лист 4

Дата выдачи « » 20 г.

Срок окончания « » 20 г.

Преподаватель-руководитель

курсового проектирования /А.П. Доброхотов/

(Подпись) (И.О.Ф.)



ВВЕДЕНИЕ


Среди важнейших видов промышленной продукции, объемы производства которой определяют современное состояние и уровень развития материально-технической базы страны, одно из главных мест отводится производству и потреблению нефтепродуктов и добыче нефти и газа.

Бурное развитие нефтяной промышленности началось в XX веке, когда стали широко применяться двигатели внутреннего сгорания, требующие тяжелого и легкого горючего и разнообразных смазочных масел. Особенно быстро начала развиваться мировая нефтегазовая промышленность с тех пор, как нефть и газ стали использовать в качестве сырья для химической промышленности. Нефть, газ и продукты их переработки оказывают огромное влияние на развитие экономики страны, на повышение материального благосостояния народа. Поэтому темпам роста нефтяной и газовой промышленности постоянно уделяется большое внимание. Важным фактором в увеличении добычи нефти является бурение скважин. Данный проект предусматривает проектирование строительства скважины на Озёрном месторождении. Озёрное месторождение расположено на территории заказника «Нижневишерский» вокруг памятника природы – озера Нюхти. ООО БКЕ «Евразия » разрабатывает это месторождение в сложных геологических условиях, требующих больших затрат на охрану окружающей среды.



2. ГЕОЛОГИЧЕСКИЙ РАЗДЕЛ


2.1 КРАТКИЕ СВЕДЕНИЯ О РАЙОНЕ РАБОТ


Таблица 1

Наименование

Значение (текст, название, величина)

Площадь (месторождение)

Озёрное

Административное расположение: Республика

Область (край)

Район


Россия

Пермский Красновишерский

Год ввода площади в бурение

1977

Температура воздуха °С, среднегодовая

наибольшая летняя

наименьшая зимняя


0,2 + 36

45

Среднегодовое количество осадков, мм

633

Максимальная глубина промерзания грунта, м

1,7

Продолжительность отопительного периода в году, сутки


235

Продолжительность зимнего периода в году, сутки.


167

Азимут преобладающего направления ветра, град.


225-270

Рельеф местности

Полого-всхолмленная равнина

Состояние местности -

Заболоченная

Толщина, см

- снежного покрова

- почвенного слоя


80 20

Растительный покров

Смешанный лес

Категория грунта

Вторая










VІІ

Чередование известняков и аргиллитов

Известняки биоморфные

Известняки детритовые

Известняки биоморфные,

Водорослевые, сгустковые

Известняки окремленные с кальцитом

Известняки глинистые

Песчаники мелкозернистые,

аргиллиты


Известняки рифогенные

Подольский горизонт

Каширский горизонт

Верейский горизонт

Башкирский ярус

Серпуховской ярус

Тульский горизонт (карб. отл.)

Тульский горизонт (терр. отл.)

Фаменский ярус

V

С2рd

С2ks

С2vr

С2b

С1s +

С1v3


С1tl(К)

С1tl(Т)

D3fm

ІV

1270

1320

1387

1445

1676

1715

1738

1852

ІІІ

1220

1270

1320

1387

1445

1676

1715

1738

ІІ

1258

1308

1375

1433

1663

1702

1725

1838

І

1208

1258

1308

1375

1433

1663

1702

1725




2.3 НЕФТЕНОСНОСТЬ

Таблица 3

Параметры растворенного газа


давление насыще-ния в пластовых условиях

13,58

10,28

относи-тельная по воздуху плотность


1,008

0,915

содержание углекислого газа


0,05

1,3

содержание

сероводорода


0,42

отс.

газовый

фактор,

м3


53,8

136,7

Содержание

парафина,

по весу

%

2,71

3,94

Содержание

серы,

по весу

%

0,89

0,62

Подвижность,

мкм2/м Па∙с


0,06

0,01

Плотность, г/см3




после

дегазации


0,839

0,836

в пластовых

условиях


0,804

0,727

Тип

коллектора


поровый

поровый

Интервал

по стволу

низ

1439

1849

верх

1393

1841

Индекс

С2b

D3fm


2.5 ГАЗОНОСНОСТЬ


Свободный газ отсутствует.



2.4 ВОДОНОСНОСТЬ

Таблица 4

Относится к

источнику

питьевого

водоснабжения








нет

нет

нет

нет

Тип воды

хлоркальцие-

вый




ХЛК

ХЛК

ХЛК

ХЛК

Общая

минерали-

зация, мг/л




6537,04

5450,84

5515,36

8661,55

Химический состав воды в мг-экв/л

Катионы


+К+


2501,32

2160,55

1826,3

3136

Мg++


264,8

172,8

278,7

332

Са++


502,4

392,07

652,59

863

Анионы


НСО3


3,2

4,39

7,0

3,4

4–2


16,4

13,47

37,43

4,15

Сl


3248,92

2707,56

2713,25

4323

Плотность

г/см3

1,128

1,108

1,145

1,177

Тип

коллектора

поровый

поровый

поровый

гранул.

Интервал,

м

до

(низ)

1070

1387

1445

1738

от

(верх)

892

1320

1387

1715

Индекс

Р1s + аs

С2vr

С2b

С1tl


2.6 ДАВЛЕНИЕ И ТЕМПЕРАТУРА В ПРОДУКТИВНЫХ ПЛАСТАХ


Таблица 5

Температура в конце интервала

Источник получения

РФЗ

РФЗ

оС

+23

+29,8

Пластовое

давление, МПа

13,58

13,5-16,0

Интервал, м

До

(низ)

1445

1838

От

(верх)

1387

1823

Индекс

стратиграфического

подразделения

С2b

D2fm


Совмещенный график давлений


Глубина, м

Индекс

стратиграфического

подразделения


Давление,

МПа

Характеристика давлений:

пластового (порового) давления

гидроразрыва пород

Глубина спуска

колонны, м

Плотность БР, г/см3

Пластовое

Гидроразрыва




16

Q



























14,6







13,5-16




1,5









11,1




14,8







18,2


21,1



21,9


23,4

1,08

136

Р2u

1,21

326

Р1ir

546

Р1fl

1,0

613

Р1аr

736

Р1s+а(Т)

892

Р1s+аs(К)

1070

Р1s+аs

1,12

-

1,14

1160

С3

1220

С2

1270

С2рd

1320

С2ks

1387

С2vr

1,14

1445

С2b

1676

С1s+С1v3

1715

С1tl(К)

1738

С1tl(Т)

1852

D3fm



2.7 ГЕОФИЗИЧЕСКИЕ ИССЛЕДОВАНИЯ


Таблица 6



Замеры и отборы

Наименование исследований


Масштаб


на глубине,

м

в интервале, м







от

до

ПВП.ЦМЮ-12

1:500

160

0

160

БКЗ, АК, РК, БК, ИК, МЗ, ПВП

1:500

579

160

579

АКЦ, ЦМ8-10

1:500

579

0

579

БКЗ, БК, РК, ИК, КВ, АК

1:200

1676

1376

1676

БКЗ, БК, РК, ИК, КВ, АК

1:200

1852

1738

1852

КВ, М2А0,5В

1:500

1676

579

1676

КВ, М2А0,5В

1:500

1852

1445

1852

РК

1:500

1852

0

1852

АКЦ, СГДТ

1:500


0

1852

АКЦ, СГДТ

1:200


1376

1676

АКЦ, СГДТ

1:200


1738

1852

ГК, ЛМ

1:200


1738

1852

Инклинометрия: с т.з. через 5м



60

579

с т.з. через 10м



0

579

60

1852





2.8 ВОЗМОЖНЫЕ ОСЛОЖНЕНИЯ ПО РАЗРЕЗУ СКВАЖИНЫ


2.8.1 ПОГЛОЩЕНИЕ БУРОВОГО РАСТВОРА


Таблица 7

Условия

возникновения

1. Наличие высокопроницаемых

пород;

2. Превышение давления в скважине над пластовым:

Н ≤ 1200 м Р ≥ 1,5 МПа;

1200 м < Н ≤ 2500 м Р ≥ 2,5 МПа


2.8.2 ПРИХВАТООПАСНЫЕ ЗОНЫ

В интервалах обвалообразований, поглощающих пластов и в нефтяных пластах с пониженным давлением.

Максимальная

интенсивность поглощения, м3

Частичные

От частичных до полных

Частичные

Частичные


Интервал, м

До

(низ)

16

136

1676

1738

От

(верх)

0

16

1445

1715

Индекс

стратиграфического

подразделения

Q + Р2u

Р2u + Р1ir

С1s + С1v3

С1t(К) + С1t(Т)



2.8.3 ОСЫПИ И ОБВАЛЫ СТЕНОК СКВАЖИНЫ


Таблица 8

Индекс

стратиграфи-

ческого

подразделения

Интервал, м

Мероприятия по ликвидации

последствий

От

(верх)

До

(низ)

Q + Р2u

0

16

  1. Спуск направления, кондуктора.

  2. Бурение с промывкой буровым
    раствором в соответствии с
    установленными показателями.

  3. Проработка ствола в интервалах
    обвалообразования.

  4. Промывка.

  5. Установка цементных мостов в
    процессе бурения не позднее, чем
    через 36 часов после вскрытия артинских терригенных и верейских отложений.

Р2u

16

136

С2ks + С2vr

1320

1387

D3fm

1738

1852




2.8.4 НЕФТЕГАЗОВОДОПРОЯВЛЕНИЯ


Таблица 9

Индекс стратигра- фического подразде-

ления

Интервал по стволу, м

Вид проявляе­мого флюида

Условия возникновения

Характер проявлений



от (верх)

до (низ)







С2b

1387

1445

нефть

При бурении с промывкой буровым раствором с отклонением параметров заданного бурового раствора

Пленка нефти Пленка нефти Пленка нефти

С2tl+D3fm

1760

1779

нефть





D3fm

1779

1837

нефть






2.8.5 ПРОЧИЕ ВОЗМОЖНЫЕ ОСЛОЖНЕНИЯ


Таблица 10

Индекс страти­графического подразделения

Интервал по стволу, м

Вид осложнения

Условия возникновения

от (верх)

до (низ)

Р1s + а

613

736

Проявление

Н2S-вод

Понижение плотности раствора

ниже проектной на 5%

С2b + С1s

1445

1676

С1tl

1676

1715




Опорожнение колонны

при испытании

Плотность

жидкости

(г/см3)

1,0

Максимальное

снижение

уровня

1274

Диаметр

штуцера

(мм)

3,57

Количество

режимов

(штуцеров)

для

испытания

(шт.)

3

Пласт

фонтани-

рующий

(да, нет)

да

Тип

установки

для

испытания

(освоения)

передвижная

Тип

констру-

кции

продукти-

вного

забоя

цемент,

колонна

Интервал

залегания

объекта, м

До

(низ)

1838

От

(верх)

1725

Номер

объекта

(снизу)

1

Индекс

стратигра-

фического

подразделе-

ния

D3fm





3. ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЙ РАЗДЕЛ


3.1 ВЫБОР КОНСТРУКЦИИ СКВАЖИНЫ


Конструкция скважины определяется числом спущенных обсадных колонн, отличающихся друг от друга глубиной спуска, диаметром, толщиной стенки, группой прочности, применяемых долот по интервалам, а также высотой подъема цементного раствора в затрубном пространстве.

Выбор числа обсадных колонн и глубины спуска производится по совмещенному графику давления. Выбор конструкции скважины производится на основании геологических условии залегания пород, ожидаемых осложнений, глубины скважины и т.д.

На данной площади для успешной проводки скважины спускаются следующие обсадные колонны:

Направление – для перекрытия неустойчивых обваливающихся, осыпающихся пород, ликвидации зоны поглощения, цементируется до устья.

Кондуктор – для перекрытия неустойчивых обваливающихся, осыпающихся пород, предупреждения прихвата бурильной колонны, перекрытия интервала поглощения и изоляции пресных подземных вод от загрязнения, цементируется до устья.

Техническая колонна – для крепления верхних неустойчивых интервалов разреза, изоляции водоносных горизонтов от загрязнения.

Эксплуатационная колонна – для разобщения продуктивных горизонтов, извлечения нефти на поверхность при испытании, цементируется до устья. Расчет диаметров обсадных колонн и долот производится снизу вверх. Диаметр эксплуатационной колонны принимается из условия ожидаемого дебита и наличия эксплуатационного и ремонтного инструмента, оборудования, и принимается равным 0,168 м по ГОСТ 632-80.

Определяется диаметр долота под эксплуатационную колонну:





Dд.эк. = dм + 2δ = 0,188 + 2 × 0,012 = 0,212м,


где dм – диаметр муфты эксплуатационной колонны, δ – зазор между муфтой эксплуатационной колонны и стенками скважины, зависящий от диаметра и типа соединения обсадной колонны профиля скважины, сложности геологических условии, выхода из под башмака предыдущей колонны и т.д. Принимается 0,02 м. из опыта бурения. Принимается согласно ГОСТу 20692-75 диаметр долота 0,2159 м.

Определяется диаметр технической колонны из условия прохождения долота по эксплуатационной колонне:


Dвнк = Dд.эк. + (0,006÷0,008)=0,2159 + 0,006 = 0,2219 м,


где 0,006÷0,008 м зазор между долотом и внутренним диаметром технической колонны. Принимается диаметр технической колонны по ГОСТу 632-80 равный 0,245 м.

Определяется диаметр долота под техническую колонну:


Dд.т. = Dм + 2δ = 0,271 + 2 × 0,012 = 0,295м.


Принимается диаметр долота по ГОСТу 20692-75 равный 0,2953 м.

Определяется диаметр кондуктора:


Dвн.к = Dд.т + (0,006 ÷ 0,008) = 0,2953 + 0,006 = 0,3013 м,


где 0,006÷0,008 м зазор между долотом и внутренним диаметром технической колонны. Принимается диаметр кондуктора по ГОСТу 632-80 равный 0,324 м.

Определяется диаметр долота под кондуктор:





Dд.к = dм + 2δ = 0,351 + 2 × 0,015 = 0,381 м.


Принимается диаметр долота по ГОСТу 20692-75 равный 0,3937 м.

Определяется диаметр ІІ направления:


Dвн.н = Dд.к + 0,006 = 0,3937 + 0,006 = 0,3997м.


Принимается по ГОСТу 632-80 диаметр направления 0,426 м.

Определяется диаметр долота под II направление:


Dд.н = dмн +2δ = 0,451+2 × 0,02 = 0,491 м.


Принимается по ГОСТу 20692-72 диаметр долота равный 0,490 м.

Диаметр I направления равен 0,530 м.

Диаметр долота под I направление равен 0,6 м.

КОНСТРУКЦИЯ СКВАЖИНЫ


Схема 1



3.2 ВЫБОР И РАСЧЕТ ПРОФИЛЯ НАКЛОННО-НАПРАВЛЕННОЙ СКВАЖИНЫ


Принимается для бурения наклонно-направленной скважины. На данной площади 3-х участковый профиль, состоящий из вертикального участка, искривленного участка и прямолинейно-наклонного участка. Учитывается для расчета, что третий участок представляет приблизительно прямую линию. Глубина зарезки наклонного ствола на глубине 200 метров. Бурение искривленного участка осуществляется отклонителем ШО1-195. При бурении под эксплуатационную колонну для изменения направления ствола скважины используют отклонитель ШО-195. Первый спуск отклонителя осуществляется по меткам. Последующие ориентирования отклонителя на забое производится с помощью телесистемы. Интенсивность искривления участка набора кривизны, угла (искривленного участка) принимается i10 = 1°.

РАСЧЕТ НАКЛОННОГО СТВОЛА СКВАЖИНЫ

Исходные данные:

Глубина скважины L в – 1838 м.

Глубина зарезки наклонного ствола Н в = 200 м.

Диаметр долота D д = 0,2953 м.

Диаметр забойного двигателя D з.д = 0,24 м.

Длина отклонителя L.що= 10м.

Длина забойного двигателя L 2тсш = 17 м.

Определяется радиус искривления ствола скважины:

R = × 10 × К = × 10× 1,05 = 600 м, где К – коэффициент, учитывающий ошибки в расчетах принимается (1,05÷1,10).

Определяются минимальные радиусы искривленного ствола скважины при использовании различных забойных двигателей:





= = = 282 м;

fот = = = 9,9 мм;

I = 0,049 = 0,049 × 244 = 16,257см2;

= = = 429,4 м,


где К1 – принимаемый зазор между забойным двигателем и стенкой скважины, в зависимости от твердости горных пород 2 – 6см;

f зд – прогиб отклонителя забойного двигателя в искривленном стволе

скважины;

I – момент инерции поперечного сечения забойного двигателя;

Е – модуль Юнга, Е = 2,1 × 107


= = = 599 м,

fзд = = = 6,31 мм;

I = 0,049 = 0,049 × 19,54 = 7085 см2,


где: q зд – масса забойного двигателя длиной в 1 см (кг).

Так как минимальные радиусы меньше расчетного радиуса искривления ствола скважины, то принимается R = 600 м.

Определяется максимальный угол наклона ствола скважины:


соs α = = = 0,9910; α = 7о,


где: А – проложение – 200 м; Н = Lв – Нв = 1838 – 200=1638 м.

Определяется горизонтальная проекция искривленного участка:





а = R × (1 – соs α) = 600 × (1 – 0,9910) = 5,4 м.


Определяется вертикальная проекция искривленного участка:


h = R × sin α = 600 × 0,1219 = 73,14 м.


Определяется вертикальная проекция прямолинейного наклонного участка:


Н = Lв – (Нв + h) = 1838 – (200 + 73,14) = 1565 м.


Определяется горизонтальная проекция прямолинейного наклонного участка:


А = Н × tg α = 1565 × 0,1228 = 192 м.


Определяется длина искривленного участка:


2 = 0,01745 × R × α = 0,01745 × 600 × 7 = 73,3 м.


Определяется длина прямолинейного наклонного участка:


3 = Н1 / соs α = 1565 / 0,9910 = 1579 м.


Определяется длина наклонного участка:


Lн = 1 + 2 + 3 =200 + 73,3 + 1579 = 1852 м.


Определяются коэффициенты приращения по интервалам наклонной скважины:


к2 = 2 / h = 73,3 / 73,1 = 1,002;

к3 = 3 / Н = 1579 / 1565 = 1,009.


ПРОФИЛЬ НАКЛОННОЙ СКВАЖИНЫ


Схема 2


3.3 ВЫБОР ТИПОВ БУРОВЫХ РАСТВОРОВ ПО ИНТЕРВАЛАМ СКВАЖИНЫ


Типы буровых растворов выбираются по интервалам бурения с учетом геолого-технических условий, опыта проводки скважины на данной площади с целью предупреждения осложнений, снижения проницаемости продуктивных пластов и получения максимальных технико-экономических показателей бурения скважины.

Бурение под I направление в интервале от 0 до 12 м «всухую» шнеком Dд = 600 мм.

Бурение под II направление в интервале от 12 до 40 м. ведется на естественном глинистом растворе ρ = 1080 кг/м3, УВ = 20-25 с, рН = 6,5.

Бурение под кондуктор от глубины II направления до башмака кондуктора от 40 до 160 м ведется на глинистом растворе ρ = 1230-1240 кг/м3.

Бурение под техническую колонну от 160 до 579 м, на соленасыщенном растворе ρ = 1,21-1,23 г/см3, УВ = 22 с.

Бурение под эксплуатационную колонну в интервале от 579 до 972 м. ведется на технической воде ρ = 1000 кг/м3, остальные параметры не регулируются;

в интервале от 972 до 1497 м – ХНР (хлорнатриевый раствор), ρ = 1120-1140 кг/м3, остальные параметры не регулируются;

в интервале от 1497 до 1852 м – на безглинистом растворе на основе полисахаридов с ρ = 1120-1140 кг/м3, УВ=20-25 с, фильтроотдача 6-8 × 10–6 м3 × 30 мин, рН = 7,5-8,5, корка – пленка.

Определяется плотность бурового раствора из условия предупреждения проявления.


Ρб.р = Рпл × К / 0,01L = 14,08×1,05 / 0,01×1838 = 804 кг/м3.


С целью предупреждения проявления продуктивного пласта и осложнений вышележащих пластов принимается ρб.р = 1140 кг/м3, со следующими параметрами: УВ=25-30 с, фильтроотдача 6-8 × 10–6 м3 × 30 мин, рН=7,5-8,5, корка – пленка, СНС = 0.

Определяется количество материалов для приготовления и обработки бурового раствора по интервалам:

Vм – объем мерников, м3;

К1 – коэффициент кавернозности 1,1;

К2 – коэффициент, учитывающий потери бурового раствора от фильтрации 1,1;

К3 – коэффициент, учитывающий потери бурового раствора при его очистке 1,1;

Интервал бурения 0 – 12 м:


Vбр = Vм + 0,785 × × Lн × К1 × К2 × К3 = 50 + 0,785 × 0,4902 × 40 × 1,1 × 1,1 × 1,1 = 55,6м3.


Интервал бурения 0 – 40 м:


Vбр = Vм + 0,785 × Dд2 × Lн × К1 × К2 × К3 = 50 + 0,785 0,4902 × 40 × 1,1 × 1,1 × 1,1 = 60,5м3.


Интервал бурения 0 – 160 м:


Vбр = Vм + 0,785 × Dд2 × Lн × К1 × К2 × К3 =50 + 0,785 × 0,39372 × 160 × 1,1 × 1,1 × 1,1 = 76 м3;


Интервал бурения 0 – 579м.:


Vбр = Vм + 0,785 × Dд2 × Lн × К1 × К2 × К3 = 50 + 0,785 × 0,29532 × 579 × 1,1 × 1,1 × 1,1 = 101 м3;


Интервал бурения 0 – 972 м:





Vбр = Vм + 0,785 × Dд2 × Lн × К1 × К2 × К3 = 50 + 0,785 × 0,21592 × 972 × 1,1 × 1,1 × 1,1 = 102 м3;


Интервал бурения 0 – 1497 м:


Vбр = Vм + 0,785 × Dд2 × Lн × К1 × К2 × К3 = 50 + 0,785 × 0,21592 × 1497 × 1,1 × 1,1 × 1,1 = 118 м3;


Интервал бурения 0 – 1852 м:


Vбр = Vм + 0,785 × Dд2 × Lн × К1 × К2 × К3 = 50 + 0,785 × 0,21592 × 1852 × 1,1 × 1,1 × 1,1 = 141 м3.


Для приготовления бурового раствора применяется гидросмеситель УС – 6 – 30. Для обработки бурового раствора химическими реагентами применяют глиномешалку МГ-2-4.

Для очистки бурового раствора применяется циркуляционная система: 2 вибросита (DЕRRІСК), гидроциклоны, илоотделитель, центрифуга, емкость-отстойник.


6

322 кг

368 кг

460 кг

16744 кг

46 кг

46кг

80,78 м3

5

493,5

564

705

25662

70,5

70,5

123,7

4

3,5

4

5

182

0,5

0,5

0,878

3

Реоцел марки «В»

Р-Сил марки «А»

Синтал

Хлорид натрия

Хлорид кальция

ПАВ

Техническая вода

2








1









3.4 РАСЧЕТ ОБСАДНЫХ КОЛОНН


3.4.1 РАСЧЕТ ЭКСПЛУАТАЦИОННОЙ КОЛОННЫ

Исходные данные:

Глубина скважины по стволу Lн = 1852 м;

Глубина скважины по вертикали Lв =1838 м;

Интервал цементирования чистым цементом L2 = 286 м, (от башмака

эксплуатационной колонны до глубины на 200 м выше кровли

верхнего продуктивного пласта);

L1 = 1566 м, интервал, цементируемый облегченным цементным раствором.

Пластовое давление 14,08 МПа;

Давление опрессовки 15 МПа;

Плотность цементного раствора ρ = 1830 кг/м3;

Плотность облегченного цементного раствора ρ = 1640 кг/м3;

Плотность бурового раствора ρ = 1130 кг/м3;

Плотность жидкости затворения ρ = 1000 кг/м3;

Снижение уровня жидкости в скважине Н = 1160 м;

Жидкость при снижении уровня в колонне ρгс = 1100 кг/м3;

Плотность нефти ρн = 743 кг/м3;

Зона эксплуатационного объекта 11 = 200 м;

Запас прочности на смятие n1 = 1,15;

Запас прочности на внутреннее давление n2 = 1,15;

Запас прочности на растяжение n3 = 1,3;

Расчет на избыточные давления, наружные, ведется:

а) Для окончания цементирования колонны:

при Z = 0 рниz = 0

при Z = Lв


рНИL = 10–6 × 10 × (ρоцр × L1 + ρцр × L2 – ρбр × Lв) = 10–6 × 10 × (1640 × 1566 + 1830 × 286 – 1130 × 1383) = 10,07 МПа.


б) При окончании эксплуатации:

при Z = 0 рвио = 0

при Z = Lв


р'НИL = 10–6 × 10 × [ρгс × Lв – ρн × (Lв – Н)] = 10–6 × 10 × [1100 × 1838 – 743 × (1838 – 1160)] = 15,2 МПа.


Определяются наружные, избыточные давления в зоне продуктивного пласта с учетом коэффициента запаса смятия:


n1 × рНИL = 1,15 × 10,07 = 12,3 МПа;

n1 × р'НИL = 1,15 × 15,2 = 17,5 МПа.


Этому значению соответствует обсадные трубы по ГОСТу 632-80, группы прочности «Д», толщина стенки δ = 8 мм, ркр = 20,1 МПа, рст = 0,97 МН, рт = 32,2 МПа. q1 = масса 1-го погонного метра – 0,000327 МН.

Определяется р'НИL, в зоне эксплуатационного объекта на глубине


L1 = Lв – 11 = 1838 – 200 = 1638м; р НИL'1 =16,2 МПа.





Этому значению соответствуют обсадные трубы группы прочности «Д» с толщиной стенки 7,3 мм, ркр = 16,7 МПа, рст = 0,86 МН, рт = 29,4 МПа, q1 = масса 1-го погонного метра – 0,000301 МН.

Определяется длина второй секции с δ = 7,3 мм. Из условия растяжения:


Lдоп = = = 2031 м; Q1 = q1 × l1 = 0,000327 × 200 = 0,0654 МН.


Принимается длина второй секции:


L2 = Lн – l1 = 1852 – 200 = 1652м;


Определяется масса второй секции:


Q2 = q2× 12 = 0,000301× 1652 = 0,497 МН;


Определяются внутренние, избыточные давления при Z = 0


ру = рпл – 10–6 × g × рн × Lв = 14,08 – 10–6 × 10 × 743 × 1838 = 0,48 МПа, т.к. роп > 1,1 ру, то рвио = роп = 15 МПа;

при Z = Lв;

рВИL = роп + 10–6 × 10 × (ρв – ρгс) × Lв= 15 + 10 × 10–6 × 1838 × (1000 – 1100) = 13,16 МПа.


Строятся эпюры наружных и внутренних избыточных давлений:





Схема 4


Определяется коэффициент запаса прочности на внутреннее давление:


n2 = рт / роп = 29,4 / 15 = 1,96 > 1,15.


Конструкция эксплуатационной колонны диаметром 0,168 мм группы прочности «Д»:


Таблица 13

секции

δ, мм

L, м

Q, МН

1

8,0

200

0,0654

2

7,3

1652

0,497


3.4.2 РАСЧЕТ ТЕХНИЧЕСКОЙ КОЛОННЫ

Исходные данные:

Длина колонны Lтк = 579 м;

Диаметр Dтк = 0,245 м по ГОСТу 632-80.

Группа прочности «Д», толщина стенки 7,9 мм;


рст = 1,32 МН; ркр = 8,5 МПа; рт = 21,9 МПа;

q = 0,00048 МН – масса одного погонного метра;


Определяется внутреннее избыточное давление, возникающее при проявлении:


ри = рпл – 10–6 ×q × ρн × L = 14,08 – 10–6 × 10 × 743 × 1838=0,48 МПа,


где L – расстояние от устья до кровли продуктивного пласта по вертикали,

т.к. роп= 15 МПа, то принимается рво = ри = роп = 15МПа.

Определяется коэффициент запаса прочности на внутреннее давление:


n2 = рт / роп = 21,9 / 15 = 1,46 > 1,3.


Определяется коэффициент запаса прочности на страгивание или на растяжение:


n2 = рст / Lк × q = 1,32 / (579 × 0,00048) = 4,75 > 1,3.


Определяется масса технической колонны:


Qтк = q × Lтк = 0,00048 × 579 = 0,278 МН.


3.4.3 РАСЧЕТ КОНДУКТОРА

Исходные данные:

Длина колонны Lк = 160 м;

Диаметр Dк = 0,324 м по ГОСТу 632-80, группа прочности «Д», толщина стенки 8,5 мм, q = 0,000684 МН – масса одного погонного метра.

Определяется масса кондуктора:


Q = q × Lк = 0,000684 × 160 = 0,109 МН.


3.4.4 РАСЧЕТ НАПРАВЛЕНИЯ

Исходные данные:

а) Глубина шахты Lн1 = 12 м;

Диаметр шахты Dн1 = 0,53 м,

q = 0,002 МН – масса одного погонного метра;

Определяется масса шахты:


Qн1 = q × Lн1 =0,002 × 12 = 0,024 МН;


б) Глубина направления Dн2 = 40 м.;

Диаметр направления Dн2 = 0,426 м, по ГОСТу 632-80, Группа прочности «Д», толщина стенки δ = 10 мм, q = 0,001065 МН – масса одного погонного метра.

Определяется масса направления.


Qн2 = q × Lн2 = 0,001065 × 40 = 0,0426 МН.


3.5 РАСЧЕТ ЦЕМЕНТИРОВАНИЯ ОБСАДНЫХ КОЛОНН


3.5.1 РАСЧЕТ ЦЕМЕНТИРОВАНИЯ ЭКСПЛУАТАЦИОННОЙ КОЛОННЫ

Исходные данные:

Длина колонны по стволу Lн = 1852 м;

Интервал цементирования облегченным цементным раствором Lо = 1566м;

Интервал цементирования чистым цементным раствором Lцр =286 м;

Длина цементного стакана hст = 10 м;

Интервал буферной жидкости по затрубному пространству Нбуф =300 м;

Диаметр долота Dд.= 0,2159 м;

Диаметр эксплуатационной колонны dэк = 0,168 м;

Плотность цементного раствора ρц.р = 1830 кг/м3;

Плотность облегченного цементного раствора ρо = 1640 кг/м3;

Плотность бурового раствора ρб.р = 1130 кг/м3;

Водоцементное отношение облегченного цементного раствора mо = 0,75;

Водоцементное отношение цементного раствора m = 0,5;

Определяется объем буферной жидкости:


Vбуф = 0,785 × (к × Dд2 – dэк2) × Нбуф = 0,785 × (1,1 × 0,21592 – 0,1682) – 300 = 5,4 м3;


Определяется объем чистого цементного раствора:


Vцр = 0,785 × [(к × Dд2 × dэк2) × L2 + dвэк2 × hст]= 0,785 × [(1,1 × 0,21592 – 0,1682) × 286 + 0,1522 × 10] = 5,36 м3, где к – коэффициент кавернозности.


Определяется объем облегченного цементного раствора:


Vо=0,785 ×(к× Dд2–dэк2)× L1=0,785×(1,1×0,21592 – 0,1682) ×1566=28,3 м3.


Определяется плотность цементного раствора:


ρцр = = = 1830 кг / м3.


Определяется плотность облегченного цементного раствора:


ρо = = = 1640 кг / м3.


Определяется количество сухого цемента в цементном растворе:


Gц = (ρцр × Vцр × к) / (1 + m) = (1830 × 5,36 × 1,03) / (1 + 0,5) = 6,7 т.



Определяется количество сухого цемента в облегченном цементном растворе:


Gо = (ρо × Vо × к) / (1 + mо) = (1640 × 28,3 × 1,03) / (1 + 0,75) = 31,8 т,


где к – коэффициент, учитывающий потери цемента при затворении.

Определяется количество воды для цементирования:


Vв = m × Gц + mо × Gо = 0,5 × 6,7 + 0,75 × 31,8 = 27,2 м3.


Определяется количество СаСl2 в цементном растворе:


GСаСl =(m × Vцр) / 100 = (0,5 × 5,36) / 100 = 0,08 т.


Определяется количество СаС12 в облегченном цементном растворе:


Gо СаСl =(mо × Vо) / 100 = (0,75 × 28,3) / 100 = 0,42 т.


Определяется количество ОЭЦ для обработки цементного раствора:


Gоэц = (m × Vцр) / 100 = (0,5 × 5,36) / 100 = 0,0268 т.


Определяется количество продавочной жидкости:


Vпрж = 0,785 × dвнок2 × (Lн – hст) × к = 0,785 × 0,15342 × (1852 – 10) × 1,03 = 35 м3.


Определяется давление на цементировочной головке в конце цементирования обсадной колонны:





рк = рг + рц = 5,3 + 9,7 = 15 МПа;

рг= Lв +1,6 = 0,002 × 1838 + 1,6 = 5,28 МПа;

рц = 0,00110 × 10 ×црср – ρр) × (Lв – hст) × 10–3 = 0,001 × 10 × (1669 – 1130) × (1838 – 10) × 10–3 = 9,7 МПа;

ρцрср = (ρо × Lо + ρцр × Lцр) / (Lо + Lцр) = (1640 × 1566 + 1830 × 286) / (1566 + 286) = 1669 кг / м3.


Определяется температура забоя:


Т = tср + Г × Lв = 1 + 0,025 × 1838 = 46,95 °С,


где Г = 0,025 – геотермический градиент.

По температуре забоя рекомендуется цемент для холодных скважин ІG-СС-1.

По величине р и рг принимаются втулки на насосе ЦА-320М  115 мм.

Определяется количество продавочного раствора, закачиваемого на различных скоростях ЦА-320М:


hо = (Vцр + Vоцр) / (Fвн + Fзп) = (5,36 + 28,3) / (0,0184 + 0,018) = 924 м;

Fвн = 0,785 × = 0,785 × 0,15342 = 0,0184 м2;

Fкп = 0,785(кD2д – d2нок) = 0,785 × (1,1 × 0,21592 – 0,1682) = 0,018 м2;

lо = Lн – hо = 1852 – 924 = 928 м;

а = (hо – hст) / рц = (928 – 10) / 9,7 = 94,2 м / МПа;

hV = 1о + а × (рV + рг) = 903 + 94,2 × (5,8 – 5,3) = 950,1 м;

hІV = а × (рІV + рV) = 94,2 × (8,7 – 5,8) = 273,2 м;

hІІІ = а × (рІІІ + рІV) = 94,2 × (13,4 – 8,7) = 442,7 м;

hІІ = а × (рІІ + рІІІ) = 94,2 × (23 – 13,4) = 904,3 м;

VV = Fвнэкср × hV = 0,0184 × 950,1 = 17,5 м3;

VІV = Fвнэкср × hІV = 0,0184 × 273,2 = 5 м3;

VІІІ = Fвнэкср × hІІІ = 0,0184 × 442,7 = 8,1 м3;

VІІ = Vпрж – (VV + VIV + VIII) = 35 – (17,5 + 5 + 8,1) = 4,4 м3.


Определяется время цементирования эксплуатационной колонны из условия работы одного ЦА-320М:


Тц = Тзак + Тпрод + t = 2090,6 + 3291,9 + 700 = 6082,5 с;

Тзак = (Vцр + Vо) × 103 / qцаv = (5,36+28,3) × 103 / 16,1 = 2090,6 с;

Тпрод = tv + tІV + tІІІ + tІІ = Vv × 103 / qца v + VІV × 103 / qца ІV + VІІІ × 103 / qца ІІІ + VІІ × 103 / qца ІІ = 17,5 × 103 / 16,1 + 5 × 103 / 13,3 + 8,1 × 103 / 8,7 + 4,4 × 103 / 4,9 = 3291,9 с,


где t – время , затраченное для промывки нагнетательной линии ЦА-320М и отвинчивания стопоров на цементировочной головке.

Определяется количество ЦА-320М по времени схватывания цементного раствора nца = [Тц / (0,75 × Тсхв)] + 1 = [6082,5 / (60 × 0,75 × 120)] + 1 = 2 агрегата.

Определяется количество цементировочных агрегатов по скорости восходящего потока:


nца = 0,785 × (к × Dд2 – dнок2) × с / qцаср = 0,785 × (1,1 × 0,21592 – 0,1682) × 1,5 / 0,0106 = 2,56 = 3 агрегата,


где qцаср = Vпрж / Тпрод = 35 / 3291,9 = 0,0106 м3 / с,

С – скорость восходящего потока 1,5 – 2 м/с. Принимается количество ЦА-320М – 3 агрегата.

Определяется количество цементосмесительных машин по грузоподъемности:


nас = (Gц + Gоц) / 20+1 = (6,7+31,8) / 20 + 1 = 3 смесителя.





Определяется время цементирования эксплуатационной колонны:


Тф = (Тц – t) / nца + t = (6082,5 – 700) / 3 + 700 = 2494,17 с = 41,6 мин.


3.5.2 РАСЧЕТ ЦЕМЕНТИРОВАНИЯ ТЕХНИЧЕСКОЙ КОЛОННЫ

Исходные данные:

Глубина Lтк = 579 м.

Диаметр технической колонны Dтк = 0,245 м, по ГОСТу 632-80;

Диаметр долота Dд = 0,2953 м.

Высота цементного стакана hст = 10 м.

Плотность цементного раствора ρц.р = 1830 кг / м3.


Случайные файлы

Файл
178766.rtf
53096.doc
91677.rtf
28944.rtf
7969-1.rtf