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 = р_п /р_в = const;

p'_гр = р_гр /р_в = const,

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

p_в = ρ_вgz,

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

вертикали, на которой произведен замер соответствующего давления. Принять

ρ_в= 1000 кг/м³, g = 9,81 м/с2.

Тогда

p_в = 1000∙9,81∙300∙10^-6=2,94 МПа

p'_п1 = р_{п 1}/р_в1 =3,2/2,94=1,09

Плотность бурового раствора ρ_бр также рассчитывается в относительных величинах:

ρ_о = ρ_бр /ρ_в.

Пласты совместимы для  бурения, если относительные плотности

бурового раствора ρ_о, рассчитанные по величинам названных давлений для

этих пластов, удовлетворяют  неравенству

ρ_оmin <ρ_о < ρ_оmax,

где ρ_оmin - минимально допустимая плотность бурового раствора, рассчитанная по пластовому давлению; ρ_оmax - 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.

ρ_оmin = kp'_п;

ρ_оmax = k_грр'_гр,

где k и k_гр - коэффициенты запаса, учитывающие возможные колебания

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

ρ_{оmin 1} = 1,1∙1,09=1,01

ρ_{оmax 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

ρ_оmaxэ = p'_п + ∆р/р_в.

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

z_конд = z_кр2 + 50, м,

z_конд=410 + 50 = 460 м

где z_кр2 - 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 ρ_о1 =ρ_о2 = ρ_о3 = 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 ρ_о4 =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 ρ_о5 =ρ_о6 = 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

  р_уц = ρg z₁ + ρ_ц g( z_к – z₁) – ρgz_к

Давление опрессовки во всех случаях принимается на 10 % выше

максимального устьевого  давления, т.е.

 

р_опр.ц = 1,1 р_уц. (2.5)

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

р_опр.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 :

р_уи = р_п - ρ_нgz_з

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

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

Окончательно давление опрессовки составит

р_опр.и = 1,1 р_уи.

р_опр.и = 1,1 *7,16=7,88 МПа

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

р_опр.н =12,5 МПа

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

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

 

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

Наибольшее р_вни = р_опр =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