Проектирование строительства эксплуатационной скважины №11 на Северо-Прибрежной площадке Краснодарского края

Идеальный буровой раствор, применяемый при бурении скважин, должен отвечать следующим требованиям:

· способствовать повышению скорости проходки;

· позволять поддерживать низкое содержание твердой фазы, благодаря чему до минимума снижается опасность загрязнения пласта;

· повышать устойчивость ствола, ингибировать склонные к осложнениям породы и обеспечивать сохранение целостности выбуренной породы, благодаря чему облегчается ее удаление;

· обеспечивать поддержание на стабильном уровне статического напряжения сдвига и улучшенную очистку ствола без чрезмерных пульсаций давления в процессе спускоподъемных операций;

· проявлять низкую токсичную и высокую термостабильность;

· давать возможность экономить денежные средства, при этом затраты на контролирование и поддержание необходимых свойств бурового раствора с лихвой окупаются.

Для устранения осложнений скважину бурят с применением высококачественной промывочной жидкости. Непрерывная циркуляция промывочной жидкости в стволе скважины обеспечивает не только очистку забоя от выбуренной породы, но и охлаждение и смазку долота.

Глинистые растворы, применяемые в качестве промывочной жидкости, глинизируют стенки скважины и удерживают во взвешенном состоянии выбуренные частицы породы в покоящейся жидкости, т.е. в период прекращения циркуляции. Они являются одним из наиболее распространенных видов промывочных жидкостей, применяемых при бурении нефтяных и газовых скважин. Обработанные химическими реагентами они образуют устойчивую суспензионно-коллоидную дисперсную систему с небольшой водоотдачей и необходимыми структурно-механическими качествами. При нормальных условиях бурения нетрудно регулировать их параметры[9].

 Глинистый раствор – это смесь мелких частиц глины с водой, приготовленная так, что частицы глины находятся во взвешенном состоянии.

Глинистый раствор приготовляется непосредственно на буровой при помощи глиномешалок[8].

Для выбора бурового раствора воспользуемся информацией о горных породах, их проницаемости, пластовых давлениях и номинальных диаметрах скважины представленных в таблицах 1.1 и 2.2. В соответствии с геолого- техническими условиями определяем компонентный состав бурового раствора, одинаковый для всех интервалов: ингибированный полимер-глинистый раствор, в состав которого входят бентонитовый глинопорошок, вода, утяжелитель (барит), ССБ, ФХЛС, нефть, графит, хроматы, эмульгаторы, пеногаситель, КМЦ.

Технологические параметры бурового раствора приведены в таблице 2.3.

Таблица 2.3 Технологические параметры бурового раствора

2.3ТЕХНИКА БУРЕНИЯ

2.3.1 Определение оптимальной массы бурильной колонны

2.3.1.1 Расчет бурильных труб, УБТ, компоновок бурильной колонны

Бурильная колонна является связующим звеном между долотом, находящимся на забое скважины, и буровым оборудованием, расположенным на поверхности. Она предназначена для подвода энергии (механической, гидравлической, электрической) к долоту, обеспечения подачи бурового раствора к забою, создания осевой нагрузки на долото, восприятия реактивного момента долота и забойного двигателя.

Основные элементы, составляющие бурильную колонну, — ведущая труба (квадратная штанга), бурильные трубы, бурильные замки, муфты, переводники, центраторы бурильной колонны, утяжеленные бурильные трубы (УБТ).

Для передачи вращения БК от ротора или реактивного момента от забойного двигателя к ротору при одновременном осевом перемещении БК и передаче бурового раствора от вертлюга в БК служат ведущие бурильные трубы[6].

При бурении нефтяных и газовых скважин применяют ВБТ сборной конструкции, состоящие из квадратной толстостенной штанги 2 с просверленным каналом, верхнего штангового переводника (ПШВ) 1 с левосторонней резьбой и нижнего штангового переводника (ПШН) 3 с правосторонней резьбой.

 Для защиты от износа замковой резьбы ПШН, подвергающейся многократным свинчиваниям и развинчиваниям при наращивании БК и спуско-подъемных работах, на ПШН дополнительно навинчивают предохранительный переводник.

По ТУ 14-3-126 предусматривается выпуск ВБТ с размерами сторон квадратной штанги 112х112, 140х140, 155х155. Размер присоединительной резьбы, соответственно, З-117 (З-121; З-133); З-140 (З-147); З-152 (З-171).

Квадратные штанги для ВБТ изготавливают длиной до 16,5 м из стали групп прочности Д и К (предел текучести 373 и 490 МПа), а переводники ПШН и ПШВ – из стали марки 40ХН (с пределом текучести 735 МПа).

Бурильные трубы составляют основную часть колонны. Они приспособлены к длительному свинчиванию - развинчиванию. Промышленность выпускает бурильные трубы длиной 6 ± 0.6; 8 ± 0.6; 11.5 ± 0.9 м, наружным диаметром 60, 73, 89, 102 мм. Трубы диаметром 114, 127, 140 и 168 мм выпускают длиной 11.5 ± 0.9 м.

В настоящее время в нефтегазовой промышленности широко используются стальные бурильные трубы с приваренными замками

Бурильная труба состоит из трубной заготовки и присоединительных концов (замковой муфты и замкового ниппеля). Последние соединяются с трубной заготовкой либо посредством трубной резьбы (профиль по ГОСТ 631) и представляют собой бурильную трубу сборной конструкции, либо посредством сварки. Для свинчивания в свечи на присоединительных концах нарезается замковая резьба по ГОСТ 5286 (на ниппеле наружная, на муфте внутренняя). Для увеличения прочности соединений концы трубных заготовок "высаживают", т.е. увеличивают толщину стенки[10].

 Стальные бурильные трубы с приваренными замками предназначены преимущественно для роторного способа бурения, но также используются и при бурении с забойными гидравлическими двигателями.

ТБП выпускают в соответствие с ГОСТ Р 50278 трех разновидностей:

- ПВ – с внутренней высадкой;

- ПК – с комбинированной высадкой;

- ПН - с наружной высадкой.

Изготовляют трубные заготовки из стали групп прочности Д, Е, Л, М, Р с пределом текучести, соответственно: 373, 530, 637, 735, 882 МПа длиной 12 м. Присоединительные концы – бурильные замки изготовляют по ГОСТ 27834-95 из стали 40 ХН (предел текучести 735 МПа) для труб из стали групп прочности Д, Е. Для труб из стали групп прочности Л, М, Р замки изготовляются из стали 40ХМФА (предел текучести 980 МПа).

При роторном бурении колонна бурильных труб служит для передачи вращения долоту и подачи бурового раствора к забою скважины.

Для увеличения веса и жесткости БК в ее нижней части устанавливают УБТ, позволяющие при относительно небольшой длине создавать частью их веса необходимую нагрузку на долото[3].

В настоящее время наиболее широко используются следующие типы УБТ:

·                          горячекатанные (УБТ), изготавливаемые по ТУ 14-3-385;

·                          сбалансированные (УБТС), изготавливаемые по ТУ 51-744.

УБТ этих типов имеют аналогичную беззамковую (отсутствуют отдельные присоединительные концы) толстостенную конструкцию и поставляются в комплекте. Комплект УБТ имеет одну наддолотную трубу с двумя муфтовыми концами, а остальные – промежуточные (верхний конец муфтовая резьба, нижний – ниппельная). Горячекатанные УБТ выполняются гладкими по всей длине. На верхнем конце УБТС выполняется конусная проточка для лучшего захвата клиньями при спуско-подьемных работах.

 Горячекатанные УБТ используются преимущественно при бурении с забойными гидравлическими двигателями.

Сбалансированные УБТ используют преимущественно при роторном способе бурения. УБТС изготовляют из сталей марки 38ХН3МФА (предел текучести 735 МПа) и 40ХН2МА (предел текучести 637 МПа). Канал у таких труб просверлен, что обеспечивает его прямолинейность, а наружная поверхность подвергнута механической обработке, что обеспечивает равную толщину стенки и круглое сечение. Обкатка резьбы роликами и ее фосфатирование, термическая обработка концевой (0,8-1,2 м) поверхности труб значительно повышают их прочностные показатели[4].

Диаметр бурильных труб должен составлять 60-65%, а диаметр УБТ -75-85% от диаметра долота. Поэтому при бурении проектируемой скважины будут использоваться бурильные трубы диаметром 127мм (вес1м-31,9 кг), а УБТ -диаметром 178 мм. (вес1м- 156 кг)

Определим вес снаряда по формуле:

Qкр = k*α*q*L*(1-γж/γст), ( 2.3.1.)

где k - коэффициент, учитывающий силы трения колонны бурильных труб о стенки скважины, а также возможные прихваты ее породой (при подъеме снаряда k = 1,25-1,5; при подъеме обсадных труб k = 1,5-2,0);

α - коэффициент, учитывающий увеличение веса труб за счет соединяющих их элементов ( для муфтово-замкового α =1,1);

q - вес 1 м труб, кг;

L - длина колонны труб, м;

γж - удельный вес промывочной жидкости, г/см3;

γст - удельный вес материала бурильных труб (для стали 7,85 г/см3).

Вес инструмента под колонну диаметром 324 мм:

Qкр = 1,25*1,1*31,9*1020*(1-1,18/7,85) = 38028 кг = 38 т.

Вес инструмента под колонну диаметром 245 мм:

Qкр =1,25*1,1*31,9*2450*(1-1,7/7,85)=83821 кг = 83.8 т.

Вес инструмента под колонну диаметром 146 мм:

Qкр = 1,25*1,1*31,9*3025*(1-2,13/7,85)= 96859кг = 96.8т.

Вес инструмента можно также рассчитать по следующей формуле:

Qкр = ( Pпри + Р перев + Рубт + Рбур.тр + Рвед.тр + Рвертл ) *(1-γж/γст), (2.3.2.)

Для этого необходимо знать длину утяжеленных бурильных труб. Вычислим ее по формуле:

Lубт = k*Р / (q *(1-γж/γст)),

где Р - осевая нагрузка на породоразрушающий инструмент, Н;

q - вес 1 м УБТ, кг;

k - коэффициент завышения веса УБТ (k = 1,25-1,5).

При бурении под колонну диаметром 324 мм:

Lубт = 1,25*104054/(1560*(1-1,18/7,85)) = 98 м.

Применяем 4 свечей УБТ диаметром 178 мм по 25 м.

При бурении под колонну диаметром 245 мм:

Lубт = 1,25*83271/(1560*(1-1,7/7,85)) = 85.5 м.

Применяем 4 свечей УБТ диаметром 178 мм по 25 м.

При бурении под колонну диаметром 140 мм:

Lубт = 1,25*81207/(1560*(1-2,13/7,85)) = 89 м.

Применяем 4 свечей УБТ диаметром 178 мм по 25 м.

Для создания необходимой нагрузки на долото можно использовать УБТ разного диаметра.

Вычислим вес бурового снаряда при бурении под колонну диаметром 324 мм:

Qкр = ( Pпри + Рперев+Lубт*qубт +Lбур.тр* qбур.тр + L вед.тр *qвед.тр + Рвертл )*(1-γж/γст), (2.3.3.)

Qкр = (37,8+15+98*156+922*31,9+16*124,3+6700)*(1-1,18/7,85) = 45426 кг = 45.4т.

Вычислим вес бурового снаряда при бурении под колонну диаметром 245 мм:

Qкр = ( Pпри + Рперев+Lубт*qубт +Lбур.тр* qбур.тр + L вед.тр *qвед.тр + Рвертл )*(1-γж/γст), (2.3.4.)

Qкр = (37,8+15+85.5*156+2364.5*31,9+16*124,3+6700)*(1-1,7/7,85) = 76056 кг =76т.

Вычислим вес бурового снаряда при бурении под колонну диаметром 140 мм:

Qкр = ( Pпри + Рперев+Lубт*qубт +Lбур.тр* qбур.тр + L вед.тр *qвед.тр + Рвертл )*(1-γж/γст), (2.3.5.)

Qкр = (37,8+15+89*156+2936*31,9+16*124,3+6700)*(1-2,13/7,85) = 84887кг = 84.9т.

Переводники предназначены для соединения элементов БК с резьбами различных типов и размеров. Переводники согласно ГОСТ 7360 разделяются на три типа:

1)  Переводники переходные, предназначенные для перехода от резьбы одного размера к резьбе другого. ПП имеющие замковую резьбу одного размера называются предохранительными.

2)  Переводники муфтовые для соединения элементов БК, расположенных друг к другу ниппелями.

3)  Переводники ниппельные для соединения элементов БК, расположенных друг к другу муфтами.

Переводники каждого типа изготовляют с замковой резьбой как правого, так и левого направления нарезки. Резьба должна соответствовать ГОСТ 5286-75 для бурильных замков.

ГОСТ 7360 предусматривает изготовление 90 типоразмеров переводников, которые охватывают практически все необходимые случаи их применения.

 Пример условного обозначения переводника типа ПП с резьбами муфтовой З-147, ниппельной З-171: П - 147/171 ГОСТ 7360

То же, но с левой резьбой: П - 147/171 –Л ГОСТ 7360

Переводники изготовляются из стали марки 40ХН (предел текучести 735 МПа).

Калибраторы служат для выравнивания стенок скважины и устанавливаются непосредственно над долотом. Используются как лопастные калибраторы с прямыми (К), спиральными (КС) и наклонными лопастями (СТ), так и шарошечные. Диаметры калибратора и долота должны быть равны. Материал вооружения – твердый сплав (К, КС), алмазы (СТ), "Славутич" (КС). При бурении проектной скважины предусматривается использование калибратора лопастного спиралевидного (КЛС).

Центраторы предназначены для обеспечения совмещения оси БК с осью скважины в местах их установки.

Стабилизаторы, имеющие длину в несколько раз большую по сравнению с длиной центраторов, созданы для стабилизации зенитного угла скважины.

2.3.1.2 Расчет обсадных колонн

Обсадные трубы служат для крепления ствола скважины. По ГОСТ 632-80 отечественные обсадные трубы выпускаются следующих диаметров и толщины:

Таблица 2.5 Диаметры и толщина обсадных труб

Страницы: 1, 2, 3, 4, 5, 6, 7, 8