Промывка скважин

СОДЕРЖАНИЕ: 1 Обоснование и расчет конструкции скважины и плотности бурового раствора 1.1 Определение совместимых интервалов бурения Определяем давление столба воды на глубине замера соответствующих давлений:

1 Обоснование и расчет конструкции скважины и плотности бурового

раствора

1.1 Определение совместимых интервалов бурения

Определяем давление столба воды на глубине замера соответствующих давлений:

где в – плотность воды, g – ускорение свободного падения, z – глубина замера.

Определяем относительное пластовое давление :

Определяем минимально допустимую плотность бурового раствора, рассчитанную по пластовому давлению:

Определяем максимально допустимую плотность бурового раствора, рассчитанную по максимально допустимому давлению в скважине из условий гидроразрыва или экологических требований по предупреждению загрязнения буровым раствором пластов пресной воды и продуктивных пластов.

Экологические требования предусматривают ограничение избыточного статического давления бурового раствора на пласты с пресной водой и продуктивные пласты величиной p :

Все вычисления занести в таблицу 1.1

Таблица 1.1 – Результаты расчета плотности бурового раствора

№ инт.

p в ,

МПа

p’ п

k

0 min

0 max

p

0 ma э x

Выбор

0

1

4,41

1,13

1,1

1,24

1,94

1,5

1,47

1,24

2

8,62

1,04

1,1

1,14

1,65

-

-

1,14

3

11,76

0,94

1,05

0,99

1,86

-

-

1,14

4

15,68

1,65

1,04

1,72

2,24

-

-

1,72

5

26,36

1,10

1,04

1,14

1,26

-

-

1,14

6

27,44

0,94

1,04

0,98

1,35

3,5

1,07

1,05

7

27,93

1,07

1,04

1,11

1,29

-

-

Не вскрывать


Строим совмещенные графики относительных плотностей бурового раствора


Рисунок 1.1 – Зависимости относительных предельных плотностей бурового раствора от глубины бурения и схема конструкции скважины

1.2 Расчет диаметров долот и обсадных колонн

По заданию диаметр обсадной колонны d=146 мм .

Расчет начинается с определения диаметра долота D для бурения последнего интервала с учетом диаметра муфты обсадных труб последней колонны d м и зазора между стенкой скважины и муфтой н :

Расчет диаметра предыдущей колонны и долота для бурения первого интервала:

Расчет диаметра кондуктора и долота под кондуктор:

2 Расчет равнопрочной обсадной колонны

2.1 Виды расчетов обсадной колонны

Обсадная колонна рассчитывается на растяжение от собственного веса, на смятие наружным избыточным давлением и на разрыв под действием внутреннего избыточного давления. Чтобы получить колонну наименьшего веса, запас прочности по длине колонны должен быть близким к допустимому. Для выполнения расчета дополнительно задаются глубина уровня жидкости в колонне Н , плотность пластового флюида r ф и плотность цементного раствора r ц .

2.2. Прочностные характеристики стальных обсадных труб

и условия прочности

Условие предупреждения разрыва трубы внутренним избыточным давлением рви имеет вид где рвп - предельное для трубы внутреннее давление; [kв ] - допустимый запас прочности при действии внутреннего давления.

[kв ] = 1,15 для трубы диаметром меньше 219,1;

[kв ] = 1,45 для трубы диаметром больше 219,1.

При растяжении колонны ее слабым элементом является резьбовое соединение. Условие предупреждения расстройства резьбового соединения

Fc [ kc ] S Fi , где Fc - нагрузка, страгивающая резьбовое соединение; [kc ] - допустимый запас прочности резьбового соединения; S F - суммарный вес труб, расположенных ниже расчетного резьбового соединения.

Для обсадной колонны принимаем значение [ kc ] = 1,15.

2.3 Расчет колонны на внутреннее избыточное давление


Целью расчета является определение давления опрессовки обсадной колонны и выбор соответствующих ему толщин стенки труб. Опрессовка проводится сразу после окончания продавки цементного раствора, когда цементный раствор еще жидкий.

2.3.1. Определение внутреннего давления

Из условия равенства давлений наружного и внутреннего столбов жидкостей на забое скважины (z = zк ) определяется величина давления на устье руц в конце цементирования:

Давление опрессовки p опр.ц во всех случаях принимается на 10 % выше максимального устьевого давления, т.е.

2.3.2 Определение внутреннего давления в конце испытания

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

Тогда давление опрессовки составит:

Полученные величины ропр.ц и ропр.и сопоставим с нормативными ропр.н . Для колонны с диаметром 146 мм ропр.н =12,5 МПа. В качестве расчетной выбираем наибольшую, т.е. ропр.ц =15,84 МПа .

2.3.3 Распределение внутреннего избыточного давления в колонне

Распределение внутреннего избыточного давления в колонне по глубине скважины при опрессовке давлением ропр находим из условия , где рви внутреннее избыточное давление; рв внутреннее давление в колонне; рн –наружное давление жидкостей на колонну. Определение глубин спуска труб с разной толщиной стенки будет проведено графическим методом. Поэтому величины рви рассчитываются для характерных глубин и строится соответствующая зависимость рви от z .

Для этого введем систему координат: влево откладываем значение внутреннего давления, вправо – наружное. На оси рв отложим величину выбранного давления опрессовки ропр.ц =15,4 МПа . К давлению опрессовки прибавляем величину давления, создаваемого весом промывочной жидкости в колонне.

В результате чего получим прямую, показывающую изменения внутреннего давления в колонне с глубиной.

На правой стороне графика построим зависимость наружного давления рн от глубины.

Внутреннее избыточное давление определяется путем вычитания графика рн от z из графика рв от z , в результате чего получится зависимость рви от z .

Определение интервалов спуска труб с разной толщиной стенки проводим следующим образом. Из точки с ординатой z =2810 м проводим ось допустимых внутренних давлений в обсадных трубах. Начиная с минимальной толщины стенки труб, рассчитываем величины допустимого для них внутреннего давления [рв ]i :

где рв п1 - предельное внутреннее давление для трубы с 1- ой толщиной стенки; [kв ] - допустимый запас прочности при действии внутреннего давления. От оси [рв ] проводим вертикальные прямые [рв ]1 (сплошные тонкие линии) до пересечения с графиком рви от z .

Рисунок 2.1 – К расчету обсадной колонны на внутреннее избыточное давление

2.4. Конструирование равнопрочной обсадной колонны

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.

2.4.1 Расчет наружного избыточного давления на обсадную колонну

Наружное избыточное давление рни равно:

где рвф – давление пластового флюида в колонне.

Последовательность расчета следующая. На график наносим зависимость давления воды от глубины z по данным табл. 1.1. Затем наносим давление бурового раствора в интервале от 0 до z 1 .

Ниже ординаты z 1 наружное давление на колонну будет определяться величинами порового давления в цементном камне и пластовым давлением.

Для построения зависимости порового давления от глубины необходимо рассчитать его величину на глубине z к по формуле:

где rж – плотность поровой жидкости (принять rп.ж. = 1100 кг/м3 ). Полученную величину рн2 откладываем на глубине z к и провести прямую от этой точки до точки рн1 .

Далее делается проверка на наличие аномалий пластовых давлений в интервалах перекрытых рассчитываемой колонной. Для этого на график наносим точки с координатами пластовое давление-глубина замера.

Далее рассчитываем внутреннее давление рвф на глубине z к , создаваемое столбом пластового флюида в колонне:

Эксплуатационная колонна перекрывает продуктивный пласт. Поэтому при расчете рни следует учесть коэффициент разгрузки kp :

Против продуктивного пласта и выше на 50 м необходимо взять повышенный запас прочности на смятие. Поэтому:

В результате преобразований получаем конечный график, выделенный толстой линией.


Рисунок 2.2 – К расчету обсадной колонны на наружное избыточное давление


2.4.2 Конструирование равнопрочной обсадной колонны

Конструирование равнопрочной обсадной колонны проводится с графическим определением предельных глубин спуска труб с разной толщиной стенки.

Диаметр эксплуатационной колонны – d = 146 мм.

Толщину стенки труб первой секции выбираем, сопоставив величину наибольшего рнир = 22,3 МПа с величинами рсм . Давлению 22,3 МПа соответствуют ближайшие трубы с толщиной стенки d1 = 7,7 мм (рсм1 = 24,0 МПа). Вторая секция будет составлена из труб с d2 = 7,0 мм (рсм2 = 20,1 МПа). По точке пересечения с графиком рни от z находим предварительную глубину спуска второй секции труб:

z 2 = 1860 м.

Проверка на соответствие внутреннему избыточному давлению.

Расчеты показали, что давления опрессовки ропр.ц =21,46 МПа,

ропр.н =12,5 МПа, ропр.и =0,56 МПа. Наибольшее давление опрессовки 21,4625,2 МПа для минимальной толщины стенки труб. Поэтому при формировании первой и последующих секций колонны уточнение конструкции с учетом внутреннего давления не требуется.

Предварительная длина первой секции:

Предварительный вес первой секции:

где f 1 - вес погонного метра трубы первой секции, Н/м.

Проведем уточнение рсм2 :

Уточняем глубину спуска второй трубы с помощью графика: z 2 = 1750 м. Соответственно уточняем длину и вес первой секции:


Трубы на границе секций надо проверить на страгивание резьбы:

где Fc 2 – предельная страгивающая нагрузка,

[kc ] – допустимый запас прочности на страгивание.

Формирование второй секции.

Предварительная длина второй секции:

Предварительный вес второй секции:

Уточним сминающее давление для трубы третьей секции

Уточняем глубину спуска третьей трубы с помощью графика: z 3 = 1500 м. Уточняем длину и вес второй секции:

Трубы на границе секций надо проверить на страгивание резьбы:

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

Формирование третьей секции.

Из условия kc = [kc ] = 1,15 вычисляем возможную длину третьей секции.


Вес третьей колонны:

Глубина, на которой заканчивается пятая секция:

Формирование четвертой секции.

Из условия kc = [kc ] = 1,15 вычисляем возможную длину четвёртой секции.

Вес третьей колонны:

Глубина, на которой заканчивается пятая секция:

Формирование пятой секции.

Из условия kc = [kc ] = 1,15 вычисляем возможную длину пятой секции.

Вес пятой колонны:

Глубина, на которой заканчивается шестая секция:

Формирование шестой секции.

kc = [kc ] = 1,15

Т.к. длина шестой секции меньше длины пятой, то рассчитаем ее вес и сделаем проверку на страгивание:

Результаты вычислений занесем в таблицу.

Таблица 1.1 – Параметры обсадной колонны

Номер

секции

Группа прочности стали

Толщина стенки, мм

Длина

секции, м

Вес секции, кН

Общий вес колонны, кН

1

D

7,7

1060

281

-

2

D

7,0

250

61

-

3

D

6,5

928

203

-

4

D

7,0

248

60

-

5

D

7,7

257

68

-

6

D

8,5

67

19

-

Итого

-

-

2810

692

692


3 Выбор долота для заданного интервала бурения

3.1 Предварительный выбор долота и расчет мощности

Определяем среднюю арифметическую твердости горных пород по штампу:

Далее определяем среднее квадратическое s ш отклонение величин p ш :

Наибольшее значение величин H в :

С помощью номограмм выбираем долото первого класса типа Т, альтернативное долото второго класса – долото типа СЗ.

Рисунок 3.1 – Номограммы для выбора типов долот:

а – для долот первого класса, б – для долот второго класса

Согласно заданию, частота вращения долота n д = 460 об/мин, поэтому из предложенных типов опор целесообразно выбрать опору типа В, предназначенную для частоты вращения в диапазоне 450 –600 об/мин.

Система промывки у долот с опорами типа В и типа Т, СЗ: центральная.

Полный шифр выбранных долот по ГОСТ:

190,5Т-ЦВ, 190,5СЗ-ГН.

Шифр выбранных долот по коду МАБП (code IADC):

code 311,code 621.

Рассчитаем крутящий момент Мд и мощность N на долоте:

где m 0 – удельный момент, необходимый для вращения при единичной нагрузке долота единичного диаметра, G п – предельная осевая нагрузка на долото, n д – частота вращения долота.

3.2 Оценка долговечности вооружения и опор шарошек и решение о классе долота

Долото для четвертого 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.

Проведем расчет долговечности долота первого класса 190,5Т-ГН. Литология четвёртого интервала – доломиты. Доломиты относятся к кристалическим горным породам, соответственно, для него уравнение для определения времени Т изнашивания будет иметь следующий вид:

где b 0 – начальное притупление зубьев, h – износ зуба по высоте, – половина угла при вершине зуба, A и k – параметры зависимости a от N уд , a скорость изнашивания вооружения по высоте, Ni – интенсивность мощности трения.

Зависимость a от N уд для кристаллических пород имеет вид:

Определяем значение половины угла при вершине зуба:

Расчет интенсивности мощности:

где Ас – доля мощности, реализуемая долотом на трение-скалывание породы; k 0 – коэффициент формы зуба долота (принять k 0 = 1,4); l – средняя взвешенная длина рабочей поверхности зуба, z - суммарное число зубьев на шарожках.

Для 190,5Т-ЦВ

Вооружение долота считается изношенным, если

Подставив все вычисления в формулу, получим:

Определяем величину стойкости опоры:

значит предпочтительным является долото первого класса, как более дешевое.


4 Обоснование промывки скважины

4.1 Выбор расхода промывочной жидкости


Промывка скважины должна обеспечивать полное и своевременное удаление шлама с забоя и из скважины, а также обеспечивать работу гидравлических забойных двигателей. Расход бурового раствора предварительно подбирается из двух условий:

1. Из условия очистки забоя определяется расход Q 1 :

где q уд – удельный расход бурового раствора, м/с; F з – площадь забоя скважины.

Для кристаллических горных пород q уд = 0,57 м/с.

2. Из условия подъема шлама в кольцевом зазоре между бурильными трубами и стенкой скважины определяется расход Q 2 :

где u – необходимая скорость восходящего потока жидкости, м/с; Fk – площадь кольцевого зазора.

Значение u выбираем для забойного двигателя и глинистого раствора:

u = 0,55м/с.

Выбираем

5 Выбор буровой установки

Выбор буровой установки ведется по двум параметрам – по допустимой нагрузке на крюке и по условной глубине бурения. Поскольку в задании предусмотрено расчет обсадной колонны, условно принимаем, что эксплуатационная колонна самая тяжелая.

Из двенадцати классов буровой установки выбираем установку 5 класса. Ее характеристики: P кр = 2000 кН , условная глубина бурения 3200 метров.

Скачать архив с текстом документа