Выбор и обоснование способа бурения нефтяных скважин

Совместное действие всех этих сил и моментов приводит к  тому,  что бурильная  колонна находится в условиях весьма сложного напряженного состояния.

В связи с тем,  что  при проектировании и расчетах  бурильной колонны практически невозможно учесть все нагрузки,  а некоторые из них не поддаются точному определению,  поэтому рассматриваются только основные,  наиболее существенные и опасные. К их числу относятся растягивающие силы, крутящий и изгибающие моменты, наружное и внутреннее избыточные давления промывочной жидкости.

Максимальная растягивающая  нагрузка в колонне имеет место  в верхней части, а сжимающая - в нижней.  Максимальный крутящий момент приложен к колонне в верхней части при роторном способа бурения, и в нижней - при бурении с забойными двигателями. Максимальный изгибающий момент за счет потери колонны прямолинейной формы приложен в нижней части.

Однако в связи с тем, что колонна составлена из  бурильных труб разного диаметра с разной толщиной стенки, напряжения, возникающие в них, даже при нагрузках  меньших, чем максимальные, могут превысить допустимые. Поэтому необходимо проводить расчеты напряжений для  опасных  сечений  и сравнивать их о допустимыми для материала используемых бурильных труб.

В данном случае производится расчет бурильной колонны для  бурения последнего пятого интервала.

Расчет компоновки бурильной  колонны проводится по программе кафедры бурения нефтяных и газовых скважин, которая соответствует всем принятым стандартам и положениям.

При проектировании компоновки бурильной колонны пользуются следующими типоразмерами труб: так как бурение ведется долотом с диаметром 0,2159 м, то принимается наружный диаметр УБТ первой ступени равный 0,178 м, внутренний диаметр 0,09 м; диаметр УБТ второй ступени, для плавного перехода к колонне бурильных труб, принимается равным 0,146 м с внутренним диаметром 0,074 м. Для первой ступени компановки бурильных труб (КБТ) используются трубы ТБПВ, так как они наиболее подходят для бурения турбинным способом и конкретно для наклонно направленных скважин. Выбираются трубы ТБПВ с наружным диаметром 0,127 м, толщиной стенки 9,2 мм и группой прочности Р, тип замкового соединения ЗП – 168 – 70. Для уменьшения веса  КБТ во второй ступени применяются легкосплавные бурильные трубы (ЛБТ) с наружным диаметром 0,147 м  с толщиной стенки 11 мм и группой прочности Д16Т, тип замкового соединения ЗЛ – 172.

Исходные данные:

1.Условия бурения – нормальные.

2.Интервал бурения  2775 – 3100 м.

3.Осевая нагрузка  на долото – 18000 кг.

4.Диаметр забойного  двигателя – 0,195 м.

5.Длина забойного  двигателя – 6,6 м.

6.Вес забойного  двигателя – 1100 кг.

7.Диаметр обсадной  колонны – 0,146 м.

8.Толщина стенки  обсадной колонны – 7,7мм.

9.Плотность  бурового раствора – 1,08·10⁴ Н/м³.

10.Длина по  стволу 1-го интервала – 100 м.

11.Длина по  стволу 2-го интервала – 194 м.

12.Длина по  стволу 3-го интервала – 2249 м.

13.Длина по  стволу 4-го интервала – 242 м.

14.Радиус искривления  на 2-ом интервале – 401 м.

14.Зенитный угол  в конце 2-го интервала –  27,75 град..

14.Радиус искривления  на 4-ом интервале – 498 м.

15.Зенитный угол  в конце 4-го интервала –  0 град.

16.Перепад давления  на турбобуре и долоте –  10,5 МПа.

17.Действующее наружное давление – 30 МПа.

18.Коэффициент  трения колонны о породу –  0,3.

19.Тип клинового  захвата – ПКР-560.

20.Длина клиньев  – 0,40 м.

                        Результаты расчета:

1-я ступень  УБТ - УБТ 178-90  длина – 62,5 м.

 Момент затяжки  УБТ 1-й секции =2470-3260 кгс·м. 

2-я ступень  УБТ - УБТ 146-74  длина – 8 м.

 Момент затяжки УБТ 2-й секции =1280-1630 кгс·м.

 Тип cмазки  – Графитовая.

 Промежуточные  опоры на УБТ – 3  шт. диаметром  0,203 м.

 Вес компоновки  УБТ – 11235 кг.

 Вес КНБК  – 11485 кг.

 Длина КНБК  – 78,5 м. 

 Тип cмазки  – Графитовая.

  1-я ступень  КБТ – ТБПК  127-9,2-Р длина – 250 м, вес – 8367 кг.

 Тип замкового  соединения – ЗП-168-70.

 Момент затяжки  – 3022 кгс·м.

 Фактический  запас статической прочности  – 1,49.

 Фактический  запас прочности усталости –  1,37.

 Фактический  запас прочности по давлению  – 2,77.

 Коэффициент превышения длины – 8,16.

2-я ступень  КБТ -  ЛБТ 147-11.0-Д16Т  длина-2778 м;  вес-47224 кг.

 Тип замкового  соединения – ЗЛ-172.

 Момент затяжки  – 1880 кгс·м.

 Фактический  запас статической прочности  – 1,38.

 Фактический  запас прочности усталости – 1,35.

 Фактический  запас прочности по давлению  – 1,84.

 Коэффициент  превышения длины – 2,13.

 

 Вес КБТ  –65976 кг.

 Вес БК  – 67076  кг.

2.3.6. Обоснование типов и компонентного  состава буровых растворов при  бурении технологического и эксплуатационного  участков скважины

 

 

Буровые растворы выполняют  функции, которые определяют не только успешность и скорость бурения, но и ввод скважины в эксплуатацию с максимальной продуктивностью. Основные из них – обеспечение быстрого углубления, сохранение в устойчивом состоянии ствола скважины и коллекторских свойств продуктивных пластов.

Выполнение указанных  функций зависит от взаимодействия раствора с проходимыми горными породами. Характер и интенсивность этого взаимодействия определяется составом дисперсной среды.

Буровой раствор должен:

• обладать тиксотропными свойствами, быть легко прокачиваемым во время промывки скважины, но быстро переходить в гелеобразное состояние, как только прекращается его прокачивание;
• быть достаточно инертным по отношению к горным породам: не растворять их, не снижать прочность стенок скважины;
• допускать регулирование плотности в достаточно широком диапазоне;
• кольматировать поры и трещины в стенках скважины, создавать в них тонкую, практически непроницаемую корку, которая предотвращала бы проникновение, как самой жидкой фазы, так и ее дисперсной среды в продуктивные пласты;
• быть малочувствительным к воздействию разбуриваемых горных пород и пластовых жидкостей, но легко поддаваться обработке с целью изменения свойств в нужном направлении при добавлений малых количеств специальных химических веществ;
• сохранять стабильность свойств в широком диапазоне изменения температур;
• обладать хорошей смазывающей способностью и теплофизическими свойствами, достаточными для отвода тепла от трущихся поверхностей;
• допустить проведение геофизических исследований в скважине;
• быть не токсичным;
• содержать в основном недефицитные и недорогие химические реагенты;

   Выполнение указанных функций зависит от взаимодействия раствора с разбуриваемыми горными породами. Характер и интенсивность этого взаимодействия определяются породой и составом дисперсионной среды. По составу этой среды буровые растворы делят на три типа:

• растворы на водной основе;
• растворы на нефтяной основе;
• газообразные агенты.

 

Исходя из опыта бурения в Западной Сибири, с лучшей стороны показывает себя полимерглинистый раствор. Параметры, необходимые для качественного бурения и вскрытия продуктивных горизонтов, этим раствором выдерживаются. Соотношение цены и качества приемлемо. Для приготовления бурового раствора используются: глина бентонитовая марки ПБМА, техническая вода и необходимый комплексный набор химических реагентов. В качестве химреагентов используют: ; КМЦ марки Габроил HV – высоковязкая полианионная целлюлоза, применяется для снижения фильтрации и увеличения вязкости бурового раствора; сайпан – относится к классу полиакриламидных реагентов, предназначен для снижения фильтрации пресных растворов с низким содержанием твердой фазы, эффективно стабилизирует вязкость буровых растворов, образует по всей поверхности ствола прочную корку, эффективно уменьшающую фильтрацию раствора; нитрилтриметилфосфоновую кислоту (НТФ) – фосфоновый комплексон, применяется как разжижитель пресных неингибированных растворов; кальцинированная сода (карбонат натрия), применяется для связывание агрессивных ионов кальция и магния при загрязнении бурового раствора минерализованными хлоркальциевыми и хлормагниевыми водами и цементом, также применяется также как химический диспергатор глин и для регулирования рН бурового раствора; ФК – 2000 состоит из анионных, неионогенных поверхностно-активных веществ и полезных добавок, применяется как профилактическая антиприхватная смазочная добавка; ПКД - 515 – гармоничная сочетающующаяся композиция неионогенного ПАВ, азотосодержащей добавки и растворителя, предназначен для снижения негативного влияния буровых растворов и других технологических жидкостей на проницаемость продуктивных горизонтов.

Согласно «Правилам  безопасности в нефтяной и газовой  промышленности» действующим с 1998 года давление столба промывочной жидкости должно превышать Рпл на глубине 0 – 1200 метров на 10 – 15%, но не более 1,5 МПа, на глубине 1200 – 2500 м на 7 – 10%, но не более 2,5 МПа, на глубине 2500 – 2850 м на 7 – 4%, но не более 3,5 МПа (по вертикали). Пластовое давление рассчитывается по формуле:

                                            Рпл =grad Рпл ·Н   МПа,                                    (2.36)

 

где grad Рпл – градиент пластового давления в интервале, МПа/м;

Н – глубина интервала, м.

Удельный вес бурового раствора, исходя из пластового давления, определяется по формуле:

                          q_БР=Рпл/g·Н+(0,1…0,15) · Рпл/g·Н   Н/см³,                          (2.37)

 

где g – ускорение свободного падения, м/с²; g=9,8 м/с²

0,1…1,5 – необходимое превышение  гидростатического давления над  пластовым.

Величина статистического напряжения сдвига через 10 минут определяется по формуле:

                             СНС₁₀ >5·(2-exp(-110·d)) ·d·(q_П-q_БР) дПа,                          (2.38)

 

где d – диаметр частицы шлама, м;

 q_П – удельный вес горной породы, Н/см³.

Величина статистического напряжения сдвига через 1 минуту определяется по формуле:

                               СНС₁ >(d·(q_П-q_БР)·g·К)/6 дПа,                                           (2.39)

 

где К –коэффициент, учитывающий  реальную форму частицы шлама, принимаем К=1,5.

Условная вязкость по рекомендации ВНИИКр нефти определяется как:

                                     УВ< 21· q_БР·10^-4сек.                                                     (2.40)

 

Показатель водоотдачи по рекомендации ВНИИКр нефти определяется как:

                                    Ф< (6·10⁴/ q_БР)+3 см³/30 мин.                                      (2.41)

 

При бурении под кондуктор  удельный вес бурового раствора на интервале 0 – 600 м (по вертикали), имея grad Рпл=0,01 (табл. 1.4.), по (2.37) составит:

q_БР=0,01·600 /9,8·600+(0,1…0,15) · 0,01·600 /9,8·600=1,12…1,18·10⁴ Н/см³.

Так как породы в этом интервале склонны к осыпям и обвалам, то принимаем дельный вес бурового раствора 1,18·10⁴ Н/см³ .

Величина статистического  напряжения сдвига через 10 минут при  бурении под кондуктор на интервале 0 – 600 м ,имея q_П=2,4·10⁴ Н/см³  и d  =8·10^-3м, по  (2.38) составит:

СНС₁₀ >5·(2-exp(-110·5·10^-3)) ·8·10^-3 ·(2,4-1,18) ·10⁴=40 дПа.

Величина статистического  напряжения сдвига через 1 минуту при  бурении под кондуктор на интервале 0 – 600 м по формуле (2.39) составит:

СНС₁ >(8·10^-3 ·(2,4-1,18) ·10⁴·9,8·1,5)/6=20 дПа.

Условная вязкость при  бурении под кондуктор на интервале 0 – 600 м по формуле (2.40) составит:

УВ< 21·1,18·10⁴ ·10^-4=25сек.

Показатель водоотдачи при бурении  под кондуктор на интервале 0 – 600 м по формуле (2.41) составит:

Ф< (6·10⁴/ 1,18·10⁴)+3=8 см³/30 мин.

Примем значение показателя водоотдачи Ф=8 см³/30 мин.

При бурении под эксплуатационную колонну удельный вес бурового раствора на интервале 600 – 1200 м при grad Рпл=0,01 , по формуле (2.37) составит:

q_БР=0,01·1200 /9,8·1200+(0,1…1,5) · 0,01·1200 /9,8·1200=1,12…1,18·10⁴ Н/см³.

Принимаем удельный вес бурового раствора при бурении на интервале  600 - 1200 м равный 1,12·10⁴ Н/см³ , так как приняв минимально допустимый удельный вес увеличивается механическая скорость при турбинном способе бурения.

При бурении под эксплуатационную колонну удельный вес бурового раствора на интервале 1200 – 2500 м при grad Рпл=0,01 , по формуле (2.37) составит:

q_БР=0,01·1200 /9,8·2500+(0,1…0,07) · 0,01·1200 /9,8·2500=1,09…1,12·10⁴ Н/см³.

Принимаем дельный вес бурового раствора при бурении на интервале  1200 - 2500 м равный 1,12·10⁴ Н/см³ , так как на интервале возможны прихваты и осыпи стенок скважины.

Величина статистического напряжения сдвига через 10 минут при бурении  под эксплуатационную колонну на интервале  600 - 2500 м при q_П=2,4·10⁴ Н/см³  и d  =3·10^-3м, по форм. (2.38) составит:

СНС₁₀ >5·(2-exp(-110·5·10^-3)) ·3·10^-3 ·(2,4-1,12) ·10⁴=20 дПа.

Величина статистического напряжения сдвига через 1 минуту при бурении  под эксплуатационную колонну на интервале  600 - 2500 м по формуле (2.39) составит:

СНС₁ > (3·10^-3 ·(2,4-1,12) ·10⁴·9,8·1,5)/6=10 дПа.

Условная вязкость при бурении  под эксплуатационную колонну на интервале  600 - 2500 м по формуле (2.40) составит:

УВ< 21·1,12·10⁴ ·10^-4=24 сек.

Показатель водоотдачи при бурении под эксплуатационную колонну на интервале  600 - 2500 м по формуле (2.30) составит:

Ф< (6·10⁴/ 1,12·10⁴)+3=8 см³/30 мин.

Примем значение показателя водоотдачи Ф=8 см³/30 мин.

При бурении под эксплуатационную колонну удельный вес бурового раствора на интервале 2500 - 2830 м, имея grad Рпл=0,0102 , по формуле (2.37) составит: