Реферат: Промывка скважин

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 ρ_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 Δ p :

Все вычисления занести в таблицу 1.1

Таблица 1.1 – Результаты расчета плотности бурового раствора

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 р_ви имеет вид где р_вп - предельное для трубы внутреннее давление; [k_в ] - допустимый запас прочности при действии внутреннего давления.

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

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

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

F_c > [ k_c ] S F_i , где F_c - нагрузка, страгивающая резьбовое соединение; [k_c ] - допустимый запас прочности резьбового соединения; S F - суммарный вес труб, расположенных ниже расчетного резьбового соединения.

Для обсадной колонны принимаем значение [ k_c ] = 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 = z_к ) определяется величина давления на устье р_уц 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 р_п , измеренным на глубине замера z _з . Это давление уравновешивается давлением столба нефти в колонне и устьевым давлением р_уи . Из этого условия определяем р_уи :

Тогда давление опрессовки составит:

Полученные величины р_опр.ц и р_опр.и сопоставим с нормативными р_опр.н . Для колонны с диаметром 146 мм р_опр.н =12,5 МПа. В качестве расчетной выбираем наибольшую, т.е. р_опр.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 р_опр находим из условия , где р_ви – внутреннее избыточное давление; р_в – внутреннее давление в колонне; р_н –наружное давление жидкостей на колонну. Определение глубин спуска труб с разной толщиной стенки будет проведено графическим методом. Поэтому величины р_ви рассчитываются для характерных глубин и строится соответствующая зависимость р_ви от z .

Для этого введем систему координат: влево откладываем значение внутреннего давления, вправо – наружное. На оси р_в отложим величину выбранного давления опрессовки р_опр.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 р_н от глубины.

Внутреннее избыточное давление определяется путем вычитания графика р_н от z из графика р_в от z , в результате чего получится зависимость р_ви 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 [р_в ]_i :

где р_{в п1} - предельное внутреннее давление для трубы с 1- ой толщиной стенки; [k_в ] - допустимый запас прочности при действии внутреннего давления. От оси [р_в ] проводим вертикальные прямые [р_в ]₁ (сплошные тонкие линии) до пересечения с графиком р_ви 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 р_ни равно:

где р_вф – 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 r_ж – плотность поровой жидкости (принять r_п.ж. = 1100 кг/м³ ). Полученную величину р_н2 откладываем на глубине z _к и провести прямую от этой точки до точки р_н1 .

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 р_вф на глубине z _к , создаваемое столбом пластового флюида в колонне:

Эксплуатационная колонна перекрывает продуктивный пласт. Поэтому при расчете р_ни следует учесть коэффициент разгрузки k_p :

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 – в = 146 мм.

Толщину стенки труб первой секции выбираем, сопоставив величину наибольшего р_нир = 22,3 МПа с величинами р_см . Давлению 22,3 МПа соответствуют ближайшие трубы с толщиной стенки d₁ = 7,7 мм (р_см1 = 24,0 МПа). Вторая секция будет составлена из труб с d₂ = 7,0 мм (р_см2 = 20,1 МПа). По точке пересечения с графиком р_ни от z находим предварительную глубину спуска второй секции труб:

z ₂ ' = 1860 м.

Проверка на соответствие внутреннему избыточному давлению.

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

р_опр.н =12,5 МПа, р_опр.и =0,56 МПа. Наибольшее давление опрессовки 21,46<25,2 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 р_см2 :

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 F_{c 2} – предельная страгивающая нагрузка,

[k_c ] – 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 k_c = [k_c ] = 1,15 вычисляем возможную длину третьей секции.

Вес третьей колонны:

Глубина, на которой заканчивается пятая секция:

Формирование четвертой секции.

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

Вес третьей колонны:

Глубина, на которой заканчивается пятая секция:

Формирование пятой секции.

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

Вес пятой колонны:

Глубина, на которой заканчивается шестая секция:

Формирование шестой секции.

k_c = [k_c ] = 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

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 М_д 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, γ – половина угла при вершине зуба, A и k – параметры зависимости a от N _уд , a – скорость изнашивания вооружения по высоте, N_i – интенсивность мощности трения.

Зависимость a от N _уд для кристаллических пород имеет вид:

Определяем значение половины угла при вершине зуба:

Расчет интенсивности мощности:

где А_с – 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; F_k – 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.