Реферат: Бурение нефтяных и газовых скважин

Федеральноеагентство по образованию

Государственноеобразовательное учреждение

высшегопрофессионального образования

«Томский политехническийуниверситет»

Методическиеуказания для самостоятельной работы

Бурениенефтяных и газовых скважин

Томск 2005


Содержание и структуракурсовой работы по бурению нефтяных и газовых скважин

Курсовая работапредставляет решение конкретных задач сооружения скважин на нефть и газ.

Курсовая работасоставляется с использованием данных изучения керна, материалов геофизическихисследований скважин, данных их эксплуатации. Привлекаются фондовые иопубликованные материалы. Курсовой проект разрешается представлять в рукописномвиде или в компьютерном наборе текста. Работа должна включать в указанной нижепоследовательности:

      титульныйлист (приложение 1);

      задание(краткая аннотация 0,5 стр.);

      содержание;

      введение (1– 2 станицы текста);

      геологическоестроение и нефтегазоносность месторождения (3 – 4 страницы текста);

      промыслово-геологическоеизучение рассматриваемого объекта (8 – 13 страниц текста);

      специальнаячасть проекта (10 – 16 страниц текста);

      заключение(4 – 5 страниц текста);

      списокиспользованной литературы (приложение 2);

      списокграфических приложений и таблиц с указанием их номеров и страниц;

      приложения(рисунки, чертежи, графики и т.д.)

Таким образом, общийобъем курсового проекта должен составлять 30 – 40 страниц текста.

Разделы «введение»,«геологическое строение и нефтегазоносность» обычно составляются политературным и фондовым материалам.

Разделы«промыслово-геологическое изучение», «спец. часть» и «заключение» составляютсяна основе первичных и фондовых материалов собранных в организации, гдепроходилась практика (для студентов очной формы обучения).

Защита курсового проектапроходит в форме доклада. Иллюстрационный материал к докладу представляется илина ватмане или в виде презентации, созданной в программе Power Point.

Ниже даются пояснения покаждому из разделов курсового проекта.

Введение

Во введении краткоизлагаются следующие сведения:

-обоснование выбораобъекта исследования;

-актуальность темыпроекта; связь темы проекта с задачами, решаемыми предприятием (организацией);

-методы, применяемые прирешении курсового проекта;

-использованиевычислительной техники при выполнении проекта;

-объем и содержаниематериалов, использованных при выполнении курсового проекта.

Введение и заключение ненумеруются.

Часть №1. Разработкаконструкции скважины

Конструкцию скважиныхарактеризуют следующие параметры:

—      число обсадныхколонн;

—      глубина спускаобсадных колонн;

—      интервалызатрубного цементирования;

—      диаметры обсадныхколонн;

—      диаметры стволаскважины под обсадные колонны.


Общая методика

Общая методика разработкиконструкции скважины сводится к следующему:

1.      Исходя иззаданных геологических условий определяется необходимое число обсадных колонн.

2.      Для каждойколонны в соответствии с назначением определяется глубина спуска и интервалзатрубного цементирования (следует помнить, что в газовых скважинах затрубноепространство цементируется до устья, а в нефтяных основные колонныцементируются с перекрытием предыдущих не менее 300 м.).

3.      Выбирается диаметрэксплуатационной колонны по предполагаемому дебиту полезного ископаемого (табл.1).

Таблица 1

Рекомендуемые диаметры эксплуатационных колонн (мм) при ожидаемом дебите

нефти, м3/сут.

газа, тыс.м3/сут.

до 100 до150 до 300 более 300 до 250 до 500 до 1000 до 5000 127-140 140-146 168-178 178-194 114-146 146-168 178-219 219--273

4.      Определяетсядиаметр муфт dм.э. и радиальный зазор δэ.(между муфтой и стенкой скважины)для эксплуатационной колонны (табл. 2).

Таблица 2.

Наружный диаметр, мм Величина радиального зазора, мм обсадных труб муфт

140; 146; 168

178; 194

219; 245

273; 299

324; 340; 351

159; 166; 188

198; 216

245; 270

299; 324

351; 365; 376

10-15

15-20

20-25

25-30

30-40

5.      Рассчитываетсянеобходимый минимальный диаметр ствола скважины в интервале эксплуатационнойколонны из выражения (1).

6.      По рассчитанномудиаметру скважины подбирается диаметр долота для бурения ствола подэксплуатационную колонну dд.э. (190,5; 215,9; 244,5; 269,6; 295,3; 320; 346;370; 394; 445; 490).

7.      Рассчитываетсянеобходимый внутренний диаметр технической колонны dвн.т. по формуле (2) иподбирается наружный диаметр технической колонны (табл. 3).

Таблица 3. Значениевнутренних диаметров (мм)

Значение внутренних диаметров (мм)

Для обсадных труб с различной толщиной стенок

Толщина стенок,

мм

Наружный диаметр, мм 116 168 178 194 219 245 273 299 324 340 351 377 407 426

6

6; 5

7

8

9

10

11

12

-

133

132

130

128

126

124

-

-

155

154

152

150

148

146

144

-

-

146

162

160

158

156

154

-

-

180

178

176

174

-

170

-

-

205

203

201

199

-

195

-

-

231

229

227

225

-

221

-

-

259

257

255

253

-

249

-

-

-

283

281

279

277

275

-

-

-

306

304

302

300

-

-

-

-

322

320

318

316

-

-

-

-

333

331

329

327

-

-

-

-

359

357

355

353

-

-

-

-

389

387

385

383

-

-

-

-

-

406

404

402

8.      Определяетсянеобходимый диаметр скважины dс.т. и диаметр долота dд.т. для бурения стволапод техническую колонну точно также, как и под эксплуатационную (пункты 4, 5,6).

9.      Аналогичнонаходятся диаметры предыдущих обсадных колонн и долот.

10.    Все полученныеданные о конструкции скважины сводятся в табл.


Часть №2. Разработкарежима бурения скважины

1.  Расчет осевойнагрузки на долото

Осевая нагрузка надолото, как режимный параметр бурения, обеспечивает внедрение породоразрушающихэлементов в горную породу.

В практике бурения дляприближенного расчета осевой нагрузки используется выражение

/>                                   (1)

где q – удельная нагрузкана 1 см диаметр долота для соответствующих пород, кгс/см;

dд – диаметр долота, см.

Значения удельныхнагрузок для пород различной категории по буримости приведены в табл. 1.

Таблица 1.

Категория по буримости Удельная нагрузка, кгс/см

Мягкие (М)

Средней мягкости (С)

Твердые (Т)

Крепкие (К)

Очень крепкие (ОК)

200-600

600-1000

1000-1400

1400-1600

1600-1800

Расчетное значение осевойнагрузки в любом случае не должно превышать 80 % от предельно допустимойнагрузки Рдоп. на долото, указанной в табл. 2.


Таблица 2.

Диаметр долота, мм

Предельная нагрузка Рдоп., Тс

190,5

215,3

244,5

269,9

295,3-490

22

26

30

32

40

Тип опор долота Предельная частота оборотов, об/мин В 70 Н (НУ) 400 А (АУ) 600

2.      Расчет частотыоборотов долота

Частота оборотов, какрежимный параметр обеспечивает темпы углубления забоя в единицу времени.

Для приближенного расчетачастоты оборотов используется выражение

 

/>                                 (2)

или (3)

/> или />           (3)

гле n — частота оборотовдолота, об/мин;

Vл – рекомендуемаялинейная скорость на периферии долота, м/с;

dд – диаметр долота, м;

π=3,14.

Значения рекомендуемойлинейной скорости Vл для пород различной категории приведены в табл. 3.


Таблица 3.

Категория по буримости Линейная скорость, м/с

М; МЗ

МС; МСЗ

С; СЗ

СТ; Т

ТЗ; ТК

ТКЗ; К

ОК

3,4-2,8

2,8-1,8

1,8-1,3

1,3-1,1

1,1-1,0

1,0-0,8

0,8 и менее

Расчетное значениечастоты оборотов не должно превышать 80 % от допустимой частоты вращения долотаnдоп, указанной в табл. 2.

/>                                   (4)

По результатам расчетаосевой нагрузки и частоты оборотов определяется типоразмер и конструкцияшарошечного долота. Например, 215,3 МСЗ-ГВ (Г- боковая схема промывкирекомендуется при бурении пород мягких (М) и средней твердости (С), для породтвердых (Т) и крепких (К, ОК) рекомендуется использование центральной схемыпромывки (индекс Ц или не указывается).

3. Расчет расхода промывочнойжидкости

Промывочная жидкостьдолжна обеспечивать очистку забоя скважины от шлама и транспортировку его наповерхность. Интенсивность промывки (расход жидкости) оценивается объемомжидкости прокачиваемой через скважину в единицу времени и измеряется, какправило, в л/с. Практикой установлено, что расход промывочной жидкости, прикотором происходит удовлетворительная очистка забоя скважины, составляет всреднем 0,05 – 0,065 л/с на 1 см2 площади забоя скважины при минимальномзначении 0,03 – 0,04 л/с.

Исходя из этого расходпромывочной жидкости определяется из выражения

/>                                       (5)

 

где К – коэффициентудельного расхода, равный 0,03 – 0,065 л/с на 1 см2 площади забоя;

Sз – площадь забоя (см2),определяемая как

где dд – диаметр долота всм.

 

/> 

Вынос продуктовразрушения по затрубному кольцевому пространству обеспечивается при скоростяхвосходящего потока, превышающих скорость падения частиц в неподвижной жидкости.Значение скоростей восходящего потока промывочной жидкости Vвосх. рекомендуетсяот 0,5 – 0,8 м/с до 1,5 – 1,8 м/с. Большие значения рекомендуется применять дляболее мягких пород.

Из этого условия расходпромывочной жидкости составит

/>                   (6)

где Vвосх.- скоростьвосходящего потока, м/с;

Sк.п. – площадькольцевого зазора между стенками скважин и бурильными трубами, м2.

/> (7)

где dд – диаметр стволаскважины, принимаемый равным диаметру долота, м;

dб.т. – диаметр бурильныхтруб, м.

4. Выбор качества буровойпромывочной жидкости

Наиболее универсальной инаиболее широко применяемой буровой промывочной жидкостью в условия Томскойобласти является глинистый раствор. Качество глинистого раствора оцениваетсяцелым рядом характеристик, основными из которых являются:

1.      Плотность ().

2.      Условная вязкость(УВ).

3.      Фильтрация (Ф).

4.      Статическоенапряжение сдвига (С.Н.С.).

Плотность – содержаниемассы вещества в единице объема, измеряется ареометром в г/см3.

Плотность буровойпромывочной жидкости (БПЖ) определяет величину гидростатического давления вскважине. Повышение давления в скважине снижает механическую скорость бурения ипроходку на долото, приводит к усиленному поглощению промывочной жидкости прибурении трещиноватых пород. При бурении скважин в неосложненных условияхзначение плотности должно быть минимальным, чтобы получить максимальныепоказатели бурения. В условиях Томской области задается плотность равная 1,08 –1,1 г/см3. В то же время увеличение давления на стенки скважины повышает ихустойчивость. При бурении интервалов рыхлых неустойчивых пород задаетсяплотность 1,12-1,14 г/см3.

При вскрытии продуктивныхгоризонтов плотность БПЖ задается равной 1,1-1,12 г/см3. Условная вязкостьпромывочной жидкости определяет степень ее подвижности или текучести припрокачивании. Измеряется условная вязкость в секундах с помощью вискозиметраСПВ – 5.

При отсутствии поглощенийвязкость раствора задают минимальной в пределах 18 – 25 с. (для воды внормальных условиях вязкость составляет 15с). В случае наличия поглощенийвязкость раствора в зависимости от интенсивности поглощений до 40-60 и болеесекунд. Фильтрация характеризует способность раствора отфильтровать жидкую фазув окружающую среду. За единицу фильтрации принят объем отфильтровавшейся жидкойфазы (воды) в см3 через бумажный фильтр Ø 75 мм при избыточном давлениив 0,1мПа за 30 минут.

При бурении пород, вусловия Томской области, инертных к действию воды, фильтрация может достигать15-25 см3/30 мин. При бурении в породах, склонных к набуханию иобвалообразованию, необходимо применять раствор с фильтрацией 10-12 см3/30 мин.При вскрытии продуктивных горизонтов фильтрации снижают до 6-10 см3/30 мин. Статическоенапряжение сдвига (С.Н.С.) характеризует прочность структуры раствора внеподвижном состоянии. Измеряется С.Н.С. величиной усилия, необходимого дляразрушения структуры, отнесенной к единице площади (дПа). Способность раствораобразовать структуру в спокойном состоянии позволяет удерживать частицы горнойпороды в затрубном пространстве во взвешенном состоянии при прекращении циркуляции.Практически значение С.Н.С. в большинстве случаев достаточно в пределах 20-30дПа.

Все полученные данные опараметрах режима бурения сводятся в табл. 4.

Интервал

Gос,

Тс

n, об/мин Q, л/с Параметры БПЖ Конструкция долота

r г/см3

УВ, с

Ф, см3/

30мин

СНС, дПа

Продуктивный горизонт, м

от___до___


Часть № 3. Разработкарежима цементирования скважины

При разработке режимацементирования определяют:

—      объем затрубногопространства, подлежащего цементированию;

—      объем потребногоколичества тампонажной жидкости (цементного раствора);

—      удельный вестампонажной жидкости;

—      количествосоставных компонентов для приготовления потребного объема тампонажной жидкости;

—      объем продавочнойжидкости;

—      давление нацементировочной головке в конце продавки смеси и тип цементировочного агрегата;

—      времяцементирования и количество цементировочных агрегатов.

Объем затрубногопространства Vз.п. определяется в соответствии со схемой, изображенной на рис.1.

/>        (1)

где К – коэффициент,учитывающий увеличение объема затрубного пространства за счет разработкидиаметра скважин, наличия каверн и трещин. Остальные обозначения указаны вподписях к рис. 1.

Значение коэффициента Копределяется для конкретных условий с использованием кавернограмм и опыта работпо цементированию. Обычно К изменяется от 1,2 до 2,5.

Объем тампонажнойжидкости Vц.р., необходимой для цементирования, определяется из выражения

/> (2)


где Vст. – объемцементного стакана.

/> (3)

Высота цементного стаканаНст. задается из следующих соображений. При существующей схеме цементированиятампонажная жидкость вытесняется в затрубное пространство с помощью продавочнойжидкости (обычно это глинистый раствор или вода). При такой схеме продавочнаяжидкость в процессе продавки постоянно контактирует с тампонажной жидкостью, врезультате чего происходит взаимное их перемешивание. В интервале перемешиваниятампонажная смесь теряет свое основное свойство – твердеть с образованиемпрочного и плотного искусственного камня. Постановка разделительной пробкимежду тампонажной смесью и продавочной жидкостью уменьшает интервалперемешивания, но не исключает его полностью. Чтобы не ухудшить качествоцементирования, интервал тампонажной жидкости, загрязненный продавочнойжидкостью, оставляют внутри колонны обсадных труб в виде цементного стакана.Величина этого интервала Нст. зависит в основном от времени контакта (времяпродавки) и будет тем больше, чем длиннее обсадная колонна, подлежащаяцементированию.

Значение Нст. взависимости от глубины скважины меняется от 5-10 м. до 30-50 м. Оставлениецементного стакана практически решается установкой на высоте Нст. кольца«стоп», ниже которого разделительная пробка и продавочная жидкость перемещатьсяне могут.

Составными компонентамитампонажной жидкости являются: вода, цемент, песок, бентонитовый глинопорошок,утяжелители и химреагенты для регулирования свойств тампонажной смеси. Главнымииз них является вода и цемент, которые образуют водоцементную смесь, называемуюцементным раствором.

Плотность цементногораствора определяется по формуле

/> т/м2 (г/см3), (4)

где т – водоцементноеотношение, характеризует весовое отношение воды к цементу в данном растворе.Практически значение т изменяется в пределах

0,4÷0,6; ц.– плотность сухого цемента, изменяется в пределах 3-3,2 т/м3. При расчетахпринимается равным 3,15 т/м3 (3,15 г/см3); в. — плотность воды,принимается равным 1,000 т/м3 (1 г/см3).

Количество сухого цементадля приготовления 1 м3 цементного раствора определяется из выражения

/> т/м3, (5)

Для приготовления всегообъема цементного раствора потребуется Gц.

/> т, (6)

с учетом потерь приприготовлении раствора

/> т, (7)

где Кп – коэффициент,учитывающий неизбежные потери цемента при приготовлении цементного раствора.Значение Кп практически изменяется в пределах 1,05÷1,15.


Количество воды,необходимой для приготовления 1м3 цементного раствора, определяется извыражения

/> м3, (8)

Объем продавочнойжидкости определится выражением

/> м3, (9)

где Ксж. – коэффициент,учитывающий сжатие продавочной жидкости, Ксж.= 1,03÷1,05.

Давление нацементировочной головке, развиваемое насосом в конце закачки продавочнойжидкости (Рmax), складывается из гидростатического(Ргс ) и гидродинамического(Ргд):

/> (10)

Гидростатическое давлениепо величине должно уравновесить ствол цементного раствора в затрубномпространстве. Принимая в качестве продавочной жидкости глинистый раствор(γп.ж.=γг.р.), в соответствии с рис. 1 можно записать

/> атм, (11)

где Нц и Нст – в метрах, ц.р.и г.р. – в т/м3 или г/см3.

Гидродинамическоедавление, необходимое для преодоления сопротивлений при движении жидкости,определяется по эмпирической формуле

/> атм, (12)

где Нскв – в метрах.

По найденномумаксимальному давлению в конце процесса цементирования выбирается типцементировочного агрегата и режим его работы по табл. 1. Тип агрегата, диаметрпоршня и скорость должны быть выбраны такими, чтобы была обеспеченамаксимальная подача раствора, при этом указанное в таблице давление должно бытьбольше рассчитанного по формуле 10.

Таблица 1.

Тип

агрегата

Скорость Характеристики агрегатов при разных диаметрах поршня

подача,

л/с

давление,

атм

подача,

л/с

давление,

атм

подача,

л/с

давление,

атм

ЦА-320

I

II

III

IV

d = 100 мм d = 115 мм d = 127 мм

1,40

2,55

4,80

8,65

400

320

165

95

1,74

3,16

5,98

10,70

320

266

140

78

2,35

4,28

8,10

14,5

240

196

103

58

ЦА-400

I

II

III

IV

d = 110 мм d = 125 мм d = 140 мм

6,60

9,50

14,10

19,50

400

275

185

135

8,80

12,60

18,60

23,40

300

210

140

100

11,20

16,10

23,80

33,0

235

160

110

80

Время цементированияограничивается временем до начала схватывания приготовленного цементногораствора. В любом случае процесс закачки цементного раствора в обсадную колоннуи его вытеснение в затрубное пространство продавочной жидкостью должензакончиться раньше, чем цементный раствор начнет терять свою подвижность(схватываться). Выделяют цементный раствор для «холодных» скважин (температурана забое до 40ºС) начало схватывания которого составляет Тсхв=2-7 часов ицементный раствор для «горячих» скважин (температура на забое более 40ºС),начало схватывания которого составляет Тсхв = 1час 45мин. – 2час. 45мин.

Для успешногоцементирования считается, что время цементирования должно быть меньше началасхватывания Тсхв.

/> (13)

Таким образом, за времяТц. Необходимо закачать в скважину цементный раствор объемом Vц.р.,рассчитанный по формуле (2) и продавочную жидкость объемом Vп.ж., рассчитаннуюпо формуле (9). Т.е. суммарный объем жидкости, который необходимо закачать вскважину, составит

/> (14)

Необходимая суммарнаяпроизводительность закачки жидкости в скважину П определится из выражения

/> л/с, (15)

где V – объем в литрах,Тц. – время в секундах.


Зная производительностьодного агрегата, выбранного по максимальному расчетному давлению из табл. 1,можно найти необходимое число агрегатов

/> (16)

где П – суммарнаяпроизводительность, найденная по выражению (15), л/с;

П1 – производительностьагрегата, найденная по табл. 1, л/с;

n – потребное количествоагрегатов; I – резервный агрегат.

Практически числоцементировочных агрегатов может отличаться от рассчитанного по изложеннойметодике. Дело в том, что в начальный период закачки цементного растворадавление, которое развивает насос, будет минимальным, т.е. насос можетразвивать большую производительность, чем принимается по данной методике.Поэтому при более тщательном расчете число агрегатов может быть уменьшено.

С другой сторонывозникает необходимость повышения качества цементирования создавать в затрубномпространстве высокую скорость подъема цементного раствора. При этом числоагрегатов потребуется больше.

еще рефераты
Еще работы по геологии