Технологическое Бурение нефтяных и газовых скважин

Потери напора в бурильных трубах и замковых соединениях, кгс/см2:,(25)где LБК – длина бурильной колонны, м;lэ – эквивалентная длина замковых соединений, м(данные отсутствуют); примем равной 0,003 мl – расстояние между замковыми соединениями (длина одного типоразмера труб), м, можно принять 11 м.Потери напора в затрубном (кольцевом) пространстве скважины, кгс/см2:,(26)где L– длина бурильной колонны (глубина скважины), м;dн – наружный диаметр бурильных труб, см;Dд – диаметр долота, см;1 – коэффициент гидравлических сопротивлений при движении бурового раствора в кольцевом (затрубном) пространстве,(27)здесь – число Рейнольдса для кольцевого пространства,(28)здесь – структурная вязкость, сП; - данные отсутствуютср – средняя объемная скорость при движении бурового раствора в кольцевом пространстве, см/с,(29)Потери давления от замковых соединений в кольцевом пространстве составляют небольшую величину, поэтому ими обычно пренебрегают.kк – коэффициент, данные по которому отсутствуютИз-за недостаточности данных, расчет произвести нет возможности.Потери напора в долоте, кгс/см2, зависят от конфигурации промывочных отверстий, от их количества и площади сечения, расхода бурового раствора:(30)где С – коэффициент, характеризующий потери напора в промывочных отверстиях долота, оснащенных гидромониторными насадками.Значения коэффициента С для серийных долот с цилиндрическими промывочными каналами (на основании экспериментальных данных ВНИИ «Бурнефть») приведены в табл. 14.Таблица 14Коэффициент потерь напора в промывочных отверстиях долотаДиаметр долота, ммС190,5215,92432692951910-31510-37,7510-35,2410-33,0810-3Данные по долоту 393,7 мм в таблице 14 отсутствуют, поэтому посчитать потери давления нет возможности.2.6.5. Выбор бурового насоса и циркуляционной системыБуровой насос БРН-1 для выбранной буровой установки представлен в таблице 9. Характеристика насоса приведена в таблице 16. В таблице 15 приводится оборудование циркуляционной системы, а в таблице 17 ее характеристика выбранной циркуляционной системы.Таблица 16 Оборудование циркуляционной системыОборудованиеЦС5000ЭР-6БУ5000/320ЭР,БУUNOC320DEБлок очистки1Комплектующее оборудование: вибрационное сито ВС-1 вибрационное сито ВС-11пескоотделитель ПГ 60/300пескоотделитель ГЦК-360Милоотделитель ИГ-45/75илоотделитель ИГ-45Мситогидроциклонный сепаратор СГС45/150ситогидроциклонный сепаратор СГС65/300 гидроциклонныйглинотделитель ГУР-2глинотделитель на базе центрифуги3---11111-Блок приготовления и обработки бурового раствора БПО-71Промежуточный блок2Приемный блок1Блок подпорных насосов с насосами ГрА 170/40 или 6Ш8/22Емкость для приготовления жидких химических реагентов1Емкость для хранения жидких химических реагентов1Емкость для воды-Блок-модуль хранения сыпучих материалов-Гидравлический перемешиватель12Лопастной перемешиватель9Электрооборудование1Склад для хранения химических реагентов-Укрытие1Таблица 16Техническая характеристика бурового насоса БРН-1 (ГОСТ 16293-82)Тип бурового насосаГидравли-ческая мощность, кВт (=0,9)Мощ-ностьприво-да, кВтПолез-наямощ-ность, кВтКПД насос-ной уста-новкиВнутренний диаметр цилинро-вых втулок, ммДопуска-емое рабочее давление, МПаПроизво-дитель-ность, л/с (=0,9)Число двой-ных ходовПневмо-компен-саторМасса насосасо шкивом, кг1234567891011НБ-375 (БРН-1) горизонтальный двухпоршневой двойного действия (дуплекс)3753653300,751801701601501401309,811,012,514,416,920,030,827,324,020,816,415,072ПК-40-20014700Таблица 17 Параметры циркуляционной системыОборудованиециркуляционная системаПропускная способность средств очистки, м3/с, не менее: вибросит при очистке бурового раствора на водной основе плотностью 1100-1200 кг/м3 при установлен-ных кассетах с сеткой с размером ячеек 0,160,16 ммситогидроциклонных сепараторов при при очистке бурового раствора плотностью до 1600 кг/м3илоотделителя при очистке бурового раствора плотностью 1100-1200 кг/м3 гидроциклонного глиноотделителя при очистке бурового раствора плотностью 2000 кг/м3пескоотделителя0,0760,045(0,065)0,0450,0015-0,003-Минимальный размер частиц (плотностью 2600 кг/м3), удаляемых из бурового раствора, мм, не более гидроциклонами ситогидроциклонного сепаратора виброситом ситогидроциклонного сепаратораилоотделителемпескоотделителем0,0740,10,0250,05Пропускная способность оборудования для удаления газа, м3/с, не менее0,04Допустимое остаточное содержание газа в буровом растворе, %, не более2Полезный объем резервуаров для хранения жидких химических реагентов, м3, не менее6Установленная мощность электрооборудования, кВт, не более326Потребляемая мощность, кВт, не более189Масса, кг, не более1056002.7. Цементирование скважины2.7.1. Расчет цементирования обсадных колоннВ Единых технических правилах ведения работ при строительстве скважин на нефтяных, газовых и газоконденсатных месторождениях (третье издание) предусматриваются следующие требования при выборе интервалов цементирования[5,11]:за кондуктором – до устья скважины;за эксплуатационными колоннами нефтяных скважин с учетом перекрытия башмака предыдущей колонны – не менее 100 м. Это же условие распространяется на газовые и разведочные скважины при осуществлении мероприятий, обеспечивающих герметичность соединений обсадных труб (сварные соединения, специальные высокогерметичные резьбовые соединения и другие.Цементирование направления.Необходимый объем цементного раствораVцр, м3:Vцр=0,785k1[(D2–dн2)h+dв2h0],(31)где D– диаметр долота, м; dн– наружный диаметр обсадной колонны, м;h– высота подъёма цементного раствора, м;dв– внутренний диаметр обсадных труб, м;h0– высота цементного стакана,м;, принимаем 10 мk1– коэффициент кавернозности, учитывающийувеличение объема цементного раствора, расходуемого на заполнение каверн, трещин и увеличение диаметра скважины по сравнению с расчетным.Значение коэффициента k1 определяют по кавернограмме для каждой конкретной скважины. Обычно k1 от 1,1 до 2,5.Направление (выбираем обсадную колонну диаметром 273 мм):Vцр = 0,785 1,1*[(0,39372 – 0,2732)*60 + 0,2552*10] = 4,8 м3Кондуктор (выбираем обсадную колонну диаметром 245 мм):Vцр = 0,785 1,1*[(0,26992 – 0,2452)*1530 + 0,2312*10] = 17,5 м3Эксплуатационная колонна (по условию диаметр равен 140 мм):Vцр = 0,785 1,1*[(0,19052 – 0,1402)*1850 + 0,1242*10] = 26,8 м3Потребное количество сухого цемента для приготовления цементного раствораGц, кг:Gц=(1 / (1+m)) Vцрц,(32)где ц– плотность сухого цемента, г/см3 (принимаем γц=3,15 г/см3);m–водоцементное отношение(принимаемm=0,5); Vцр– объём цементного раствора, м3.Направление Gц = (1 / (1 + 0,5)) 4,8 3,15 =10,1 м3Кондуктор:Gц = (1 / (1 + 0,5)) 17,5 3,15 =36,9 м3Эксплуатационная колонна:Gц = (1 / (1 + 0,5)) 26,8 3,15 =56,6 м3Количество сухого цемента, которое необходимо заготовить с учетом потерь при затворении цементного раствора, кг:(33)где k2 – коэффициент, учитывающий наземные потери при затворении цементного раствора.Если затворение производится без цементосмесительных машин k2=1,051,15, при использовании машин k2=1,01.Направление:Кондуктор:Эксплуатационная колонна:Количество водыVв,м3, необходимое для приготовления цементного раствора 50%-й консистенции:Vв=GIцm.(34)Направление:Vв = 10,2*0,5 = 5,1 м3Кондуктор:Vв = 37,3*0,5 = 18,6 м3Эксплуатационная колонна:Vв = 57,1*0,5 = 28,6 м3Потребное количествопродавочной жидкости Vпж,м3(воды):Vпж=0,785 kжdв2(h–h0),(35)гдеkж– коэффициент, учитывающий сжатие жидкости (принимаютkж=1,04).Направление:Vпж = 0,785 1,04 0,2732*(60 – 10)= 3,0 м3Кондуктор:Vпж = 0,785 1,04 0,2312*(1530 – 10)= 66,2 м3Эксплуатационная колонна:Vпж = 0,785 1,04 0,1242*(1850 – 10)= 23,1 м3Время цементированияt, мин.:t=(Vцр+Vпж)/Qца+tво,(36)где Qца– производительность цементировочного агрегата; принимаем равной 5 л/сtво– время на вспомогательные операции (tво=15мин).Направление:Кондуктор:Эксплуатационная колоннаПолученные данные сводим в таблицу18:Таблица 18 – Результаты цементирования скважиныКолоннаVцр, м3Qц, кгQIц, кгVв,м3Vпж,м3Направление4,810,110,25,13,0Кондуктор17,536,937,218,666,2Эксплуатационная6,213,113,26,65,42.7.2. Выбор цементировочного оборудованияНеобходимое количество цементировочных агрегатовпц.а.,шт.:nц.а. = [(0,785k1(D2 – dн2))/QIV] +1,(37)где QIV – производительность цементировочного агрегата на IV скорости, м3/с; (максимальная производительность равна 23,4 л/с или 0,0234 м3/с)ω–скорость подъема цементного раствора в затрубном пространстве, ω=0,10,4 м/с.Произведем расчет количества агрегатов при цементировании кондуктора(как самой большой обсадной колонны).nц.а. = [(0,7851,1(0,26992 – 0,0892)0,1)/0,0234] + 1 = 1,23.Т.е. необходимо два агрегатаВыбираем цементировочный агрегат ЦА-320М.Характеристика агрегата приводится в таблице 19.Выбираем цементосмесительную машину СМ-10Таблица 19 – Характеристика цементировочного агрегата ЦА-320МНасос высокого даваления для цементировочного аграгетаМаркаНПЦ-32 (9Т)ТипдвухпоршневойХод поршня, мм250Передаточное число глобоидной передачи20.5Наибольшее давление насоса, кгс/см2320Наибольшая производительность насоса, л/с23.4Рабочая средаЖидкие среды, применяемые при цементировочных и промывочно-продавочных работахВодоподающий агрегатНасосЦНС 38-154, (центробежный)Наибольшее давление, кгс/см215,4Наибольшая подача, л/с10.6Приводной двигатель4-х цилиндровый дизель воздушного охлажденияМанифольдВместимость мерного бака, куб.м6Диаметр условного прохода всасывающего трубопровода, мм100Диаметр условного прохода нагнетательного трубопровода, мм50Требования надежности АЦ-32Средняя наработка на отказ, не менее750 часовСреднее время восстановления работоспособного состояния, не более72 часаСредний срок службы до списания, не менее8 летОбщие характеристикиГабаритные размеры10 870 х 2 500 х 3 300Масса навесного оборудования агрегата цементировочного АЦ-32, кг6 400Полная масса, кг15 300Распределение полной массы на переднюю ось, кг5 500Распределение полной массы на заднюю тележку, кг9 800Максимальная скорость передвижения, км/ч60Число цементосмесительных машин пс, шт., исходя из условий обеспечения цементным раствором всех работающих агрегатов:(38)где Qср – средняя производительность одного работающего агрегата при закачке цементного раствора в колонну, м3/мин; принимаем равным 1,4qсм – средняя производительность смесительных машин, м3/мин, прниимаем равным 1Т.е. Необходимо три цементосмесительных машины.Продолжительность процессапри цементировании эксплуатационной колонныtэ, мин:(39)где Vб – объем буферной жидкости, м3 (служит для лучшего вытеснения и замещения буферного раствора тампонажным),Vб = 0,785 (Dд2 – dн2)hб(40)здесьhб– высота столба буферной жидкости в заколонном пространстве;п1 – число агрегатов для закачки буферной жидкости;п2 – число агрегатов для закачки цементного раствора.Продолжительность цементирования не должна превышать 75% времени начала схватывания (загустевания) цементного раствора.Vб = 0,785 (0,26992 – 0,0732)1530 = 81 м3Технологическая обвязка цементировочного оборудования.Схемы расстановки и обвязки цементировочного оборудования представлены на рис. 2.Рис. 2. Схемы расстановки и обвязки цементировочного оборудования:а: 1 – цементировочные агрегаты 3ЦА-400А; 2 – цементно-смесительные машины 2СМН-20; 3 – цементировочные агрегаты ЦА-320М; 4 – станция контроля цементирования СКЦ-2М; 5 – блок манифольда 1БМ-700; 6 – цементировочная головка; б: 1 – цементировочный агрегат ЦА-320М; 2 – цементировочный агрегат 3ЦА-400А; 3 – цементно-смесительные машины 2СМН-20; 4 – бак для затворения цемента; 5 – осреднительная емкость; 6 – цементировочная головка; 7 – линия подачи продавочной жидкости к ЦАКонтроль процесса цементирования.Для контроля основных параметров процесса цементирования скважины применяют компьютеризированную станцию контроля параметров цементирования КСКЦ-01 (СКЦ-2М), которая входит в комплекс оборудования для контроля и управления процессом цементирования КСЦ-32. Схема СКЦ-2М показана на рис. 3.2.8. Вскрытие продуктивного горизонтаТ.к. в исходных данных нет указаний по характеристикам горных пород и горных условий, запроектируем спуск фильтров в интервале 1810-1840 м для проведения в дальнейшем перфорации и освоения этого интервала. 2.9. Опробование и испытаниеОпробование продуктивного пласта будем производить с помощью комплекта КИИ-95, который содержит двухцикловый ЗПК (запорно-поворотный клапан), при помощи которого можно получить приток жидкости из пласта.2.10. Освоение скважиныОсвоение скважины планируем сделать при помощи азотного компрессора, снижая уровень жидкости.2.11. ТЕХНИКА БЕЗОПАСНОСТИВ этом разделе рассмотрим спецвопрос работы: БЖД при СПОВедение спуско-подъемных операций должно осуществляться с использованием механизмов для свинчивания-развинчивания труб и специальных приспособлений.Между бурильщиком и верховым рабочим должна быть обеспечена надежная связь, в т.ч. путем установления четкого порядка обмена сигналами между верховым рабочим и бурильщиком.Крепить и раскреплять резьбовые соединения бурильных труб и других элементов компоновки бурильной колонны вращением ротора запрещается.При спуске бурильной колонны запрещается включать клиновой захват до полной остановки колонны.Подводить машинные и автоматические ключи к колонне бурильных (обсадных) труб разрешается только после посадки их на клинья или элеватор.Скорости спуско-подъемных операций с учетом допустимого колебания гидродинамического давления и продолжительность промежуточных промывок регламентируются проектом. При отклонении реологических свойств бурового раствора и компоновок бурильной колонны от проектных необходимо внести коррективы в регламент по скорости спуско-подъемных операций с учетом допустимых колебаний гидродинамического давления.При подъеме бурильной колонны наружная поверхность труб должна очищаться от бурового раствора с помощью специальных приспособлений (обтираторов).При появлении посадок во время спуска бурильной колонны следует произвести промывку и проработку ствола скважины в интервалах посадок.На устье необходимо устанавливать устройство, предупреждающее падение посторонних предметов в скважину при отсутствии в ней колонны труб и при спуско-подъемных операциях.Свечи бурильных и утяжеленных бурильных труб, устанавливаемые в вышке, должны страховаться от выпадения из-за пальца.Запрещается проводить спуско-подъемные операции при:- отсутствии или неисправности ограничителя подъема талевого блока, ограничителя допускаемой нагрузки на крюке;- неисправности спуско-подъемного оборудования и инструмента;- неполном составе вахты для работ на конкретной установке;- скорости ветра более 20 м/с;- потери видимости более 20 м при тумане и снегопаде.Буровая бригада ежесменно должна проводить профилактический осмотр подъемного оборудования (лебедки, талевого блока, крюка, крюкоблока, вертлюга, штропов, талевого каната и устройств для его крепления, элеваторов, спайдеров, предохранительных устройств, блокировок и др.) с записью в журнале.При спуско-подъемных операциях запрещается:- находиться в радиусе (зоне) действия автоматических и машинных ключей, рабочих и страховых канатов;- открывать и закрывать элеватор до полной остановки талевого блока;- подавать бурильные свечи с подсвечника и устанавливать их без использования специальных приспособлений;- пользоваться перевернутым элеватором.Режимы подъема ненагруженного элеватора, а также снятие с ротора колонны бурильных и обсадных труб должны исключать возможность раскачивания талевой системы.При применении пневмораскрепителя необходимо, чтобы натяжной канат и ключ располагались в одной горизонтальной плоскости. Канат должен надежно крепиться к штоку пневмораскрепителя. Работа пневмораскрепителя без направляющего поворотного ролика запрещается.В процессе бурения и после окончания долбления ведущую трубу следует поднимать из скважины на пониженной скорости буровой лебедки.Запрещается поднимать или опускать талевый блок при выдвинутых стрелах механизма подачи труб.ЗаключениеЦелью работы являлось обеспечение безаварийной проводки скважины на Юсуповском нефтяном месторождении.Для выполнения поставленной цели требовалось решить следующие задачи:Анализ горно-геологических условий бурения;Определение наиболее характерных для месторождения осложнений;Выработка рекомендаций по их недопущению;В результате написания работы был произведен расчет необходимого оборудования для безаварийного проведения бурения вертикальной скважины глубиной 1850 м на Юсуповском месторождении.Все поставленные задачи выполнены.БИБЛИОГРАФИЧЕСКИЙ СПИСОКЭлияшевский И.В., Стронский М.Н., Орсуляк Я.М. Типовые задачи и расчеты в бурении. – 2-е изд., перераб. и доп.– М.: Недра, 1982. – 296 с.Булатов А.И., Проселков Ю.М., Шаманов С.А. Техника и технология бурения нефтяных и газовых скважин.– М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2003. – 1007 с.Басарыгин Ю.М., Булатов А.И., Проселков Ю.М. Технология бурения нефтяных и газовых скважин.– М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2003. – 679 с.Ганджумян Р.А., Калинин А.Г., Никитин Б.А. Инженерные расчеты при бурении глубоких скважин. – М.: Недра, 2000. – 355 с.Вадецкий Ю.В. Бурение нефтяных и газовых скважин: Учеб. для нач. проф. образования.– М.: Изд-кий центр «Академия», 2003. – 216 с.Муравенко В.А., Муравенко А.Д., Муравенко В.А. Буровые машины и механизмы. Т. 1. – Москва-Ижевск: Институт компьютерных исследований, 2002.Абубакиров В.Ф., Архангельский В.А., Буримов Ю.Г., Малкин И.Б. Буровое оборудование: Справ.В 2-х т. Том 1. – М.: Недра, 2000. – 269 с.Калинин А.Г., Левицкий А.З., Мессер А.Г., Соловьев Н.В. Практическое руководство по технологии бурения скважин на жидкие и газообразные полезные ископаемые: Справочное пособие / Под ред. А.Г. Калинина. – М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2001Алексеевский Г.В. Буровые установки Уралмашзавода. – 3-е изд., перераб. и доп. – М.:Недра, 1981. – 199 с.Ганджумян Р.А., Калинин А.Г., Сердюк Н.И. Расчеты в бурении: Справ. пособие / Под ред. А.Г. Калинина.– М.: РГГРУ, 2007. – 217 с.Иогансен К.В. Спутник буровика: Справ. – 3-е изд., перераб. и доп. – М.: Недра, 1990.– 152 с.Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности ПБ08-624-03. Госгортехнадзор России. – СПб.: Изд-во БиС, 2003.