Технология бурения нефтяной и газовой сважины №10582 Федоровского месторождения

 

Наружный диаметр отклонителя, мм155

Длина секции, мм:

шпиндельной  1420

двигательной   2750

Максимальный угол изгиба искривленного переводника, градус 3

Диаметр долота, мм190,5-215,9

Расход промывочной жидкости, л/с 24-30

Частота вращения∗, мин.130.160

Вращающий момент∗, Н⋅м3500.4000

Перепад давления, Мпа6,5.7,5

 

Произведем расчет выбранногоотклонителя:

Выбирается максимальная длина каждой секции по жесткостным  свойствам:

 

(37)

(38)

 

(39)

 

где: k, d, EI, q, D . масштаб длины (м), диаметр (м), жесткость (кН⋅м2) и поперечная составляющая веса (кН/м) единицы длины секции с учетомплотности промывочной жидкости и диаметр долота (м) соответственно.

По формуле (39)определяем:

 

 

 

Проверяем неравенствопо формулам (37)(38):

 

 

 

Секции забойного двигателя  удовлетворяют требованиям к  упругим свойствам отклонителя  в соответствии с формулой.

Провероверяемвписываемость каждой секции отклонителя в искривленный по радиусу R ствол скважины:

 

                                           (40)

                                        (41)

 

По формулам (40) (41) определяем:

 

 

 

 

Секции забойного двигателя  вписываются без деформации в  ствол скважины с радиусом кривизны 573 м.

Далее определяется угол перекоса искривленного переводника отклонителя (градус):

(42)

 

По формуле (42) определяем:

 

 

Для получения заданного  радиуса кривизны ствола скважин  необходим искривленный переводник с углом искривления 0,89°.

 

2.9 Разработка схем обвязки устья скважины

Предотвращение газонефтепроявлений  является комплексной задачей, решение  которой начинается с обвязки устья колонной головкой и противовыбросовым оборудованием. Колонные головки предназначены для обвязки верхних концов смежных обсадных колон, выступающих над устьем, с целью герметизации кольцевого пространства между ними.

ПВО является герметизирующим  устройством, которое устанавливают  на устье скважины для предотвращения выбросов и воздействия на скважину при проявлениях. Оно может герметизировать  скважину как при наличии в  ней бурильных труб, так и при  отсутствии. На проявляющую скважину воздействуют через манифольд при  высоком давлении и любой глубине  бурильной колонны.

При помощи ПВО выполняют  следующие операции:

а) герметизации устья при  наличии и отсутствии бурильного инструмента в скважине;

б) расхаживание и проворачивание бурильного инструмента при герметизированном  устье с целью недопущения  его прихвата;

в) восстановление циркуляции П.Ж. с противодавлением на пласт;

г) быстрое снижение давления в скважине;

д) закачку бурового раствора обратным способом.

Критериями выбора ПВО  являются максимальное давление, возникающее на устье скважины при полном замещении промывочной жидкости пластовым флюидом при закрытом превенторе и диаметры проходных отверстий превенторов, позволяющих нормально вести углубление скважины или проводить в ней любые работы.

Величина максимального  устьевого давления Р_му рассчитывается по формуле:

Р_му= Р_пл - rgh,                       (52)

где Р_пл- пластовое давление в кровле продуктивного пласта, МПа;

r - плотность флюида, кг/м³ ;

g - ускорение свободного падения, м/с²;

h- глубина залегания кровли продуктивного пласта, м.

Р_му= 27,5-850×9,8×2802×10^-6=4,14 Мпа,

Таблица 19. Схемы ПВО

Условный проход ОП, мм	Рабочее давление ОП, МПа	Типовая схема ОП
		1	2	3	4	5	6	7	8	9	10
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12
100	14	Х
	21	Х
	35	Х
	70		Х
180	14	Х
	21	Х	Х
	35	Х	Х
	70		Х	Х		Х	Х	Х	Х	Х
	105					Х	Х	Х	Х	Х	Х
230	35			Х		Х	Х	Х	Х	Х
	70					Х	Х	Х	Х	Х	Х
280	21			Х		Х
	35					Х	Х	Х	Х	Х
	70					Х	Х	Х	Х	Х	Х
	105							Х	Х	Х	Х
350	21			Х		Х
	35					Х	Х	Х	Х	Х
	70					Х	Х	Х	Х	Х	Х
425	21			Х	Х	Х
	35			Х	Х	Х	Х	Х
476	35			Х	Х
	70			Х	Х	Х	Х	Х	Х
540	14			Х	Х
	21			Х	Х
680	7			Х	Х
	14			Х	Х

Примечание: Знак «Х» обозначает предпочтительное применение данной схемы для конкретного типоразмера ОП.

По правилам безопасности в нефтяной и газовой промышленности проектируем при вскрытии пласта ПВО ОП 5 - 230/80×35 (230-диаметр проходного отверстия, мм; 80-диаметр проходного отверстия манифольда, мм; 35-рабочее давление, МПа). Схема состоит из двух плашечныхпревенторови одного универсального превентора.

В проекте при освоении скважины принимается оборудование устья скважины малогабаритной превенторной установкой типа ППР 180´21, (диаметр проходного отверстия – 180 мм, рабочее давление – 21 МПа).

Выбираем колонную головку  по диаметру обсадных колонн и наибольшему  давлению на устье. Давление на устье  скважины при опрессовке составит 4,77 МПа. Следовательно, для обвязки устья скважины принимаем колонную головку ОКО-21-245х146 с рабочим давлением 21 МПа

 

Рис. 5.1. Схемы оборудования для герметизации устья скважин:

а.двухпревенторная с двумя линиями манифольда; б. трехпревенторная соответственно с двумя, тремя и четырьмя линиями манифольда; 1 . установка гидравлического управления; 2 . разъемный желоб; 3 . фланцевая катушка; 4, 5 . универсальный и плашечныйпревенторы; 6 . гидроприводная прямоточная задвижка; 7 . быстродействующий (на открытие) клапан; 8 . напорная труба; 9 . фланец под манометр; 10 . запорное устройство и разделитель к манометру; 11 . прямоточная задвижка; 12 . тройник; 13 . быстроразъемная полумуфта; 14 . крестовина; 15, 16 . быстросъемный и регулируемый дроссели; 17 . отбойная камера-дегазатор; 18 . устьевая крестовина; 19 . колонная головка; I, II, III . линии соответственно глушения, дросселирования и резервная

 

 

2.10. Цементирование скважины.

2.10.1. Выбор способа цементирования обсадных колонн

Выбираем одноступенчатый  способ цементирования как наиболее оптимальный для данных геологических  условий. Необходимым условием для  его применения является исключение гидроразрыва горных пород при доставке цементного раствора в затрубное  пространство.

Давление при цементировании достигает максимального значения в конце продавки цементного раствора. Давление на горные породы будет складываться из давления столбом жидкости за колонной и давления, необходимого для преодоления гидравлических сопротивлений при её движении в затрубном пространстве.

Р_ГС. + Р_ГД.  <Р_ГР                                                 (43)

где: Р_ГС. – гидростатическое давление цементного раствора за колонной, МПа;Р_ГД. – давление необходимое для преодоления гидравлических сопротивлений при движении тампонажного раствора в затрубном пространстве, МПа; Р_ГР=_.42,8МПа– давление гидроразрыва пород, МПа.

 

Эксплуатационная колонна

Р_ГС. = p_Ц.Р.× Н_Э.К.× 10^-6;    (45)

где p_Ц.Р. – удельный вес цементного раствора, Н/м³;

Н_Э.К. – длина по вертикали эксплуатационной колонны, м.

Р_ГС. =(1830*(2802-700+150)+1120*550)*9,81=46,7MПа

 

Р_ГД. = (l_К.П.×g_Ц.Р.× (J_В.П.)²×L_Э.К.)/ (2×g× (k×D_C. – D_Н.ОБ.);               (46)

где l_К.П. – коэффициент гидравлических сопротивлений в затрубном пространстве для цементного раствора, l_К.П. = 0,035;

g_Ц.Р. – удельный вес цементного раствора, Н/м³;

k – коэффициенткавернозности, k = 1,25;

D_C. – диаметр скважины, м;

D_{Н. ОБ.} – наружный диаметр обсадной колонны, м;

J_В.П. – скорость движения восходящего потока в кольцевом пространстве, м/с, для эксплуатационной колонны J_В.П. = 0,4 м/с;

L_Э.К. – длина по стволу эксплуатационной колонны, м.

 

Р_ГД. = (0,035×1830*0,4²*2951)/(2*9,81*(1,25*188,9-146))=1,71MПа

Проверяем выполнение условия  Р_ГС. + Р_ГД.  £ Р_ГР:

46,7 + 1,7 =48,4МПа > Р_Г.Р. =43,8МПа.

Условие не выполняется, поэтому  для цементирования верхнего интервала  понадобиться цемент с более низкой плотностью. Для этого выбираем облегчённый тампонажный раствортипа ПЦТ- III с плотностью r_ОТР=1480 кг/м³.

Применяем следующие соотношения  тяжелого и облегченного цемента, тяжелый  – 400(м), облегченный – 1852(м). Проверяем  выполнение условия по давлению:

Р_гс= 400*1,83+1851*1,48+550*1,12=40,1Мпа.

40,1 + 1,7 =41,8 МПа > Р_Г.Р. =43,8МПа.

Условие выполняется.

 

2.10.2 Расчёт параметров цементирования

 

1. Определяем высоту столба буферной жидкости по формуле:

                                              (47)

где:ρр, ρв, ρб . плотность соответственно бурового раствора, преснойводы и буферной жидкости; kа . коэффициент аномальности.

 

В качестве буферной жидкости применяем воду с плотностью

2. Определяем высоту столба бурового раствора за колонной.

(48)

 

3. Находим требуемый объем  цементного раствора:тк. применяется два вида тампонажных раствора, поэтому необходимо определить объем каждой смеси.

                             (49)

где: d_k . наружный диаметр обсадных труб,  = 146 мм; d_вн. внутренний диаметр обсадных труб,=127 мм., h=20м.- высота цементного стакана.

 

 

Общий объём тампонажного раствора:

                         (50)

 

3. Требуемая масса сухого цемента

                                              (51)

где: m -водоцементное отношение, (m = 0,5m=0.8); K2 . коэффициент, учитывающий потери, K2= 1,05;

 

 

 

4. Количество воды для приготовления расчетного объема цементного раствора.

(52)

где qв . единичный расход воды на 1 т сухого цемента, qв = 0,5 м3/т.

 

 

 

 

5. Требуемый объем продавочного раствора:

                                    (53)

где:Δ. коэффициент сжимаемости бурового раствора, Δ = 1,04; Vмвместимость манифольда, Vм = 0,8 м3.

 

 

6. Определяем максимальное давление перед посадкой верхней пробки на упорное кольцо.

                                                 (54)

где р₁ . давление, создаваемое за счет разности плотности жидкости в затрубном пространстве и в трубах.

 

 

Р₂ . давление, необходимое для преодоления гидравлических сопротивлений, находитсяпо формуле Шищенко.Бакланова.

                                             (55)

 

 

 

8. Находим число цементировочных  агрегатов из условия обеспечения  определенной скорости течения  цементного раствора в кольцевом  пространстве vв:

а) если в скважине возможно поглощение, то скорость восходящего  потока vв принимается равной скорости течения бурового раствора в кольцевом пространстве за УБТ в процессе последнего рейса;

б) если поверхность поглощения отсутствует, то скорость vв за кондукторами и промежуточными колоннами берется равной не менее 1,5 м/с, а для эксплуатационных колонн не менее 1,8.2,0 м/с. Принимаем vв = 1,8 м/с и находим требуемую подачу цементировочных агрегатов для обеспечения этой скорости:

                                                     (56)

где F_з . площадь затрубного пространства, м²,

                                                       (57)

 

 

 

Для цементировочного агрегата 3ИА400А производительность на III скорости QIII = 18,6 дм3/с при диаметре втулки 125 мм, а давление рIII = 14МПа, т.е. заданный режим (по давлению) обеспечится при использовании этого цементировочного агрегата (табл.10.6 Калинин Ливицкиц с.368).