основа бурения

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Содержание:

1.Введение……………………………………………………………………………………………………………………2

2.Выбор конструкции скважин…………………………………………………………………………………….3

3.Диаметр обсадной трубы………………………………………………………………………………………….4

4.Задача………………………………………………………………………………………………………………………..4

5.Решение…………………………………………………………………………………………………………………….5

6.Примечания……………………………………………………………………………………………………………...7

7.Заключения……………………………………………………………………………………………………………….7

8.Список литературы……………………………………………………………………………………………………8

Приложение

1

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Введения:

Основные параметры конструкций скважины: число и диаметр обсадных колонн, глубина их спуска, диаметр долот, которые необходимы для бурения под каждую обсадную колонну, а также высота подъема и качество тампонажного раствора за ними, обеспечение полноты вытеснения бурового раствора.

2

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Выбор конструкции скважин.

Исходными данными для проектирования конструкции скважины ЯВЛЯЮТСЯ: цель бурения и назначение скважины, проектный горизонт и глубина скважины, диаметр эксплуатационной колонны, пластовые давления и давления гидроразрыва горных пород стратиграфических горизонтов, способы заканчивать скважины и ее эксплуатации, профиль скважины и его характеристика, характеристика пород по крепости.

При выборе конструкции скважины учитывают продолжительность бурения каждой зоны крепления, интенсивность износа кондуктора и промежуточных обсадных колонн, а также геологическую изученность района буровых работ.

Конструкцию скважины выбирают в соответствии с действующей методикой. Глубина спуска кондуктора определяется требованием крепления верхних

неустойчивых отложений и изоляции верхних водоносных или поглощающих горизонтов. Если кондуктор оборудуется противовыбросовой арматурой, то глубину установки башмака кондуктора рассчитывают из условия предупреждении гидроразрыва при ликвидации нефтегазопроявлений по формуле

где ру — давление на устье при закрытом превенторе во время нефтегазопроявлений, МПа; ∆/ру — дополнительное давление на устье, возникающее при очистке скважины от поступивших пластовых жидкостей, МПа; рэ.гр — плотность бурового раствора, эквивалентная градиенту гидроразрыва пород на глубине установки башмака кондуктора, г/см3; рплͺж — плотность пластовой жидкости в стволе скважины, г/см3.

Это положение распространяется на первую промежуточную колонну при глубине ее спуска до 1000 м.

Для выбора числа промежуточных колонн и глубины их спуска строят совмещенный график изменения пластового давления, давления гидроразрыва пород и гидростатического давления столба бурового раствора в координатах «глубина — эквивалент градиента давления».

Под эквивалентом градиента давления понимается плотность жидкости, столб которой в скважине на глубине определения создает давление, равное пластовому или давлению гидроразрыва.

Если отсутствуют данные о давлениях гидроразрыва, то в исключительных случаях его можно определить по формуле:

Рг V = 0,0083H + О.66ρпл,

где H — глубина определения давления гидроразрыва, м; рпл — пластовое давление на глубине определения давления гидроразрыва, МПа.

Винтервалах залегания пород, в которых возможно нарушение приствольной зоны скважины, где плотность бурового раствора выбирают с учетом горного давления, вместо пластового давления на график может быть нанесено горное давление.

Винтервалах интенсивных поглощений бурового раствора па график вместо давления гидроразрыва может быть нанесено давление, при котором начинается интенсивное поглощение.

Зоны совместимых условий бурения являются зонами крепления скважин

обсадными колоннами, число их соответствует числу обсадных колонн. Глубину спуска обсадной колонны принимают нa 10-20 м выше окончания зоны крепления (зоны совместимых условий), но не выше глубины начала следующей зоны совместимых условий.

3

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Под совместимостью условий бурения понимается такое их сочетание, когда созданные параметры технологических процессов бурения нижележащего интервала скважины не вызовут осложнения в пробуренном вышележащем интервале, если последний не закреплен обсадной колонной.

Диаметр обсадных колонн и долот выбирают снизу вверх, начиная с эксплуатационной колонны.

Диаметр долота для бурения под выбранную обсадную колонну определяется требуемым зазором между колонной и стенкой скважины. Величина зазора зависит от диаметра и типа соединении обсадных труб и профиля скважины, сложности геологических условии, гидродинамических давлении при бурении и креплении интерзала, выхода из-под башмака предыдущей колонны. Величину зазора между обсадной колонной и стенкой скважины выбирают по данным анализа опыта бурения и крепления скважин в давнем районе и в сходных геологических условиях других районов страны или по результатам специально поставленных исследовательских работ при проходке опорнотехнологических скважина данной площади. Вели такие данные отсутствуют, то при выборе диаметров долот можно пользоваться следующими рекомендациями:

Диаметр обсадной трубы,

мм . . . . 114—127 140-168 178-194 219-245 273-299 324 -351 >377 Зазор, мм. 7—10 10—15 15-20 20—25 25—35 30 -40 40-50

Цементирование проводят следующим образом: а) кондукторы — по всей длине;

б) промежуточные колонны в нефтяных добывающих скважинах глубиной до 300С м на участке не менее 500 м от башмака, а в более глубоких скважинах — по всей длине;

в) промежуточные колонны в разведочных и газовых скважинах — по всей длине; г) эксплуатационные колонны в нефтяных добывающих скважинах — на участке от

забоя до уровня, расположенного не менее чем на 100 м выше башмака предыдущей колонны, а в газовых и разведочных скважинах — по всей длине; если надежно герметизировать соединения обсадных труб, то в газовых и разведочных скважинах разрешается длину участка цементирования эксплуатационной колонны выбирать так же, как и в нефтяных скважинах.

Рассмотрим задачу по данной теме и составим совмещенный график давлений для выбора конструкции скважины.

Задача.

Выбрать конструкцию разведочной скважины при следующих исходных данных:

скважина вертикальная, проектная глубина 5600 м, цель бурения — разведка нефти и газа в палеогеновых отложениях II и III ярусов, диаметр эксплуатационной колонны 140 мм.

Пластовые давления, давления гидроразрыва и давления, при которых возможны интенсивные поглощения бурового раствора приводятся в таблице № 1.

Таблица № 1.

4

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Решение.

По литологической характеристике разреза выделяем интервалы с приведенной выше

характеристикой пластовых давлений:
Номер интервала.	1	2	3	4	5	6	7	8
Интервал, м	0— 1300— 1750— 2700— 3410— 3550— 4300— 4620—
	1300	1750	2700	3410	3550	4300	4620	5600
Пластовое давление, МПа…..
	6,0— 17,0		24,0	36,5	33,0	40.0	49,5	72.0—
	13,0							82.5

Для указанных интервалов находим значении эквивалентов градиентов пластовых давлений по формуле:

Pna/0,01H

Для 1-го интервала (см. рис. 6) 13,0/(0,01-1300) = 1,0. Аналогично для остальных интервалов:

2-го: 17,0/(0.01.1625) = 1,04;

3-го: 24,0/(0,01.2100) = 1,14;*

4-го: 36,5/(0.01 -3000) - 1.22;

5-го: 33/(0,01 3500) = 0,94;

6-го: 40/(0.01-4000) - 1.0;

7-го: 49,5/(0,31 4500) = 1,1;

8-го: 78/(0,01 5250) - 1,49.

Строим график изменения пластового и гидростатического давлений бурового раствора в координатах глубина — эквивалент градиента давления. Для этого наносим на график значения эквивалентов градиентов пластовых давлении и строим кривые 1—8. Параллельно оси ординат проводим линии AВ, CD, EF касательно к крайним точкам кривой эквивалентов градиентов пластовых давлений. Эти линии определяют граничные условия по пластовым давлениям для соответствующих интервалов.

Аналогично строим кривую эквивалентов давлений гидроразрыва и давлений, вызывающих поглощения бурового раствора.

Выделяем интервалы с аномальной характеристикой давлений гидроразрыва:

Номер интервала	9	10	11	12	13
Интервалы, м.	0-375	375 -740	740-1250	1250-1370	1370-3410
Давление гидроразрыва
МП….	4.0	11,0	20,0	23,5(18,0)	17,0-57,0
Номер интервала	14	15	16	17	18
Интервал, м	3410-3550	35504250	4250-1350	4350-5550	5550-5600
Давление гидроразрыва,
МПа . . . .	59,5(45,5)	80.0	71,0(60,0)	110-122	122(112)

5

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Определяем значения эквивалентов градиентов давлений гидроразрывов пластов (поглощений бурового раствора) для интервалов:

9-го: Ргид/0,01Н = 4,0/(О,01 200) = 2,0;

10-го: 11,0/(0,01 600) =» 1,83;
11-го: 40.0/(0.01 1000) = 2.0
12-го: 23,5/(0,01 1300) = 1.81;		18,0/(0,01 1300) = 1,38;
13-го: 30,8/(0,01 1625)	= 1,89;
14-го: 59.5/(0.01 3500)	= 1,7;	45,5/(0,01 35СО) = 1.3;
15-го: 80/(0,01 4000) = 2.0;
16-го: 71,0/(0,01 4250)= 1,67;		60/(0,01-4250)= 1,41;
17-го: 110/(0,01 4800)= 2.29;
18-го: 122/(0,01 5550) = 2,2;		112/(0,01 5550} = 2,0.

Наносим на график значения эквивалентов градиентов давлений гидроразрывов и давлении поглощений и строим кривые 9—18.

Параллельно оси ординат проводим линии KL, MN, ОР, касательные к крайним точкам кривой эквивалентов градиентов давлений поглощений бурового раствора.

Полученные зоны ABKL, CDMN и EFOP являются зонами совместимых условий бурения (зонами крепления скважины обсадными колоннами). В связи с наличием трех зон крепления конструкция скважины будет представлена гремя обсадными колоннами:

1-ую промежуточную колонну спускают на глубину 3400 м (на 10 м выше окончания зоны ABKL); 2-ю промежуточную колонну — на глубину 4600 м (на 20 м выше зоны CDMN); эксплуатационную колонну — на глубину 5600 м.

Исходя из требования охраны источников водоснабжения от загрязнения и предотвращения осложнений при бурении под 1-ю промежуточную колонну кондуктор следует опускать на глубину 100 м.

Диаметры обсадных колонн выбираем по номограмме. Для труб диаметром 140 мм (ГОСТ 632—80) находим зазор (предварительно заданный зазор для этих труб, по данным практики бурения на данной площади, равен 18 мм). Определяем далее, что требуемый зазор обеспечивается долотом диаметром 190,5 мм; оно может быть использовано в обсадной колонне диаметром 219 мм. Поэтому 2-ю промежуточную колонну принимаем диаметром 219 мм с обычными резьбовыми соединениями (ГОСТ 632—80). Для их спуска требуется зазор 25 мм (зазор задан предварительно). Данной величине зазора соответствует долото диаметром 295,3 мм, которое проходит в колонну диаметром 324 мм. Поэтому принимаем диаметр 1-й промежуточной колонны равным 324-мм.

Для спуска 324-мм колонны из труб с обычными резьбовыми соединениями требуется зазор 21 мм (зазор задан предварительно).

В горизонтальной строке, где указан диаметр трубы 324 мм (ГОСТ 632—80), находим зазор 21 мм, которому соответствует долото диаметром 393,7 мм. Этим долотом можно бурить в колонне диаметром 426 мм. В соответствии с этим диаметр кондуктора принимаем равным 426 мм. При зазоре 10 мм можно принять долото диаметром 490 мм.

Учитывая, что скважина разведочная, подъем тампонажного цементного раствора за всеми обсадными колоннами проектируется до устья скважины.

6

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Таким образом, конструкция скважины будет иметь следующий вид (табл. 106).

Примечани я 1 . О Г c в — обсадные гладкие резьбовые и сварные; Норм— трубы по ГОСТ 63280; ОТТМ и ТБО - соответственно муфтовые и безмуфтовые обсадные трубы с трапецеидальной резьбой.

2. Заштрихована область несовместимых размеров долот и труб. В левой части этой области цифрами обозначены максимальные толщины стенок труб, при которых данное долото еще проходит в колонну. В правой чисти номограммы указаны зазоры по телу трубы или муфтовому соединению между обсадной колонной и стенкой скважины.

Заключение:

Мы рассмотрели тему «Выбор конструкции скважин», в следствии изучили, и

научились строить график изменения пластового и гидростатического давления бурового раствора в координатах глубина. С помощью функции научились определять значения эквивалентов градиентов давлений гидроразрывов пластов (поглощений бурового раствора) для интервалов. А также разобрали и решили задачу.

А также мы научились составлять совмещенный график давлений для выбора конструкции скважины, по итогам решенной нами задачи.

7

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Сп и с о к л и т е р а т у р ы :

1.Вадецкий Ю. В. Бурение нефтяных и газовых скважин. М. Недра,

1978.

2.Временная инструкция по технологии бурения глубоких скважин долотом типа ИСМ. Баку, АзИНХ, 1976.

3.Временная методика составления технических проектов на бурение, крепление и испытание нефтяных и газовых скважин. М., Недра, 1976.

4.Временная методика определения состава парка бурильных труб бурового предприятия и нормы на комплектацию трубами буровой установки. Баку, Азнипинефть, 1974.

5.Временная инструкция по предупреждению осложнений и аварий при бурении скважин на площадях объединении Укрнефть. Киев, УкргипроНИИнефть, 1975.

6.ГОАССКО В. Н. Оборудование для приготовления и очистки буровых растворов. М.,

Недра, 1971.

7.Инструкция по эксплуатации шарошечных долот при бурении нефтяных и газовых скважин, М., ВНПИБТ, 1978.

8.Инструкция по технологии бурения электробурами нефтяных и газовых скважин,

М., ВНИИБТ, 1974.

9.Инструкция по расчету обсадных колонн для нефтяных и газовых скважин. Куйбышев, ВНИИТнефть. 1976.

10.Инструкция по креплению нефтяных и газовых скважин. Краснодар, ВНИИКР нефть, 1975.

8