Методические указания по выполнению курсового проекта Издательство
 Скачать 391 Kb.
|
1 2 Министерство образования и науки РФ Иркутский национальный исследовательский технический университет ТЕХНОЛОГИЯ БУРЕНИЯ НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ СКВАЖИН Методические указания по выполнению курсового проекта Издательство Иркутского национального исследовательского технического университета 2015 Технология бурения нефтяных и газовых скважин : метод. указания по выполнению курсового проекта / сост. Г.В. Зверев, Е.В. Аверкина. Иркутск : Изд-во ИРНИТУ, 2015. 40 с. Даются указания и рекомендации работы с нормативными и руководящими документами, регламентирующими проектную и производственную деятельность. Содержатся основные требования и рекомендации по методической организации выполнения курсового проекта. Предназначены для студентов очной и заочной формы обучения Направления подготовки 21.03.01 профиль «Бурение нефтяных и газовых скважин». Табл. 3. Ил. 2. Библиогр. 6 назв. Рецензент: канд. техн. наук, доцент кафедры «Технология геологической разведки» В.В. Большаков Курсовое проектирование является важным этапом учебного процесса и имеет своей целью систематизацию, закрепление и расширение теоретических знаний студентов, развитие и проявление навыков самостоятельного решения вопросов всего цикла бурения и крепления нефтяных и газовых скважин. Курсовой проект представляет собой самостоятельную расчетно-графическую работу, в которой теоретические знания студента воплощаются в разработку сложных технологических процессов бурения и крепления глубоких нефтяных и газовых скважин. Оформление курсового проекта оформляется в соответствии с требованиями стандарта организации СТО 005-2015. В связи с этим, данные методические указания приведены к стандарту организации СТО 005-2015 с соблюдением всех нормативных требований относительно оформления рисунков, таблиц, схем, заголовков, формул, перечислений. В процессе выполнения курсового проекта студент должен показать: свою эрудицию; умение пользоваться современной учебной, научно-технической, нормативной и справочной литературой, достижениями науки и техники в области бурения нефтяных и газовых скважин; способность к самостоятельному решению широкого круга задач, требующих привлечения знаний не только профилирующих, но и общенаучных и общеинженерных дисциплин; способность самостоятельно обосновывать принимаемые технические решения; умение выполнять расчеты с применением современных инженерных методик и ЭВМ; стремление к внедрению в производство наиболее современных и экономически эффективных инновационных технологий и технических средств, наиболее рациональных методов организации производства; знание правил безопасности при бурении нефтяных и газовых скважин; знание положений охраны окружающей среды и сохранности полезных ископаемых в недрах. ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ Исходными данными для разработки проекта строительства нефтяных и газовых скважин являются: геологическая характеристика исследуемой площади, сведения о нефтегазоносности района, данные о положении продуктивных горизонтов (установленных или предполагаемых) в литолого-стратиграфическом разрезе нефтегазоносных комплексов пород. Эти сведения студент приобретает в период прохождения производственных практик непосредственно в нефтяных и буровых компаниях, занимающихся разработкой месторождений или ведущих поисково-разведочное бурение на перспективных площадях. Важным документом является детальный литолого-стратиграфический разрез нефтегазоносной площади, в котором приводится характеристика всех разностей горных пород, их физико-механические свойства, более детально описываются породы-коллекторы. На геологическом разрезе отражаются данные давлений пластовых, гидроразрыва и поглощения, а также интервалы возможных геологических осложнений. Студент должен глубоко изучить литературные источники, фондовые материалы буровых предприятий, научно-исследовательских и проектно-конструкторских организаций по разрабатываемой проблеме. При этом необходимо учесть последние достижения отечественной и зарубежной науки и практики в области бурения нефтяных и газовых скважин в различных горно-геологических условиях на суше и на море. В целях оказания студенту теоретической и практической помощи в период подготовки и написания курсового проекта кафедра назначает ему руководителя из числа преподавателей кафедры, который осуществляет теоретическую и практическую помощь в период подготовки и написания курсового проекта, дает рекомендации по использованию источников информации. Руководитель проводит проверку сроков выполнения курсового проектирования в соответствии с установленными вузом требованиями и своевременно вносит коррективы в расчетную часть проекта. Студент должен периодически информировать руководителя о ходе выполнения курсового проекта и консультироваться по затрудняющим вопросам. Кроме того, он должен по мере готовности разделов пояснительной записки предоставить их руководителю для прочтения, а затем и курсовой проект в законченном виде. После проверки курсового проекта руководитель составляет письменный отзыв, в котором характеризует качество, оценивает и мотивирует возможность представления курсового проекта для защиты. Общее руководство и контроль за выполнением студентами курсовых проектов осуществляет заведующий выпускающей кафедры. Ответственность за содержание курсового проекта несет её автор – студент. Оформление пояснительной записки Общие требования Пояснительная записка к проекту является текстовым документом, и ее оформление должно в основном соответствовать требованиям ГОСТ 2.105 и ГОСТ 2.106. Пояснительная записка выполняется на формах 5 и 5а по ГОСТ 2.106, размещаемых на одной или обеих сторонах листа белой бумаги формата А4. Включаемые в пояснительную записку в качестве иллюстраций чертежи, схемы и таблицы допускается выполнять на листах А3, складываемых до размера А4. Размер полей: верхнего не менее 15 мм, нижнего не менее 20 мм. На нечетной странице левое поле не менее 30 мм, правое – не менее 10 мм. На четной – левое поле не менее 10 мм, правое – не менее 30 мм. Текст пояснительной записки должен быть выполнен одним из следующих способов: рукописным (разборчивым почерком), чернилами или пастой темного цвета с высотой букв и цифр не менее 2,5 мм; расстояние между строками 7 – 10 мм; с помощью печатающих устройств вывода ПК (ГОСТ 2.004); на электронных носителях данных (ГОСТ 28388) шрифт Times New Roman, размер шрифта 14, междустрочный интервал одинарный. Титульный лист выполняется по форме, предусмотренной ГОСТ 2.105 (приложение А). Текст документа должен быть кратким и четким. При изложении обязательных требований в тексте должны применяться слова «должен», «следует», «необходимо» и производные от них. Терминология, символы и условные обозначения должны быть едиными по всей пояснительной записке и соответствовать действующим стандартам. Допущенные описки и неточности должны быть устранены аккуратной подчисткой и нанесением на том же месте исправленного текста. Все расчеты должны быть выполнены в единицах СИ или других, допущенных к применению ОК-015-94. Структура пояснительной записки Пояснительная записка должна включать в себя следующие структурные части в указанной последовательности: титульный лист (приложение А); задание на проектирование (приложение Б); содержание; введение; основную (проектную) часть; заключение; перечень условных обозначений символов, единиц и терминов (при необходимости); список использованных источников; приложения (при необходимости). В содержании последовательно перечисляют заголовки структурных частей, следующих за содержанием, а также номера и заголовки разделов и подразделов основной (проектной) части пояснительной записки с указанием номеров страниц. Наименование заголовков, включенных в содержание, записывают строчными буквами, кроме первой прописной. Во введении обосновывается актуальность темы проекта и её инновационный характер. Заключение должно содержать оценку полученных результатов и соответствие их требованиям задания, намечать пути дальнейшей работы по повышению технико-экономических показателей разработанного технологического процесса строительства нефтяных и газовых скважин. Слова «Содержание», «Введение», «Заключение», «Список использованных источников» являются заголовками соответствующих структурных частей, пишутся прописными буквами симметрично тексту и не нумеруются. Рубрикация и нумерация листов пояснительной записки, оформление иллюстраций, формулы, таблицы см. СТО-005-2014. Список использованных источников В список литературы включают все источники информации, использованные при выполнении проекта. Литературу записывают в порядке появления ссылки на источник в тексте пояснительной записки или в алфавитном порядке, но уже без ссылок. Нумерация источников в тексте должна быть сквозной. Ссылку на источник в тексте пояснительной записки дают в квадратных скобках (допускается в косых), где помещается порядковый номер источника в списке. Допускается приводить ссылку на источник с указанием номера страницы, например: [4; стр. 32] . Библиографическое описание источника в списке должно соответствовать требованиям ГОСТ 7.1-2008. Например: Книги с указанием одного, двух и трех авторов 1. Ганджумян Р.А. Инженерные расчеты при бурении глубоких скважин/Р.А. Ганджумян, А.Г. Калинин, Б.А. Никитин. М.: Недра, 2000. 489с. 2. Калинин А.Г. Технология бурения разведочных скважин на нефть и газ: Учеб. для вузов/ А.Г. Калинин, А.З. Левицкий, Б.А. Никитин. М.: Недра, 1998. 440 с. Книги, имеющие более трех авторов 3. Строительство наклонных и горизонтальных скважин/ Ю.М. Басарыгин, В.Ф. Будников [и др.]. М.: Недра, 2000. 262 с. 4. Практическое руководство по технологии бурения скважин на жидкие и газообразные полезные ископаемые: Справочное пособие/ А.Г. Калинин, А.З. Левицкий [и др.]. М.: Недра, 2001. 450 с. Сборники статей, официальных материалов, руководящих документов (РД) 5. РД. Инструкция по расчету обсадных колонн для нефтяных и газовых скважин. М.: ВНИИБТ, 1997. 194 с. 6. РД. Инструкция по расчету бурильных колонн. М.: ВНИИБТ, 1997. 168 с. 7. РД. Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности (РД 08-624-03) серия 08. Выпуск 4/ Колл. авт.- М.: Федеральное государственное унитарное предприятие «Научно-технический центр по безопасности в промышленности Госгортехнадзора России», 2004. 312 с. 8. Охрана окружающей среды в нефтегазовой промышленности / А.И. Булатов [и др.]. М.: Недра, 1997. 160 с. Приложения Материал, дополняющий текст документа, допускается давать в виде приложений. Приложениями могут быть, например, графический материал, таблицы большого формата, расчеты, описания аппаратуры и приборов, описания алгоритмов и программ задач, решаемых на ПК и т. д. Каждое приложение должно начинаться с нового листа с указанием наверху посередине листа слова «Приложение». Приложение должно иметь заголовок. Заголовок записывается симметрично тексту с прописной буквы. Приложения обозначают заглавными буквами русского алфавита, начиная с буквы А, за исключением букв Ё, З, Й, О, Ч, Ь, Ы,Ъ. после слова «Приложение» следует буква, обозначающая его последовательность. Если в документе одно приложение, оно обозначается «Приложение А». Нумерация листов пояснительной записки и приложений должна быть сквозной. Текст каждого приложения при необходимости разделяют на разделы, подразделы, пункты и подпункты, нумеруемые отдельно по каждому приложению. Перед номером ставится обозначение этого приложения. Рисунки, таблицы и формулы в приложениях нумеруют в пределах каждого приложения, с добавлением перед цифрой обозначения приложения, например: формула (А2), таблица В.1. В тексте пояснительной записки должны быть ссылки на все приложения. Допускается приложение выполнять в виде отдельного документа. Оформление иллюстративного материала, прилагаемого к проекту Иллюстративный материал должен отвечать требованиям наибольшей наглядности и удобства изложения результатов проектирования. Плакаты выполняются в соответствии с требованиями ГОСТ 2.605 на чертежной бумаге стандартных форматов карандашом или тушью. Рекомендуется выделение функциональных или более важных элементов другим цветом. Размеры изображений и толщина линий на плакатах и диаграммах должны быть достаточными для наблюдения с расстояния 2-3 м. Каждый лист иллюстративного материала снабжается основой надписью по форме 1 (ГОСТ 2.104), основная надпись размещается на обороте листа в правом нижнем углу (только для плаката). Наименование плаката помещается над изображением. Если на листе помещается несколько диаграмм, схем и т.п., каждая из них снабжается заголовком. Размеры шрифта в зависимости от размеров изображений рекомендуется от 10 до 30 мм. Иллюстративный материал, на который имеются правила и нормы, разработанные кафедрой, выдавшей проект, оформляется с учетом этих норм. Иллюстративный материал оформляется на листах формата А1 в соответствии с нормами, разработанными выпускающей кафедрой. Рекомендованы следующие виды плакатов:
ПРОЕКТНАЯ ЧАСТЬ Основная проектная часть пояснительной записки включает в себя следующие структурные элементы (разделы и подразделы) в указанной последовательности: 1 Общие сведения по экономике и геологии района работ.
2.2 Проектирование конструкции скважины. 3 Технология процесса бурения скважины. 3.1Выбор способа бурения. 3.2 Выбор породоразрушающего инструмента. 3.3 Расчет параметров режима бурения. 3.4 Бурение наклонных и горизонтальных скважин. 3.5 Бурение скважин кустами. 3.6 Технология и технические средства бурения с отбором керна. 3.7 Рациональная отработка долот. 3.8 Контроль параметров режима бурения. 4 Выбор типа и параметров буровых растворов. 4.1 Приготовление и регулирование свойств буровых растворов. 4.2 Расчет гидравлической программы бурения. 5 Бурильная колонна. 5.1 Выбор конструкции бурильной колонны. 5.2 Расчет бурильной колонны. 5.3 Выбор и расчет конструкции КНБК. 6 Крепление скважины обсадными колоннами. 6.1 Расчет промежуточных обсадных колонн для нефтяных скважин. 6.2 Расчет промежуточных обсадных колонн для газовых скважин. 6.3 Технологическая оснастка обсадных колонн. 6.4 Подготовка ствола скважины и спуск обсадных колонн. 7 Цементирование скважины. 7.1 Выбор способа цементирования. 7.2 Выбор тампонажного материала и расчет цементирования скважины. 7.3 Выбор типа буферной жидкости. 7.4 Оценка качества цементирования скважины и испытание колонн на герметичность. 8 Обвязка устья скважины. 9 Предупреждение и ликвидация осложнений и аварий при бурении скважины. 10 Выбор бурового оборудования. 11 Безопасность жизнедеятельности. 12 Охрана окружающей среды. Краткая характеристика и методические указания по выполнению разделов проектной части Даются краткие методические указания по описанию геологии и нефтегазоносности месторождений, горногеологических условий бурения. Рекомендуются методики выбора конструкций скважин, параметров режима бурения, а также – расчета бурильных и обсадных колонн. 1 Общие сведения по экономике и геологии района работ
Определяется цель (назначение) скважины: параметрическая, поисковая, разведочная, эксплуатационная, гидрогеологическая, нагнетательная, специальная и т.д. и четко излагаются задачи, решаемые ею.
Кратко представляются общие сведения о районе работ: территориально-административное положение, характер рельефа местности, главные водные артерии, наличие многолетней мерзлоты, заболоченность, степень заселенности, проходимость для транспорта, продолжительность зимнего периода, среднегодовая температура, максимальные отрицательные температуры. Дается характеристика экономического потенциала района, отрасли хозяйствования, народонаселения. Указываются пути сообщения: железные дороги; реки; автомобильные дороги; зимние дороги; воздушный транспорт. На мелкомасштабной обзорной карте необходимо указать: участок работы; базы бурового предприятия; населенные пункты; пути транспортировки грузов и персонала всеми видами транспорта.
Освещается положение месторождения в региональной структуре нефтегазоносной области. Отмечаются общие перспективы нефтегазоносности терригенных отложений и наличие мощных толщ флюидоупоров регионального плана. Указываются предшествующие геолого-геофизические исследования нефтегазоносности региона и открытые месторождения. Приводятся форма, размер залежи (месторождения), запасы углеводородов, их динамика по годам. 1.4 Стратиграфия и литология нефтегазоносных комплексов пород В геохронологической последовательности, от древнейших образований до четвертичных отложений, дается характеристика выделенных толщ, свит и подсвит. Кратко описывается литологический состав пород, петрографические особенности выделенных стратиграфических подразделений, мощность свит и подсвит. Даётся характеристика (в табличной форме) основных физико-механических свойств горных пород. 1.5 Нефтегазоносность месторождения (площади) Производится краткая характеристика нефтегазоносного комплекса, вмещающего продуктивные горизонты, его стратиграфическое положение. В зависимости от геологического возраста продуктивными являются рифейско-вендские, венд-кембрийские и кембрийские отложения, сложенные доломитами и каменными солями с прослоями аргиллитов, ангидритов и известняков. Коллекторами являются песчаники и кавернозные доломиты, а пласты каменных солей считаются покрышками. В более поздних палеозойских и мезозойских отложениях продуктивными являются толщи сложночередующихся песчаников, алевролитов, аргиллитов, глин, пластов каменных углей. Основные коллекторы представлены прослоями и линзами песчаников, алевролитов с высокой активной пористостью, в которой формируются залежи нефти и газа (они экранируются глинистой толщей). Необходимо указать все вскрытые продуктивные горизонты, их мощность и насыщенность флюидами. Дается физико-химическая характеристика нефти, газа (свободного и растворенного), конденсата, характеристика пластовых давлений, давлений гидроразрыва, а также суточный дебит, установленный или ожидаемый. 1.6 Гидрогеология Описывается литологическая характеристика водоносных горизонтов, их положение в разрезе, и мощность горизонтов. Приводится характеристика воды и гидродинамической среды водоносных пластов. 1.7 Характеристика коллекторских и гидродинамических свойств продуктивных горизонтов В каждом продуктивном горизонте отмечаются породы-коллекторы и тип коллектора: поровый, трещинный, трещинно-поровый. Указывается эффективная пористость, раскрытость трещин, наличие каверн, проницаемость пород-коллекторов. Отмечается насыщенность коллекторов нефтью, газом и водой, поровое (пластовое) давление, устойчивость пород-коллекторов в зоне эксплуатационного забоя, дается фазовая проницаемость коллекторов.
По данным разбуривания толщ разрезе пород, в пределах лицензионных отводов выявленных месторождений или на перспективных площадях, устанавливаются слои пород, склонные к обрушению стенок скважины, к желобообразованию, сужению ствола скважины, провалам инструмента в кавернах (полостях), кавернообразованию. Эти осложнения приводят к посадкам, затяжкам и прихватам бурильных и обсадных колон. Весьма важным является выявление зон поглощений и газонефтеводопроявлений. Для проявляющих горизонтов важны данные о пластовых давлениях и возможных дебитах. 2 Профиль и конструкция скважины 2.1 Выбор и расчет профиля скважины Профиль ствола скважины определяется для наклонно-направленных скважин. Профиль направленной скважины должен обеспечить высокое качество скважины как объекта последующей эксплуатации. Проектирование профиля скважины заключается в выборе типа и вида профиля, а также в определении необходимого для расчета геометрии профиля комплекса параметров, включающего проектные значения глубины и отклонения ствола скважины от вертикали; длину вертикального участка; значения предельных радиусов кривизны и углов наклона ствола скважины в интервале установки и работы внутрискважинного эксплуатационного оборудования и на проектной глубине. Выбор профиля скважины обуславливает в значительной степени выбор способа бурения, типа долота, гидравлической программы бурения, параметров режима бурения. На выбор типа профиля скважины оказывает влияние оснащенность буровых предприятий специальными устройствами для наклонно-направленного бурения и технологической оснастки низа бурильной колоны, а также средствами контроля за параметрами ствола скважины и проводкой интервалов ориентированного бурения. Проектный профиль ствола скважины включает (сверху вниз): вертикальный участок; участок начального искривления ствола скважины; тангенциальный участок; участки малоинтенсивного увеличения и уменьшения зенитного угла ствола; горизонтальный участок скважины. 2.2 Проектирование конструкции скважины Проектирование скважины начинается с выбора ее конструкции призабойного участка. Для этого следует оценить мощность продуктивной толщи, выяснить число проницаемых пластов на всем интервале от кровли толщи до проектной глубины скважины, определить характер насыщенности всех проницаемых пластов, учесть соотношение коэффициентов аномальности пластовых давлений в продуктивной толще и в расположенных выше нее горизонтах и оценить возможную степень загрязнения продуктивных пластов буровым раствором в процессе бурения, выявить устойчивость пород продуктивной зоны, технологический (максимальный) дебит УВ. Выбирается проектный диаметр эксплуатационной колонны в зависимости от назначения скважины и возможного максимального дебита УВ. После установления диаметра эксплуатационной колонны приступают к определению числа обсадных колонн, спускаемых ее ствол, т.е. к выбору конструкции скважины. Глубины спуска колонн выбирают из условия предупреждения гидроразрывов горных пород и несовместимости отдельных интервалов по условиям бурения. При этом вводится единый принцип выбора конструкции – совместимость отдельных интервалов геологического разреза по горно-геологическим условиям бурения. Для выбора количества обсадных колонн (зон крепления) используют совмещенный график изменения пластового давления и давления гидроразрыва пород, построенный на основании исходных данных в прямоугольных координатах «глубина – эквивалент градиента давления». Кривые, характеризующие изменение пластового (порового) давления и давления гидроразрыва пластов, строят на основании данных промысловых исследований. В исключительных случаях при полном отсутствии промысловых данных допускается использовать эмпирические зависимости. На совмещенном графике давлений по характерным точкам эквивалентов градиентов пластового (порового) давления и эквивалентов градиентов давления гидроразрыва выделяют зоны совместимых условий бурения. Зоны совместимых условий бурения являются зонами крепления скважин обсадными колоннами. Количество зон крепления соответствует количеству обсадных колонн. Глубина спуска обсадной колонны (установки башмака) принимается на 10-20 м выше окончания зоны крепления (зоны совместимых условий), но не выше глубины начала следующей зоны совместимых условий. Плотность бурового раствора, применяемого при бурении в данной зоне крепления, должна находиться в пределах зоны совместимых условий и отвечать следующим требованиям. Для скважин глубиной до 1200 м гидростатическое давление в скважине, создаваемое столбом промывочной жидкости, должно на 10-15% превышать пластовое, а для скважин глубже 1200 м превышение должно составлять 5-10%. Диаметры промежуточных колонн, кондуктора и направления, а также диаметры долот для бурения ствола под каждую колонну определяются, исходя из проектного диаметра эксплуатационной и последующих колонн. После этого выбираются интервалы цементирования. 3 Технология процесса бурения скважины 3.1 Выбор способа бурения Основные требования к выбору способа бурения это необходимость обеспечения успешной проводки ствола скважины при возможных осложнениях с достаточно высокими технико-экономическими показателями. Выбор способа бурения рекомендуется осуществлять с учетом геолого-технических условий бурения, глубины, профиля и конструкции скважины, а также рекомендаций, приведенных в литературных источниках. Роторный способ может быть использован в подавляющем большинстве случаев. Турбинный способ эффективен при бурении скважин глубиной 2500-3000 м с промывкой маловязкими неутяжеленными буровыми растворами. Бурение винтовыми забойными двигателями имеет больший диапазон по глубине скважин до 4500 м. Винтовые забойные двигатели широко используются при бурении наклонно-направленных и горизонтальных скважин. 3.2 Выбор породоразрушающего инструмента Выбор типа долота для разбуривания конкретной горной породы или пачки пород ВНИИБТ рекомендуют проводить с учетом их твердости и абразивности с помощью классификационной таблицы. Для выбора типа долота, следует определить средневзвешенные значения категорий твердости и абразивности горных пород. Полученные данные наносятся на классификационную таблицу парных соответствий категорий твердости и абразивности пород типам шарошечных долот. Тип долота выбирается по наиболее близко расположенной эталонной точке, которая определяет тип долота. Выбор долота по конструкции промывочных каналов и конструкции опор шарошек зависит от способа бурения, параметров режима бурения и геолого-технических условий проводки ствола скважины. 3.3 Расчет параметров режима бурения Расчет параметров режима бурения осуществляется для каждой выделенной пачки пород применительно к конкретному типу долота и способу бурения. При роторном бурении в процессе углубления можно произвольно устанавливать любые возможные комбинации основных параметров режима бурения. Минимальная осевая нагрузка на долото, обеспечивающая объемное разрушение определяется с учетом твердости пород, конкретной конструкции долота и состояния забоя. Для шарошечных долот диаметром более 120 мм осевое усилие рекомендуется определять по удельной нагрузке на долото в кН/мм. Роторное бурение является низкооборотным с частотой вращения ротора до 90 об./мин. Практически принимается 40-60 мин-1. При роторном бурении расход бурового раствора вычисляется по скорости восходящего потока в кольцевом пространстве. В большинстве случаев ее рекомендуется принимать в диапазоне 0,4-0,6 м/с. При бурении гидравлическими двигателями осевая нагрузка на долото определяется также, как и при роторном бурении, а частота его вращения и расход бурового раствора зависят от технических характеристик забойных машин. Составляется режимно-технологический регламент бурения скважины. 3.4 Бурение наклонных и горизонтальных скважин Для бурения наклонно направленных скважин применяются забойные двигатели в комплексе с отклоняющими устройствами. Наиболее эффективными являются винтовые, имеющие небольшие линейные размеры, обладающие достаточно высокой мощностью (более 80 кВт), низкой частотой вращения шпинделя (100-200 мин-1) и характеризующиеся жесткой рабочей характеристикой. Регулируемым параметром режима бурения является только осевая нагрузка на долото. Частота вращения породоразрушающего инструмента и подача бурового раствора определяются техническими характеристиками двигателя. При бурении наклонно-направленных скважин важным является конструкция низа бурильной колоны, стабилизирующие и отклоняющие элементы КНБК. Крепление наклонно-направленных скважин имеет свои особенности. С ростом отхода забоя от вертикали растет эксцентриситет колонн обсадных труб, сильнее проявляются седиментационные процессы в жидкостях, интенсивнее образуются застойные зоны бурового раствора в скважине. Ухудшаются условия вытеснения промывочной жидкости из затрубного пространства в процессе цементирования обсадной колонны. Важную роль в процессе цементирования скважин играют буферные жидкости, а также подбор рецептур тампонажных растворов, обеспечивающих более легкую прокачиваемость раствора, снижение давления при цементировании и предотвращение гидроразрыва пластов. 3.5 Бурение скважин кустами При бурении скважин кустами, как устья скважин группируются на одной площадке, а забои находятся в точках, соответствующих геологической сетке разработки. Буровая после окончания бурения и освоения одной скважины передвигается со всем оборудованием на новую точку. Скважины в кусте проводятся по типовому профилю. Параметры режима бурения определяются техническими характеристиками винтовых забойных двигателей. Крепление скважин в кусте характеризуется общими особенностями крепления наклонно-направленных скважин. 3.6 Технология и технические средства бурения с отбором керна Интервалы бурения с отбором керна устанавливаются проектом на строительство скважины. Бурение с отбором керна осуществляется специальными колонковыми снарядами такими как «Недра», «Кембрий» и «Силур». В их конструкции используется бурильная головка, керноприемная труба, изолированная внутри стального цилиндрического корпуса, а при турбинном бурении - специальное турбодолото с пустотелым валом турбобура. Бурение с отбором керна осуществляется на пониженных параметрах режима бурения, чтобы обеспечить лучшую сохранность керна. Длина рейса при бурении снарядами «Недра», «Кембрий» и «Силур» определяется длиной керноприемной трубы (6-7 м). При бурении турбобуром длина рейса определяется величиной интервала отбора керна или полным износом бурголовки. 3.7 Рациональная отработка долот Основным показателям работы долота является проходка в метрах ствола скважины. Его эффективное функционирование в значительной мере зависит от соответствия режимных параметров бурения и конструкции долота, прочности разбуриваемых пород. В связи с этим необходимо обосновать критерии его рациональной отбработки в конкретных геологических условиях: минимальный предел проходки на долото; минимальный уровень снижения механической скорости и рейсовой скорости бурения, по которым принимается решение о прекращении углубки и замене долота. Эти показатели сопоставляются с данными руководящих документов по рациональной отработке буровых долот и делаются соответствующие выводы. 3.8 Контроль параметров режима бурения Контроль параметров режима бурения осуществляется непрерывно системой датчиков, показывающих и регистрирующих приборов. Контроль за осевой нагрузкой и постоянством подачи бурового инструмента производится с помощью гидравлического индикатора веса (ГИВ) и магнитоупругих датчиков давления. Сигнал поступает на самопищущие и показывающие приборы. Частота вращения ротора измеряется прибором ИСР-1, входящим в комплекс Б-1. Расход бурового раствора контролируется расходомерами, вмонтированными на горизонтальном участке манифольда. Изменение количества циркулирующего бурового раствора определяется уровнемерами в приемных емкостях. Все параметры выводятся на пульт управления бурильщика и главный пульт управления процессом бурения, где непрерывно ведется запись на диаграммных лентах. 4 Выбор типа и параметров буровых растворов Тип и параметры буровых растворов выбираются с учетом: геологических и гидрогеологических условий месторождения литологического и химического составов; пород, их устойчивости под воздействием фильтрата бурового раствора; наличие проницаемых пластов, их мощности и пластовых давлений; давлений гидравлического разрыва. Тип и свойства бурового раствора в комплексе с технологическими мероприятиями и техническими средствами должны обеспечить безаварийные условия бурения, а также высокое качество вскрытия продуктивных горизонтов. Данные о наиболее распространенных буровых растворах и условиях их применения приводятся в таблицах справочных руководств и руководящих документах. Особое внимание следует уделить промывочным жидкостям для бурения горизонтальных стволов, которые (растворы) должны играть роль смазки и регулятора температуры инструмента в местах искривления. 4.1 Приготовление и регулирование свойств буровых растворов Буровые растворы приготавливаются преимущественно с применением глины и высокомолекулярных веществ. Количество глины для приготовления бурового раствора зависит от ее качества, которое определяется показателем выхода раствора (м3). Глинопорошки для бурения разделяются на пять сортов. Оценка качества (м3) каждого сорта определяется выходом бурового раствора из 1000 кг глинопорошка. Регулирование свойств буровых растворов базируется на двух основных принципах:
Для регулирования состояния и свойств глинистых растворов применяются химические реагенты двух групп по химической природе: неорганические реагенты-электролиты и органические реагенты - защитные коллоиды. Характеристика важнейших реагентов приводится в справочных руководствах по бурению нефтяных и газовых скважин. Основное средство повышения плотности бурового раствора более 1400 кг/м3 – применение утяжелителей – инертных порошкообразных материалов. Оптимальная рецептура реагента для обработки раствора обычно подбирается опытным путем в лабораторных условиях на основании этого составляется технологический регламент на промывочные жидкости. 4.2 Расчет гидравлической программы бурения Для полной очистки забоя расход бурового раствора должен обеспечивать такую скорость восходящего потока (м/с), которая бы превышала скорость падения твердых частиц (м/с) при отсутствии движения жидкости под влиянием силы тяжести на 0,25-0,35 м/с. Расчет гидравлической программы бурения скважин сводится к:
5 Бурильная колонна 5.1 Выбор конструкции бурильной колонны По конструкции бурильные колонны бывают:
Нижний участок колонны собирают из УБТ, устанавливаемых непосредственно над долотом или забойным двигателем. Гладкие горячекатаные УБТ рекомендуется применять только для бурения с забойными двигателями; УБТС - для бурения роторным способом и в осложненных условиях. Для бурения:
Стандартная длина бурильных труб составляет 11,5 м. 5.2 Расчёт бурильной колонны Бурильная колонна при бурении и спуско-подъёмных операциях подвергается статическим и динамическим нагрузкам от растяжения, сжатия, продольного и поперечного изгибов, кручения и внутреннего давления, трения о стенки скважины. При роторном бурении рекомендуется в первую делать расчёт на выносливость бурильной колонны, а затем – на статическую прочность. Расчёт на выносливость производится в следующей последовательности:
Выполняется расчёт допустимой глубины спуска для одноразмерной и многоразмерной колонны. Порядок расчёта бурильной колонны на статическую прочность сводится к следующему:
При бурении забойными двигателями расчет бурильной колонны заключается в определении её допустимой глубины спуска. Для наклонных скважин выполняется расчет на выносливость труб ниже начальной точки искривления. 5.3 Выбор и расчет конструкции КНБК Выделяют два основных типа компоновок – жесткие и отвесные (маятниковые). Первые рекомендуется применять при бурении в устойчивых горных породах, а вторые в неустойчивых. В конструкции компоновки должен быть жесткий наддолотный участок, составленный из УБТ максимального диаметра по отношению к диаметру долота, длина которого определяется по таблице или монограмме. Осевая нагрузка на долото должна создаваться весом УБТ жесткой наддолотной и сжатой частей компоновки. Для обеспечения прямолинейности последней на ней необходимо установить опорно-центрирующие элементы (центраторы), через определенное расстояние. Растянутая часть УБТ служит для плавного перехода жесткости сечений УБТ к жесткости сечения бурильной колонны. Вес системы УБТ в колонне должен превышать заданную наибольшую нагрузку на долото на 25%. На основании этого вычисляются длины секций УБТ и общая длина колонны УБТ. Для сжатой части определяется критическая осевая нагрузка, которая должна быть больше расчетного осевого усилия на долото, вычислется число промежуточных опор в сжатой части компоновки и расстояния между опорно-центрирующими элементами. 6 Крепление скважины обсадными колоннами В курсовом проекте выполняется расчет только промежуточных обсадных колонн. Все обсадные колонны по своему назначению делятся на:
Трубы обсадные и муфты к ним изготовляются по ГОСТ 632-80 с треугольной (У) и трапецеидальной (ОТТМ и ОТТГ) резьбой и безмуфтовых труб с трапецеидальной резьбой (ОТТМ и ОТТГ и ТБО) из стали 6-и групп прочности, диаметром от 114 мм до 508 мм и толщиной стенки от 5,2 мм до 16,7 мм. Расчет обсадных колонн производится на основе руководящего документа (РД) «Инструкция по расчету обсадных колонн для нефтяных и газовых скважин». В РД содержатся методики определения основных нагрузок, действующих на обсадные трубы и колонны в процессе проводки, освоения и эксплуатации скважины, рекомендации по выбору обсадных труб, резьбовых соединений, герметизирующих средств при их свинчивании. Приводятся раздельные методики расчета промежуточных и эксплуатационных колонн для нефтяных и газовых скважин, расчет потайных колонн и колонн, спускаемых частями, расчет обсадных колонн для наклонно-направленных скважин, изложены особенности расчета обсадных колонн для горизонтальных скважин. Показаны примеры расчетов, а также основные прочностные характеристики отечественных и импортных труб. Выбор исходных данных для расчета необходимо осуществлять с учетом конкретных условий бурения: значений горного и пластового давлений и интервалов их действия, давления гидравлического разрыва пласта и давления на устье скважины при закрытом превенторе, снижения уровня жидкости в скважине и удельного веса бурового раствора при газонефтеводопроявлениях. Обсадные колонны в скважине испытывают наружные и внутренние давления, а также растягивающиеся осевые нагрузки от собственного веса. Наружные и внутренние давления определяют для одних и тех же процессов, на одних и тех же уровнях, в один и тот же промежуток времени, в течение которого они достигают максимальных и минимальных значений (испытание на герметичность, опробование, эксплуатация и ремонт скважин). Для иллюстрации процессов, проводившихся в скважине, составляются расчетные схемы уровней для определения давлений в нефтяных и газовых скважинах. Расчет обсадных колонн производят по максимальным значениям избыточных наружных и внутренних давлений, а также осевых нагрузок, при этом учитывают раздельное и совместное их действие. В результате расчета определяют конструкцию обсадной колонны (типы и размеры труб по секциям и их длины), а также давление при испытании её на герметичность. В соответствии с инструкцией производят выбор типов резьбовых соединений и герметизирующих средств для них. 6.1 Расчет промежуточных обсадных колонн для нефтяных скважин Расчет обсадных колонн начинают с установления уровней, соответствующих определенным физическим состояниям скважины, для которых определяются внутренние и наружные давления, и, избыточные внутренние и наружные давления. С их учетом строят эпюры давлений, определяют конструкцию обсадной колонны. Внутреннее давление Максимальное внутреннее рабочее давление для расчета на прочность колонн, несущих на себе противовыбросовое оборудование (ПВО), определяют с учетом наибольшего из давлений, которые могут возникнуть при бурении под следующую за рассчитываемой колонну в случаях газонефтеводопроявлений, выбросов и открытого фонтанирования после закрытия устья скважины (из условия полного замещения промывочной жидкости пластовым флюидом). Давлений, которые могут возникнуть под воздействием гидростатического столба бурового раствора, имеющего максимальный удельный вес, или тампонажного раствора, поднятого до устья при цементировании следующей за рассчитываемой колонны. Для промежуточных колонн, на которых установлено противовыбросовое оборудование, максимальное внутреннее давление на устье, рассчитанное из условия проявления, увеличивается на величину дополнительного давления на устье, необходимого для ликвидации проявления, указанного в проекте на основе промысловых данных. При нефтеводопроявлениях максимальное внутреннее давление при закрытом устье [Ру > 0] во время ликвидации открытого фонтанирования определяют из условия полного замещения промывочной жидкости пластовым флюидом по формуле (3.1) РД. При бурении под следующую за рассчитываемой колонну с применением утяжеленного раствора (отсутствуют поглощения, проявления) [Ру = 0] максимальное внутреннее гидростатическое давление определяют по формуле (3.2) РД. При цементировании последующей за рассчитываемой колонны максимальное внутреннее давление на рассчитываемую колонну определяют в интервале от 0 до L по гидростатическому давлению составного столба бурового и тампонажного растворов. За минимальное значение внутреннего давления в рассчитываемой колонне (производится расчет на прочность при наружном давлении) при бурении под следующую колонну принимается наименьшее из значений давления, которое может возникнуть при поглощениях бурового раствора или газонефтеводопроявлениях при открытом устье. При возможном поглощении расчет внутреннего давления производят с учетом частичного опорожнения колонны [Ру = 0] по формулам (3.3) и (3.4) РД. При отсутствии достоверных исходных данных допустимо при расчете учитывать опорожнения колонны не более чем на 30-40%. В случае возможного нефтеводопроявления скважины при открытом устье [Ру = 0] (в случае перелива) внутреннее давление определяется по формуле (3.5) РД. По рассчитанным значениям давлений для всех процессов строят эпюры внутренних давлений в координатах «глубина скважины (м) – расчетные давления (МПа)». Наружное давление Наружное давление для промежуточных обсадных колонн определяют по тем же формулам и методике, что и для эксплуатационных колонн (см. пп. 2.4-2.8 РД). Наружное давление определяют для тех же процессов, что и внутреннее давление. В незацементированной зоне после ожидания затвердения цемента (ОЗЦ) наружное давление на колонну на участке от устья до уровня цемента в растворе определяют по формуле (2.6) РД. В зацементированной зоне после ОЗЦ наружное давление в интервале, закрепленном предыдущей колонной, определяют по давлению составного столба бурового раствора и гидростатического давления столба воды с удельным весом γгс = 1,1 · 104 Н/м3 по высоте цементного кольца, согласно формулам (2.6) и (2.7) РД. В зацементированной зоне открытого ствола (рисунок 2) наружное давление на колонну после ОЗЦ определяют с учетом пластового горного давления.  1 2 |