Методические указания по выполнению курсового проекта Издательство
 Скачать 391 Kb.
|
1 2 Рис.1 Эпюранаружных давлений. Расчет наружного давления в интервале пластов с известным пластовым давлением (см. рисунок 2) производят по формуле (2.8) РД. Пластовое давление для пластов мощностью до 200 м определяют для середины пласта по формуле (2.9) РД. При наличии одного пласта распределение давления на участке S1 – L0 находят по формуле (2.10). При наличии двух и более пластов распределение давления между ними рассчитывают по формуле (2.11) РД. Расчет наружного давления в интервале залегания пород, склонных к текучести, РнZ производят по горному давлению. Расчет по формулам (2.8) и (2.12) производят для интервала, равного мощности пласта, увеличенной до 50 м выше кровли и ниже подошвы пласта. Расчет удельного веса горных пород производят средневзвешенным на мощность способом. Наружное давление по всей длине колонны, рассчитанное с учетом давления составного столба бурового и тампонажного растворов, определяют на момент конца продавливания тампонажного раствора по формулам (2.13) и (2.14) РД. Во всех случаях наружное давление не может быть меньше гидростатического давления столба воды с удельным весом γгс = 1,1·104 Н/м3. По рассчитанным значениям строят элюры наружных давлений. Избыточное наружное давление Избыточное наружное давление в общем случае определяют как максимальную разность между наибольшими наружным РнZ и внутренним PBZ давлениями, рассчитанными для одного и того же уровня и одного и того же времени по ранее отмеченным формулам в РД: РнuZ = РнZ – РВУ. По рассчитанным значениям строят элюры избыточных наружных давлений. Избыточное внутреннее давление В общем случае избыточное внутреннее давление на промежуточную обсадную колонну определяют как максимальную разность между внутренним Р'ВZ и РнZ давлениями для одного и того же периода времени, рассчитанными по указанным формулам в РД: РВИZ = Р'ВZ – РнZ. Расчет максимальных избыточных внутренних давлений производят по максимальным значениям внутреннего давления и соответствующего наружного давления. Удельный вес испытательной жидкости γжне должен превышать удельного веса бурового раствора, который применялся при окончании бурения под рассчитываемую колонну. По рассчитанным значениям РВИZ строят элюры избыточных внутренних давлений. Осевая нагрузка от собственного веса Осевую растягивающую нагрузку от собственного веса промежуточной обсадной колонны определяют с учетом теоретического веса спущенной колонны  ,где n – число секций обсадных колонн; ℓ – длина секций, м; q – вес секций, кН. Прочность труб и их коэффициенты запаса прочности Расчет промежуточных колонн на наружное избыточное давление производят при коэффициенте запаса прочности n 1 = 1,0. Расчет на внутреннее избыточное давление производят при коэффициенте запаса прочности (табл. 2). Коэффициенты запаса прочности на внутреннее давление Таблица 2
Расчет колонн из труб по ГОСТ 632-80 с резьбой треугольного профиля на растягивающую нагрузку производят по формуле расчета страгивающей нагрузки РСТ с учетом коэффициента запаса прочности n 3 в зависимости от диаметра труб (табл. 3). Коэффициенты запаса прочности на растяжение Таблица 3
Допустимые нагрузки на растяжение для обсадных труб ОТТМ и ОТТГ по ГОСТ 632-80 приведены в приложении 6 «Инструкция по расчету обсадных колонн» [3]. Выбор типа труб и расчет конструкции обсадной колонны зависит от условий прочности и герметизирующих средств по условиям герметичности Выбор обсадных труб по условиям прочности – выбор типа размеров обсадных труб по секциям и их длины производят по эпюрам максимальных значений избыточных наружных и внутренних давлений, а также осевых нагрузок на растяжение от собственного веса с учетом коэффициентов запаса прочности. Для интервалов колонн, рассчитываемых на смятие, следует выбирать трубы наиболее низкой группы прочности с максимальной толщиной стенки. Трубы более высоких групп прочности целесообразно применять в тех случаях, когда имеются ограничения по грузоподъёмности оборудования, диаметру долота или другого инструмента, а также с целью экономии металла в интервалах колонн, для которых трубы выбираются из условия прочности на растяжение. В интервалах колонн, для которых трубы выбираются из условия прочности на растяжение, а также в интервалах с интенсивностью искривления скважины более 1,50 на 10 м рекомендуется применять трубы с трапецеидальной резьбой. Для интервалов колонн, находящихся в зоне высокопластичных пород (например солей), рекомендуется выбирать трубы с максимальной толщиной стенок или импортные специальные с повышенным сопротивлением смятию. Выбор резьбовых соединений и герметизирующих средств по условиям герметичности (плотности) Для промежуточных колонн, кондукторов и направлений, на которых не устанавливается противовыбросовое оборудование, рекомендуются трубы с резьбовыми соединениями треугольного профиля или ОТТМ на смазках Р – 2 и Р – 402, а также допускается применение графитной смазки по ГОСТ 3333 – 80. При использовании гладких безмуфтовых труб типа ОГ разрешается применение состава УС – 1 в газовых средах и смазок Р – 2 или Р – 402 в жидких средах. Трубы с резьбовыми соединениями треугольного профиля по ГОСТ 632 – 80 в сочетании с лентой ФУМ могут использоваться при внутреннем избыточном давлении газовой среды до 15 МПа и жидкой среды до 20 МПа. Трубы с резьбовыми соединениями повышенной герметичности ОТТГ и ТБО используются, в первую очередь, в газовых и нефтяных скважинах с аномально высоким пластовым давлением. Зарубежные высокогерметичные резьбовые соединения могут быть использованы для замены соединений ОТТГ и ТБО в газовых и нефтяных скважинах с аномально высоким пластовым давлением. 6.2 Расчет промежуточных обсадных колонн для газовых скважин Расчет обсадных колонн начинают с установления уровней по стволу скважины для которых определяются внутренние и наружные давления. Сроят эпюры давлений. По эпюрам максимальных избыточных давлений выбирают типоразмеры труб и длины секций. Внутреннее давление Для промежуточных колонн, на которых установлено противовыбросовое оборудование, максимальное внутреннее давление на устье, рассчитанное из условия проявления, увеличивается на величину Δp– дополнительное давление на устье, необходимое для ликвидации проявления. Максимальное внутреннее давление при закрытом устье газовых скважин при полной замене бурового раствора газом [Ру > 0] определяют п. 4.2 (РД), причем в формулах заменяют L на ℓ, где ℓ – расстояние от устья скважины до кровли проявляющего пласта. Максимальное внутреннее гидростатическое давление на колонну при бурении под следующую за рассчитываемой колонну утяжеленным раствором (отсутствуют поглощения, проявления) [Ру = 0], а также при цементировании последующей за рассчитываемой колонны определяют как и для нефтяных скважин. (пп. 3.4-3.5 (РД). За минимальное внутреннее давление в рассчитываемой колонне (при расчете её прочности на наружное давление) при бурении под следующую колонну принимают наименьшее из значений давления, которое может возникнуть при поглощениях бурового раствора или газонефтеводопроявлений при открытом устье. Наружное давление Наружное давление определяют по тем же формулам и методике, что и для нефтяных скважин. Избыточное наружное давление Избыточное наружное давление определяют как разность между наружным РнZ и внутренним PBZ давлениями, рассчитанными для одного и того же момента времени по формулам п.п. 2.5-2.8; 5.4-5.6 и 2.16 (РД). Избыточное внутреннее давление В общем случае избыточное внутреннее давление определяют как разность между внутренним Р'ВZ и РнZ , рассчитанными для одного и того же периода времени по формулам пп. 5.1-5.3 и 5.7; 2.5-2.8 и 2.20-2.21 (РД). Избыточные внутренния давления рассчитываются в соответствии с пп. 2.17-2.21 (РД), при этом значения РВУ определяют по формулам пп. 4.1-4.5 (РД). (РВУ = РВZ , при Z = 0). Удельный вес испытательной жидкости γж не должен превышать удельного веса бурового раствора, который применялся при окончании бурения под рассчитываемую колонну. Осевую нагрузку от собственного веса определяют по п. 2.22 (РД) с учетом теоретического веса спущенной колонны ,где n – число секций обсадных колонн. Прочность труб и коэффициент запаса прочности принимают также как и для нефтяных скважин п. 3.20 (РД). Порядок расчета и выбора конструкций промежуточных обсадных колонн регламентируется пп. 3.23-3.26 (РД), как и для нефтяных скважин. Расчет натяжения обсадных колонн Расчет натяжения колонн производят после расчета колонн на внутренние и наружные избыточные давления и растягивающую нагрузку от собственного веса. При определении усилия натяжения, исходят из необходимости сохранения прямолинейной формы колонны при изменении температуры и давления. Если при расчете значения натяжения не удовлетворяют условию прочности колонны, то необходимо либо повысить прочность труб, либо увеличить высоту подъёма цемента. Расчет натяжения производят для вертикальных скважин. Для наклонно направленных скважин рассчитывают натяжение вертикального незацементированного участка колонны. Минимальное значение усилия натяжения для скважин любого назначения определяют одинаково: по наибольшему значению. Допустимое внутреннее давление в обсадной колонне При испытании колонны на герметичность, при освоении скважины, гидроразрывах, капитальном ремонте и других работах, связанных с созданием в обсадной колонне избыточного давления, необходимо определять допустимое внутреннее давление с учетом как осевых, так и радиальных нагрузок, действующих на колонну. В инструкции приведена методика проверочного расчета и определения допустимого внутреннего давления с учетом прочности труб и резьбовых соединений обсадной колонны, натяжение которой производилось усилием, равным весу свободной (незацементированной) части колонны или большим него, т.е. QH ≥ Q. Данный расчет предусмотрен для колонн, жестко закрепленных на устье, в случаях, когда внутреннее давление в колонне создается в один прием без пакера. Допустимое внутреннее избыточное давление Р (МПа) на устье определяют по формулам (10.1-10.4) РД. Внутреннее давление необходимо определять для верхней трубы каждой секции колонны. Меньшее из значений давлений полученных по формулам (10.1) и (10.2), принимают за допустимое. Расчет на растяжение колонн Расчет на растяжение колонн из труб с резьбой трапецеидального профиля (ОТТМ, ОТТГ и ТБО по ГОСТ 632-80) производят по разрушающей нагрузке, наименьшей из подсчитанной по формулам (2.43)-(2.47). Допустимые значения растягивающей нагрузки [Р] определяют по формуле [Р] = Рраз/ n3, где Рраз разрушающая нагрузка, вычисленная по приведенным формулам; n3 = 1,75 – коэффициент запаса прочности. Значения [Р] для соединений с трапецеидальной резьбой приведены в приложении 6,7,8 (РД). Расчет на растяжение колонн труб при спуске в клиновом захвате Значение осевой растягивающей нагрузки Pк, при которой напряжение в теле трубы закрепленной в клиновом захвате доходит до предела текучести, определяют по формуле (2.48) РД. Расчетный вес обсадной колонны Q не должен превышать допустимого Q [P], где [P]=Pк/n4; n4- коэффициент запаса прочности, равный 1,3. 6.3 Технологическая оснастка обсадных колонн Спуск обсадных колонн, секций и потайных колонн осуществляют с помощью специальных приспособлений и устройств, объединяющихся под общим названием элементов технологической оснастки. К ним относятся: направляющие пробки с чугунными или бетонными насадками; упорные стоп-кольца; обратные клапаны; устройство для ступенчатого цементирования обсадных колонн (муфты МСЦ); центраторы; скребки; турбулизаторы; резьбовые разъединители, применяемые при спуске потайных колонн и секций сплошных обсадных колонн; устройства для подвески потайных колонн, секций сплошных обсадных колонн и хвостовиков; цементировочные головки; цементировочные пробки. 6.4 Подготовка ствола скважины и спуск обсадных колонн Подготовка ствола скважины является одним из важнейшим процессов, определяющих надёжность и качество крепления, спуск колонн на проектную глубину и цементирование. Процесс подготовки ствола скважины заключается в проработке ствола специальной компоновкой низа бурильного инструмента с интенсивной промывкой. На проходимость обсадных колонн по стволу скважины большое влияние оказывают уступы в стволе и интенсивность пространственного искривления скважины. В связи с этим непосредственно перед спуском обсадной колонны процесс подготовки скважины в каждом случае сводится к контрольному спуску бурильной компоновки для калибровки и промывки интервала крепления. Скорости спуска обсадных колонн должны выбираться исходя из конкретных геологических условий интервала крепления, технического состояния ствола скважины и свойств бурового раствора. Допустимые скорости спуска сплошных обсадных колонн или колонн-хвостовиков могут быть рассчитаны из условия либо предупреждения гидроразрыва пород, либо предотвращения смятия труб спускаемой обсадной колонны. В любом случае после выхода из-под башмака предыдущей колонны скорость спуска обсадной колонны ограничивают 0,3-0,6 м/с. При использовании обратных клапанов при спуске обсадная колонна заливается буровым раствором через каждые 300-500 м. При спуске обсадной колонны производится промежуточная промывка 1-2 циклами. 7 Цементирование скважины 7.1 Выбор способа цементирования На практике известны способы прямого, обратного и ступенчатого цементирования. Наибольшее распространение имеет прямой способ цементирования. Способ обратного цементирования имеет ограниченное применение вследствие отсутствия средств контроля за процессом цементирования. Двухступенчатое цементирование применяют в случае необходимости большой высоты его подъема за колонной, когда расчетные давления прокачивания тампонажного раствора больше, чем давление, развиваемое цементировочными агрегатами, а также с целью предотвращения гидроразрыва пород. 7.2 Выбор тампонажного материала и расчет цементирования скважин Тампонажные материалы применяются для крепления скважин, изоляции зон поглощения бурового раствора, установки цементных мостов при испытании пластов на продуктивность. Для этих целей используются тампонажные портландцементы, производимые согласно ГОСТ 1581-85. Тампонажные цементы подразделяют: на цемент с минеральными добавками и бездобавочный; по температуре применения для холодных и горячих скважин; по средней плотности тампонажного цементного теста на облегченные, нормальные и утяжеленные. Тампонажные цементы разделяются по степени устойчивости к воздействию агрессивных пластовых вод устойчивые к сульфатным, углекислым и сероводородным, магнезиальным и полиминеральным пластовым водам. Сроки схватывания тампонажных цементов должны соответствовать требованиям ГОСТ 2581-85. Предпочтительность выбора типа тампонажного материала диктуется конкретными условиями бурения скважины. Расчет сплошного одноступенчатого цементирования обсадной колонны заключается в: расчете объемов тампонажного раствора, продувочной и буферной жидкости; определении количества сухого цемента, воды и реагентов для затвердения тампонажного цемента; выборе типа цемента и рецептуры тампонажного раствора; установлении допустимого времени цементирования скважины, необходимого числа агрегатов и цементосмесительных машин, а также возможного давления в конце процесса цементирования. 7.3 Выбор типа буферной жидкости Буферными жидкостями называются жидкости или суспензии, которые закачивают в скважину перед закачкой тампонажного раствора при первичном цементировании обсадных колонн. Буферная жидкость выполняет главную роль вытеснения промывочных жидкостей и продуктов разрушения глинистой корки из затрубного пространства скважины перед закачиванием цементного раствора, тем самым в значительной мере повышает качество тампонажных работ. Буферные жидкости могут выполнять многие функции: предохранять рост структурной вязкости граничных слоев буфера; эрозировать нефтяную пленку и рыхлую часть глинистой корки; вытеснять промывочную жидкость из затрубного пространства; уменьшать гидравлическое давление при закачке промывочной жидкости; регулировать температуру в стволе скважины; устранять места поглощений. После закачки цементного раствора прокачивается расчетная буферная жидкость (верхняя, вторая), разделяющая продавочную жидкость от цементного раствора. 7.4 Оценка качества цементирования скважины и испытание колонн на герметичность Высота подъема тампонажного раствора и качество формирования цементного камня определяются по геофизическим данным и по отобранным пробам цементного раствора. Испытание колонн на герметичность производится снижением уровня жидкости в колонне (рассчитывается или по инструкции) и опрессовкой технической водой цементировочным агрегатом до разбуривания цементного стакана и после разбуривания на давление, принимаемое по руководящим рекомендациям. После ОЗЦ обсадные колонны разгружают в соответствии с требованиями РД. 8 Обвязка устья скважины Указываются все элементы устьевого оборудования их назначение, графическое изображение схем обвязки устья конкретной скважины. В зависимости от конструкции и назначения скважины подбирается оборудование по количеству и размерам обсадных колонн, на которые будет монтироваться противовыбросовое оборудование. Дается характеристика ПВО и графическая схема монтажа элементов ПВО для каждой обсадной колонны. 9 Предупреждение и ликвидация осложнений и аварий при бурении скважины Факторы, оказывающие влияние на возникновение осложнений в процессе бурения, можно разбить на две группы: 1. Геологические наличие проницаемых горизонтов пород; недостаточность сопротивления пород гидравлическому разрыву; наличие интервалов с АВПД и АНПД; склонность пород к потере устойчивости стенок скважины; растворение соляных пород; ползучесть и набухание пород; нефтегазоводопроявления; засорение продуктивных (проницаемых) горизонтов (создается скин-эффект). 2. Технологические несоответствие параметров режима бурения реальным условиям проводки скважины; неправильный выбор типа бурового раствора и его параметров; состав тампонажного раствора, не соответствующий условиям крепления скважины; нарушение режима спуска бурильных и обсадных колонн, приводящих к гидроразрыву пластов и обрушению стенок скважины. Аварии, возникающие при разрушении бурильного инструмента и других предметов, прихваты бурильной колонны являются следствием недостаточной квалификации членов буровой бригады. 10 Выбор бурового оборудования Исходными данными при выборе буровой установки являются проектная глубина и конструкция скважины. Последняя определяет максимальную грузоподъемность на крюке, которая не может быть превышена при выполнении любых технологических ситуаций в процессе всего цикла строительства скважины. Рекомендуемая глубина бурения скважины в каждом конкретном случае может отличаться от указанных в таблицах в сторону уменьшения или увеличения в зависимости от типа и веса бурильных труб и ь компоновки бурильной колонны. Окончательный выбор буровой установки определяется по результатам расчета максимальной нагрузки на крюке и рекомендуемой глубины бурения. Выбор типа и числа насосов производится на основании расчетов расхода и давления бурового раствора. По таблицам выбирается соответствующий тип насоса, удовлетворяющий расчетным данным. 11 Безопасность жизнедеятельности Безопасность жизнедеятельности при строительстве и эксплуатации нефтяных и газовых скважин регламентируется требованиями правил безопасности в нефтяной и газовой промышленности. Правила безопасности разработаны в соответствии с Федеральным законом от 21.07.97 №116-ФЗ «О промышленной безопасности опасных производственных объектов». Положением о Федеральном горном и промышленном надзоре России, утвержденным постановлением Правительства Российской Федерации от 03.12.01 №841, другими федеральными законами, иными нормативными правовыми актами Российской Федерации, нормативно-техническими документами в области промышленной безопасности, охраны труда, недр и окружающей среды. Правила направлены на обеспечение промышленной безопасности, противопожарной безопасности, противоаварийной устойчивости опасных производственных объектов, создание безопасных условий труда при освоении нефтяных, газовых и газоконденсатных месторождении и гидротермальных источников энергии на территории Российской Федерации. Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности с изменениями утверждены постановлением Госгортехнадзора России от 31.07.03 (ПБ-08-624-03) и обязательны для всех предприятий и организаций, осуществляющих разведку, обустройство и разработку нефтяных, газовых и газоконденсатных месторождении. Студент должен в данном разделе пояснительной записки, указать только те требования правил безопасности, которые непосредственно относятся к процессам строительства конкретной скважины и возможные чрезвычайные ситуации. 12 Охрана окружающей среды Бурение нефтяных и газовых скважин всегда сопровождается частичным нарушением природных ландшафтов. Использование в технологическом процессе промывочных буровых растворов и тампонажных смесей с применением токсичных химических компонентов требует выполнения комплекса мероприятий, уменьшающих или полностью исключающих их вредное воздействие на природную среду. Методы и средства очистки, обезвреживания, утилизации отходов бурения и рекультивации земель должны производиться в соответствии с требованиями руководящих документов. Ликвидация и консервация нефтяных и газовых скважин осуществляется в соответствии с требованиями «Инструкции о порядке ликвидации, консервации скважин и оборудования их устьев и стволов» РД 08-71-94. Госгортехнадзор России №54 от 19.08.94 г. и дополнения от 15.12.96. Библиографический список
Приложение 1Титульный лист курсового проектаМинистерство образования и науки Российской Федерации Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования ИРКУТСКИЙ НАЦИОНАЛЬНЫЙ ИССЛЕДОВАТЕЛЬСКИЙ ТЕХНИЧЕСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ Кафедра нефтегазового дела Допускаю к защите Руководитель _______________________________ _______________________________ И.О. Фамилия _________________________________________________________________________ _________________________________________________________________________ наименование темы ПОЯСНИТЕЛЬНАЯ ЗАПИСКА к курсовому проекту по дисциплине _________________________________________________________________________ ________________________________________________________________________ПЗ обозначение документа Выполнил студент группы ________ ________ ___________________ шифр подпись И.О. Фамилия Нормоконтроль ____________ ____________________ подпись И.О. Фамилия Курсовой проект защищен с оценкой __________________________________ Иркутск 20__ г. Министерство образования и науки Российской Федерации Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования ИРКУТСКИЙ НАЦИОНАЛЬНЫЙ ИССЛЕДОВАТЕЛЬСКИЙ ТЕХНИЧЕСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ ЗАДАНИЕ НА КУРСОВОЕ ПРОЕКТИРОВАНИЕ (КУРСОВУЮ РАБОТУ) По курсу _____________________________________________________________________ Студенту _____________________________________________________________________ (фамилия, инициалы) Тема проекта _________________________________________________________________ _____________________________________________________________________________ Исходные данные ______________________________________________________________ _________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________ Рекомендуемая литература ______________________________________________________ ___________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________ Графическая часть на ______________ листах Дата выдачи задания “______” __________________________20 г. Дата представления проекта руководителю “______” ___________20 г. Руководитель курсового проектирования (курсовой работы) _________________________ ТЕХНОЛОГИЯ БУРЕНИЯ НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ СКВАЖИН Методические указания по выполнению курсового проекта Составители: Зверев Георгий Васильевич Аверкина Елена Владимировна Редактор И.Л. Андриевич Подписано в печать 26.09.2011. Формат 60х84/8. Печать трафаретная. Бумага офсетная. Уч.-изд. л. 2,5. Тираж 100 экз. Зак. 187. Поз. плана 124. ИД № 06506 от 26.12.2001 Иркутский государственный технический университет 664074, Иркутск, ул. Лермонтова, 83 1 2 | ||||||||||||||||||||||||||