Сугмутское нефтегазоконденсатное месторождение. Пояснительная записка Технология бурения глубоких скважин Содержание Введение Геологическая часть
 Скачать 1.09 Mb.
|
Таблица 5Градиенты давлений и температур по разрезу скважины
1.6 Возможные осложнения при буренииТаблица 6
2.Технико-технологическая часть 2.1 Конструкция скважины Кондуктор диаметром 323,9 мм. Глубина спуска по вертикали 450 м. Спускается для перекрытия зоны неустойчивых четвертичных и многолетне мёрзлых пород с целью предупреждения перетоков газа, образования грифонов, а также для оборудования на устье ПВО. Техническая колонна диаметром 244,5 мм. Глубина спуска по вертикали 1380 м. Спускается с целью перекрытия сеноманских отложений и предупре ждения межпластовых перетоков пластового флюида в сеноман в случае проявления пластов БУ при закрытом устье. Эксплуатационная колонна диаметром 168,3 мм. глубина спуска по вертикали 2700 м. Спускается с целью добычи газоконденсата. 2.2 Выбор и расчёт профиля скважины На Уренгойском ГКМ при бурении на валанжинские отложения применяют скважины с пятиитервальным профилем, который включает следующие участки: I – вертикальный участок; II – участок набора зенитного угла; III – участок стабилизации; IV – участок выбора зенитного угла; V – пологий (горизонтальный) участок; Из фактических данных скважин 5410, 5411, 5412, 5413, 5642, 5644 и т. д. видно, что вместо участка стабилизации следует участок естественного падения зенитного угла. Средние радиусы искривления определяем из фактических данных: R1 – средний радиус искривления на первом участке набора зенитного угла R1 = 450м. R2 – средний радиус искривления на втором участке набора зенитного угла R2 = 550м. R3 – средний радиус искривления на участке естественного падения зенитного угла R3 = 2640м. В связи с этим выбираем пятиинтервальный профиль с двумя участками набора зенитного угла и участком естественного падения зенитного угла. Исходные данные для расчёта: Нскв – глубина скважины, Нскв = 2726м. Нкр – глубина залегания кровли продуктивного пласта, Нкр = 2670м. Нв – длина вертикального участка, Нв = 1400м. Акр – отход на кровле продуктивного пласта, Акр = 1070м. &к – угол входа в пласт, &к = 70 гр. R1 = 450м. R2 = 550м. R3 = 2640м. Определим вспомогательные параметры (рис 1.) O1O3= R1+R3; O2O3= R2+R3; O2O2’= R2*sin&k; A2’=R2*cos&k+Akp; O1O1’= A2’-R1= Akp+R2*cos&k-R1; O2O1’= Hkp–Hв – O2O2’= Hkp–Hв–R2*sin&k; O2O1=sqr(O’1O1^2+O’1O2^2)= sqr[(Akp+R2*cos&k–R1)^2 + (Hk –Hв–R2*sin&k)^2]; Q=arctg (O’1O2/O`1O1)=arctg[(Hkp–Hв-R2*sin&k)/( Akp+R2*cos&k-R1)]; &1=180-bQ; &2=90-(180-b2-(90-Q))=b2–Q; cosb1=[(O1O3^2+O1O2^2-O2O3^2)/(2*O1O3*O1O2)]; cosb2=[(O1O2^2+O2O3^2-O1O3^2)/(2*O1O2^2*O2O3)]; Зенитный угол в конце первого участка набора зенитного угла: &1=180- arctg[(Hkp–Hв–R2*sin&k)/( Akp+R2*cos&k-R1)]-arccos{[(R1+R3)^2+(Akp+R2cos&k-R1)^2+( Hkp–Hв–R2*cos&k)^2-(R2+R3)^2]/[2(R1+R3)^2*sqr((Akp+R2*cos&k-R1)^2+( Hkp–Hв-R2*sin&k)^2)]}; Имеем &1=52 гр. Зенитный угол в начале второго участка набора зенитного угла: &2=arccos{[(Akp+R2*cos&k-R1)^2+( Hk–Hв–R2*sin&k)^2+(R2+R3)^2-(R1+R3)^2]/[2(R2+R3)*sqr((Akp+R2*cos&k-R1)^2+( Hkp–Hв-R2*sin&k)^2)]}- arctg[(Hkp–Hв–R2*sin&k)/( Akp+R2*cos&k-R1)]; Имеем &2=32 гр. Участок 1. L1=Hв=1400м; H1= Hв=1400м; A1=0. Участок 2. L2=П*R1*&1/180=3.14*450*52/180=408.3м; H2=R1*sin&1=450*sin52=354.6м; A2=R1(1-cos&1)=450*(1-cos52)=172.9м. Участок 3. L3=(П/180)*R3(&1-&2)=(3.14/180)*2640*(52-32)=929.9м; H3=R3*(sin&1-sin&2)=2640*(sin52-sin32)=688.5м; A3=R3*(cos&2-Cos&1)=2640*(cos32-cos52)=617.8м. Участок 4. L4=П*R2*&2/180=3.14*550*32/180=366.6м; H4=R2*(sin&k-sin&2)=550*(sin70-sin32)=226.9м; A4=R2*(cos&2-cos&k)=550*(cos32-cos70)=279.3м. Участок 5. L5=(Hскв-Нкр)/cos&k=(2726-2670)/cos70=163.7м; A5=tg&k*( Hскв-Нкр)=tg70*(2726-2670)=153.9м. Таблица № 7 Проектный профиль ствола скважины.
2.3 Выбор способа бурения В соответствии с применяемыми способами бурения на Уренгойском ГКМ принимаем: - Бурение под кондуктор – роторный способ. - Бурение под техническую и эксплуатационную колонну – турбинный способ. 2.4 Компоновка и расчёт бурильной колонны Участок падения зенитного угла. Компоновка: Долото 215,9 + КЛС215,9 + 3ТРХ-195. Выбираем: УБТ-159, СБТ-127*9, АбТ-129*11. Проверка бурильной колонны: Дсбт/Дубт=127/159=0,8 Е[0,75…0,8], то принимаем УБТ-159, промежуточной УБТ не надо. Выбор длины УБТ: При бурении забойными двигателями G0>(Gд-b*Gзд-0.9*Pkp3)/b*q0*g*cos&, где Gд- осевая нагрузка на долото, Gд=160кН; Gзд- вес забойного двигателя, Gзд=47,9кН; q0- масса единицы длины УБТ, 135,4кг.м; Pkp3- критическая нагрузка на УБТ. Pkp3=16*П^2*EI/lkp^2, EI- жёсткость УБТ. I=П.64*(Д^4-d^4)=3.14/64*(0.127^4-0.109^4)=5.84*10^-6 м^4; EI=2*10^11*5.84*10^-6=12.26*10^5 Н*м^2; b=1-(pж/рст)= 1- (1100/7800)=0,86; lkp=2.65*sqr^3*(EI/b*q*g)=44.7 м. q-масса единицы длины СБТ, q=30,3 кг/м Pkp=(16*П*1.226*10^6/44.7^2)+(0.86*30.3*9.81*44.7/2)=102469 H; G0> (160000-0.86*47900-0.9*102469)/0.86*135.4*9.81*cos42=32.5 м. Выбираем 3 трубы УБТ-159 по 12 м =>36м. Выбор длины СБТ Lсбт=1.2* Gд-b*Gубт/ b*q0*g*cos&=1,2*160000-0,85*135,4*9,81*36/ 0,86*30,3*9,81*сos42=798 м. Выбираем 67 труб СБТ-127*9 по 12 м =>804м. Участок стабилизации в кровле продуктивного пласта. Компоновка: Долото 215,9+ КЛС215,9 +3ТРХ-195 Выбираем: УБТ-159, СБТ-127*9, АБТ-129*11 Выбор длины УБТ: l0=(160000-0.86*47900*9.81-0.9*102469)/0.86*135.4*9.81*cos70=70 м. Выбираем 6 труб УБТ по 12 м => 72 м. Выбор длины СБТ: Lсбт=(1,2*160000-0,86*135,4*9,81*72)/0,86*30,3*9,81*cos70=1258 м Выбираем 105 трубок СБТ-127 по 12 м => 1260 м. Для бурения под кондуктор, на участках набора зенитного угла принимаем стандартные компоновки. Компоновки бурильного инструмента по интервалам профиля. 0-450 м Долото 393,7+УБТ-159-72м+СБТ-127*9 450-1400 м Долото 295,3+УБТ-159-36м+СБТ-127*9 1400-1808 м Долото 215,9+КЛС215,9+ТО2-195+УБТ-159-24+СБТ-127*9- 400м+АБТ-129*11 1808-2738 м Долото 215,9+КЛС215,9+3ТРХ-195+УБТ-159-36м+СБТ127*9 -804м+АБТ129*11 2738-3105 м Долото215,9+КЛС215,9+Д1-195+УБТ-159-24м+СБТ-127*9- 700м+АБТ-129*11 3105-3269 м Долото215,9+КЛС215,9+3ТРХ-195+УБТ-159-72м+СБТ-127*9 -1260м+АБТ-129*11. Расчёт бурильной колонны на прочность при подъёме с промывкой. Самые большие растягивающие нагрузки возникают при бурении в интер вале стабилизации зенитного угла в кровле продуктивного пласта. Компоновка: Долото215,9+КЛС215,9+3ТРХ-195+ УБТ-159-72м+СБТ-127*9 -1260м+АБТ-129*11. Таблица 9. Расчёт растягивающих нагрузок.
T=T0*e^(d&*f)+b*q*l*e^(0.5*d&*f)*(cos&+f*sin&), f=0.3, d&01=0, T0=0 T1=0*e^0.03+0.86*1354*72*e^(0.5*0.03)*(cos1.22+0.3*sin1.22)=28.7kH; d&12=0; T2=28.7*e^0.03+0.86*303*92*e^(0.5*0.03)*(cos1.22+0.3*sin1.22)=43.6; d&23= - l23/R= -367/550= -0.67; T3=144.6kH; d&34=0.3; T4=367.1; d&45=0.048; T5=384kH; d&56= -0.906; T6=553.2kH; d&67=0; T7=695.9kH; Наибольшие растягивающие напряжения получаются на устье скважины, однако на участке набора зенитного угла к ним добавляются напряжения изгиба. Поэтому в конце вертикального участка результирующие напряжения СИГМАрез = СИГМАр+СИГМАизг Таблица 10. Результирующие напряжения в точках 6,7 от действия растягивающих нагрузок.
Растягивающие напряжения: СИГМАр=(Т+Ру*Sk)/Sкп; Ру=15МПа; Sкп- площадь кольцевого пространства; Sкп=П/4*(0,129^2-0.107^2)=0.00408 м^2; Sk – площадь трубного пространства; Sk =П/4*(0,107^2)=0.00899 м^2; СИГМАр6=(553.2*10^3+15*10^6*0.0899)/0.00408=169МПа; СИГМАр7=(695,9*10^3+15*10^6*0.00899)/0.00408=204МПа; Изгибающие напряжения: СИГМАизг=E*D/2*R; СИГМАизг=72*10^9*0.129/2*450=10.3МПа; Тогда СИГМАрез6=179,3МПа, СИГМАрез7=204МПа. Прочность бурильной колонны обеспечена, если СИГМАрез =< [ СИГМА], где [ СИГМА]= СИГМАт/n, где СИГМАт – предел текучести материала труб СИГМАт =300МПа; n- коэф. Запаса прочности, n=1,4 => [ СИГМА]= 300/1.4=214.3МПа; т.к. СИГМАрез67< [ СИГМА], то прочность бурильной колонны при подъёме с промывкой обеспечена. Расчёт на внутреннее давление. Прочность бурильных труб обеспечена, если Рв.из.=< [Pв.и], где Рв.из – внутреннее избыточное давление, Рв.из=15МПа [Pв.и]= Рв.кр/ n, Рв.кр- предельное внутреннее давление. Для АБТ-129*11, Рв.кр=41,7МПа, то [Pв.и]=41,7/1,4=29,7МПа > Рв.из=15МПа, то прочность обеспечена. | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||