Главная Контакты Случайная статья Автоматизация Антропология Археология Архитектура Биология Ботаника Бухгалтерия Военная наука Генетика География Геология Демография Деревообработка Журналистика Зоология Изобретательство Информатика Искусство История Кинематография Компьютеризация Косметика Кулинария Культура Лексикология Лингвистика Литература Логика Маркетинг Математика Материаловедение Медицина Менеджмент Металлургия Метрология Механика Музыка Науковедение Образование Охрана Труда Педагогика Полиграфия Политология Право Предпринимательство Приборостроение Программирование Производство Промышленность Психология Радиосвязь Религия Риторика Социология Спорт Стандартизация Статистика Строительство Технологии Торговля Транспорт Фармакология Физика Физиология Философия Финансы Химия Хозяйство Черчение Экология Экономика Электроника Электротехника Энергетика

Федеральное агентство по образованию (Рособразование)   Федеральное агентство по образованию (Рособразование)

Архангельский государственный технический университет

Кафедра бурения нефтяных и газовых скважин

Попов Сергей Анатольевич

Факультет

ИНиГ

курс

IV

группа

РАСЧЁТНО-ГРАФИЧЕСКАЯ РАБОТА

Вариант №11

По дисциплине

Осложнения и аварии при бурении

На тему

Расчёт технологических операций для ликвидации

прихвата бурильной колонны и забуривания бокового ствола

Отметка о зачёте

Руководитель

ст. преподаватель

В.П. Галашев

Архангельск

ЛИСТ ДЛЯ ЗАМЕЧАНИЙ

ОГЛАВЛЕНИЕ

1 Расчет по определению места прихвата бурильной колонны

В скважине глубиной Н=2900 м произошел прихват 140 мм бурильных труб с толщиной стенки δ=9 мм. Собственный вес колонны бурильных труб по индикатору веса составляет 41 деление. Натяжка инструмента Р₁ производилась на 50 делений, натяжка Р₂ – на 60 делений; разность удлинений бурильной колонны равна l=6 см. Оснастка 4 5. В таблице 1 приведены показатели индикатора веса, измеренные прибором ГИВ-6.

Таблица 1 – Показатели индикатора веса ГИВ-6

Определим цену одного деления (в кН) по указывающему прибору индикатора веса верньером (ГИВ-6). По данным тарировки на канате 32 мм усилие на один конец согласно таблице 1:

50 делений = 70,07 кН;

60 делений = 87,71 кН.

Цена одного деления составит:

 кН.

Длина неприхваченной части бурильной колонны определяется по формуле:

где L_нп – глубина места прихвата бурильных труб, см;

Е – модуль упругости стали бурильных труб, кН/см²; Е = 2,1·10⁴ кН/см²;

F – площадь поперечного сечения тела бурильной трубы, см²; F = 37 см²;

Р₂-Р₁ – создаваемая растягивающая нагрузка на колонну бурильных труб, кН;

Δl – разность удлинений бурильной колонны, соответствующая указанной выше нагрузке, см.

Разность натяжений составит (Р₂-Р₁)U_тс,

где U_тс – число подвижных струн талевой системы, при оснастки 4х5 U_тс = 8.

(87,71-70,07)8 = 141,12 кН.

 см=346,9 м.

2 Расчет нефтяной (водяной или кислотной) ванны

Рассчитать нефтяную ванну для освобождения прихваченных 140 мм бурильных труб с толщиной стенки δ=9 мм, если глубина скважины Н=2900 м, диаметр долота D_д=215,9 мм, длина неприхваченной части колонны L_НП=346,9 м, плотность бурового раствора ρ_БР=1,20 г/см³; плотность нефти ρ_Н=0,8 г/см³.

Определяем необходимое количество нефти для ванны по формуле:

,

где D_скв - диаметр скважины, м;

D_скв= k∙D_дол,

k- коэффициент кавернозности (k=1,11);

D_скв=1,11·215,9=239,65 мм=0,239 м;

D - наружный диаметр бурильных труб, м, D=0,14 м;

Н₁ – высота подъёма нефти в затрубном пространстве.

Нефть поднимают на 50-100 м выше места прихвата.

Н₁=Н-L_НП+( )

где Н – глубина скважины, м,

Н₁=2900-346,9+100=2653,1 м;

d – внутренний диаметр бурильных труб, м,

d=D- =40-2·9=122 мм=0,122 м;

δ – толщина стенки трубы;

Н₂ – высота столба нефти в трубах, необходимая для периодического (через 1-2 часа) подкачивания нефти в затрубное пространство. Принимаем Н₂=200 м.

 м³.

Количество бурового раствора для продавки нефти:

V_БР=0,785d²(Н-Н₁),

V_БР=0,785∙0,122²(2900-2653,1)=2,88 м³.

Максимальное давление при закачке нефти, когда за бурильными трубами находится буровой раствор, а сами трубы заполнены нефтью:

Р=Р₁+Р₂,                

где Р₁ – давление, возникающее при разности плотностей столбов жидкости в скважине (в трубах и за трубами), МПа;

Р₂ – давление, идущее на преодоление гидравлических потерь, МПа.

,

 МПа.

,

 МПа.

 МПа.

3 Расчет допустимых усилий при расхаживании прихваченных труб

Прихвачена бурильная колонна диаметром 140 мм с толщиной стенки δ=9 мм.

Допустимое натяжение при расхаживании прихваченной бурильной колонны определяется по формуле:

,

где σ_т – предел текучести материала труб,  σ_т=380 МПа;

k – запас прочности, который при расчетах, связанных с освобождением прихваченной бурильной колонны, можно принимать в пределах 1,2…1,3;

F – площадь поперечного сечения тела 140 мм бурильных труб, F=37 см².

 МН.

4 Расчет допустимого числа поворотов прихваченной бурильной колонны

Диаметр труб с высаженными внутрь концами D=140 мм, глубина прихвата L_НП=346,9 м. Материал труб – сталь группы прочности Д. Толщина стенки бурильных труб δ=9 мм. Запас прочности k=1,3.

Допустимое число поворотов ротора определяется по формуле:

,

где L_нп – длина неприхваченной части бурильной колонны, м;

D – наружный диаметр бурильных труб, м;

σ_т – предел текучести материала труб, σ_т=380 МПа;

σ_р – напряжение растяжения, МПа;

k – коэффициент запаса прочности, k=1,3.

F – площадь поперечного сечения тела 140 мм бурильных труб, F=37 см².

 МПа.

 оборотов.

5 расчет максимальной скорости спуска бурильного инструмента

Глубина залегания поглощающего горизонта Н=2700 м, диаметр долота 215,9 мм, диаметр бурильных труб 140 мм, пластовое давление 27 МПа, плотность бурового раствора 1,20 г/см³, динамическая вязкость бурового раствора 0,02 Н·с/м².

Гидростатическое давление столба бурового раствора определяем по формуле:

,

 МПа.

Скорость спуска бурильной колонны:

 м/с.

6  Расчет забуривания бокового ствола с помощью турбинного отклонителя

Для проведения работ по ликвидации аварии методом забуривания нового ствола выполняем следующее:

1) Выбираем интервал для забуривания бокового ствола по данным ГИС – 2600-2500 м. Производим спуск свободного конца бурильного инструмента на требуемую глубину. Производим подготовительные работы к установке цементного моста.

2) Определяем количество цементного раствора, потребное для установки цементного моста:

 V = 0,785·D_cкв²h,

где D – диаметр скважины по данным ГИС;

h – высота цементного моста, м. Принимаем h=100 м.

D_скв = kD_дол,

D_скв=1,11∙0,2159 = 0,239 м.

V= 0,785∙0,239²∙100 = 4,51 м³.

3) Потребное количество цемента, необходимое для приготовления 1 м³ цементного раствора:

,

где γ_цр – удельный вес цементного раствора. Принимаем γ_цр=1,83–1,86 г/см³;

В – водоцементный фактор. Принимаем В=0,5.

 г/см³.

4) Количество сухого цемента, необходимое для приготовления расчетного объема цементного раствора:

Q_ц=qV∙1,05,

где 1,05 – коэффициент наземных потерь.

Q_ц=1230∙4,51∙1,05=5825 кг.

5) Количество жидкости затворения, необходимое для приготовления расчетного объема цементного раствора:

Q_в=0,5∙Q_ц;

Q_в=0,5∙5825=2912,5 м³.

6) Количество буферной жидкости (первый буфер V_б1), подлежащее закачке в скважину перед цементным раствором. Принимаем 4 м³.

7) Количество буферной жидкости (второй буфер V_б2), подлежащее закачке в скважину после цементного раствора. Определяем из условия установки цементного моста на равновесие из условия:

0,785(D_скв²-D²)h_б2 = 4 м³.

Тогда h_б2=4/[0,785(D_скв²-D²)],

где h_б2 – высота столба второго буфера в бурильных трубах.

Тогда V_б2=0,785∙D²h_б2.

h_б2=4/[0,785(0,239²-0,140²)]=136 м,

V_б2=0,785∙0,140²∙136=2,09 м³.

8) Количество продавочной жидкости, подлежащее закачке в бурильные трубы:

V_пр=0,785∙d_тр²h,

V_пр=0,785∙0,122²∙2900=33,9 м³.

9) Количество свечей бурильного инструмента, подлежащее подъему для срезки моста:

Длину свечи принимаем 37,5 м, откуда следует n=h/37,5. Принимаем 3 свечи.

10)Производим подъем 3-х свечей бурильного инструмента.

11)Производим наворот ведущей трубы и осуществляем промывку скважины.

12)Производим полный подъем бурильного инструмента.

13)Скважину оставляем на ОЗЦ.

14)Собираем роторную компоновку на отбивку цементного моста и его опрессовку. Долото 215,9 мм; УБТ-178 мм – 100м; бурильные трубы 140х10 «Л».

15)Производим спуск роторной компоновки до головы цементного моста, при необходимости производим подбуривание цементного моста до требуемой глубины, опрессовываем нагрузкой 8-10 т.

16)Производим подъем бурильного инструмента для смены компоновки.

17)Готовим отклонитель ТО-195 к спуску.

18)Производим опробование ТО-195 на устье. Турбинный отклонитель запустился при давлении на стояке – 35 кг/см².

19)Наворачиваем на отклонитель ТО-195 долото 215,9 мм типа Т.

20)Спускаем компоновку: долото 215,9 мм типа Т, отклонитель ТО-195, бурильные трубы до устья моста. Меру инструмента подбираем так, чтобы в роторе заход квадрата составлял порядка 8 м. Стол ротора стопорим.

21)Приступаем к наработке желоба в интервале головы моста – заход квадрата 2 м в течение 1,5 ч. В желобах с этого момента постоянно контролируем выносимый шлам на его содержание.

22)Приступаем к работе на «мертвой» точке. Работу на «мертвой» точке производим в течение 1,5–2 ч. Контролируем выносимый шлам на его содержание (в шламе выносится цемент).

23)Приступаем к бурению первого метра. Продолжительность бурения первого метра – 1,5-2 ч. Контролируем выносимый шлам на его содержание (в шламе выносится цемент). Режим бурения: нагрузка на долото – с «навеса»; промывка – два насоса У8-6МА2, диаметр втулок 160 мм; давление на стояке – 150-160 атм. Проходим пробуренный метр дважды.

24)Приступаем к бурению второго метра. Продолжительность бурения второго метра – 1,5-2 ч. Контролируем выносимый шлам на его содержание (в шламе выносится цемент, появились признаки породы). Режим бурения: нагрузка на долото – с «навеса»; промывка – два насоса У8-6МА2, диаметр втулок 160 мм; давление на стояке – 150-160 атм. Проходим пробуренные метры дважды.

25)Приступаем к бурению третьего метра. Продолжительность бурения третьего метра – 1,5-2 ч. Контролируем выносимый шлам на его содержание (в шламе выносится цемент 90 % и незначительное количество породы – 10 %). Режим бурения: нагрузка на долото – с «навеса»; промывка – два насоса У8-6МА2, диаметр втулок 160 мм; давление на стояке – 150-160 атм. Проходим пробуренные метры дважды.

26)Приступаем к бурению четвертого метра. Продолжительность бурения четвертого метра – 1,5 ч. Контролируем выносимый шлам на его содержание (в шламе выносится цемент 60 % и порода – 40 %). Режим бурения: нагрузка на долото – с «навеса»; промывка – два насоса У8-6МА2, диаметр втулок 160 мм; давление на стояке – 150-160 атм. Проходим пробуренные метры дважды.

27)Бурение пятого метра – 1 ч. Контролируем выносимый шлам на его содержание (в шламе выносится цемент 10 % и порода – 90 %). Режим бурения: нагрузка на долото – 1-2 т; промывка – два насоса У8-6МА2, диаметр втулок 160 мм; давление на стояке – 150-160 атм. Проходим пробуренные метры дважды.

28)Бурение шестого метра – 0,5 ч. Контролируем выносимый шлам на его содержание (в шламе выносится цемент 0 % и порода – 100 %). Режим бурения: нагрузка на долото – 4-5 т; промывка – два насоса У8-6МА2, диаметр втулок 160 мм; давление на стояке – 150-160 атм. Проходим пробуренные метры дважды.

29)Бурение седьмого метра – 0,5 часа. Контролируем выносимый шлам на его содержание (в шламе выносится цемент 10 % и порода – 90 %). Режим бурения: нагрузка на долото – 4-5 т; промывка – два насоса У8-6МА2, диаметр втулок 160 мм; давление на стояке – 150-160 атм. Проходим пробуренные метры дважды.

30)Производим наращивание инструмента по меткам. Продолжаем бурение ствола скважины с наращиванием по меткам в количестве 32 м (общая проходка 40 м). Режим бурения аналогичен п. 29.

31)Производим подъем бурильного инструмента для проведения ГИС.

32)Проводим ГИС. Из данных ГИС следует, что в интервале 40 м набор угла составил 5 градусов.

33)Собираем прямую компоновку: роторную (турбинную) и приступаем к углублению скважины. При первом долблении на прямой компоновке обратить внимание на дохождение компоновки до забоя. Запрещается производить проработку ствола в интервале забуривания.

7 Расчет забуривания бокового ствола с помощью «уипстока»

1) Выбираем интервал для забуривания бокового ствола по данным ГИС – 1600-1500 м (диаметр близок к номинальному, отсутствуют большие каверны).

2) Готовим в мехмастерской компоновку «уипстока» (клин, нижний переводник с левой резьбой, СБТ-73 мм с левой резьбой, хвостовик – 40 м с отработанных бурильных труб 140 мм).

3) Освобождаемся от прихваченного инструмента одним из способов, как можно ближе к месту прихвата, для сокращения интервала перебуривания новым стволом (отворот влево, отворот влево с детонирующим шнуром или отстрел торпедой типа ТШТ).

4) Завозим на буровую подготовленный в мехмастерской для забуривания инструмент. Производим инструктаж буровой бригады по технологии спуска, цементирования «уипстока» и забуриванию нового ствола с помощью «уипстока».

5) Производим сборку компоновки: хвостовик 140 мм – 40 м; «уипсток» с нижним переводником и СБТ-73 мм с левой резьбой; бурильный инструмент.                                                                                       Резьбовые соединения хвостовика после докрепления машинными ключами провариваем электросваркой прерывистым швом. Левую резьбу наворачиваем с использованием противозадирных смазок типа Р-402, Р-416, Р-413; докрепление производим усилием одного рабочего на длину рычага – 1 м, с подсчетом числа оборотов.

6) Производим спуск компоновки при застопоренном роторе, с включенным гидравлическим тормозом до головы оставленного инструмента (до небольшой посадки, с контролем по мере бурильного инструмента).

7) Определяем количество цементного раствора, потребное для установки цементного моста по формуле:

V=0,785∙D_скв²h,

где D_скв – диаметр скважины по данным ГИС, м;

h – высота цементного моста, м. Обычно принимают 30-40 м выше головы «уипстока».

V = 0,785∙0,239²∙35=1,57 м³.

8) Потребное количество цемента, необходимое для приготовления 1 м³ цементного раствора:

,

где γ_цр – удельный вес цементного раствора. Принимаем γ_цр=1,83–1,86 г/см³;

В – водоцементный фактор. Принимаем В=0,5.

 г/см³.

9) Количество сухого цемента, необходимое для приготовления расчетного объема цементного раствора вычисляем как:

Q_ц=q∙V∙1,05,

где 1,05 – коэффициент наземных потерь.

Q_ц=1230∙1,57∙1,05=2028 кг.

10)Количество жидкости затворения, необходимое для приготовления расчетного объема цементного раствора:

Q_в=0,5∙Q_ц,

Q_в=0,5∙2028=1014 м³.

11)Количество буферной жидкости (первый буфер V_б1), подлежащее закачке в скважину перед цементным раствором. Принимаем 4 м³.

12)Количество буферной жидкости (второй буфер V_б2), подлежащее закачке в скважину после цементного раствора. Определяем из условия установки цементного моста на равновесие из условия:

0,785(D_скв²-D²)h_б2=4 м³.

Тогда h_б2=4/[0,785(D_скв²-D²)],

где h_б2 – высота столба второго буфера в бурильных трубах.

Тогда V_б2=0,785∙D²h_б2.

h_б2=4/[0,785(0,239²-0,140²)]=136 м.

V_б2=0,785∙0,140²∙136=2,09 м³.

13)Количество продавочной жидкости, подлежащее закачке в бурильные трубы:

V_пр=0,785∙d_вн²Н.

V_пр=0,785∙0,122²∙2900=33,9 м³.

14)Подготовка к цементированию «уипстока». Обвязка тампонажной техники.

15)Закачка первого буфера – технической воды – 4 м³.

16)Затворяем и закачиваем расчетное количество цементного раствора.

17)Закачиваем второй буфер – техническую воду – 2,09 м³.

18)Закачиваем расчетное количество продавочной жидкости.

19)Вращением вправо производим отворот левой резьбы. Приподнимаем квадрат на 6-7 м, затем опускаем до посадки. Получение посадки выше метки на квадрате, при которой происходил отворот, свидетельствует об отвороте «уипстока».

20)Поднимаем 3 свечи бурильных труб и прямой промывкой производим срезку цементного моста промывкой в течение двух циклов.

21)Производим подъем инструмента для сборки роторной компоновки: долото с фрезерованным зубом типа Т, труба УБТ-178 мм – 8 м, бурильные трубы.

22)Спускаем компоновку: долото с фрезерованным зубом типа Т, труба УБТ-178 мм – 8 м, бурильные трубы.

23)Производим отбивку головы цементного моста, при необходимости производим подбуривание цементного моста до головы «уипстока».

24)Приступаем к бурению нового ствола. Режим бурения: нагрузка на долото – с «навеса»; число оборотов ротора – 40-60 об/мин; промывка – У8-6МА2х2, диаметр втулок 170 мм. Для лучшего контроля за процессом углубления скважины – на квадрате отмечаем 1 м, с отбивкой его через 0,1 м. Углубление  на каждые 0,1 м фиксируем временем. Разметка квадрата продолжается по мере углубления. Получение проходки через 3-4 ч работы на «уипстоке» свидетельствует о нормальном процессе забуривания.

25)Углубляемся на 6 м, после чего производим подъем инструмента для смены компоновки. Режим бурения: нагрузка на долото – с «навеса»; число оборотов ротора – 40-60 об/мин; промывка – У8-6МА2х2, диаметр втулок 170 мм. Для лучшего контроля за процессом углубления скважины – на квадрате отмечаем 1 м, с отбивкой его через 0,1м. Углубление на каждые 0,1 м фиксируем временем. Разметка квадрата продолжается по мере углубления. После подъема инструмента осматриваем сработку долота, ее характер, что позволит принять нам правильное решение. Сработка вооружения по периферии шарошек свидетельствует о нормальном процессе забуривания бокового ствола.

26)Спускаем компоновку: долото с фрезерованным зубом типа Т, 2 трубы УБТ-178 мм – 16 м, бурильные трубы.

27)Углубляем новый ствол еще на 6 м, после чего производим подъем инструмента для спуска новой компоновки. Режим бурения: нагрузка на долото – с «навеса»; число оборотов ротора – 40-60 об/мин; промывка – У8-6МА2х2, диаметр втулок 170 мм. Для лучшего контроля за процессом углубления скважины – на квадрате отмечаем 1 м, с отбивкой его через 0,1 м. Углубление на каждые 0,1 м фиксируем временем. Разметка квадрата продолжается по мере углубления. После подъема инструмента осматриваем сработку долота, ее характер.

28)Спускаем компоновку: долото с фрезерованным зубом типа Т, 3 трубы УБТ-178 мм – 24 м, бурильные трубы.

29)Углубляем новый ствол еще на 6 м, после чего производим подъем инструмента для спуска новой компоновки. Режим бурения: нагрузка на долото – с «навеса»; число оборотов ротора – 40-60 об/мин; промывка – У8-6МА2х2, диаметр втулок 170 мм. Для лучшего контроля за процессом углубления скважины – на квадрате отмечаем 1 м, с отбивкой его через 0,1 м. Углубление на каждые 0,1 м фиксируем временем. Разметка квадрата продолжается по мере углубления. После подъема инструмента осматриваем сработку долота, ее характер.

30)Спускаем компоновку: долото с фрезерованным зубом типа Т, 4 трубы УБТ-178 мм – 32 м, бурильные трубы.

31)Углубляем новый ствол еще на 15 м, после чего производим подъем инструмента для сборки новой компоновки. Режим бурения: нагрузка на долото – с «навеса»; число оборотов ротора – 40-60 об/мин; промывка – У8-6МА2х2, диаметр втулок 170 мм. Для лучшего контроля за процессом углубления скважины – на квадрате отмечаем 1 м, с отбивкой его через 0,1 м. Углубление на каждые 0,1 м фиксируем временем. Разметка квадрата продолжается по мере углубления. После подъема инструмента осматриваем сработку долота, ее характер.

32)Спускаем обычную роторную компоновку и продолжаем перебуривание ствола скважины.