Строительство нефтяных и газовых скважин на примере скважины № 135 Ножовского месторождения

  • Вид работы:
    Курсовая работа (т)
  • Предмет:
    Другое
  • Язык:
    Русский
    ,
    Формат файла:
    MS Word
    350,79 Кб
  • Опубликовано:
    2014-07-25
Вы можете узнать стоимость помощи в написании студенческой работы.
Помощь в написании работы, которую точно примут!

Строительство нефтяных и газовых скважин на примере скважины № 135 Ножовского месторождения

Министерство образования Российской Федерации

Пермский государственный технический университет

Кафедра бурения нефтяных и газовых скважин








Курсовая работа

"Строительство нефтяных и газовых скважин на примере скважины № 135 Ножовского месторождения"


Выполнил: студент гр. БНГСу-07

Исаков С.М.








Пермь 2010

Содержание

 

1. Введение

2. Геологическая часть

2.1 Характеристика литолого-стратиграфического разреза

2.2 Водоносность

2.3 Нефтегазоносность

2.4 Возможные осложнения при строительстве скважины

2.5 Геофизические работы в скважине

3. Технологическая часть

3.1 Проектирование конструкции скважины

3.1.1 Выбор конструкции забоя и расчет глубины скважины

3.1.2 Выбор числа обсадных колонн

3.2 Расчет диаметров обсадных колонн и долот

3.3 Расчет профиля ствола скважины

3.4 Расчет эксплуатационной колонны

3.5 Выбор способа бурения

3.6 Выбор типов долот и режимов бурения

3.7 Расчет бурильной колонны

3.8 Крепление скважины

3.9 Испытание продуктивных пластов

4. Техническая часть

5. Меры по охране труда и защите окружающей среды

5.1 Техника безопасности при бурении

5.2 Охрана недр и окружающей среды

5.3 Охрана труда и техника безопасности

6. Специальная часть

6.1 Смазка резьбовых соединений бурильных и обсадных труб

6.2 Испытания соединений обсадных труд на герметичность

6.2.1 Испытания соединений с использованием графитовой смазки

6.3 Испытание соединений с применением специальных уплотнительных смазок

6.4 Испытание резьбовых соединений обсадных труб с применением полимеризующихся составов

1. Введение

Таблица 1.1 Сведения о районе буровых работ

Наименование

Значение

1

Номер скважины, строящийся по данному проекту

135

2

Месторождение

Ножовское

3

Расположение

Суша

4

Организация недропользователь

ЗАО "Лукойл-Пермь"

5

Буровая организация-подрядчик

ООО "Евразия"

6

Назначение скважины

Эксплуатационная

7

Проектный горизонт

Турнейский

8

Профиль ствола скважины

Наклонно-направленный

9

Тип профиля

Четырехинтервальный

10

Проложение ствола, м

404,5

11

Проектная глубина, м: по вертикали/по стволу

1630/1768

12

Административное расположение Республика Область (край) Район

Россия Пермская Частинский

13

Год ввода площади в бурение

1965

14

Год ввода площади (месторождения) в эксплуатацию

1992

15

Температура воздуха °С, среднегодовая наибольшая летняя наименьшая зимняя

+1.5 +35 43

16

Среднегодовое количество осадков, мм

518

17

Максимальная глубина промерзания грунта, м

1.3-1.6

18

Продолжительность зимнего периода в году; сутки.

166

19

Азимут преобладающего направления ветра, град.

Юго-западная

20

Наибольшая скорость ветра, м/с

5% и более - 7м/сек


2. Геологическая часть

2.1 Характеристика литолого-стратиграфического разреза


Таблица 2.1.1 Стратиграфический разрез скважины

Глубина залегания, м

Индекс

Стратиграфическое подразделение

Горные породы

По вертикали

По стволу




От

До

От

До




0

10

0

10

Q

Четвертичные отложения

Суглинки, глины, пески

10

534

10

534

Р2u

Верхнеуфимские отложения

аргиллиты с прослоями песчаников, алевролитов, известняка и мергеля.

534

594

534

594

Р1kg

Кунгурский ярус

Переслаивание доломитов с ангидритами

594

639

594

640

Р1a

Артинский ярус

Известняки и доломиты

639

756

640

764

Р1s+as

Сакмарский+ ассельский ярусы

Доломиты и известняки серые мелкозернистые с включениями ангидритов.

756

939

764

964

С3

Верхний карбон

Известняки и доломиты

939

1011

964

1047

С2mmc

Мячковский горизон

Известняки и доломиты

1011

1140

1047

1196

С2mpd

Подольский горизонт

Доломиты темно-коричневые тонкозернистые, очень плотные, участками мелкозернистые. Известняки коричневато-серые, детритовые.

1140

1172

1196

1233

С2mks

Каширский горизонт

Переслаивание известняков и доломитов. Известняки светло-серые и серые с коричневатым оттенком.

1172

1233

1233

1303

С2mvr

Верейский горизонт

Глина с прослоями алевролита

1233

1306

1303

1387

С2b

Башкирский ярус

Известняки светло-серые и светло-коричневатосерые детритовые и тонкозернистые, в верхней части с гальками черного известняка с включениями кремня.

1306

1511

1387

1585

С1s+v3

Серпуховской ярус+верхневизейский п/ярус

Известняки светло-серые почти белые. Чередование известняков и доломитов.

1511

1525

1585

1619

С1tl (к)

Тульский горизонт (карб.)

Чередование известняка и глины

1525

1544

1619

1646

С1tl (т)

Тульский горизонт (терриг.)

Алевролиты

1544

1561

1646

1670

С1bb+rd

Бобриковский горизонт

Песчаники и аргиллит

1561

1630

1670

1768

С1t

Турнейский ярус

Известняки


Геологический разрез составлен с учетом альтитуды земли 109 м.

2.2 Водоносность


Таблица 2.2.1 Водоносность

Индекс стратиграфического подразделения

Интервал (м)

Тип коллектора

Плотность г/cмЗ

Химический состав воды в мг эквивалентной форме





анионы

катионы


От (верх)

До (низ)



Cl-





С2mvr (B3B4)

1183

1233

Поров

1.154

3914

17.32

0.80

783

416

2733.12

C2b (Бш)

1233

1289

Поров.

1.169

47.19

13.20

1.25

372

429

3026.53

С1tl (Тл2-б)

1522

1561

Поров.

1.179

454.5

1.90

0.33

808

320

3419.23

С1t (Т)

1561

1622

Поров

1.167

42.53

9.60

1.75

761

322

3181.35

2.3 Нефтегазоносность


Таблица 2.3.1 Нефтегазоносность

Индекс стратиграфического подразделения

Интервал (м)

Тип коллектора

Плотность, г/смЗ

Подвижность на мкм2/мПа с

Содержание серы, % по весу

Содержание парафина, % по весу

Параметры растворенного газа


От (верх)

До (низ)


В пластовых условиях

После дегазации




Газовый фактор м3

Содержание НS %

Содержание СО, %

С2mvr (B3B4)

1183

1233

Поров.

0.883

0.882

0,01

2.51

4.38

17

отс.

0.6

C2b (Бш)

1233

1289

Поров.

0.883

0.878

0,01

2.43

4.81

17


0.3

С1tl (Тл2-б)

1522

1561

Гранул.

0.862

0.905

0,02

3.17

3.02

12.3



С1t (Т)

1561

1622

Поров.

0.917

0.918

0,01

3.55

3.72

9.2


0.7

2.4 Возможные осложнения при строительстве скважины


Таблица 2.4.1 Поглощение бурового раствора

Индекс стратиграфического подразделения

Интервал, м

Интенсивность поглощения

Условия возникновения

До (низ)



Q+ Р2u

0

533

Частичные

Наличие высокопроницаемых пород Превышение давления, создаваемого буровым раствором на стенки скважины, над пластовым

С2mvr…С1t

1233

1622

Частичные


Таблица 2.4.2 Нефтегазоводопроявления

Индекс стратиграфического подразделения

Интервал (м)

Вид проявляемого флюида

Условия возникновения


От (верх)

До (низ)



С2mvr (B3B4)

1183

1233

Нефть, вода

При бурении с промывкой буровым раствором с отклонением его свойств

C2b (Бш)

1233

1289



С1tl (Тл2-б)

1522

1561



С1t (Т)

1561

1622




Таблица 2.4.3 Осыпи и обвалы стенок скважин

Индекс стратиграфического подразделения

Интервал, м

Мероприятия по ликвидации последствий


От (верх)

До (низ)


Q+ Р2u

0

533

Спуск направления кондуктора, промежуточной и эксплуатационной колонн. Бурение с промывкой буровым раствором в соответствии с установленными показателями Проработка ствола в интервалах обвалообразования. Промывка.

С2mvr…С1t

1233

1622



2.5 Геофизические работы в скважине


Таблица 2.5.1 Геофизические исследования

Наименование исследований

Масштаб

Интервал, м.

Техническая колонна

АКЦ с ВС, ГГЦ

1: 500

0-90 (не ранее 72 ч ОЗЦ)

АКЦ с ВС, ГГЦ

1: 500

0-533 (не ранее 48 ч. ОЗЦ)

Эксплуатационная колонна

ГК, ННК

1: 500

0-163

АК с ВС, ДС

1: 500

533-1630

АК с ВС, РК, ДС, МЗ, БКЗ (3 уст), БК, МБК, ИК

1: 200

1153-1290 1495-1630

АКЦ с ВС, СГДТ, ЭМДСТ

1: 500

0-1620

АКЦ с ВС, СГДТ, ЭМДСТ

1: 200

1151-1290 1495-1620


3. Технологическая часть


Под конструкцией скважины понимают совокупность данных о количестве, длинах и диаметрах обсадных колонн, диаметрах долот при бурении под каждую колонну, интервалы цементирования колонн, интервал перфорации эксплуатационной колонны.

На выбор конструкции скважины влияют различные факторы: назначение скважины, проектная глубина, геологические условия бурения, профиль скважины и др.

3.1 Проектирование конструкции скважины


3.1.1 Выбор конструкции забоя и расчет глубины скважины

Выбор конструкции забоя скважины зависит от назначения, способа эксплуатации скважины, типа коллектора, механических свойств пород продуктивного пласта и др. факторов.

Призабойным называют участок от кровли продуктивного (эксплуатационного) горизонта до конечной глубины скважины.

Под конструкцией забоя понимают сочетание элементов крепи скважины в интервале продуктивного пласта, обеспечивающих устойчивость ствола, надежное разобщение флюидосодержащих горизонтов, возможность проведения технико-технологических воздействий на пласт, ремонтно-изоляционных работ, а также длительную эксплуатацию скважины с рациональным дебитом.

Эффективная работа скважины (призабойной зоны) во многом зависит от того, насколько конструкция забоя соответствует геологическим условиям залегания продуктивных пластов. Выбор конструкции забоя нефтяных добывающих скважин регламентируется РД 39-2-771-82, который распространяется на вертикальные и наклонные скважины с зенитным углом искривления ствола в интервале продуктивного пласта до 450.

Конструкция забоя представляет собой зацементированную прострелянную колонну.

Глубина скважины по вертикали, продуктивные пласты которых предусматривается полностью перекрыть эксплуатационной колонной, может быть рассчитана следующим образом:

Н= Аук+hпл+hз+hст = 109+1430+61+20 +10=1630 м

АУ - альтитуда ротора,

НК - гипсометрическая отметка кровли нижнего продуктивного пласта,пл - мощность пласта,

Глубина зумпфа (hз), оставляемого для обеспечения прохождения геофизического, испытательного и промыслового оборудования до подошвы пласта и сбора выносимой твердой фазы при последующей эксплуатации, принимается до 30 м.

Высота цементного стакана (hст), оставляемого в эксплуатационной колонне (10-30 м), зависит от места остановки верхней разделительной пробки.

3.1.2 Выбор числа обсадных колонн

Для выбора числа обсадных колонн и глубины их спуска строят совмещенный график изменения пластового давления, давления гидроразрыва пород (ГРП) и гидростатического давления столба бурового раствора в координатах "глубина - эквивалент градиента давления".

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

"глубина - эквивалент пластового давления", который определяем по формуле:

"глубина - эквивалент градиента давления ГРП", который определяем по формуле:

где

·        - для потенциально поглощающих пластов не зависимо от глубины;

·        - для не поглощающих пластов при глубине до 1000 м и  - для не поглощающих пластов при глубине более 1000 м.

Таблица 3.1.1

Глубина, м

Рпл, МПа

РГРП, МПа

Осложнения

α

αГРП

10

0,1

0,26


1,00

2,60

100

1,0

1, 20


1,00

1, 20

272

2,7

7,07


0,99

2,60

534

5,2

6,41

Поглащение

0,97

1, 20

564

5,5

14,66


0,98

2,60

617

6,1

16,04


0,99

2,60

698

6,8

18,15


0,97

2,60

848

8,3

22,05


0,98

2,60

975

9,6

25,35


0,98

2,60

1076

10,6

25,18


0,99

2,34

1156

11,3

27,05


0,98

2,34

1203

11,8

14,44

Поглощение, нефтегазо- водопроявление, обвалы и осыпи.

0,98

1, 20

1270

12,4

15,24


0,98

1, 20

1409

13,8

16,91


0,98

1, 20

1536

15,7

18,43


1,02

1, 20

1596

16,3

19,15


1,02

1, 20


По данным табл.3.1.1 строится совмещенный график изменения пластового давления, давления гидроразрыва пород и гидростатическое давление столба бурового раствора, представленный в приложении.

По результатам построений число колонн - 4 (направление, кондуктор, технологическая и эксплуатационная колонны).

С целью защиты устьевого участка ствола от размыва и направления восходящего потока промывочной жидкости в очистную систему в конструкции скважины предусматривают направление. Глубина его спуска обычно выбирается с учетом перекрытия неустойчивых четвертичных отложений до 30 м (выбираем 10 м).

Кондуктор предназначен для крепления неустойчивых стенок верхней части разреза скважины, предотвращения поглощений бурового раствора, перекрытия пресных водоносных горизонтов от загрязнения. Башмак кондуктора устанавливается в плотных, непроницаемых породах. Глубина спуска кондуктора уточняется из условий предотвращения разрыва горных пород у башмака при герметизации устья скважины в случае нефтегазопроявлений:

В проектируемой нефтяной скважине глубина спуска кондуктора определяется:

Нк = 100* (Ру + ∆Ру) / ( (αгрп / Кб) - ρ о. ж),

где Ру - давление на устье при его герметизации во время флюидопроявления, МПа;

∆Ру - дополнительное давление на устье, принимается 1,0 - 1,5МПа;

αгрп - эквивалент давления гидроразрыва пород у башмака кондуктора;

Кб - коэффициент безопасности, принимается равным 1,2 - 1,5;

бурение скважина месторождение забой

ρ о. ж. - относительная плотность жидкости в скважине при флюидопроявлении.

Ру = Рпл - ρн*g*Lпл

Ру = 16,3 *106-917*10*1430 = 3 МПа

Нк = 100* (3+ 1) / ( (6,41/1,2) - 0,917) =90,4 м

Кондуктор спускается до глубины 90 м.

Эксплуатационная колонна спускается для разобщения продуктивных горизонтов, обеспечения их раздельного испытания, освоения и эксплуатации. Глубина спуска - 1630 м.

Определение плотности бурового раствора

В пределах одной зоны относительная плотность бурового раствора (), с одной стороны, должна обеспечивать необходимую репрессию на флюидосодержащие пласты для предотвращения проявления и выбросов, в с другой стороны, в скважине не должно возникать условий для гидроразрыва пород и поглощений бурового раствора, т.е.


 - коэффициент превышения гидростатического давления столба бурового раствора в скважине над пластовым: для пластов, залегающих на глубине до 1200 м, , для пластов, залегающих на глубине более 1200 м, .

 - коэффициент безопасности для предотвращения гидроразрыва пластов, принимается равным 1,2.

На основании представленной выше формулы и согласно технологическим регламентам на проектирование нефтяных и газовых скважин Ножовской группы, основные параметры бурового раствора указаны в таблице 3.1.2

Табл. 3.1.2

Параметры

Ед. измерения

Интервал бурения, м



0-90

90-533

533-1497

1497-1630



Раствор



Глинистый

Глинистый

ХНР

ББР СКП-МГ

Плотность

г/см3

1,08

1,08

1,10

1,15

Вязкость

сек

>40

>40

-

45-55

Водоотдача за 30 минут

см3

10-15

10-15

-

5-8


3.2 Расчет диаметров обсадных колонн и долот


Расчет диаметров обсадных колонн и долот производится с низу вверх. Условный диаметр эксплуатационной колонны принимается из условия ожидаемого дебита (160 м3/сут) и наличия эксплуатационного и ремонтного инструмента, оборудования, и принимается равным 0,168 м. по ГОСТ 632-80 при этом фактический наружный диаметра трубы 163,8 мм, толщина стенки 8,9 мм, .

. Наружный диаметр соединительной муфты для эксплуатационной колонны по ГОСТ 632-806,

. Расчетный диаметр долота для бурения под эксплуатационную колонну:


Принимается согласно ГОСТу 20692-75 диаметр долота

. Внутренний расчетный диаметр технологической колонны:


. Выбор нормированного диаметра обсадной колонны (245 мм) по ГОСТ 632-80 , , толщина стенки , наружный диаметр муфты .

. Расчетный диаметр долота для бурения под технологическую колонну:


. Выбор ближайшего нормализованного диаметра долота по ГОСТ 20692-80

. Внутренний расчетный диаметр кондуктора:


. Выбор нормированного диаметра обсадной колонны (324 мм) по ГОСТ 632-80: , , толщина стенки , наружный диаметр муфты .

. Расчетный диаметр долота для бурения под кондуктор:


. Выбор ближайшего нормализованного диаметра долота (426 мм) по ГОСТ 20692-80

. Внутренний расчетный диаметр направления:


. Выбор нормированного диаметра обсадной колонны (426 м) по ГОСТ 632-80 , , толщина стенки , наружный диаметр муфты .

. Расчетный диаметр долота для бурения под направление:


. Выбор ближайшего нормализованного диаметра долота по ГОСТ 20692-80

Таким образом, согласно проведенным расчетам диаметры обсадных колонн и долот представлены в таблице 3.2.1

Таблица 3.2.1

Наименование колонны

Диаметр колонны, мм

Глубина спуска, м

Группа прочности стали

Высота подъема цемента за колонной, м

D долот, мм

Направление

426

10

"Д"

до устья

508

Кондуктор

324

90

"Д"

до устья

393,7

Технологическая колонна

245

533

"Д"

до устья

295,3

Эксплуатационная колонна

168

1630

"Д"

до устья

215,9

Рис. 3.1 Схема обсадных колонн

3.3 Расчет профиля ствола скважины


Исходные данные:

Четырехинтервальный профиль ствола скважины

Глубина скважины Н=1630 м

Проложение скважины А=404,5 м

Длина вертикального участка ствола скважины от устья hв=853 м

Набор зенитного угла для 2-го и 4-го участков: ∆i2=∆i4=1,5/10м

Зенитный угол для 2-го и 4-го участков: α2=30о; α4=45о

1-й интервал:

h1=853 м

2-й интервал:


4-й интервал:


3-й интервал:


Графическое изображение профиля ствола скважины представлено в приложении 3.

3.4 Расчет эксплуатационной колонны

Расчет эксплуатационной колонны на наружное избыточное давление

Исходные данные:

Глубина скважины Н=1630 м (по стволу 1768 м).

Уровень жидкости в скважине на момент окончания эксплуатации

 (по стволу 1102,8 м)

Плотность жидкости, заполняющей поры цементного камня

Плотность нефти

) z=0; Ри. н=0

) z=h;

) z=H;


При выборе компоновки эксплуатационной колонны должно выполняться условие:

Рсм - критическое сминающее давление обсадных труб, МПа;1 - коэффициент запаса прочности на смятие, для труб находящихся в зоне эксплуатационного объекта n1=1,0…1,3, принимаем n1=1,15.

Зона эксплуатационного объекта включает в себя толщину пласта +50 м по кровле (интервал пласта 1561 (-50 м) - 1630 м).

Величины наружных избыточных давлений, которые должны выдерживать обсадная колонна равны:

При z=1511 м (по стволу - 1592 м) -

При z=1630 м (по стволу - 1768 м) -

Рис. 3.2 Эпюра наружных избыточных давлений

Расчет эксплуатационной колонны на внутренне избыточное давление

Расчет колонны на избыточное внутреннее давление проводят для момента ее испытания гидравлической опрессовкой в один прием без пакераопр=22МПа (для Пермского края)

В качестве опрессовочной жидкости используется техническая вода;

 - плотность флюида заполняющий поры цементного камня; Н=1630 м; Н0=533 м - глубина спуска кондуктора.


 - внутреннее наружное давление при испытании колонны на герметичность на соответствующей глубине.

) z=0; ; 2) z=Н0;

;

) z=Н;

;

Проверка на прочность

опр<Pкр/n

<35,1/1,15=30,52 МПа,

По полученным данным строится эпюру избыточного внутреннего давления (рис. 3.3)

Рис. 3.3 Эпюра избыточного внутреннего давления

Расчет обсадных колонн на страгивание

ΣQi=Qос=Σmi*g*l - суммарный вес обсадной колонны

Эксплуатационная колонна:

Qстр=1130кН, Qос=36,1*9,81*1768=626,12кНр=Qстр/n= [Qстр] =1130/1,15=982,61кНр> Qос условие выполняется.

Технологическая колонна:

Qстр=1630кНос=53,5*9,81*533=279,74кНр=Qстр/n= [Qстр] =1630/1,45=1124кНр> Qос условие выполняется.

Кондуктор:

Qстр=2040кНос=75,8*9,81*90=66,92кНр=Qстр/n= [Qстр] =2040/1,45=1406,9кНр> Qос условие выполняется.

Направление:

Qстр=2510кНос=116*9,81*10=11,38кНр=Qстр/n= [Qстр] =2510/1,6=1568,75кНр> Qос условие выполняется.

3.5 Выбор способа бурения

Выбор способа бурения производится на основе опыта ранее пробуренных скважин на близлежащих месторождениях с учетом особенностей и условий проходки скважины, а также из расчета получения минимальных рейсовых скоростей бурения по каждому интервалу.

Бурение под направление диаметром 426 мм рекомендуется вести роторным способом долотом диаметром 508 мм.

Бурение под кондуктор диаметром 324 мм рекомендуется вести турбинным способом турбобуром 2ТСШ1-240 в сочетании с долотами диаметром 393,7 мм.

Бурение под технологическую колонну диаметром 245 мм рекомендуется вести турбинным способом турбобуром 2ТСШ1-240 в сочетании с долотами диаметром 295,3 мм.

Бурение под эксплуатационную колонну диаметром 168 мм проектируется вести с использованием турбобуров 2ТСШ - 195 до глубины (по стволу) 930 м и от 930-1768 м - Д2-195.

Таблица 3.5.1 Способы бурения

Интервал, м

Наименование колонны

Способ бурения

0-10

направление

роторный

10-90

кондуктор

турбинный

90-533

техн. колонна

турбинный

533-1768

экспл. колонна

турбинный


Турбобур устанавливают непосредственно над долотом в компоновке нижней части бурильной колонны (КНБК). При бурении бурильная колонна не вращается. Вращается вал забойного двигателя вместе с долотом. При использовании забойных двигателей улучшаются условия работы бурильной колонны, что позволяет облегчить и удешевить ее.

3.6 Выбор типов долот и режимов бурения


В основу выбора типов долот, режимов их отработки положены:

а) механические свойства пород (твердость, пластичность, абразивность и др.);

б) литологический состав пород;

в) интервалы отбора керна и характеристика отбираемых пород по трудности отбора керна (сыпучие, рыхлые, крепкие и т.д.);

г) статистические показатели отработки долот по данной площади или соседним площадям.

Режим бурения задается следующими параметрами:

а) осевая нагрузка на долото;

б) частота вращения долота;

в) расход очистного агента (промывочной жидкости) в единицу времени.

Осевая нагрузка на долото выбирается с учетом твердости породы, типа долота, его диаметра и технической возможности ее обеспечения.

Проектная нагрузка на долото при бурении под направления, кондуктор не постоянная из-за малого веса бурильной колонны. Поэтому всю её по мере углубления скважины разгружают на долото, а в графе "нагрузка на долото" отмечают - "вес инструмента".

Частота вращения долота зависит от способа бурения, осевой нагрузки на долото, типа забойного двигателя. По частоте вращения различают три режима работы, при бурении данной скважины будет использоваться низкооборотное бурение (менее 100 об/мин) роторным способом до глубины 20м, и в интервалах отбора керна; среднеоборотное бурение (от 100-450 об/мин) при разбуривании пород забойным двигателем и турбобуром.

Кроме этого необходимо учитывать тот факт, что для оптимальной работы гидравлического двигателя необходим расход, соответствующий его технической характеристике.

Типы долот, способы и режимы бурения представлены в таблице 3.6.1

Таблица 3.6.1 Типы долот, способы и режимы бурения

Интервал, м

Тип долота

Тип забойного двигателя

Расход пром. жидкости, л/с

Частота вращ. об/м

Нагр. на дол., кН

0-10

III 508М-ЦВ

ротор

20

80

Вес инстр.

10-90

III 393,7C-ЦВ

2ТСШ-240

32

440


90-300

III 295,3МС-ГВ

2ТСШ-240

35

380

160

300-533

III 295,3СЗ-ГВ

2ТСШ-240

35

380

160

533-930

III 215,9ТЗ-ЦГН

3ТСШ-195

35

380

160

930-1630

III 215, НР-62А

Д2-195

35

380

160


3.7 Расчет бурильной колонны


Определяем допустимую длину бурильной колонны:


Где  - площадь поперечного сечения канала бурильных труб расположенных под долотом, ЗД или УБТ

 - допустимая растягивающая нагрузка для одной секции БТ;

 - масса одного погонного метра УБТ;

 - длина УБТ;

 - масса забойного двигателя;

 - перепад давления на ЗД

 - перепад давления на долоте;

 - масса одного погонного метра БТ;


 - гидравлическая составляющая нагрузки на долото;

 - коэффициент учитывающий силу Архимеда


=0,8 - коэффициент динамичности

 - осевая нагрузка на долото;

,

Исходя из того, что диаметр под бурение эксплуатационной колонны 215,9 мм, выбираем наружный диаметр УБТ


Диаметр бурильных труб

Принимаем  - с высаженными внутрь концами и навинченными замками


Принимаем забойный двигатель Д2-195.  - вес забойного двигателя


Принимаем


 - растягивающая нагрузка на предел текучести

 - коэффициент запаса прочности


Так как допустимая длина 1-ой секции бурильных труб больше длины скважины, принимаем одну секцию бурильных труб.

Находим количество бурильных труб:


Принимаем компоновку:

Двигатель: Д2-195

УБТ:  "Д"

БТ:  "Д"

Для придания жесткости низу бурильной колонны в ее компоновку целесообразно включить 2-3 центратора. Кроме этого для проработки стенок скважины необходимо установить калибратор. Состав и типы элементов КНБК указаны в табл. 3.7.1

Таблица 3.7.1

Наименование колонны

Тип центратора

Тип калибратора

кондуктор

ЦС-МСГ-393,7

КС-СТ-393,7

Эксплуатационная колонна

ЦС-МСГ-215,9

КС-СТ-215,9

3.8 Крепление скважины


Технологическая оснастка обсадных колонн

Башмак - предназначен для направления обсадной колонны по стволу скважины и предотвращения повреждения низа обсадной колонны. Глубина спуска башмака равна глубине спуска колонны.

Обратный клапан - предназначен для облегчения обсадной колонны при спуске и для предотвращения обратного движения цементного раствора.

Центрирующие фонари - устанавливаются с целью концентрического расположения относительно ствола скважины. Предотвращают прилипание обсадных колонн к стенкам скважины, не устанавливаются в зоны, где есть каверны. Предназначены для облегчения спуска колонны, так как уменьшается трение.

Продавочная пробка - предназначена для разделения цементного раствора и продавочной жидкости.

Технологическая оснастка обсадных колонн представлена в табл. 3.8.1

Таблица 3.8.1

Название колонны

Башмак

Обратный клапан

Центр. фонари

Пробка


тип

глубина

тип

глубина

тип

глубина

Тип

Направление

БК-426

10

ЦКОД-426-2

5

-

-

-

Кондуктор

БК-324

90

ЦКОД-324-2

80

-

-

-

Техн. колонна

БК-245

533

ЦКОД-245-2

523

-

-

ПП-245

Экспл. колонна

БК-168

1630

ЦКОД-168-1

1620

ЦЦ-168

0-1630

ПП-168

Интервалы цементирования затрубного пространства обсадных колонн

Цементирование скважины осуществляется для разобщения нефтегазоносных пластов от всех вышележащих с обязательным одновременным разобщением нефтесодержащих и газосодержащих пластов друг от друга и защиты обсадных труб от коррозирующего действия минеральных вод, циркулирующих в недрах. Поэтому спускаемые в скважину обсадные трубы цементируются до устья, в соответствии с правилами безопасности.

Расчет цементажа эксплуатационной колонны

Исходные данные:

Н=1630 м - глубина скважины

 - длина скважины

 - диаметра долота при бурении под экспл. колонну

Наружный диаметр экспл. колонны =168 мм

Внутренний диаметра экспл. колонны =150,5 мм

Глубина спуска технологической колонны

Длина технологической колонны

Внутренний диаметра технологической колонны

Высота цементного стакана hст=10 м

Плотность бурового раствора

Плотность цементного раствора

Плотность продавочной жидкости

Расчет материалов:


Объем продавочной жидкости


где  - коэффициент сжимаемости продавочной жидкости (зависит от количества воздуха в продавочной жидкости) принимаем равным 1,05

Количество сухого цемента:

 т.

где m-водоцементное отношение (0,4-0,6), принимаем равным 0,5

Объем воды для приготовления цементного раствора:


где  - коэффициент потери жидкости затворения, принимаем равным 1,05

Гидравлический расчет цементирования

Гидростатическая составляющая давления на устье в конце цементирования


Суммарная производительность цементировочных агрегатов при v=1,8 м/с (данная скорость необходима для создания турбулентного течения жидкости в затрубном пространстве)


Потери давления в трубах и кольцевом пространстве составляют:

,

где  - коэффициент гидравлического сопротивления, равен 0,025


Гидродинамическая составляющая давления на устье (примем )


Максимальное давление на устье в конце цементирования составит:


По величине этого давления выбираем тип цементировочных агрегатов - ЦА 320. Максимальное давление этот ЦА может преодолеть на трех режимах.

Таблица 3.8.2

Номер режима

Диаметр втулок, мм

Скорость (передача)

Развиваемое давление РЦА, МПа

Производительность qЦА, м3

1

100

2

32

0,0025

2

115

2

26

0,0032

3

125

2

19

0,0043


Количество ЦА участвующих в продавке:


Выбираем тип цементосмесительных машин:

СМИ - 20, т.к. водопадающий насос для приготовления цементного раствора находится на ЦА - 320, а на смесительной машине 2СМИ - 20 его нет. Количество смесительных машин для размещения цемента:

 с. м.

Расчет продолжительности цементирования

Общее время цементирования эксплуатационной колонны


где время закачки цементного раствора


время закачки продавочной жидкости


при посадке продавочной пробки


дополнительные операции


Следовательно, продолжительность цементирования удовлетворяет требованиям правил безопасности.

Тип цемента для соответствующей колонны представлены в таблице 3.8.3

Таблица 3.8.3

Название колонны

Интервалы цементирования (по стволу), м

Тип цемента

Плотность цементного раствора, г/см3

Направление

0-10

ПЦТ-I-50

1,85

Кондуктор

0-90

ПЦТ-I-50

1,85

Технологическая колонна

0-533

ПЦТ-I-50

1,85

Эксплуатационная колонна

0-1768

ПТЦ-1-50

1,85

3.9 Испытание продуктивных пластов


С учетом назначения скважин, данных по нефтегазоносности разреза скважины, выбираются интервалы испытаний пластов в процессе бурения и в обсаженном стволе. В процессе бурения испытания проводятся трубным пластоиспытателем КИИ-168 или МИГ-168.

С целью установления количественных характеристик пластов (дебитов), оценки их продуктивной характеристики и получения других данных в скважине предусматривается испытание пластов в эксплуатационной колонне. В интервалах испытания пластов в эксплуатационной колонне намечаются интервалы, способ и плотность перфорации. Количество объектов испытания в колонне намечаются заранее, в последующем они уточняются по результатам испытания в открытом стволе.

Испытание в колонне проводится по схеме "снизу - вверх". Интервалы перфорации отделяются друг от друга установкой цементных мостов. Первый (нижний) объект обычно испытывается с бурового станка, вышележащие объекты - с передвижной (мобильной) установки.

Вторичное вскрытие пластов осуществляется путем перфорации эксплуатационной колонны кумулятивным перфоратором ПК 105 из расчета 30 отв. На 1 погонный метр в карбонатных отложениях и 20 отв. На 1 погонный метр в терригенных отложениях или ПКС-80 из расчета 18 отв. На 1 погонный метр в карбонатных отложениях и 12 отв. на 1 погонный метр в терригенных отложениях. Допускается проведение перфорации сверлящим перфоратором ПС-112, количество отверстий 8-10 шт. на 1 погонный метр.

Если есть необходимость (сильное загрязнение ПЗП, низкие проницаемость и пластовое давление) перед освоением скважин намечаются мероприятия по интенсификации притока пластовых флюидов (солянокислотные обработки, термо- и вибровоздействие и др.).

4. Техническая часть


Тип буровой установки (БУ) выбирается с таким расчетом, чтобы вес наиболее тяжелой бурильной колонны в воздухе составлял не более 60% от допустимой нагрузки на крюке. Разрешается в процессе работы буровой установки при необходимости (спуск обсадной колонны, аварийные работы) доводить нагрузку на крюке до 90% от допустимой.

Вес бурильной колонны (Qбк) складывается из веса отдельных ее секций. Обычно расчет ведется по весу бурильной колонны, используемой при бурении под эксплуатационную колонну, т.к. она чаще является наиболее тяжелой:

БК= (QЗД+qУБТ*LУБТ+qБТ*LБТ) = (11200+145,4*35+29*1728) = 67,55 т

где: qубт,qбт - вес одного погонного метра утяжеленных и стальных труб соответственно, Lубт, Lбт - длина секций утяжеленных, стальных труб соответственно. Учитывая наличие буровых станков, их максимальную грузоподъемность и проектную глубину (1630м.), для бурения проектируемых скважин, рекомендуется установка БУ-2900/ДЭП-2, оснащенная буровыми насосами УНБТ-600.

Противовыбросовое оборудование (ПВО) устанавливается на обсадной колонне, из-под которой вскрываются продуктивные пласты. ПВО выбирают по максимальному ожидаемому давлению на устье скважины при газонефтеводопроявлении (ГНВП) и по диаметру долота, используемого для бурения из-под колонны, на которое оно установлено.

Максимальное устьевое давление при проявлении нефтяного пласта составит:

Ру = Рпл - ρн * g * Hпл =16,3*10-917*9,81*1561= 2,26 МПа, где

Рпл - ожидаемое пластовое давление, ρн - плотность нефти, g - ускорение свободного падения, Hпл - глубина залегания проявляющего пласта.

РПВО=1,5*РУ =1,5*2,61 = 3,39 МПа

Выбираем противовыбросовое оборудование: ОП5-230/80˟35.

5. Меры по охране труда и защите окружающей среды

5.1 Техника безопасности при бурении


Анализы несчастных случаев в бурении свидетельствует о том, что большая часть их происходит вследствие применения не правильных приемов труда. При ведении работ нередко нарушают действующие правила по технике безопасности. Это обусловлено или неудовлетворительным инструктажем, или не правильной организации труда, или недостаточным техническим надзором со стороны инженерно-технических работников.

Значительное число несчастных случаев связано с тем, что при ведении работ применяется неисправный инструмент и оборудование, не используются защитные средства, недостаточно используются приспособления по технике безопасности и малой механизации, облегчающие труд и предотвращающие опасности, возникающие во время выполнения работ.

Для того чтобы максимально снизить травматизм, необходимы высокая квалификация рабочих, знания или технологических особенностей бурения скважин, назначения, конструкция и правил эксплуатации оборудования и механизмов, правильных и безопасных приемов выполнения работ, а также высокий уровень технического надзора со стороны руководителей работ.

Улучшение организации труда, механизация тяжелых и трудоемких работ, рационализация технологических процессов, внедрение новых, более совершенных видов оборудования, механизмов и инструмента - основные направления по повышению производительности труда и создания здоровой и безопасной производственной обстановке на буровых предприятиях.

За последние годы достигнуты значительные успехи в области создания безопасных условии труда в бурении вследствие внедрения новой техники, пневматических систем управления, разработки и оснащения производств контрольно-измерительной, регистрирующей, ограничительной и другой аппаратурой многих видов. Дальнейшее внедрение новых видов оборудования, автоматизация и механизация технологических процессов бурения сыграют немалую роль в деле снижения травматизма.

При бурении нефтяных и газовых скважин значительное число несчастных случаев происходит в процессе эксплуатации оборудования. Правильный монтаж, своевременный осмотр оборудования и уход за ним создают условия для последующей безопасной работы. Поэтому перед вводом в эксплуатацию вновь смонтированной буровой установки необходимо проверить укомплектованность ее приспособлениями и устройствами по технике безопасности, элементами малой механизации, КИП и запасными емкостями.

Безопасность работы будет обеспечена, если буровое оборудование и инструмент будут соответствовать нормам и правилам техники безопасности.

5.2 Охрана недр и окружающей среды


В этом разделе приведены сведения о видах антропогенного воздействия на окружающую природную среду, источниках и причинах загрязнения окружающей природной среды при строительстве скважин. Разработан комплекс природоохранных мероприятий, направленных на предупреждение загрязнения атмосферного воздуха, почвенно-растительного покрова, поверхностных и пресных подземных вод.

Выбор мероприятия осуществлен с учетом особенностей природно-климатических и почвенно-ландшафтных условий строительства скважин на территории Ножовского месторождения.

Комплекс организационных, технических и технологических решений и мероприятий, охватывающий все этапы строительства и закачивания скважин, включает следующие подразделы:

предотвращение осложнений, возникающих при строительстве скважин;

сбор, очистка, обезвреживание и утилизация отходов бурения;

охрана недр;

охрана атмосферного воздуха;

охрана водных объектов;

охрана почвенно-растительного покрова и грунтов;

ликвидация шламовых амбаров и рекультивация земель;

специальные мероприятия;

ликвидация скважин;

контроль состояния окружающей природной среды.

Реализация разработанных природных технических решений и мероприятий позволит предотвратить или свести к минимуму воздействие на элементы окружающей среды в процессе строительства и освоения эксплуатационной скважин, существенно сократить образование отходов производства.

Предупреждение проникновение бурового раствора в поры и трещины пластов, перспективных на нефть, и недопущения гидроразрыва пластов и поглощения бурового раствора путем:

ограничения скорости спуска бурового инструмента;

промежуточных промывок в процессе спуска бурильных и обсадных труб в скважину;

исследование и изоляции поглощающих пластов.

Испытание обсадных колонн на герметичность внешним и внутренним избыточными давлениями.

5.3 Охрана труда и техника безопасности


Основные требования и мероприятия:

площадка, предназначена для монтажа бурового оборудования должна быть свободной от наземных и подземных трубопроводов, кабелей, очищена от леса, кустарника, травы и спланирована в радиусе не менее 50 метров;

строительство и разработка вышек, при вышечных сооружений, монтаж и демонтаж бурового оборудования осуществлять в соответствии с техническими условиями, утвержденными главным инженером бурового предприятия;

транспортировку вышки и оборудования проводить в соответствии с техническими требованиями и типовыми схемами;

буровая установка должна быть оснащена механизмами и приспособлениями согласно установленным нормам;

размещение оборудования на буровой вышке должно отвечать следующим требованиям: гарантировать удобства и безопасность обслуживания и управления механизмами, а также пользование инструментом и приспособлениями, обеспечивать бурильщику широкий обзор для наблюдения за работой механизмов и контрольно-измерительных приборов;

при бурении, креплении и испытании скважин следует руководствоваться инструкциями и соответствующими технологическими регламентами;

погрузочно-разгрузочные работы при перевозке тяжелых и негабаритных грузов осуществлять с помощью подъемных механизмов;

при наличие производственного шума и вибрации оборудования, превышающего допустимые санитарные нормы, должны проводится технические мероприятия по ограничению воздействия этих шумов на рабочих;

промысловые объекты и установки следует располагать по отношению к жилому району с подветренной стороны с учетом господствующего направления ветра и отделять от границ жилых районов санитарно-защитными зонами;

на промысловых объектах и установках с выделением сероводорода и других газов должны предусматриваться мероприятия по предотвращению влиянии газов на работающих (герметизация установок и устьевого оборудования скважин газоулавливание, очистка от серы, отвод газа для утилизации);

на буровой должны быть созданы все условия для отдыха рабочих в период между сменами. Рабочая обувь должна ежедневно просушиваться, спецодежда не стеснять движения, но быть достаточно теплой. В жаркие солнечные дни следует работать в одежде из х/б льняной ткани и в головном уборе.

6. Специальная часть

6.1 Смазка резьбовых соединений бурильных и обсадных труб


Износ резьбы и плотность резьбовых соединений в значительной мере зависят от качества применяемой смазки. Резьбовые соединения бурильных и обсадных труб работают в особо тяжелых условиях и, как известно, подвергаются действию высоких давлений, температур и знакопеременных нагрузок. Поэтому к смазкам, применяемым для указанных резьб, предъявляются очень высокие требования.

Смазки, предназначенные для замковых резьбовых соединений, должны обладать высоким антифрикционными, антикоррозионными и противозадирными свойствами, обеспечивать высокую плотность соединения, т.е. обладать высокой уплотняющей способностью. При любой погоде смазки должны свободно наноситься на поверхность резьбы, не разлагаться и сохранять нужную консистенцию при высоких температурах и, наконец, не затвердевать с тем, чтобы обеспечивалось свободное развинчивание соединений.

Более приемлемыми с этой точки зрения являются смазки, в которых в качестве наполнителей применяются порошкообразные мягкие металлы (цинк, свинец, молибден, медь и т.п.) или мягкие окислы металлов.

Вполне удовлетворительные результаты для смазки замковых резьб дает смазка на цинковой основе следующего состава (по весу): порошкообразного цинка (пыли) 60%, машинного масла 35%, растительного масла (олифы) 5%.

Хорошие результаты для смазки замковых резьб дает смазка, приготовленная на основе йодистого свинца, следующего состава: йодистого свинца 55%, графитового порошка 10% и 35% Ц-201. Эта смазка способствует приработке новых резьбовых соединений, предотвращает заедания и срывы резьб. При отсутствии в достаточном количестве смазки, приготовленной на йодистой основе, рекомендуется новые замковые резьбы смазывать этой смазкой.

В США для смазки замковых резьб выпускаются мастики "Дредкот", являющиеся смазками, приготовленными на цинковой основе. Наиболее широко применяемая мастика "Дредкот-701" содержит 60% цинковой пыли. Консистентность смазки обеспечивает создание и сохранность защитной пленки в самых тяжелых условиях работы бурильных труб. Мастика "Дредкот-705" содержит дополнительно пластичный наполнитель. Поэтому эта смазка применяется при использовании изношенных резьб.

Для смазки трубных резьб бурильных труб (при горячем навинчивании замков) применяется смазка, представляющая собой смесь технического глицерина с графитом в весовом соотношении 2:

. Допускается замена технического глицерина жидким стеклом в том же соотношении. Указанная смазка не горит при температуре подогрева замков (350-450°). Следует, однако, отметить, что эта смазка не обладает достаточной уплотняющей способностью и антифрикционными свойствами.

Очень хорошей уплотняющей способностью и антифрикционными свойствами обладает смазка, содержащая в качестве наполнителя порошкообразные мягкие металлы.

Ниже приводится весовой состав указанной смазки: глицерина 35%, графитового порошка 13%, свинцового порошка 30%, медного порошка 24%.

Для смазки трубных резьб при навинчивании замков на легкосплавные трубы применяется двухкомпонентный клей, рекомендованный ВНИИгазом. Клей состоит из компаунда К-153, представляющего собой смолу ЭД-5, пластифицированную полиэфиром МГД и тиоколом, отвердителя - кубового остатка гексаметилендиамина - и наполнителя, содержащего свинцовый порошок, графитовый порошок П, цинковую пыль и медную пудру. Наполнитель применяется для усиления уплотнительной способности и снижения сил трения, возникающих при креплении резьбовых соединений. Весовой состав наполнителя следующий: графитового порошка марки П (ГОСТ 10555-40) 31,4%, свинцового порошка (ЦМТУ 4452-54) 43,6%, цинковой пыли (ЦМТУ 1229-45) 18,7%, медной пудры 6,3%.

Смесь компаунда К-153, отвердителя и наполнителя имеет следующий весовой состав: компаунда К-153 55,6%, отвердителя 11,1%, наполнителя 33,3.

Перед нанесением смазки на резьбу поверхность последней тщательно очищается от грязи и обезжиривается. Для обезжиривания можно применять ацетон, высокосортный бензин прямой гонки и уайтспирит. После обезжиривания поверхность резьбы протирается и просушивается.

Смазка готовится нужными порциями непосредственно перед нанесением ее на трубную резьбу. Средний расход смазки на одно соединение 146-мм труб 40-45 г. Для смазки резьбы обсадных труб до последнего времени чаще всего применялись белила или сурик, разведенные на олифе. Однако эта смазка не обеспечивает требуемой плотности резьбовых соединений. Поэтому в настоящее время ее применяют при спуске обсадных колонн в нефтяные скважины с невысокими рабочими давлениями. Для смазки резьбовых соединений обсадных колонн, опускаемых в газовые и нефтяные скважины с высокими рабочими давлениями, применяются специальные уплотнительные смазки.

Хорошие результаты по данным АНИ дают уплотнительные смазки, приготовленные на нефтяной и силиконовой основе, состав которых приводится в таблице 6.1.

Предохранение резьбы от задиров и снижение трения обеспечивают порошкообразный графит и чешуйчатая медь, а уплотнение происходит главным образом за счет свинца и цинка. Наличие в составе силиконовой смазки кремнеорганических соединений значительно уменьшает колебания густоты в зависимости от температуры, что позволяет применять ее в любую погоду.

В Советском Союзе с 1959 г. выпускалась смазка Р-2 на силиконовой основе следующего процентного состава: масла машинного М-50 18,4, стеарата алюминия 4,6, силиконовой жидкости № 5 14,0, порошкообразного графита марки П 18,0, порошкообразного свинца 29, цинковой пыли 12, медного порошка или чешуйчатой меди 4.

По данным ВНИИгаза эта смазка намного лучше ранее применявшихся. Однако применение указанной смазки при давлениях 150-200 кГ/см2, не всегда обеспечивает герметичность резьбовых соединений обсадных труб, изготовленных по ГОСТ 632-57. Кроме этой смазки, КНИИНП для уплотнения резьбовых соединений обсадных труб рекомендует использовать уплотнитель, приготовленный на основе эпоксидной шпатлевки Э-4021 следующего состава: эпоксидной шпатлевки Э-4021 59,3, отвердителя № 15,1, графитового порошка 11,2, свинцового порошка 15,6, цинковой пыли 6,6, чешуйчатой меди 2,2. Эта смазка пригодна для использования при температурах до 150-160° С. При необходимости соединения могут быть развинчены без дополнительного нагрева. Наилучшая герметизация резьбовых соединений достигается при использовании в качестве смазок полимеризующихся составов. В США такие составы известны под названием "бакерлок и средлок". В ФРГ применяется состав "металлон РR", состоящий из двух компонентов, смешиваемых непосредственно перед употреблением. На полимеризацию указанного состава в зависимости от температуры среды затрачивается от 1 до 2 суток. Для развинчивания соединения после полимеризации состава требуется подогрев до 300° С. Поэтому соединения, свинченные с применением "металлона", практически неразъемны.

Таблица 6.1

Компоненты основы

Количество, % вес.


нефтяная

силиконовая

Нефтяное масло Стеарат алюминия (Witco №18) Кремнеорганическая жидкость (Siliconel-Fluid XF-60) 5,8% -ный раствор силиката (Santonel-C) в силиконовой жидкости XF-60 Cтеарат лития

94,15-94,00 0,75-0,50 ____ ____ 5,1-5,4

53,4 3,5 41,0 2,1 ____


Состав смазки

Основа нефтяная "силиконовая Порошкообразный графит "свинец "цинк Чешуйчатая медь

36,0 ____ 20,0 28,0 12,0 4,0

____ 36,0 18,0 30,5 12,3 3,2


В отечественной практике в качестве полимеризующего состава применяется двухкомпонентный клей, приготовленный на основе компаунда К-153. К недостаткам этого клея следует отнести его токсичность и относительную сложность употребления. При температурах, близких к 0° С, вязкость состава резко повышается и его приходится подогревать в водяной бане при температуре воды 20-25o С. С повышением температуры процесс полимеризации состава ускоряется. В связи с этим в южных районах в жаркую погоду сокращается время возможного использования смеси после ее приготовления.

Применять смеси, приготовленные на основе компаунда К-153, допускается в случае, когда температура в скважинах не превышает 120-130° С. Следует отметить, что даже применение в качестве смазок по-лимеризующихся составов не обеспечивает герметичности стандартных (по ГОСТ 632-57) резьбовых соединений при давлении газа 450 кГ/см2. Поэтому при высоких давлениях газа следует применять сварку обсадных труб, получившую большое распространение при креплении скважины на газовых и газоконденсатных месторождениях на Кубани и Ставрополье и разработанные ВНИИБТ конструкции обсадных труб типа ТБО и ОТТМ.

Смазки для резьбовых соединений обсадных и бурильных труб должны обеспечивать свинчивание без задиров и заеданий и обладать герметизирующими свойствами в различных температурных условиях. Такие компоненты, как графитовый порошок, а также чешуйчатая медь, улучшают противозадирные качества смазки при высоких контактных давлениях, возникающих на поверхности резьбы в процессе свинчивания соединений с натягом. Металлические наполнители повышают уплотнительные свойства смазки.

От основы смазки зависит устойчивость против высыхания и отвердения, чрезмерного разжижения вследствие высокой температуры, стойкость к абсорбции воды, способность легко наноситься на резьбу в условиях низких температур. Для соединений, работающих в условиях высоких температур, применяют смазки на силиконовой основе, содержащей кремнеорганические соединения. Силиконовая основа также улучшает свойства смазки при низких температурах.

Для высокотемпературных скважин (100-200° С) применяют смазку Р-402 (ТУ-38-1-112-67), разработанную во ВНИИГАЗ. Смазку Р-402 изготовляют на силиконовой основе и наносят на резьбу при температурах до - 30°С. Она имеет хорошие уплотнительные и антизадирные свойства и обладает повышенной темпе - ратуростойкостью (до 200°С). В состав смазки Р-402 входит жировая основа 36%, состоящая из масла машинного СУ (9%), кремнеорганической жидкости {21,7%), гидрата окиси лития (0,3%), стеариновой кислоты (4,3%) и стеарата алюминия (0,7%). Наполнители составляют 64%: графитовый порошок (20%), свинцовый порошок (28%), цинковая пыль (12%) и медная пудра (4%).

Для скважин с температурой до 100° С рекомендуется смазка Р-2 МВП (МРТУ-12Н103-64). Смазка Р-2МВП отличается от смазки Р-402 составом жировой основы, в связи с чем обладает более низкой температуростойкостью и морозостойкостью. При температуре окружающего воздуха ниже - 5° С перед нанесением на резьбу смазку надлежит подогревать. Жировая основа смазки Р-2 составляет 37% (масло машинное СУ 18,4%, масло МВП 14% и стеарат алюминия 4,6%). Наполнителями являются графитовый порошок 18%, свинцовый порошок 29%, цинковая пыль 12% и медная пудра 4%. За рубежом для соединений обсадных и насосно-компрессорных труб широко применяются смазки, рекомендованные бюллетенем 5А2 Американского нефтяного института.

Бюллетень 5А2 АНИ предусматривает два вида резьбовых смазок: силиконовая и модифицированная, которые по своему назначению соответственно аналогичны Р-402 и Р-2МВП. В состав смазок 5А2 АНИ входят твердые компоненты: графитовый порошок 18%; свинцовый порошок 30,5%; цинковая пыль 12,2% и медные чешуйки 3,3% -всего 64%. Остальные 36% составляет основа смазки. Основа силиконовой смазки состоит из силиконового компаунда и силиконовой жидкости в количестве 15,5% к общему весу смазки.

6.2 Испытания соединений обсадных труд на герметичность

6.2.1 Испытания соединений с использованием графитовой смазки

Испытанию подвергались резьбовые соединения обсадных труб диаметром 146 мм и толщинами стенок 8, 10, 12 мм. Состав смазки для крепления соединений, выпускаемых Южнотрубным заводом (г. Никополь), следующий: солидол - 65; серебристый графит - 35% вес.

Предварительно подвергающиеся испытанию соединения прошли проверку по ГОСТ 632-57 на Южнотрубном заводе.

Как видно из результатов испытаний (табл.6.2), при более длительной выдержке под давлением 200ат герметичность нарушается в большинстве случаев. При дополнительном осевом растяжении герметичность соединений часто нарушается при более низких давлениях.

Таблица 6.2

Номер соединения

Максимальная нагрузка на соединение

Время выдержки

Результаты испытаний


Внутреннее давление, ат.

Осевое нагружение домкратами, Т

Полная растягиваю-щая нагрузка, Т



1

155

 -

18

15

Нет пропусков

1

150

100

118

4

Течь

2

200

-

23

8

"

3

200

-

23

15

Нет пропусков

3

400

-

50

10

Течь

3

100

80

93

3

"

4

200

-

23

1

"

4

200

100

123

1

"

5

200

-

23

0,5

"

5

100

100

123

0,5

"

6

200

 -

23

15

Нет пропусков

6

250

-

35

5

Течь

6

150

100

118

5

"

7

200

 -

23

15

Нет пропусков

7

250

-

35

5

Течь


Примечание. В полную растягивающую нагрузку входит осевое растяжение, вызванное внутренним давлением на заглушенные торцы образцов.

6.3 Испытание соединений с применением специальных уплотнительных смазок


Одним из методов повышения герметичности резьбовых соединений обсадных труб является использование специальных уплотнительных смазок. В настоящее время применяют несколько типов уплотнительных смазок как для обсадных, так и для бурильных труб. К ним относятся смазка Р-2, изготовляемая ленинградским заводом им. Шаумяна, смазка, разработанная АзНИИМАШ, смазка Компаунд (США) и смазка для бурильных замков американского нефтяного института.

Основные компоненты, входящие в перечисленные смазки, состоят из масляно-силиконовой основы с добавкой стеарата алюминия и наполнителей в виде графитового и свинцового порошков, медной пудры (или чешуйчатой меди) и цинковой пыли. Стеарат алюминия диспергируете" в масле, при этом образуется гель, который способствует удержанию частиц металлов во взвешенном состоянии.

Введение в основу силикона позволяет расширить диапазон температур, в которых смазка применяется, силикон повышает устойчивость смазки к действию газов и жидких углеродов, но снижает ее смазочные свойства. Это обстоятельство, а также относительно высокая стоимость силикона вынуждают изготовителей отказаться от его применения. Так, например, смазка Р-2 по новым техническим условиям выпускается на чисто масляной основе (Р-2 МВП). Металлические наполнители и графитовый порошок вводятся для уменьшения трения при свинчивании резьбы и увеличения уплотнительной способности смазки. В табл.6.3 приведен состав основы для уплотнительных смазок Р-2, Р-2 МВП, выпускаемых заводом им. Шаумяна.

Составы смазок приведены в табл.6.4 Смазка Компаунд № 2 рекомендуется фирмой при давлении до 500 ат, а смазка Компаунд № 1 - выше 500 ат. Результаты испытаний смазки Р-2 приведены в табл.6.5., а смазок Компаунд № 1 и 2 - в табл.6.6 По результатам стендовых испытаний видно, что герметичность резьбовых соединений, свинченных с применением силиконовой смазки Р-2, обычно нарушается при внутреннем давлении, менее 300 ат.

Эксперименты, проведенные с применением смазок Компаунд № 1 и № 2, показали, что эти смазки примерно соответствуют по качеству смазке Р-2. Аналогичные результаты, свидетельствующие о негерметичности резьбовых соединений по ГОСТ 632 - 57, а также соединений с удлиненной резьбой, свинченных с применением специальных уплотнительных смазок американского нефтяного института, получены фирмой "Феникс Рейнрор" (ФРГ).

Стендовые испытания производились следующим образом: образцы спрессовывались газом при давлении до 450 ат с повторяющимся изменением температуры от 20 до 95° С без приложения дополнительных растягивающих усилий.

Течь в соединениях со смазкой Р-2 наблюдалась в среднем через 9 мин выдержки по давлением, а в соединениях, свинченных на американских смазках, даже через 13 мин, что соответствует теоретическому расчету, приведенному ранее.

Таблица 6.3

Компонент

Смазка, % вес.


Р-2

Р-2 МВП

Масло машинное СУ

56

56

Стеарат алюминия

14

14

Силиконовая жидкость №5 или №4

30

____

Масло МВП

____

30



Таблица 6.4

Компонент

Смазка, % вес.


Р-2

Р-2 МВП

Компаунд №1

Компаунд №2

Основа, в том числе: Масло Стеарат алюминия Силиконовые вещества Графитовый порошок Свинцовый порошок Цинковый порошок Медная пудра Медь чашуйчатая

37 20,7 5,2 11,1 18 29 12 4 ____

37 31,8 5,2 __ 18 29 12 4 ____

35,9 19,25 1,25 15,4 18,0 30,5 12,3 __ 3,3

35,9 33,7 2,2 ____ 18,0 30,5 12,3 ____ 3,3


Таблица 6.5

Номер соединения

Максимальная нагрузка на соединение

Время выдержки под нагрузкой и давлением

Результаты испытаний


Внутреннее давление, ат.

Осевое нагружение домкрата

Полная растягивающая нагрузка



8

200

____

23

33

Нет пропусков

8

360

____

42

15

"

8

200

100

123

15

"

8

355

100

142

15

"

9

200

____

23

16

"

9

320

____

40

10

Течь

9

200

100

123

18

Нет пропусков

9

320

100

140

12

Течь

10

200

____

23

19

Нет пропусков

10

400

____

46

20

"

10

200

100

123

18

"

10

340

100

146

15

"

11

200

____

23

19

"

11

280

____

35

13

Течь

11

90

80

93

4

"

12

200

____

23

15

Нет пропусков

12

550

____

68

15

Течь

12

200

100

123

15

Нет пропусков

12

270

100

138

10

Течь

13

200

____

23

24

Нет пропусков*

13

400

____

50

25

То же

13

200

120

143

18

"

13

225

120

148

9

Течь*

14

200

____

23

24

Нет пропусков*

14

400

____

50

25

То же

14

200

120

143

18

"

14

270

120

154

7

Течь*


Примечание. Образцы, отмеченные знаком *, изготовлены из стали марки Е (5500 кГ/см2), остальные __ из стали марки Д (3800 кГ/см2).

Таблица 6.6

Осевое нагружение, т

Внутреннее давление, ат.

Время выдержки под нагрузкой и давлением, мин.

Смазка Компаунд №1

155

15

150

350

14

110

400

10

Смазка Компаунд №2

42

350

13

96

150

14

42

350

13

107

200

10

38

320

12

107

200

13

6.4 Испытание резьбовых соединений обсадных труб с применением полимеризующихся составов


Отсутствие высокой герметичности резьбовых соединений, смазанных силиконовой смазкой, не позволяет создавать внутреннее давление, которое могут выдержать трубы. Это подтверждается результатами испытаний труб, изготовленных из стали марок Е и Д: нарушение герметичности в соединениях произошло при давлении менее 300 ат (трубы могут выдержать 300 ат).

Одним из способов повышения герметичности является нанесение на поверхность резьбы и свинчивания полимеризующихся составов. Однако при этом получаются неразъемные соединения.

Для испытаний был применен бакелито-фенольный клей (БФ-2, БФ-4). Для повышения смазочных свойств и герметизирующей способности вводился наполнитель (алюминиевый порошок, 20% вес.). Состав наносился на предварительно очищенную и обезжиренную бензином поверхность резьбы непосредственно перед свинчиванием.

Результаты испытаний приведены в таблице 6.7.

Таблица 6.7

Номер соединения

Максимальная нагрузка на соединение

Время выдержки под нагрузкой, мин.

Результат испытания


Внутреннее давление, ат.

Осевое нагружение домкратами, Т

Полная растягивающая нагрузка, Т



15

400

_____

46

31

Нет пропусков

15

400

100

146

15

"

16

400

_____

16

17

"

16

400

100

143

60

"

17

400

_____

46

17

"

17

400

100

146

60

"

18

400

100

146

30

"

19

400

100

146

30

"


В результате исследований ВНИИГАЗ был разработан уплотнительный состав УС-1.

Основой состава являются компаунд К-153 (из эпоксидной смолы ЭД-5) и отвердитель (кубовый остаток гексаметилендиамина). Для придания составу смазывающих свойств и усиления его герметизирующей способности в него вводятся металлические порошковые наполнители.

Соотношения компонентов состава (% вес.) приведены ниже:

Компаунд К-153 ……………………………… 83,3

Отвердитель ………………………………….    16,7

Графитовый порошок П …………………….    31,4

Свинцовый порошок ………………………… 43,6

Цинковая пыль ……………………………….   18,7

Медная пудра …………………………………  6,3

Состав готовится по следующему рецепту (% вес.):

Компаунд К-153 ……………………………… 55,6

Графитовый порошок П …………………….    10,5

Свинцовый порошок ………………………… 14,4

Цинковая пыль ……………………………….   6,3

Медная пудра ………………………………… 2,1

Отвердитель (11,1% вес.) добавляется в смесь непосредственно перед употреблением.

Таблица 6.8

Степень нагружения

Осевая нагрузка, Т

Внутреннее давление, ат.

Время выдержки под давлением, мин.

Результат испытания

1

_____

100

20

Нет пропусков

2

_____

200

20

"

3

_____

300

20

"

4

_____

400

20

"

5

_____

500

20

"

6

_____

600

120

"

7

136

300

20

"

8

148

400

20

"

9

160

510

120

"


Примечания:

. Характеристика соединения: муфтовое соединение обсадных труб из стали марки Е (ГОСТ 632-57) диаметром 146 мм. с толщиной стенки 12 мм.

. Обработка поверхности резьбы перед нанесением состава: очистка, промывка керосином, обезжиривание бензолом.

Подобные составы изготовляются также за рубежом. Результаты стендовых испытаний четырех резьбовых соединений обсадных труб с применением состава УС-1 приведены в табл.4.8 Хотя полимеризующиеся составы и обеспечивают герметичность резьбовых соединений обсадных труб, однако, они обладают рядом недостатков. Нанесение состава на муфты осуществляется в условиях буровой, что является особенно нежелательным потому, что перед нанесением уплотнителя необходимо тщательно очистить и обезжирить поверхность резьбы и после нанесения уплотнителя вплоть до момента окончания свинчивания нужно оберегать поверхность резьбы от загрязнения или попадания влаги. В условиях буровой выдержать все эти требования трудно.

В случае задержек при спуске колонны, вызванных какими-либо причинами, применение состава УС-1 может внести дополнительные трудности, так как сроки твердения (полимеризации) этого состава невелики:

Температура, оС                            Время полимеризации, мин.

5 …………………………………………….270

…………………………………………… 210

…………………………………………… 140

…………………………………………… 90

…………………………………………… 30

Если учитывать, что твердение состава начинается с момента затворения, то сопротивление свинчиванию сказывается через время, в 2 - 3 раза меньшее, чем указано выше. Чтобы уменьшить опасность преждевременной полимеризации, смесь приготовляют порциями по 563 г (на 13 соединений). Отвердитель в составе УС-1 токсичен, поэтому нужно соблюдать технику безопасности при работе с составом. Соединения, свинченные на полимеризующемся или клеевом составе, становятся неразъемными, что создает опасность и осложнения при спуске колонн.

Причинами, вызывающими необходимость развинчивания резьбовых соединений при спуске колонн, могут быть не замеченный ранее или образовавшийся при свинчивании дефект резьбы, случайное попадание твердых включений, свинчивание на перекос, обвал или прихват и т.д.

Смазка, применяемая для резьбовых соединений забойных двигателей

Гальванические покрытия и смазка резьбы, предохранение от задиров применяется в особых условий техники безопасности. Однако для резьбовых соединений забойных двигателей, где этот процесс налажен, его целесообразно применять. Для предохранения от задиров, заеданий и коррозии резьба забойных двигателей покрывается гальваническими покрытиями. Наибольшее распространение получили меднение и фосфатирование, предохраняющие резьбу от задиров и заеданий и повышающие износостойкость резьбы. Цинкование практически предохраняет соединение только от коррозии. Кадмирование полностью предохраняет резьбовое соединение как от задиров и заеданий, так и от коррозии. Фосфатная пленка стирается после четырех - семи свинчиваний, в то время как кадмиевая и медная сохраняется значительно дольше. Недостаток кадмированной резьбы - низкий коэффициент трения (на 35-50% ниже фосфатированной). Поэтому для предотвращения самопроизвольной затяжки в процессе роторного бурения кадмирование не может быть рекомендовано для замковых соединений. Кроме того, процесс кадмирования сложнее фосфатирования, так как требует соблюдения

В стендовых условиях свинчивали натурные образцы резьбовых соединений с резьбой МУ155Х6, подвергнутой фосфатированию, цинкованию и кадмированию. Резьбовое соединение свинчивали с приложением осевого усилия 40 тс, без крутящего момента трения по торцам. Это достигалось за счет установки упорного подшипника качения. Осевое усилие измерялось гидравлической месдозой с манометром. Хотя при первом свинчивании крутящий момент фосфатированной резьбы выше чем у оцинкованной (на 12%), на поверхности ее витков отсутствовали задиры (кольцевые риски), в то время как на витках оцинкованной резьбы наблюдались кольцевые риски, а цинковая пленка стиралась уже после второго свинчивания.

Крутящий момент при первом свинчивании кадмированной резьбы примерно в 1,5 раза меньше фосфатированной. Следовательно, в зависимости от назначения резьбового соединения, необходимо определить вид гальванического покрытия поверхности резьбы. Качественная смазка резьбы предохраняет соединение от задиров и заеданий, повышает его износостойкость и герметичность.

Наибольшее распространение получили резьбовые смазки с металлическими наполнителями (около 60% цинка, свинца и основа) типа Р-416. Хорошие результаты получены от применения йодисто-свинцовой смазки (йодистый свинец 55%, графит 7-10% и смазка Ц-201), а также сульфитмолибденовой. Использование графитовой смазки при свинчивании резьбовых соединений не рекомендуется, так как она вызывает задиры и заедания даже фосфатированных и оцинкованных резьб. Одна из причин возникновения задиров и заеданий в процессе свинчивания конических резьбовых соединений - соприкосновение вершин резьбы и впадин. Проверка калибрами не обеспечивает контроля по наружному диаметру внутренней резьбы и внутреннему диаметру наружной резьбы. Высота профиля зависит от правильной заточки резьбового резца по радиусу. Радиус заточки должен быть меньше номинального радиуса впадины резьбы с учетом износа.

Исследованиями, проведенными во ВНИИБТ, установлено, что при обычном нарезании резьбы твердосплавным режущим инструментом на стали с НВ 270-320 радиус закругления резьбового резца должен быть на 0,015-0,02 S меньше номинального радиуса закругления впадины (S - шаг резьбы). В случае некачественной зачистки резьбы у вершин профиля остаются заусенцы, которые при свинчивании (даже вручную) могут вызвать задиры. Для устранения этого недостатка резьбу необходимо нарезать профильными резьбовыми резцами (с заплечиками). Профильный резьбовой резец образует радиусы закругления у вершин профиля резьбы R = 0,4 мм, способствующих предохранению резьбы от задиров и заеданий.

Список литературы


1.      Булатов А.И. Тампонажные материалы, М.: Недра, 1987. - 279 с.

2.      Гаджумян Р.А., Калинин А.Г., Никитин Б.А. Инженерные расчеты при бурении глубоких скважин. М.: Недра, 2000. - 487 с.

.        Гаджумян Р.А., Калинин А.Г., Сердюк Н.И. Расчеты в бурении. М.: РГГРУ, 2007. - 659 с.

.        Долгих Л.Н. Расчеты крепления нефтяных и газовых скважин: учеб. пособие; ПГТУ, 2006. - 87с.

.        Середа Н.Г., Соловьев Е.М. Бурение нефтяных и газовых скважин. 2 изд. - М.: Недра, 1988. - 358

Похожие работы на - Строительство нефтяных и газовых скважин на примере скважины № 135 Ножовского месторождения

 

Не нашел материал для своей работы?
Поможем написать качественную работу
Без плагиата!