Осложнения и аварии при бурении нефтяных и газовых скважин

метки: Бурение, Скважина, Осложнение, Нефтяной, Газовый, Авария, Бурильный, Колонна

1766kb.

13.12.2011 07:12

---

• Смотрите также:
• [ лекция ]
• [ лекция ]
• [ лекция ]
• [ документ ]
• [ реферат ]
• [ документ ]
• [ реферат ]
• [ реферат ]
• [ документ ]
• [ документ ]
• [ реферат ]
• [ реферат ]

2 3 4 5 6 7

Примечание:

При проходке интервала под направление и кондуктор разбуриваются неустойчивые глинистые отложения и рыхлые песчаники, поэтому буровой раствора должен обладать высокой выносящей способностью, обеспечивать сохранение устойчивости стенок скважины и обладать хорошей смазочной способностью для предотвращения прихватов бурового инструмента. Для решения этих задач используется буровой раствор с повышенной плотностью и структурно-реологическими характеристиками и невысоким значением показателя фильтрации (6-8 см ³ за 30 минут).

При бурении под эксплуатационную колонну используется глинистый раствор, оставшийся после бурения интервала под кондуктор, который с помощью системы очистки доводится до плотности 1,10 г/см ³ и обрабатывается химическими реагентами для достижения параметров раствора, указанных в регламенте.

Для обработки раствора используются акриловые полимеры сайпан и сайдрил (или дк-дрилл).

Для этого в глиномешалке на 4 м ³ технической воды затворяется 20 кг сайпана и 4 кг дк-дрилла (сайдрила).

В приемные емкости буровых насосов одновременно подается глинистая суспензия и водный раствор полимеров. В дальнейшем раствор полимеров готовится из расчета 15 кг сайпана и 3 кг дк-дрилла (сайдрила) на 4 м³ технической воды.

Разбуривание пилотного участка ствола скважины производится на растворе с параметрами и расходами хим.реагентов аналогичными последнему интервалу бурения под эксплуатационную колонну.

Для бурения под колонну-хвостовик в соответствии с заданием (приложение 1) предусмотрено использование биополимерного раствора Flo-Pro — безглинистого раствора на водной основе, который разработан для вскрытия продуктивных пластов наклонными и горизонтальными скважинами.

^

ПО ИНТЕРВАЛАМ БУРЕНИЯ

(все глубины указаны по вертикали)

Плотность бурового раствора в интервалах совместимых условий бурения определя-ется в соответствии п.2.7.3.2-2.7.3.7 ПБ НиГП [4].

Интервалы бурения под направление (0-60 м), кондуктор (60-700 м) и эксплуатационную колонну (700-2750 м) и колонну-хвостовик (2750-2820 м) являются интервалами совместимых условий бурения.

Для интервала от 0 до 1200 м гидростатическое давление, создаваемое столбом бурового раствора, должно превышать пластовое (поровое) на величину не менее 10%. Пластовое давление в этом интервале нормальное (коэффициент аномальности К _а = 1,00).

Следовательно, плотность бурового раствора в рассматриваемом интервале должна быть не менее 1,10 г/см ³ . При этом п.2.7.3.3 допускает превышение гидростатического давления столба бурового раствора над пластовым давлением на 15 кгс/см² . С целью обеспечения устойчивости стенок скважины (п.2.7.3.5) проектом предусмотрена плотность бурового раствора при бурении под направление и кондуктор – 1,16-1,18 г/см³ . Интервал 700-1200 м разбуривается на растворе =1,10 г/см³ .

Для интервалов бурения от 1200м до проектной глубины превышение гидростатического давления столба бурового раствора над пластовым давлением должно составлять не менее 5%, но не превышать 25-30 кгс/см ² .

Пластовое давление в интервалах 1200-2620 и 2750-2820м нормальное (К _а =1,0).

Следовательно, плотность бурового раствора должна быть не менее 1,05 г/см³ в этих интервалах. В интервале 2620-2750м К_а =0,9, следовательно, плотность бурового раствора должна быть не менее 1,01 г/см³ в интервале 2620-2750 м.

С учетом опыта прохождения бурением Фроловской свиты (интервал 1790-2390 м) плотность бурового раствора принята 1,14-1,16 г/см ³ .

Бурение под колонну-хвостовик (интервал 2750-2820 м) осуществляется на растворе плотностью 1,05 г/см ³ .

При бурении, из-под кондуктора, исходя из физико-механических характеристик пород и технологических условий бурения, выделены интервалы: 700-1000м; 1000-1750м; 1750-2600м, 2600-2750м и 2750-2820 м. Плотность бурового раствора в указанных интервалах выбрана с учетом конкретных горно-геологических условий и опыта ведения буровых работ на месторождении и регионе в целом, а также требований пп. 2.7.3.1-2.7.3.5 ПБ НиГП [4].

Репрессия на стенки скважины ограничивается п. 2.7.3.3.

3.4 Выбор бурильного инструмента.

Расчет бурильных колонн по интервалам бурения производится в соответствии с “Инструкцией по расчету бурильных колонн для нефтяных и газовых скважин”, М., 1997г., ниже именуемой “Инструкцией”.

Расчет бурильной колонны для бурения под каждую обсадную колонну производится в зависимости от принятой конструкции и профиля скважины и проектной технологии поинтервального углубления, в том числе:

• состава и веса компоновок низа бурильной колонны (КНБК);
• осевых нагрузок на долото;
• плотностей и расходов бурового раствора по интервалам бурения.

При этом для расчетов выбираются наихудшие условия работы принятого типоразмера бурильной колонны на момент окончания бурения под обсадную колонну, то есть при максимальной длине бурильной колонны и режима бурения. Затем производится проверка прочности выбранных секций бурильной колонны для наклонно направленных скважин при бурении вышележащих интервалов по профилю и технологической необходимости использования других КНБК и режимов бурения. При этом длина секции бурильных труб снизу из менее прочной стали не меняется, а проверяется прочность сечения ее “головы” и прочность сечения “низа” верхней секции из более прочной стали при перемещении их общего сечения в наиболее опасное верхнее сечение профиля (обычно в сечении начала набора зенитного угла).

При необходимости (недостаточной прочности) длина нижней секции уменьшается, а длина более прочных труб увеличивается.

В соответствии с “Инструкцией” производится расчет колонны бурильных труб (КБТ):

• на статическую прочность (турбинный и роторный способы бурения);
• на выносливость (роторный способ бурения).

Для расчетов бурильной колонны на прочность выделяются опасные сечения (по длине ствола) для наклонно направленных скважин в соответствии с проектным профилем (см. табл. 6.2; рис. 6.1):

• сечение над УБТ;
• сечения начала участков набора зенитного угла;
• сечения начала участков стабилизации;
• устье скважины;

а также:

• сечения перехода бурильных труб по типоразмеру.

для горизонтальных скважин дополнительно:

• сечение начала горизонтального участка.

^

эксплуатационную колонну

1. Способ бурения – с использованием объемного двигателя с регулируемым углом при возможном провороте ротором при осложнениях при бурении на 2 ^ом участке набора зенитного угла и при бурении пилотного ствола;

2. Скважина горизонтальная с двумя участками набора зенитного угла и с одним участком стабилизации – см. рис.3.1 и табл.3.2 проекта.

3. Интервал 0-700м – по вертикали (732м –по стволу) закреплен кондуктором  245мм.

4. Диаметр долота Дд = 215,9 мм.

5. Диаметр УБТ = 178 мм – 25 м.

6. Бурильная колонна набирается из стальных бурильных труб ПК-1279,19 стали “Д” – 700м и легкосплавных бурильных труб ЛБТ 147х11 мм, сплав Д-16-Т.

Приведенный вес 1п.м. труб ПК-1279,19 стали “Д” g = 31,22 кг, Fт = 34,05 см ² , Fк = 92,63 см² , J = 594,2 см⁴ , Wи = 93,49 см³ ,  замка = 162,0 мм.

Приведенный вес 1п.м. труб ЛБТ 147х11 м, сплав Д-16-Т g = 16,5 кг, Fт = 47,0 см ² , Fк = 122,72 см² , J = 1094 см⁴ , Wи = 148,8 см³ ,  замка = 172,0 мм.

7. Удельный вес бурового раствора  _ж = 1,16 г/см³ .

8. Потери давления в долоте и забойном двигателе – 136 кгс/см ² .

9. Породы средней твердости.

10. Бурение предусматривается на 2-ом участке набора зенитного угла и на участке пилотного ствола с использованием КНБК № 10,13 (табл.3.15).

11. Общий вес КНБК – Qо = 5719 кгс.

Исходные данные для расчета бурильной колонны при бурении под хвостовик

Исходные данные для расчета:

1. Способ бурения – с использованием объемного двигателя с отклонителем и проворотом ротора;

2. Скважина горизонтальная с двумя участками набора зенитного угла, с одним участком стабилизации и с горизонтальным участком – см. рис.3.1 и табл.3.2 проекта.

3. Интервал 0-2750м – по вертикали (2944м – по стволу) закреплен эксплуатационной колонной  168мм.

4. Диаметр долота Дд = 144,0 мм.

5. Диаметр УБТ (диамагнитные) Дубт = 120мм.

6. Бурильная колонна набирается из стальных бесшовных бурильных труб с наружной высадкой и приварными замками ПН 899,35 стали “Л” по ГОСТ Р 50278-92.

Приведенный вес 1п.м. ПН 89х9,35“Л” g=21,73кг, Fт=23,48см ² , Fк=38,60см² , J=188,1см⁴ , Wи = 42,31см³ ,  замка = 127мм.

7. Частота вращения колонны n = 80 об/мин.

8. Удельный вес бурового раствора  _ж = 1,05 г/см³ .

9. Потери давления в долоте и забойном двигателе – 93 кгс/см ² .

10. Породы средней твердости.

11. Бурение под хвостовик предусматривает использование КНБК № 16 (табл. 3.15).

12. Общий вес КНБК № 16 – Qо = 1068 кгс.

^

			Hомер секции бурильной колонны									Интервал										Kоэффициент
Bид технологичес-	Интервал по		(снизу вверх) без KHБK									установки				Дли-		Mасса, т				запаса прочности
кой операции	стволу,				характеристика							секции				на						трубы на
(бурение скважины,	м				бурильной трубы							(снизу вверх),				сек-						стати-		вынос-
спуск частей					тип	наруж-		марка		тол-		м				ции,				нарас-		ческую		ливость
обсадной колонны,	от	до			(шифр)	ный		(группа)		щина						м		секции		таю-		проч-
разбуривание	(верх)	(низ)				диа-		прочнос-		стен-		от		до						щая		ность
цемента)						метр,мм		ти мате-		ки,мм		(верх)		(низ)
								риала
1	2	3	4		5	6		7		8		9		10		11		12		13		14		15
Бурение	0	732	1		УБТ	203		Д		51,50		720		732		12		2,316		2,316
			2		ЛБТ	147		Д-16-Т		11,00		670		720		50		0,825		3,141
			3		ПК	127		Д		9,19		26		670		644		20,105		23,246		5,70
			4	ТВКП-140			—		—		—		0		26		26		2,938		26,184
Бурение	732	2944	1		УБТ	178		Д		49,00		2919		2944		25		3,635		3,635
			2		ЛБТ	147		Д-16-Т		11,00		2869		2919		50		0,825		4,460
			3		ПК	127		Д		9,19		2169		2869		700		21,854		26,314		2,83		20,5
			4		ЛБТ	147		Д-16-Т		11,00		26		2169		2143		35,360		61,674		1,68		11,6
			5	ТВКП-140			—	—		—		0		26		26		2,938		64,612
Бурение пилотного	2944	3102	1	УБТ			178	Д		49,00		3077		3102		25		3,635		3,635
ствола			2	ЛБТ			147	Д-16-Т		11,00		3027		3077		50		0,825		4,460
			3	ПК			127	Д		9,19		2327		3027		700		21,854		26,314		2,83		20,5
1	2	3	4		5	6		7		8		9		10		11		12		13		14		15
			4	ЛБТ			147	Д-16-Т		11,00		26		2327		2301		37,966		64,280		1,60		11,3
			5	ТВКП-140			—	—		—		0		26		26		2,938		67,218
Бурение	2944	3663	1	ДУБТ			120	немагн.		—		3654		3663		9		0,627		0,627
			2	ПН			89	Л		9,35		12		3654		3642		79,140		79,767		2,03		9,3
			3	ВБТ-89К			—	—		—		0		12		12		0,569		80,336

2 3 4 5 6 7

---

---