Механизм бурения наклонно-направленных скважин (Отклонители)

Задание

 

Механизм бурения наклонно-направленных скважин (Отклонители)

 

Исходные  данные:

Глубина бурения, z_c = 3500м;

Четыре обсадных колонны (направление, кондуктор, промежуточная  колонна, эксплуатационная колонна);

 

Направление:

Диаметр долота, D_д = 490 мм;

Диаметр наружный обсадной колонны, D_ок = 426 мм;

 

Кондуктор:

Диаметр долота, D_д = 394 мм;

Диаметр наружный обсадной колонны, D_ок = 324 мм;

 

Промежуточная колонна:

Диаметр долота, D_д = 295 мм;

Диаметр наружный обсадной колонны, D_ок = 245 мм;

 

Эксплуатационная  колонна:

Диаметр долота, D_д = 215 мм;

Диаметр наружный обсадной колонны, D_ок = 168 мм;

 

Плотность бурового раствора, ρ_бр = 1240 кг/м³;

Плотность цементного раствора, ρ_цр = 1850 кг/м³.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Содержание

 

1. Введение.           3

2. Классификация отклонителей.        4

3. Расчет обсадных колонн         5

3.1 Расчет эксплуатационной колонны.      5

3.2 Расчет промежуточной колонны.      9

4. Патентно-информационный обзор.       11

5. Обоснование модернизации        14

6. Расчет технологических параметров  при бурении боковых стволов  скважин. 15

7. Список используемой литературы       16

Приложение А

Приложение Б

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

1. Введение.

 

Известно, что разработка нефтяного  месторождения связана с ухудшением технико-экономических показателей  процесса добычи по мере истощения  запасов. Неизбежно наступает период, когда продолжение эксплуатации сначала каких-либо групп скважин, а потом и всего месторождения становится нерентабельным для нефтедобывающего предприятия.

Широко используемые технологии разработки нефтяных месторождений, основанные на бурении вертикальных и наклонно-направленных скважин позволяют извлечь лишь половину нефти из имеющейся в пласте. Поэтому последние несколько десятилетий идет активный поиск эффективных методов увеличения нефтеотдачи пласта. Одним из таких методов, нашедших широкое распространение во всех нефтяных регионах мира, является бурение наклонно-направленных горизонтальных скважин с широким применением отклонителей, которым посвящен данный курсовой проект.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

2. Классификация отклонителей.

 

Основной недостаток серийных отечественных  отклонителей заключается в низкой надежности их фиксации в эксплуатационной колонне. В процессе бурения бокового ствола часто наблюдались случаи произвольного поворота клинового  отклонителя вокруг своей оси  и радиальные смещения его верхней  кромки. Повороту отклонителя вокруг своей оси способствует низкая надежность фиксации сухарей якоря, которые под действием тех или иных сил могут срываться с поверхности колонны. Это приводит к необходимости перебуривания бокового ствола. Забуривание через окно в обсадной колонне проводят в три этапа: установка клинового отклонителя, фрезерование окна и забуривание бокового ствола. При создании щелевидного окна применяют как правило стационарные отклонители. Существует множество конструкций отклонителей, которые отличаются друг от друга формой рабочей части клина и способом их фиксации в колонне. Наибольшее распространение при создании окна получили стационарные клиновые отклонители. Такие отклонители фиксируются в колонне на расчетной глубине путем установки на цементный мост, металлический забой или стык муфтового соединения обсадной колонны. В отечественной практике наибольшее распространение получили отклоняющие клинья с фиксацией корпуса в колонне с помощью плашек, устанавливаемых на забой. За рубежом чаще применяют плашечное закрепление с установкой отклоняющего клина на месте стыка труб, как более экономичный способ.

Помимо плашечного клинового отклонителя  существуют заливные отклонители, однако основной их недостаток состоит в том, что в заливаемых отклонителях канал для подачи цементного раствора выполнен по оси направляющего клина, и ввиду малого угла направляющей плоскости центральный цилиндрический канал в направляющей плоскости клина приобретает вид продольного окна, длина которого намного превышает диаметр отверстия. Указанное является причиной отклонения вырезающего инструмента от направляющей плоскости клина.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

3. Расчет обсадных колонн

3.1 Расчет эксплуатационной колонны.

Исходные данные:

Глубина спуска, Н  = 3500 м;

Диаметр обсадной эксплуатационной колонны  D_ок   = 168 мм;

Плотность цементного раствора, ρ_ц.р. = 1850 кг/м³;

Плотность бурового раствора, ρ_б.р  = 1240 кг/м³;

Пластовое давление в период ввода  скважины в эксплуатацию, p_пл = 70 МПа;

Пластовое давление при окончании  эксплуатации, р_пло = 5 МПа;

АВПД 3000-3500 м;

Колонна должна быть зацементирована  до устья.

 

Найдем избыточные наружные давления на заключительной стадии эксплуатации скважины.

Поскольку колонна зацементирована  по всей длине, избыточное наружное давление у устья р_инд = 0.

Коэффициент нагрузки, k = 0,25.

На глубине z = 3500 м:

p_инд = ((ρ_ц.р - ρ_б.р) z_c + ρ_б.рH)(1 - k)g,

p_инд = ((1820 - 1240) 3500 + 1240 3500) 9.81 0.75 = 46,9 МПа.

На глубине z = 3000 м:

р_ин = z p_инд / z_c,

р_ин = 3000 46,9 / 3500 = 40,2 МПа.

Для определения избыточных внутренних давлений в период проверки герметичности  колонны опресовкой, вычислим наибольшее давление у устья в начальный период эксплуатации.

p_y = p_пл - ρ_ср g z 10^-6, (8,3)

p_y = 70 – 850 9.81 3500 10^-6 = 40,8 МПа.

Средняя плотность пластовой нефти, ρ_ср = 850 кг/м³.

Давление у устья при опресовке  колонны:

р_оп = 1.1 р_у,

р_оп = 1.1 40. 8 = 44,9 МПа.

Избыточное внутреннее давление на глубине  3500 м:

р_ивд = ( р_оп - ( ρ_цр - ρ_бр ) z g ) ( 1 - k ),

р_ивд = ( 44,9 - ( 1850 - 1240 ) 3500 9,8 10^-6 ) ( 1 - 0,25 );

р_ивд = 18 МПа.

Построим эпюры избыточных наружных и внутренних давлений.

Рисунок 1 - Эпюра избыточных наружных и внутренних давлений.

 

Вычислим необходимую прочность  труб на разрыв в устьевом сечении:

p_y = p_оп k_bн,

Коэффициент запаса прочности на разрыв, для труб диаметром 114 - 219 мм, k_bн = 1,15.

p_y = 44,9 1,15 = 51,6 МПа.

Вычислим необходимую прочность  труб на разрыв у башмака колонны.

р_б = р_ивд k_bн,

р_б = 18 1,15 = 20,7 МПа.

Во избежание смятия во избежание  смятия нижнюю секцию необходимо составить  из труб, критическое давление которых:

р_кр ≥ р_ин k_см,

Коэффициент запаса прочности на смятие для секций эксплуатационной колонны, k_см = 1,3.

р_кр = 40,2 1,3 = 55,3 МПа.

Эту секцию можно составить из труб критическое давление которых р_кр = 71,6 МПа, а внутреннее давление при котором напряжение в теле трубы достигает предела текучести р_б = 82,2 МПа. Это трубы группы прочности М, с толщиной стенки 12,1 мм. q = 46,5 кг / м.

Длина нижней секции перекрывающей  продуктивный пласт равно длине  интервала с АВПД = 3500 - 3000 = 500 м.

Вес первой секции :

G₁ = q h₁ g = 46,5 500 9,8 = 227,85 кН.

Во избежание смятия для второй снизу секции необходимы трубы для  которых:

р_кр ≥ р_инд k_см,

р_кр = 40,2 1,35 = 52 МПа.

Эта секция составляется из труб группы прочности К с толщиной стенок δ = 12,1 мм, для которых  р_кр  = 52 МПa и р_б = 64,9 МПа.

Третью секцию составим из труб группы прочности Д, с толщиной стенок δ = 12,1 мм, для которых р_кр   = 40,0 МПА и р_б = 64,9 МПа.

Допустимая глубина спуска третьей  секции :

z₃ ≤ р_кр z_c / p_инд,

z₃ ≤ 40 3500 / 56,6 = 2473 м.

Тогда длина второй секции:

h₂ = 3000 - 2473 = 527 м.

Вес второй секции :

G₂ = 46,5 527 9.8 = 240,2 кН.

Четвертая секция составляется из труб группы прочности Д с   = 10,6 мм, для которых p_кр = 32,9 МПА и р_б = 35,2 МПа.

Допустимая глубина спуска этой секции:

z₄ ≤ р_кр z_c / p_инд,

z₄ ≤ 32,9 3500 / 56,6 = 2034 м.

Округлим это значение до 2025 м, трубы  имеют фиксированную длину 12.5м.

 

Длина третьей секции :

h₃ = 2475 - 2025 = 450 м.

Вес третьей секции :

G₃ = 46,5 450 9.8 = 205,1 кН.

В нижнем сечении четвертой секции напряжение осевого растяжения :

σ_z = 4 ( G₁ + G₂ + G₃) / π( D²_эк – (D_эк – 2δ)²),

σ_z = 4 ( 227,85 + 240,2 + 205,1) / 3,14( 0,168² – (0,168 – 2 0,0106)²);

σ_z = 128,46 МПа.

Определим фактический коэффициент  запаса прочности на смятие :

σ_z / σ_m = 128,46 / 373 = 0,34 ≤ 0,5.

  Предел текучести, σ_m = 373 МПа.

Так как неравенство выполняется, то коэффициент запаса прочности  на смятие достаточен.

 

Глубина верхнего сечения четвертой секции :

z₅ ≥ (p_ивдz_c - p_ивдh – р_б ( z_c – h )/k_вн) / ( р_ивh - р_ивб),

z₅ ≥ (46,9 3500 – 3500 20,7 / 1,15) / (46,9 - 20,7);

z₅ ≥ 3357 м.

Вычислим допустимую длину четвертой  секции :

l₄ = ([p]_pk – G_об) / q₄ g,

Допустимая растягивающая нагрузка при которой напряжение в теле трубы достигает предела текучести, [p]_pk кН.

[p]_pk = p_p / k,

[p]_pk = 2713 / 1,15 = 2359,13 МПа;

l₄ = (2359,13 – 673,15) 10³ / 41,2 9,8;

l₄ = 4206 м.

Достаточной является длина четвертой  секции l₄ = 2025 м.

Вес четвертой секции :

G₄ = 2025 41,02 9,8 = 1029,6 кН.

 

Таблица 1 - Конструкция эксплуатационной колонны

Номер секции	Интервал глубин, м	Длина секции, м	Группа прочности	Толщина стенок, мм	Вес, кН
1	3500-3000	500	М	12,1	227,85
2	3000-2475	525	К	12,1	240,2
3	2475-2025	450	Д	12,1	205,1
4	2025-0	2025	Д	10,6	1029,6
Итого		3500			1702,75

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

3.2 Расчет промежуточной колонны.

Исходные  данные:

Глубина спуска, Н  = 2500 м;

Наружный  диаметр промежуточной колонны, D_к  = 1295 мм;

Плотность цементного раствора, ρ_ц.р. = 1850 кг/м³;

Плотность бурового раствора, ρ_б.р  = 1240 кг/м³;

Герметичность колонны предполагается проверить  опрессовкой буровым раствором  с плотностью, ρ_оп  = 1500 кг/м³;

Избыточное  наружное давление на устье, р_инд = 0.

 

На глубине   = 2500м :

p_инд = ((ρ_ц.р   - ρ_б.р) z_c + ρ_б.рH)(1 - k)g,

p_инд = ((1820 - 1240) 2500 + 1240 2500) 9.81 0.75 = 33,4 МПа.

Избыточные  внутренние давления в период опресовки  за один прием. Наибольшее давление на устье в случае закрытого превентора после начала нефтегазоводопроявления:

p_y = p_пл - ρ_б.рНg×10^-6 ,

 p_y = 60 – 1240 × 9.81× 3000 × 10  = 23,5 МПа.

Давление  у устья при опресовке колонны :

p_оп = 1.1 p_y,

p_оп = 1.1× 23,5 = 25,85 МПа;

Избыточное  давление у башмака колонны :