Розрахунок конструкції свердловини

Земна кора складена головним чином виверженими і метаморфічними гірськими породами, на яких переривчастим покровом лежать осадові породи. У будові нафтових і газових родовищ беруть участь лише гірські породи.

Важливими ознаками будови осадових гірських порід, що мають істотне значення при їхньому руйнуванні, є їх текстура і структура. Під структурою гірської породи розуміються ті її особливості, які обумовлені формою, розмірами і характером поверхні утворюють їх матеріалів. Більшість осадових порід складено пухкими зцементований мінеральними уламками різних розмірів, мають неправильні обриси. Основна структурна особливість осадових порід, що характеризує їх механічні властивості, - структура цементів, що зв'язують окремі уламки.

Текстура вказує на особливості будови всієї породи в цілому і виявляє взаємне просторове розташування мінеральних частинок. Основні особливості текстури осадових порід - Шаруватість, сланцеватость (здатність породи розколюватися по паралельних площинах на тонкі пластинки) і пористість (п. - це відношення обсягу всіх порожнеч до обсягу всієї породи, виражене у відсотках).

За природі сил зчеплення між частками осадові породи поділяються на 3 групи: скельні, зв'язкові та сипучі. Сили зчеплення скельних порід

(пісковиків, вапняків, мергелів та ін) характеризуються молекулярною тяжінням частинок один до одного, а також наявністю сил тертя.

Сили зчеплення пластичних порід (глинистих) характеризуються взаємодією колоїдних частинок, адсорбує на поверхні уламків, а також наявністю сил тертя.

Сипучі породи (пісок) не мають зчепленням ні в сухому стані, ні при повному насичення водою. Тільки при обмеженому насиченні водою у сипучих порід спостерігаються сили зчеплення, обумовлені тертям.

Усім порід, властиві сили внутрішнього тертя, що залежать від тиску, притискає частинки один до одного.

3. Вибір технологічних регламентів буріння свердловин

3.1. Вимоги до конструкції свердловини

При проектуванні до конструкції свердловини подається безліч вимог: економічність, мінімальна металоємність, недопущення геологічних ускладнень, збільшення комерційних швидкостей буріння і т.п. Але головний критерій надійності конструкції свердловин - недопущення грифоноутворення після герметизації гирла прівознікшем флюідообразованіі або в процесі його ліквідації.

Пластовий флюїд під час вступу до стовбур свердловини знижує середньозважену щільність промивної рідини в затрубний просторі. Величина зниження щільності вказується геологічної служби підприємства в технічній частині проекту на будівництво цієї свердловини, вона коливається в широкому діапазоні і може досягати на газових родовища 100%. Тому після закриття превенторів в випадку флюідопроявленія в стовбурі свердловини виникає внутрішній тиск

(рис.1).

Py Py 'P B

1 2 Малюнок 1.Распределеніе внутрішнього тиску

по стовбура свердловини: 1 - на початку прояви;

2 - При повному заміщення промивної

H рідини газом і поглинання його на глибині Н.

Lскв

Під час тривалого простою внаслідок виділення з флюїда газу, бульбашки яке спливають, на гирлі свердловини утворюється газова шапка. Але при досягненні на гирлі певного тиску починається поглинання в пласт і може статися повне заміщення промивної рідини в стовбурі свердловини пластовим або попутним газом. Тому при газовому факторі понад 100 м3/т нафтова свердловина розраховується як газова. У результаті спливання газу і відповідно відтискування рідини в пласт зі стовбура свердловини величина внутрішнього тиску перерозподілено по глибині (рис.1). Тому для запобігання гідроразрива порід у відкритій частині стовбура, а отже, і грифоноутворення треба щоб внутрішній тиск, що діє на гірські породи, було менше тиску початку поглинання.

Тиск початку поглинання і гідроразрива для гліносодержащіх порід практично мало відрізняється один від одного. А в сильно кавернозних або мають велику відкриту пористість породах тиск початку поглинання трохи перевершує пластовий.

Тиск поглинання можна вирахувати як за відомими формулами за допомогою коефіцієнта Пуассона, так і за більш точному методу визначення тиску початку поглинання порід - нагнітання промивної рідини в стовбур свердловини. Після розбурювання цементного склянки і башмака обсадної колони необхідно бурити стовбур свердловини на 1-2 м і довести всі параметри промивної рідини до зазначених у геолого-технічному вбранні (ГТН) величин, закрити превентора і закачати промивальну рідину через бурильні труби до початку поглинання її в пласт.

закачування необхідно проводити порціями по 40-50 л з інтенсивністю 40-60 л/хв, після кожній порції давати витримку часу 1,5-2 хв для стабілізації тиску. Точка А відхилення від прямолінійного залежності вказує на початок поглинання порід (рис. 2).

P, МПа

                

B Малюнок 2. Графік тиску

pпог при закачування в пласт води

рн.п A (крива 1) і промивної

рідини (крива 2)

2

1

V, м3

Продовжувати закачування до отримання 2-3 точок стабілізації тиску (точка В). Але бажано, закачати в пласт менше 0,5 м3.

Тиск початку поглинання буде значно нижче при закачування води в пласт (рис. 2). У процесі поглиблення свердловини періодично проводять аналогічні закачування промивної рідини в пласт, встановивши попередньо над забоєм пакер. Тиск знижують плавно зі швидкістю

0,5-1 МПа/хв через штуцер, інакше відбудеться обвал стінок свердловини.

Потім за формулами розраховується градієнт поглинання порід і будується графік глибині свердловини або за фактичним значенням поблізлежащім скв. (рис.3). На графіку проводять градієнти пластових (порові) тисків та тисків початку поглинання. Паралельно осі глибин знизу вгору проводять еквівалентні тисків промивної рідини для інтервалів максимальної потужності. Граничними критеріями інтервалу застосування промивної рідини однакової щільності є умова, що сота частка щільності рідини лежить в межах від мінімального градієнта поглинання порід до твори коефіцієнта запасу на максимальний градієнт пластового тиску.

Малюнок 3. Графік суміщених

тисків для вибору конструкції

свердловини:

1,2,3 - Градієнти тиску порового,

промивної рідини і

поглинання

В першому наближенні кордону зміни еквівалентів тиску промивної рідини і є глибинами спуску обсадних колон

(рис. 3). Певні таким методом глибини спуску обсадних колон H повинні задовольняти умові міцності гірських порід в інтервалі необсаженного стовбура свердловини (тобто До моменту спуску наступного обсадної колони) у разі ліквідації флюідопроявленія: H біль Hсл * k. Де k - коефіцієнт на який впливають проектні градієнти пластового тиску га глибині Hсл (глибина наступної ОК) і почала поглинання порід під черевиком обсадної колони на глибині Н; коефіцієнт безпеки; щільність промивної рідини.

Дотримання цієї залежності обов'язково, тому що відомі випадки грифоноутворення на глибині спущеною колони понад 1200 м. Перевіривши правильність розрахунку глибини спуску наступної проміжної колони, уточнюють глибини спуску всіх попередніх колон аж до кондуктора.

Під час експлуатації свердловини, а також відкритого фонтану, відбувається прогрівання ОК, цементного каменю за ними і всього комплексу гірських порід. Тому за наявності в розрізі многолетнемерзлих порід з відкритою льдістостью обсадна колона (кондуктор чи перша проміжна) повинна бути спущена на 50-100 м нижче кордону нульової ізотерми в щільні породи. В іншому випадку навіть після декількох годин фонтанування свердловини (з неперекритого ОК шару) відбувається оотаіваніе порід, провал гирла і грифоноутворення.

3.2. Вибір конструкції свердловини

Геологічна служба підприємства обумовлює діаметр експлуа-ционной колони. Діаметри обсадних колон, глибини спуску яких визначені згідно з рис. 1, розраховують знизу вгору. Співвідношення меж-ду діаметрами експлуатаційної колони і долота вибираються за даними показаних на малюнку 4 і формулами.

Малюнок 4

Потім підбирають проміжну колону, виходячи з діаметра долота під експлуатаційну колону. Підбір інших проміжних колон і кондуктора, а також доліт проводять аналогічно.

Для глибоких свердловин після визначення конструкції проводять перевірочний розрахунок обсадних труб на міцність. Визначивши мінімально необхідні товщини стінок труб проміжних колон, задаються величиною абсолютного зносу труб і перевіряють їх на механічне зношування в процесі буріння і СПО під наступну колону за спеціальною методикою. А саме, все ОК, спущену у викривлені ділянки стовбура свердловини, перевіряються на прохідність в цих ділянках.

Мінімальні діаметри УБТ наддолотного комплексу, що забезпечують успішний спуск обсадних колон у свердловину, наведено на рис. 5.

Жорсткість УБТ, що забезпечує успішний спуск ОК повинна бути> 1.

Малюнок 5

3.3. Вибір профілю свердловини

При необхідності проведення похилій свердловини з заданим геологічною службою підприємства відходом від вертикалі А технологічна служба вибирає профіль (рис. 6), грунтуючись на її розрахункової конструкції, технічних можливостей підприємства, кваліфікації та досвіду виконавців, досягнутому технологічному рівні буріння в даному регіоні. При виборі профілю необхідно враховувати природне викривлення свердловин в азімутной площині, що є на даному родовищі. У разі подальшої експлуатації свердловин штанговими насосами градієнт кривизни ствола в інтервалі під насосом не повинен перевищувати 0,5 градуса на 10 м, щоб уникнути протирання труб і поломки штанг.

Після вибору профілю встановлюють глибину і її характерні точки з інструменту, розраховують траєкторію стовбура, компонування для буріння вертикальних, похилих і кривих ділянок. Траєкторію стовбура визначають практично методом підбору, здався градієнтами набору і спаду кривизни, а також максимальним кутом нахилу.

1 2 3 4 5 6

                

А

                

Малюнок 6. Типи профілів похилих свердловин з відходом від вертикалі А:

1 -- двухінтервальний; 2, 5 - трехінтервальний; 3, 6 - четирехінтервальний;

4 - Пятіінтервальний.

3.4. Вибір типу шарошечні долота

Раціональне поєднання типу шарошечні долота і разбуріваемой породи показано нижче.

Діаметр насадок Dн шарошечні доліт вибирають за номограми (мал. 7).

Малюнок 7: Номограма визначення діаметру насадок для отримання гідромоніторного ефекту

4. Породоруйнуючих інструмент. Долота

породоруйнуючих інструмент призначений для передачі енергії гірській породі з метою її руйнування. Ефективність руйнування породи залежить від її механічних властивостей і характеру впливу породораз-рушайте інструменту. Наведемо тут класифікація породоразру-шує інструменту по переважаючим механізмом руйнування гірської породи:

-- ріжучого і режуще-сколюють дії,

-- сколюють і дробяще-сколюватися,

-- дробить;

-- стираючим дії.

За призначенням:

-- інструмент для суцільного буріння (буріння без відбору керна). Руйнує гірську породу по всьому забою і призначений для проходки стовбура свердловини. Інструмент, що належить до цієї групи, зазвичай називають долотом;

-- інструмент для буріння з відбором керна (колонкові буріння). Гірська порода руйнується по кільцевому забою. У осьової частини вибою формується керн - цілина породи у вигляді колонки, що витягають на поверхню. Залежно від конструктивних особливостей розрізняють коронки та бурильні головки;

-- інструмент (долота) спеціального призначення. Застосовують для розбурювання цементних склянок на обсадних колонах, викривлення свердловин, руйнування що потрапили на забій сторонніх металевих предметів, розширення стовбура свердловини і виконання різних допоміжних робіт.

За конструкції:

-- опорний (шарошечні). Має опору, на якій закріплена шарошка, незалежно обертається під час обертання долота із забою. Опора може бути герметизований (сучасні конструкції доліт) і негерметізі-рова. Шарошка має породоруйнуючих елементи - зуби (литі, ковані або фрезеровані) або тверді зубки (штирі). Шарошок може бути кілька, як правило, три.

-- безопорний. Має лопаті або матрицю, що складають з корпусом одне ціле (лопатевою, істірающе-ріжучий, алмазний інструмент). На лопатях або матриці закріплені породоруйнуючих елементи.

За конструкції системи промивки:

-- з центральною промиванням;

-- з периферійної промиванням, у тому числі гідромоніторной.

Долота

Долота лопатеві

лопатеві долото як робочий елементу має лопаті, які виготовляють або з корпусом, або приварюють до корпусу. Лопатеві долота відносяться до інструменту різального або режуще-сколюють дії. Вони призначені для буріння в породах м'яких і почасти середньої твердості. Проводять дво-і трилопатеві долота:

двухлопастні діаметрами від 76,0 до 165,1 мм і трилопатеві - від 120,6 до 469,9 мм. Найпростішим за конструкцією є дволопатеве долото. Воно складається з корпусу і двох лопатей, в головці корпусу є Приєднувальне різьба, а в нижній частини ближче до лопаті розташовані канали для подачі промивної рідини до забою. У гідромоніторних доліт в каналах встановлюють насадки для формування високоско-ростной струменя промивної рідини. На ефективність роботи долота найбільш істотний вплив роблять профіль лопаті долота і правильний підбір його конструкції за властивостями прохідних гірських порід.

Долота істірающе-ріжучі (ДИР)

Істірающе-ріжучі долота відносяться до лопатевим, але відрізняються наявністю різновисоких лопатей, армованих дрібними твердосплавними різцями. Таке долото формує ступінчастий забій і в залежності від властивостей прохідних порід може працювати як ріжуче долото - по всій довжині лопаті знімати шар з забою, або як стираючим - кожен дрібний різець відособлено взаємодіє з забоєм і сколюють дуже дрібні частинки гірської породи.

Долота шарошечні

шарошечні долотом називається породоруйнуючих інструмент, у якого основним робочим органом є шарошка. Найбільш розпо-країни трехшарошечние долота; одно - і двухшарошечние долота виготовляють в обмеженій кількості. Кожна шарошка забезпечена безліччю породоруйнуючих елементів, які розташовуються вінцями. Обертання корпусу перетворюється в обертальний рух шарошок навколо їхньої осі. У результаті відбувається ураження забою породоруйнуючих елементами, періодично вступають з ним у контакт. Вінці сусідніх?? шарошок розташовані таким чином, що руйнують породу по всій поверхні вибою. Застосовують два способу оснащення шарошок породоруйнуючих елементами:

· фрезерування зубів з тіла шарошки з наступною наплавленням твердого сплаву;

· установка твердосплавних зубків (штирів) в гнізда методом холодного пресування.

Виготовляють шарошечні долота 39 номінальних діаметрів - від 46 до 508 мм.

Долота алмазні

Алмазне долото - це різновид породоруйнуючих інструменту, у якого в як породоруйнуючих елементів використовуються алмазні зерна. Алмазні долота оснащуються в основному досить великими алмазами - від 2 до 15 зерен/кар. Розмір зерен підбирають залежно від твердості порід і місця розміщення алмазів на робочій поверхні долота. З підвищенням твердості порід розмір зерен зменшують. Конструктивно складається з корпусу з приєднувальних різьбленням і твердої матриці з алмазними зернами. Матрицю виготовляють з сплаву кобальту, нікелю, вольфраму, карбіду вольфраму, алюмінію, міді. Склад сплаву підбирають таким чином, щоб дотримувалися визна-ленна твердість матеріалу, яка забезпечувала б поступовий знос матриці при роботі долота і оголення алмазних зерен для роботи.

Тип алмазного долота визначається формою торцевої частини (спіральна, радіальна, ступінчаста з торовіднимі виступами) і конструкцією промивних каналів. Форма робочої поверхні алмазного долота залежить від умов буріння.

До алмазним долота можуть бути віднесені долота типу ІСМ, створені на базі надтвердого матеріалу "славутич". Представляють собою твердо-сплавним матрицю, насичену дуже дрібними синтетичними алмазами.

Алмазні долота типу АТП оснащені алмазно-твердосплавної пластиною.

породоруйнуючих інструмент для відбору керна

колонкові буріння має на меті одержання зі свердловини зразків гірських порід (керн). Керн формується на вибої свердловини в процесі її поглиблення з допомогою породоруйнуючих інструменту, який руйнує гірську породу лише по кільцевому забою і залишає в центрі незайманий цілик породи (колонку). При цьому має забезпечуватися не тільки ефективне руйнування породи на вибої, але і збереження керна при його формуванні та вступі до кернопріемную трубу. Відбір керна можливий при всіх способах буріння. Застосовують коронки та бурильні головки. Бурова коронка являє собою кільце з приєднувальних різьбленням, у якого різці розташовуються на нижньому торці і бічних повер-хностях. У глибокому бурінні вони практично не використовуються.

При бурінні свердловин на нафту і газ використовують колонкові набори, що складаються з бурильної головки, корпуси і кернопріемной труби. Бурильна головка, руйнуючи породу по периферії вибою, залишає в забою колонку породи (керн), що поступає в міру поглиблення свердловини в кернопріемную трубу. Корпус колонкового набору служить для з'єднання бурильної головки з бурильної колоною, розміщення кернопріемной труби та захисту її від механічних пошкоджень, а також для пропуску ПЖ між ним і кернопріемной трубою. Кернопріемная труба призначена для прийому керна, збереження його під час буріння і при підйомі на поверхню. Для виконання цих функцій в нижній частині кернопріемной труби розміщені кернорвателі і кернодержателі, а вгорі - кульовий клапан для пропуску витісняється з кернопріемной труби рідини в міру заповнення її кернів. Кернопріемная труба в корпусі колонкового набору може бути що обертається і невращающейся, зі знімною і нес'ем-ною.

Список літератури

Для підготовки даної роботи були використані матеріали з сайту http://revolution.allbest.ru/