Проектирование эксплуатационной скважины на Туймазинском месторождении

Геологическая характеристика месторождения. Выбор конструкции, технологии бурения эксплуатационной скважины на Туймазинском месторождении. Расчет цементирования эксплуатационной колонны, расхода промывочной жидкости и программы промывки, потери давления.

Рубрика Геология, гидрология и геодезия
Вид курсовая работа
Язык русский
Дата добавления 14.09.2012
Размер файла 2,4 M

Отправить свою хорошую работу в базу знаний просто. Используйте форму, расположенную ниже

Студенты, аспиранты, молодые ученые, использующие базу знаний в своей учебе и работе, будут вам очень благодарны.

Размещено на http://www.allbest.ru

2

Размещено на http://www.allbest.ru

Проектирование эксплуатационной скважины на Туймазинском месторождении

СОДЕРЖАНИЕ

эксплуатационная скважина месторождение

  • ВВЕДЕНИЕ
  • 1. ГЕОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ
    • 1.1 Сведения о районе работ
    • 1.2 Литолого-стратиграфический разрез
  • 2. ТЕХНИКО-ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ
    • 2.1 Выбор профиля скважины
    • 2.2 Расчет времени контакта зубьев
    • 2.3 Расчет цементирования обсадной колонны
    • 2.4 Выбор компоновки утяжеленных бурильных труб
    • 2.5 Расчет колонны бурильных труб при роторном бурении
    • 2.6 Гидравлическая программа промывки скважины
    • 2.7 Производство спускоподъемных операций
  • 3. СПЕЦИАЛЬНАЯ ГЛАВА: МЕТОДЫ ПОВЫШЕНИЯ НЕФТЕОТДАЧИ
    • 3.1 Гидравлический разрыв пласта
  • 4. ТЕХНИЧЕСКАЯ И ЭКОЛОГИЧЕСКАЯ БЕЗОПАСНОСТЬ
  • ПРОВЕДЕНИЯ РАБОТ
    • 4.1 Меры безопасности при бурении скважины
    • 4.2 Мероприятия по охране окружающей среды и недр
  • ЗАКЛЮЧЕНИЕ
  • БИБЛИОГРАФИЧЕСКИЙ СПИСОК

ВВЕДЕНИЕ

В данном курсовом проекте разрабатывается технология бурения эксплуатационной скважины на Туймазинском месторождении, которое расположено в республике Башкортостан.

Проектируется бурение вертикальной скважины глубиной 1800 м, которая бурится для добычи нефти.

В данном проекте приводится краткая геологическая характеристика месторождения, технико-технологическая часть, производится выбор конструкции скважины, выбираются долота для различных интервалов бурения, рассчитывается цементирование эксплуатационной колонны, определяется расход промывочной жидкости, рассчитываются потери давления и гидравлическая программа промывки скважины. Приводятся мероприятия по обеспечению безопасных условий работы на буровых и охране недр в процессе бурения.

1. ГЕОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

1.1 Сведения о районе работ

Туймазинская площадь находится в западной части Республики Башкортостан. Она расположена в пределах Туймазинского района Республики Башкортостан в 180 км от г. Уфы, и часть Бавлинского района Республики Татарстан.

Месторождение открыто в 1937 г. С вводом его в промышленную разработку, в 1944 г., Туймазинский район из сельскохозяйственного превратился в один из крупнейших промышленных районов Башкирии.

Литологический состав подпочвенных слоев в пределах рассматриваемой территории меняется в зависимости от рельефа местности. На водораздельных платообразных возвышениях в основном песчано-глинистые образования, к низу переходящие в слабосцементированные песчаные породы и мергели казанского и татарского ярусов верхней перми. На обширных пониженных речных долинах наряду с аллювием встречаются красноцветные породы уфимского яруса и глинисто-галогенные образования кунгурского яруса.

Основными полезными ископаемыми являются нефть и строительные материалы, такие как глина, песок, известняк и гравий. Встречаются залежи гипса. Некоторые глины пригодны для приготовления глинистого раствора, необходимого для бурения скважин. [1].

Стратиграфия и тектоника
Общая мощность осадочных пород, вскрытых на Туймазинском месторождении выше кристаллического фундамента, достигает 1900 метров. По возрасту, они относятся к додевонским, девонским, каменноугольным и пермским отложениям. Разрез сложен преимущественно карбонатными отложениями, известняками и доломитами. Подчинённую роль играют терригенные отложения и совсем незначительную - гидрохимические осадки, залегающие в верхней части разреза. Промышленные нефтеносные горизонты приурочены к каменноугольным и девонским отложениям. Залежи нефти в каменноугольных отложениях приурочены к терригенным осадкам угленосной свиты. Нефть залегает в линзах мощностью от 6 до 12 м. Протяженность песчаных линз достигает 7 км при ширине 2-3 км. Основные запасы нефти на Туймазинском месторождении заключены в девонских песчаниках Д1 и Д2, которые приурочены к терригенным отложениям нижнефранского подъяруса верхнего девона Д1 и живетского яруса среднего девона Д2. Опорными горизонтами, которые отмечаются на каротажных диаграммах высоким сопротивлением являются: 1) верхний известняк, 2) средний известняк, 3) нижний известняк.
Средняя глубина залегания верхнего известняка 1650 метров. В разрезе выделяется 5 песчаных пластов, из которых нефтеносными являются Д1, Д2 , Д3 и Д5. Пласт Д1 и Д2 хотя разобщены глинистым пропластком, но в силу того, что глинистый раздел местами размыт, оба пласта гидродинамически связанны между собой.
Структура Туймазинского месторождения по подошве репера «верхний известняк» представляет обширную (36 км 20 км) брахиантикальную структуру с четко выраженной ассиметрией (с крутым юго-восточным крылом (3 - 4?) и пологим юго-западным (до 30)) и двумя сводами: на юго-западе Александровским и в центре собственно Туймазинским.
Вершины сводов расположены вблизи крутого юго-восточного крыла, вдоль которого по девонским горизонтам прослеживается неглубокий прогиб. Осевая линия структуры изогнута и выпуклостью обращена в юго-восточном направлении. Далее к югу и юго-востоку от осевой линии отмечается обширная структурная терраса шириной 4-6 км. Еще далее к юго-востоку пологое залегание слоев сменяется новым их понижением под углом 1-4?. Амплитуда погружения юго-восточного крыла Туймазинской структуры достигает 100 м.
Северо-западный склон структуры характеризуется значительно меньшим числом локальных куполов и мульд, несколько сложнее построен лишь Апсалямовский участок и северная часть Александровской площади. Амплитуда Туймазинского и Александровского сводов соответственно равна 63 и 37м. [9].
Характеристика продуктивных пластов

Признаки нефти выявлены в размере от девонских до пермских отложений включительно. Самым нижним нефтеносным горизонтом является песчаный пласт Д4, в котором обнаружена небольшая залежь нефти на Александровской площади. Следующим нефтеносным горизонтом выше по разрезу является песчаный пласт Д3, в котором небольшие залежи обнаружены в наиболее повышенных участках структуры на Туймазинской площади. Одним из основных нефтеносных горизонтов являются песчаники пласта ДП, которые на Туймазинской площади содержат крупные (129 км) залежь нефти. Основной объект разработки Туймазинского месторождения приурочен к песчаникам пласта Д1 пашийского горизонта, нефтенасыщенным на Туймазинской площади (рис.1).

Рис. 1. Геологический профиль Туймазинского месторождения.

Туймазинское нефтяное месторождение является многопластовым. В настоящее время эксплуатируются пласты Д1, Д2, Д3, Д4 бобриковского горизонта.

Пористость песчаников пластов Д1 и Д2 распределяется в довольно узком пределе: от 20% до 23% для Д1, от 20% до 22 % для Д2. Среднее значение пористости песчаников Д1 и Д2 практически одинаково и равно 21,5%. Лабораторные определения проницаемости девонских песчаников по кернам показывают большую проницаемость песчаников Д1 по сравнению с Д2.

Средневзвешенное значение проницаемости по пласту Д1 составляет 0,45 дарси (450 миллидарси). Для пласта Д2 наибольшая частота проницаемости приурочена к более узкому пределу проницаемости от 0,2 до 0,4. Средневзвешенное значение проницаемости для песчаников пласта Д2 составляет 0,361 дарси.

Наиболее характерными радиусами поровых каналов для девонских песчаников являются радиусы от 7 до 12 мкм. Объем этих пор колеблется в пределах 60-75% от объема всех пор. Для малопроницаемых образцов характерны поры радиусом от 6 до 8 мкм и объём этих пор не превышает 30% порового пространства.

Пьезопроводность песчаников Д1 и Д2 варьирует в пределах соответственно для Д1 от 12200 см2/сек в нефтяной части пласта до 30200 см2/сек в водяной, а для Д2 от 8000 см2/сек для нефтяной до 21500 см2/сек в водяной части пласта.

Нефтенасыщенность девонских песчаников колеблется сравнительно в узких пределах - от 82 до 96%. Для пределов проницаемости от 375 до 700 миллидарси, характерных для девонских песчаников, содержание остаточной воды составляет 8% от объема пор. Эта величина погребённой воды при всех расчётах принимается как средняя и характерная для девонских песчаников. [3].

Физико-химические свойства нефти и пластовых вод

Водоносные горизонты в девонских отложениях приурочены к живетскому, франкскому и фаменскому ярусам. Воды всех девонских пластов Д5, Д4, Д3, Д2, Д1 характеризуются одним и тем же составом. Воды хлоркальциевые, сильно минерализованные, практически безсульфатные. Характерной особенностью девонских вод является значительное содержание в них закисного железа и повышенное содержание брома. Общая минерализация пластовых вод девона достигает 275 г/л. Плотность колеблется в пределах 1187-1190 кг/м3.

Пласты Д1 и Д2 представляют собой единую гидравлическую систему, на что указывают одинаковые отметки поверхности водонефтяного контакта и одинаковая величина начального пластового давления.

Сравнивая изменения состава вод по площади, можно отметить общие черты, свойственные обоим пластам. Воды каждого пласта по площади неоднородны. Пластовые воды на юго-восточном крыле по сравнению с северо-западным имеют более высокую метаморфизацию, что указывает на застойный их характер.

Общая характеристика нефтей пластов Д1 иД2, по данным УфНИИ, представлена в таблицах 1 и 2. [3].

Таблица 1.Физическая характеристика девонской нефти Туймазинского месторождения.

Показатели

Пласт Д1 Туймазинской площади

Пласт Д2

Сводовая

По контуру

№ скважины

158

288

951

611

100

Число проб

7

2

2

2

2

Пластовая температура,оС

30

30

30

30

30

Давление насыщения,кг/см3

94,2

93,5

86,0

82,4

96,5

Газовый фактор, м3

69,7

68,5

59,1

51

66,5

Газовый фактор на 1 атм, м3

0,74

0,63

0,69

0,62

0,59

Коэффициент сжимаемости k10-5 см2/кг

от 175 до 125, кг/см2

9,4

9,5

9,5

9,4

9,2

от 125 до Рнас, кг/см2

9,6

9,7

9,6

9,5

9,7

Плотность, г/см3

при 175 атм

0,798

0,805

0,805

0,806

0,805

при Рнасос

0,792

0,798

0,798

0,799

0,799

при Ратм и t = 20оС

0,851

0,852

0,850

0,850

0,855

Удельный вес газа (удельный вес воздуха = 1)

1,088

1,098

1,068

1,053

1,089

Вязкость, сантипуазы

при 175 атм

2,31

2,61

2,7

2,89

2,6

при Рнасос

2,09

2,35

2,4

2,58

2,38

при Ратм и t = 20оС

8,0

-

8,93

8,58

9,70

Усадка от Рнас, %

15,4

14,7

13,0

13,0

14,5

Объёмный коэффициент

1,182

1,172

1,142

1,131

1,168

Коэффициент для перевода 1т товарной нефти в м3 в пластовых условиях.

1,390

1,378

1,345

1,330

1,370

Таблица 2. Общая химическая характеристика нефти Туймазинского месторождения.

Показатели

Д2

Д1

Скв №1000

Скв №215

Скв №7

Удельный вес при 20оС

0,8545

0,8541

0,8478

Соли, мг/л

157,0

67,0

90

Кислотность, мг/КОН

Не опред.

0,10

0,088

Содержание общей серы, %

1,54

1,55

1,59

Молекулярный вес, %

213

212

217

Элементарный состав углерода, %

85,05

84,91

85,03

Элементарный состав водорода, %

12,4

12,86

12,80

Отношение углерода к водороду, %

6,62

6,60

6,72

Отношение углерода к азоту, %

0,57

0,68

0,58

Содержание золы, %

0,013

0,015

0,023

Содержание акцизных смол, %

37,0

39,0

-

Содержание кокса, %

5,30

4,60

4,36

Содержание асфальтенов, %

3,02

2,02

3,05

Содержание силикагелевых смол, %

11,24

8,10

7,89

Содержание парафина, %

6,59

5,59

6,63

Температура плавления парафина, оС

52,0

50,0

56,0

Температура застывания парафина без термообработки

- 38

- 12

- 22

Вязкость кинематическая при 10 оС, стокс

19,95

28,23

17,19

Вязкость кинематическая при 20 оС, стокс

12,04

15,56

11,29

Начало кипения, Ос

46,0

74

55,0

Состояние выработки пласта

Разработка пласта Д1 осуществляется с июля 1945 г. вначале на упруговодонапорном режиме, а с 1949г. с поддержанием пластового давления закачкой воды. Начальное пластовое давление равнялось 16,92 МПа. К 1949г., то есть к моменту, когда началась закачка воды в законтурную часть пласта давление в залежи снизилось до 11,57 МПа. На 1.01.96 средневзвешенное пластовое давление составляет 15,24 МПа.

С начала разработки до 1969 года наблюдалось приблизительно равное стягивание контуров нефтеносности, но с 1969 года обнаружилось нарушения параллельного стягивания, что свидетельствует о неравномерной выработке запасов нефти по площади. Наиболее выработанным считаются северный и южный участки пласта. Оставшиеся участки с наибольшими значениями нефтенасыщенной мощности в текущей водонефтяной зоне сосредоточенны в основном в западной части залежи. Оставшиеся выработки на западном участке можно объяснить несколькими причинами. Во-первых, изначально, большая часть залежей была представлена здесь водонефтяной зоной с большим нефтенасыщенными мощностями и разбурена по мелкой сетке. Во вторых, почти все скважины в этой зоне изначально были малодебитными, что сдерживало отработку запасов. В третьих, в течении разработки градиенты давления на западе залежи были в два - три раза меньше чем в других её частях. Нагнетательные скважины с севера и юга были ближе к зоне отбора в 1,5 - 2 раза, чем с западной стороны. Кроме того, на севере и на юге был осуществлён перенос фронта нагнетания. В северо-восточной части выделялась полоса оставшейся водонефтяной зоны с нефтенасыщенными мощностями 1-3 метра.

Для ускорения выработки этого участка была введена под закачку скважина № 459. На юго-востоке в районе скважин № 375, № 402, отмечаются отдельные участки с небольшими оставшимися запасами нефти. На юге залежи имеется зона с неполной выработаностью коллекторов пласта Д1. Вся остальная зона за текущим внешним контуром, выработана с достаточной плотностью. Об этом свидетельствуют опробование и исследования многих скважин. Коэффициент нефтеотдачи составляет в разных частях месторождения от 0,25 до 0,7.

Фонд скважин

Всего в действующем фонде скважин по НГДУ «Туймазанефть» 1613 скважин, в том числе по Туймазинскому месторождению - 1136 скважин. В фонде действующих добывающих скважин - 1402 скважины по НГДУ и 957 скважин по Туймазинскому месторождению.

Действующий фонд нагнетательных скважин по НГДУ-300 штук, по Туймазинскому месторождению - 212, эксплуатационный - 306 скважин по НГДУ и 231 скважина по Туймазинскому месторождению.

Фонд ликвидированных скважин по НГДУ - 626, по Туймазинскому месторождению - 359; скважин контрольных - 7, пьезометрических - 5

1.2 Литолого-стратиграфический разрез

Геологический разрез представлен осадочными породами девонской, каменноугольной, пермской, триасовой, неогеновой и четвертичной систем.

Описание сводного усредненного геологического разреза скважин приводится в стратиграфической последовательности снизу вверх согласно стратиграфической схеме.

Палеозойская группа (PZ)

Образования, относимые к этой группе, объединяют отложения девонской, каменноугольной и пермской систем.

Девонская система (D)

Отложения девонской системы представлены терригенными и карбонатными породами.

Каменноугольная система (С)

Отложения каменноугольной системы со следами размыва и угловыми несогласиями залегают на породах девонской системы и выделяются в объеме нижнего, среднего и верхнего отделов.

Нижний отдел (C1)

Отдел представлен тульским и серпуховским ярусами. Состоящими в основном из песчано-глинистыми отложениями.

Средний отдел (С2)

Отложения среднего отдела каменноугольной системы с размывом залегают на образованиях нижнего отдела и подразделяются на башкирский и верейский ярусы. Образован отдел в основном известняками.

Верхний отдел (С3)

Разрез верхнего отдела каменноугольной системы сложен в основной своей части известняками темно-серыми, органогенными обломочными, мелко- и среднекристаллическими, в различной степени глинистыми, переслаивающимися с доломитами светло-коричневыми, мелкокристаллическими, плотными, крепкими.

Толщина 486 метров.

Пермская система (Р)

Со следами размыва и угловым несогласием породы пермской системы залегают на карбонатах каменноугольной системы и выделяются в объеме нижнего и верхнего отделов.

Верхний отдел (Р2)

Отложения верхнего отдела пермской системы залегают на размытой поверхности хемогенных образований кунгурского яруса и выделены в объеме уфимского яруса. Слагается по преимуществу красноцветными терригенными породами.

Мезозойская группа (Mz)

В строении отложений мезозойской группы входят породы триасовой системы.

Триасовая система (Т)

Отложения ее с размывом залегают на нижележащих образованиях пермской системы и представлены переслаивающимися песчаниками бурыми, желтовато-серыми, кварцево-полевошпатовыми, тонко-, мелко-, и среднезернистыми, в различной степени глинистыми, алевролитами красновато-коричневыми, аналогичного состава, глинистыми и аргиллитами темно-коричневыми, коричневато-красными, красновато-коричневыми, мясо-красными, тонкоотмученными, прослоями алевритистыми, скрытослоистыми, слоистыми, плитчатыми.

Толщина 166 метров.

Кайнозойская группа (Kz)

Породы ее залегают на размытой поверхности триасовых отложений и представлены образованиями неогеновой и четвертичной систем.

Неогеновая система (N)

Толщи, относимые к неогеновой системе, сложены глинами темно-серыми, зеленовато-серыми, бурыми, монтмориллонитовыми, чешуйчатыми, оскольчатыми с прослоями песков серых, желтовато-серых, кварцевых, мелко- и среднезернистых, в различной степени глинистых.

Толщина 140 метров.

Четвертичная система (Q)

Представлена суглинками коричневато-бурыми, песчанистыми, с тонкими прослоями песков желтых, кварцевых.

Толщина 10 метров.

Ниже в табл. 3 представлен усредненный разрез Туймазинской площади и на рисунке 2 показана структурная карта Туймазинского месторождения. [6].

Таблица 3. Усредненный проектный разрез разведочных скважин Туймазинской площади

Возраст отложений

Интервал залегания

Толщина

Четвертичные

0-10

10

Неогеновые

10-25

15

Уфимский

25-140

115

Кунгурский

140-285

145

Артинский

285-308

23

Сакмарский + Ас

308-422

114

Верхний карбон

422-587

165

Мячковский

587-714

127

Подольский

714-755

41

Каширский

755-830

75

Верейский

830-870

40

Башкирский

870-892

22

Серпуховский

892-1060

168

Венев+Мих+Алек

1060-1200

140

Тульский

1200-1245

45

Бобриковский

1245-1280

35

Кизел+Черепет

1280-1340

60

Рис. 2. Структурная карта Туймазинского месторождения.

2. ТЕХНИКО-ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

2.1 Выбор профиля скважины

На данном месторождении на основе анализа фактических данных и других факторов эффективнее бурить вертикальные скважины. Так как на данном месторождение мощность продуктивного пласта очень мала, а также учитывая другие геологические параметры, целесообразным профилем скважины будет вертикальный.

Обоснование и расчет конструкции скважины

Конструкция скважины в интервале продуктивного пласта должна обеспечивать наилучшие условия поступления нефти и газа в скважину и наиболее эффективное использование пластовой энергии нефтегазовой залежи. Выбором правильной конструкции скважины в интервале продуктивного пласта решаются следующие задачи:

1) обеспечение наилучших условий дренирования продуктивного пласта;

2) задание величины заглубления скважины в продуктивный пласт, обеспечивающего безводную длительную добычу;

3) изоляция продуктивного пласта от близлежащих водоносных горизонтов;

4) защита продуктивного пласта от вредного влияния тампонажного раствора при цементировании или всемерное снижение этого влияния на проницаемость породы-коллектора.

Исходных данные для определения конструкции скважины приводятся в таблице 4.

Таблица 4. Геологический разрез с предположительными давлениями пласта и гидроразрыва

Конструкция скважины выбирается на основе графика совмещенных давлений.

  • Коэффициент аномальности пластового давления
  • (1)
  • где Рпл - пластовое давление, h - глубина от устья до рассматриваемого сечения.
  • Индекс давления поглощения
  • (2)
  • где Рп - давление поглощение,
  • (3)
  • (4)
  • где kр = 1,1 - коэффициент резерва
  • Результаты вычислений приведены в табл. 5.
  • Таблица 5.Результаты вычислений
  • h

    ka

    kп

    ?0

    1

    730

    0,97

    1,26

    1,07

    2

    1600

    1,03

    1,33

    1,13

    3

    1800

    0,99

    1,28

    1,09

    Выбирается относительная плотность промывочной жидкости:

    для всего интервала бурения выбираем с0 = 1,09

    На основании полученных данных строим график совмещенных давлений (рис. 3).

    Рис. 3. График совмещенных давлений

    Для данной скважины выбирается три обсадные колонны: направление глубиной 100 м, кондуктор - 730 м, эксплуатационная глубиной 1800 м. Каждая обсадная колонна цементируется до устья.

    Диаметры обсадных колонн и долот

    Диаметр эксплуатационной колонны

    Расчет:

    1. Наружный диаметр соединительной муфты для эксплуатационной колонны:

    Расчетный диаметр долота для бурения под эксплуатационную колонну:

    где

    Выбор ближайшего нормализованного диаметра долота:

    2. Определяем внутренний расчетный диаметр кондуктора:

    Диаметр кондуктора:

    с максимально допустимой толщиной стенки

    Наружный диаметр соединительной муфты для кондуктора:

    Расчетный диаметр долота для бурения под кондуктор:

    где зазор

    Диаметр долота:

    3. Внутренний диаметр направления:

    Диаметр направления:

    с максимально допустимой толщиной стенки

    Диаметр муфты:

    Расчетный диаметр долота для бурения под направление:

    Диаметр долота:

    Расчет обсадных колонн на прочность

    Обсадные колонны рассчитываются с учетом требований «Правил безопасности в нефтяной и газовой промышленности». Расчет колонны выполняется исходя из условия, что при любом самом неблагоприятном сочетании действующих нагрузок напряжение в опасном сечении трубы не превысит предела текучести ее материала и не вызовет необратимой деформации, которая в конечном счете может привести к разрушению обсадной колонны. Расчет избыточных давлений и веса колонны. Так при проектировании обсадной колонны учитывают нагрузки двух видов:

    · наружное избыточное давление смятия;

    · внутреннее избыточное давление в колонне;

    С учетом регламентированных коэффициентов запаса прочности и справочных данных о показателях прочности обсадных труб при расчете обсадной колонны по расчетным нагрузкам подбираются трубы, соответствующей группы прочности стали и толщины стенки для комплектования секций обсадной колонны.

    Исходные данные:

    Расчетная схема, применяемая для расчета обсадных колонн спущенных в нефтяную эксплуатационную скважину, представлена на рисунке 4.

    А - конец эксплуатации, Б - начало эксплуатации

    Рис. 4. Расчетная схема для эксплуатационной скважины.

    1) Коэффициент запаса на избыточное наружное давление:

    nкр = 1.15

    2) Коэффициент запаса на избыточное внутреннее давление:

    nв = 1.15

    3) Коэффициент запаса на страгивание:

    nстр = 1.15

    Определение избыточного наружного давления в характерных точках:

    1. z = 0;

    Pниz = 0,01срz (8)

    где ср - плотность промывочной жидкости, z - глубина

    1.

    2.

    3. (9)

    где сцр - плотность цементного раствора, св - плотность скважинной жидкости, k - коэффициент разгрузки, характеризующий уменьшение напряжений в обсадной колонне при затвердевании цемента; k = 0,25;

    Определение избыточного внутреннего давления в характерных точках:

    1.

    т.к. то для расчетов выбираем

    2.

    (10)

    где Роп - давление опрессовки;

    Эпюра давлений:

    Рис. 5. Эпюра давления.

    III) Проектирование обсадной колонны

    Нижнюю часть обсадной колонны проверяем на наружные избыточные давления и выбираем трубы для первой секции:

    Ркр = nРниz = 1,1512 = 13,8 МПа

    По таблице выбираем трубы группы прочности Д толщина стенки 6,5 мм

    д = 6,5 мм, группа прочности Д, Ркр = 19,4 МПа

    Рстр6,5Д=0,637МН q7.3=кН

    По формуле (11) определяется допустимая глубина спуска данной обсадной колонны с учетом предельно допустимой нагрузки на страгивание резьбовых соединений:

    (11)

    Длина труб секции: l1 = 1800 м,

    Вес труб секции: Q1 = 0,22610-31800= 0,4068 МН

    Растягивающая нагрузка, при которой напряжение в теле труб достигает предела текучести:

    ,

    Из расчётов следует, что трубы данной группы прочности и сданной толщиной стенки можно использовать для всей скважины.

    Полученные данные заносим в табл. 6.

    Таблица 6. Сводная таблица длины и веса секций бурильных труб

    № секции снизу вверх

    Толщина стенки, мм

    Интервал спуска, м

    Длина секции, м

    Вес 1 м труб, кН

    Вес секции, МН

    1

    6,5

    0 - 1800

    1800

    0,226

    0,407

    Выбор типов породоразрушающих инструментов

    В соответствии с геологическими данными (табл. 4) и данными по категориям твердости и абразивности весь геологический разрез разделяется на пачки пород, сходные приближенно по твердости и абразивности, а затем подбирается необходимые для бурения в каждой из этих пачек пород долота (I пачка 0 - 100 м, II пачка 100 - 730 м, III пачка 730 - 1800 м).

    Исходя из этих условий, используя специальную классификационную таблицу (табл.7) парных соответствий категорий твердости и абразивности пород типов шарошечных долот, выбирается долота для каждой пачки. Так, для I пачки рациональным является долото III393,7М-ЦВ, для II пачки - долото III269,9МС-ГАУ, для III пачки - долото III190,5С-ГНУ.

    Таблица 7. Геологические и физико-механические сведения по проектной скважине

    Масштаб

    Стратиграфический разрез

    Литологическое описание пород

    Интервалы возможных осложнений

    Динамическая прочность

    Коэффициент абразивности

    Объединенный показатель по буримости

    Категория по буримости

    Трещиноватость

    Устойчивость

    Тип ПРИ

    100

    P

    Уфимский ярус

    пески

    водопоглощение

    2,5

    0,4

    2,5

    II

    трещиноватые

    не у.

    M

    Кунгурский ярус

    гипс, ангидрит

    3,14

    0,4

    3

    III

    устойчивые

    300

    400

    C

    Сакм. Ярус

    известняки

    Верхний карбонатный

    доломиты

    730

    800

    Каширский горизонт

    известняки, доломиты

    10,1

    0,4

    9,8

    V

    не трещиноватые

    C

    900

    Башкирский

    Серпуховский ярус

    1100

    1200

    Окский п/яр

    известняки, песчаники, глины

    6,1

    0,6

    8,9

    V

    C

    1300

    Тульский горизонт

    1400

    Турнейский ярус

    песчаники

    5,6

    0,8

    10,3

    VI

    трещ.

    C

    1500

    D

    Верхнефамский п/яр

    доломиты, известняки

    10,1

    0,4

    9,8

    VI

    не трещ.

    C

    1600

    Нижнефамский п/яр

    1700

    Верхнефранский п/яр

    песчаники, алевролиты

    9

    0,7

    12,1

    VI

    трещ.

    C

    1800

    Старооскольский

    Выбор способа бурения скважины

    Основные требования к выбору способа бурения - необходимость обеспечения успешной проводки ствола скважины при возможных осложнениях с высокими технико-экономическими показателями. В данном курсовом проекте выбирается роторный способ бурения, так как он соответствует всем заданным условиям бурения. Диаметр проходного отверстия ротора должен быть достаточным для спуска долот и обсадных труб, используемых при бурении скважин:

    Dп.о= Dд.н+ д (12)

    где Dд.н - диаметр долота при бурении под направление в мм, д - диаметральный зазор в мм.

    Следовательно Dп.о = 393,7 + 50 = 443,7 мм. Выбираю ротор Р-460.

    2.2 Расчет времени контакта зубьев

    Продолжительность контакта зубьев долота с забоем определяется по формуле:

    (13)

    где nд -частота вращения долота, zmax - количество зубьев периферийного венца, dш - диаметр шарошки.

    Для развития объемного разрушения минимального необходимо время контакта для пород средней плотности равно фmin = 0,005 - 0,006 c.

    Т.к. фk < фmin, частота вращения для создания объемного разрушения уменьшается до 200 об/мин. Тогда фk = 0,008 с.

    Начальная площадь контакта:

    (14)

    где зz - коэффициент перекрытия, bн - ширина площадки начального притупления.

    По формуле (15) находится площадь контакта, соответствующая объемному разрушению:

    (15)

    где Р0 - осевая нагрузка, Рш - твердость по штампу

    Т.к. Fн < Fоб можно считать, что долото будет осуществлять объемное разрушение породы.

    По формуле (16) с учетом (17) определяется конечная площадь контакта долота с забоем, соответствующая максимальному износу зубьев:

    (16)

    где bk - ширина площадки притупления зуба на момент его максимального износа.

    (17)

    где , hz - высота зубьев.

    Тогда по формуле (18) доля объемного разрушения в процессе работы долота:

    (18)

    где и - относительная длительность объемного разрушения породы

    Низкое значение и показывает на недостаточную нагрузку долота. Предельно допустимая по условию прочности нагрузка для долота соответствует выражению (19):

    Pmax = qmaxDд (19)

    qmax = 10 - 12 кН/см - предельно допустимая удельная нагрузка на 1 см диаметра долота.

    Pmax = 12 19.0 = 228 кН.

    Принятая величина нагрузки должна составлять не более 0,5 - 0,7Pmax.

    Если увеличить нагрузку на долото до 160 кН, что примерно равно 0,6Pmax, то

    , что соответствует нормальному режиму бурения долотом типа С.

    Таким образом, расчет показывает, что долота типа С (при осевой нагрузке Рд = 137 кН частотой вращения 200 об/мин) основную часть рейса работают в режиме усталостного разрушения породы.

    2.3 Расчет цементирования обсадной колонны

    Упрощение расчета состоит в следующем допущении, что цементируемый интервал пород выдержит столб тампонажного раствора и не произойдет гидроразрыва пласта.

    В реальных условиях для решения этой задачи применяют облегченные тампонажные материалы.

    Схема цементажа обсадной колонны представлена на рисунке 6.

    Рис. 6. Схема цементажа обсадной колонны.

    Н - глубина скважины;

    h - высота цементной пробки (высота остановки стоп-кольца);

    1) Определение высоты столба за колонной:

    (21)

    hр = 0, т.к цементацию ведем до устья;

    2) Расчет необходимого объема цементного раствора:

    (22)

    где k1 - коэффициент заполнения каверн = 1,15, D - диаметр скважины, d1 - наружный диаметр обсадной трубы, d2 - внутренний диаметр обсадной трубы.

    3) Определение потребного количества сухого цемента:

    (23)

    где m - водоцементное отношение (m = 0,5), k2 - коэффициент учитывающий потери (k2=1,05)

    4) Определение количества воды для приготовления расчетного объема цементного раствора:

    (24)

    5) Определение потребного объема продавочнго раствора:

    (25)

    где Д - коэффициент сжимаемости бурового раствора = 1,04, Vм - вместимость манифольда (из справочника), h - высота цементного стакана;

    6) Определение высоты столба буферной жидкости:

    (20)

    где zпл - отметка продуктивного горизонта от устья, сб - плотность буферной жидкости = 1,0 г/см3, св - плотность пресной воды.

    ,

    т.к. превышает глубину скважины плотность буферной жидкости выбираем из следующего соотношения , и принимаем высоту столба буферной жидкости равной , что достаточно для качественного цементирования.

    7) Определение максимального давления перед посадкой пробки на упорное кольцо:

    Pmax = P1 + P2 (26)

    где P1 - давление создаваемое за счет разности плотностей жидкости в затрубном пространстве и в трубах, P2 - давление необходимое для преодоления гидравлического сопротивления,

    (27)

    Р1 = 0,01[ 200 1,3 +1800 1,86 - 20 1,86 - (1800 - 20) 1,09] = 16,3 МПа

    По формуле Шищенко-Бакланова:

    Т.к. Н > 1500, то Р2 = 0,001 Н + 0,8;

    Р2 = 0,001 1800 + 0,8 = 2,6 МПа,

    Pmax = 16,3 + 2,6 = 18,9 МПа;

    8) Определение числа необходимого цементировочных агрегатов из условий обеспечения определенной скорости течения цементного раствора в кольцевом пространстве:

    ц = 2 м/с,

    Определение потребной подачи цементировочных агрегатов для обеспечения выбранной скорости:

    (27)

    где Fз - площадь затрубного пространства

    (28)

    где Vст - объем цементного раствора образующего стоп-кольцо,

    Q = 0,0134 2 = 0,0268 м3/с = 26,8 дм3/с,

    Марка агрегата: 4АН-700

    QIII = 17,3 дм3/с, PIII = 24 МПА

    Потребное число цементировочных агрегатов:

    (29)

    Необходимое количество цементировочных агрегатов принимается n = 3.

    9) Определение необходимого количества цементосмесительных машин:

    (30)

    где Vбцн - объем бункера цементосмесительной машины, н - насыщенная объемная масса цемента = 1,21 [т/м3]

    Марка цементосмесительной машины: 2СМН-20.

    Принимается m = 2

    10) Определение количества цементировочных агрегатов при закачке буферной жидкости объемом Vб:

    (31)

    Vб = 0,785 (0,19052 - 0,14612) 200 = 2,35 м3,

    Vмб = 8 м3,

    Vб < Vмб, тогда n1 = 1;

    11) Определение числа цементировочных агрегатов при закачке цементного раствора:

    n2 = 2m = 4;

    12) Определение продолжительности закачки цементного раствора:

    Предусматривается закачивание 0,98Vпр с помощью (n -1) цементировочных агрегатов на III передаче.

    Оставшиеся 0,02Vпр будут закачиваться одним агрегатом при той же подаче, что необходимо для ловли момента посадки верхней пробки на упорное кольцо.

    Т.к. Vц < Vпр, то гидравлические давления будут меньше расчетных, тогда можно взять QIV = 22,0 дм3/с.

    (32)

    мин,

    13) Выбор цементного раствора для цементирования обсадной колонны характеризующийся временем загустевания:

    (33)

    tз = tц / 0,75 = 45 мин.

    Принимается цементный раствор на основе портландцемента + 20% глиноземистого цемента со следующими характеристиками: растекаемость Р = 14 см, начало схватывания Нсхв = 1,5 ч, конец схватывания Ксхв = 3 ч, ожидание затвердевания цемента ОЗЦ = 8 ч.

    Цементирование скважин осуществляется с целью разобщения пластов при заполнении заколонного пространства скважины или участка обсадной колонны суспензией вяжущих материалов. От качества разобщения пластов в значительной степени зависит долговечность эксплуатации скважин на нефть и газ. В данном проекте применен одноступенчатый способ цементирования, то есть в заданный интервал подается тампонажный раствор за один прием.

    2.4 Выбор компоновки утяжеленных бурильных труб

    1) По диаметру долота выбираем диаметр основной секции УБТ DУБТ(1) = 159 мм и диаметр бурильных труб DБТ = 89 мм.

    Для обеспечения плавного перехода по жесткости от УБТ к бурильным трубам, компоновка УБТ выбирается ступенчатой. При этом количество ступеней должно быть таким, чтобы при переходе к БТ и переходах между ступенями УБТ должно выполнять следующие условия:

    (34)

    где DУБТ(n) - диаметр УБТ последней ступени, DБТ(1) - диаметр БТ первой секции, DУБТ(i-1), DУБТ(i), DУБТ(i+1) - диаметры УБТ предыдущей, текущей, последующей секции.

    Диаметр основной и дополнительных секций УБТ выбирается так, чтобы удовлетворяло условию (34): DУБТ(1) = 159 мм.

    DУБТ(2)р = 0,75DУБТ(1) = 119 мм, следовательно выбирается ближайшее большее значение диаметра УБТ: диаметр дополнительной секции: DУБТ(2) = 131 мм.

    Длина второй секции принимается равной lУБТ(2) = 8 м.

    DУБТ(3)р = 1,333Dбт(1) = 118,6 мм, следовательно выбираем ближайшее меньшее значение диаметра УБТ:

    DУБТ(3) = 108 мм.

    Длина третьей секции принимается равной lУБТ(3) = 8 м.

    2) Длина основной секции УБТ рассчитается по формуле (35):

    (35)

    где qУБТ(1) - вес одного метра УБТ основной секции, kд - коэффициент нагрузки на долото, Рд - осевая нагрузка на долото, G - масса забойного двигателя, Q? - вес всех элементов КНБК за исключением долота, qУБТ(i) - вес одного метра УБТ i-ой секции, lУБТ(i) - длина i-ой секции УБТ (lУБТ(i)=8 м).

    3) Вес всей компоновки УБТ производится по формуле (36):

    (36)

    Компоновка УБТ представлена на рисунке 7.

    Размещено на http://www.allbest.ru

    2

    Размещено на http://www.allbest.ru

    Рис. 7 Компоновка УБТ.

    2.5 Расчет колонны бурильных труб при роторном бурении

    При роторном бурении после выбора диаметра бурильных труб выполняется расчет на выносливость, а потом на статическую прочность.

    1) Расчет на выносливость:

    а) Переменные напряжения изгиба

    (37)

    где Е - модуль упругости материала бурильных труб, J - осевой момент изгиба, f - стрела прогиба, L0 - длина половины волны в результате потери устойчивости КБТ при вращении в нулевом сечении над УБТ, Wизг - момент сопротивления высаженного конца в основной плоскости резьбы (в справочнике по диаметру бурильной трубы).

    (38)

    где D и d- наружный и внутренний диаметр трубы соответственно.

    где Dскв - диаметр скважины, Dскв = 1,1Dд, где Dд - диаметр долота, dз - диаметр замка.

    Длина полуволны определяется для сечения непосредственно над УБТ:

    (39)

    где щ - угловая скорость вращения бурильных труб, m1 - масса 1 м бурильных труб [кг].

    (40)

    где n - частота вращения долота.

    (41)

    где Dнк и dвк - наружный и внутренний диаметры высаженного конца, м.

    б) Вычисляем коэффициент запаса прочности на выносливость:

    (42)

    где (-1)Д - предел прочности трубы в Па, в - коэффициент понижения предела прочности за счет нарезки резьбы (в = 0,6).

    , что допустимо.

    2) Расчет на статическую прочность.

    а) Нормальное растягивающее напряжение в поперечном сечении m-ной секции бурильной колонны:

    (43)

    где k - коэффициент дополнительных сопротивлений (k=1,15), m - порядковый номер секции колонны БТ, Qi - вес i-ой секции бурильных труб в Н, QУБТ - вес УБТ в Н, ДР - перепад давления на долоте в МПа (0,10,35), Fк - площадь поперечного сечения канала трубы в м2 (Fк = 0,785d2), F - площадь поперечного сечения тела трубы в м2 (F=0,785(D2-d2)).

    Вес колонны бурильных труб:

    (44)

    где qБТ7 - вес 1 м гладкой трубы в кг (qБТ7 = 14,2), lБТ - длина БТ в м.

    м2

    м2

    МПа

    б) Касательные напряжения для труб m-ой секции:

    (45)

    где Мкр - крутящий момент в Нм, Wкр - полярный момент в м3.

    (46)

    где Nвi - мощность, затрачиваемая на вращение i-го участка колонны в кВт, Nд - мощность, затрачиваемая на вращение долота в кВт, n - частота вращения снаряда.

    (47)

    где Li - длина i-ой секции в м, Di - наружный диаметр i-ой секции в м, Dд - диаметр долота в м, ср - плотность промывочной жидкости [г/см3]

    кВт

    (48)

    где С - коэффициент учитывающий крепость горных пород (для пород средней твердости =0,69) , Рд - осевая нагрузка в кН

    Нм

    (49)

    м3

    МПа

    в) Коэффициент запаса прочности при совместном действии нормального и касательного напряжений:

    (50)

    где т - предел текучести материала труб

    что удовлетворяет условию.

    Общий вес бурильной колонны с УБТ составил:

    Qбк =1696 м 0,142 кН/м + 104 кН = 345 кН = 0,345 МН.

    На основании полученных результатов выбрана буровая установка Уралмаш 3000БЭ (с максимальной грузоподъемностью 1,7 МН, оснасткой талевой системы 56, лебедкой У2-2-11, электрическим приводом переменного тока и двумя буровыми насосами БРН-1 и ротором Р-460).

    2.6 Гидравлическая программа промывки скважины

    Исходные данные:

    Бурение ведется роторным способом, установлено два насоса БРН-1.

    Напорная линия: стояк диаметром 0,141 мм, буровой шланг с внутренним диаметром 0,1 м, вертлюг с условным диаметром проходного сечения 0,103 м, ведущую трубу с диаметром проходного сечения 0,074 м. Максимально допустимое рабочее давление напорной линии 19,6 МПа.

    Плотность бурового раствора с=1090 кг/м3, реологические свойства раствора: ф0=2,2 Па, =0,014 Пас. Давление гидроразрыва на глубине 1800 м ргр=21,6 МПа.

    Расчетные формулы:

    1) Определение расхода промывочной жидкости:

    (51)

    где х - скорость восходящего потока промывочной жидкости в м/с, Dскв и d - диаметр скважины и наружный диаметр бурильных труб, соответственно, м.

    2) Режим течения промывочной жидкости:

    Определяется скоростью потока, плотностью и реологическими характеристиками жидкостей, а также размерами канала. Область существования ламинарного режима течения воды и других вязких жидкостей определяется условием:

    (52)

    где Re - критерий Рейнольдса.

    При промывке скважины водой критерий Рейнольдса рассчитывается по формулам:

    - для бурильных (утяжеленных) труб:

    (53)

    где Q - объемный расход бурового раствора в м3/с, с - плотность промывочной жидкости, d0 - внутренний диаметр бурильных (утяжеленных) труб в м, - динамический коэффициент вязкости в Пас.

    - для кольцевого пространства:

    (54)

    где D - диаметр скважины в м, d - внешний диаметр бурильных (утяжеленных) труб в м.

    Если критерий Рейнольдса больше его критического значения Re > Rкр, то режим течения будет турбулентным, если меньше критического - ламинарный.

    В случае если при промывке скважины используют вязкопластичную промывочную жидкость, в формулах (53) и (54) величину следует заменить на пластическую вязкость и определить режим течения промывочной жидкости.

    При промывке скважин вязкопластичными буровыми растворами режим течения зависит от критерия Хедстрема:

    - для бурильных труб:

    (55)

    где ф0 - динамическое напряжение сдвига в Па, - пластическая вязкость в Пас.

    - для кольцевого пространства:

    (56)

    При Re > Reкр критическое значение критерия Рейнольдса можно определить по формуле:

    (57)

    где Не - критерий подобия Хедстермана.

    3) Баланс давления:

    (58)

    где р0=(0,65-0,85)рmax - рабочее давление буровых насосов, рmax - максимальное (паспортное) давление бурового насоса, рм - потери давления в нагнетательном трубопроводе и элементах наземного оборудования, pб.к - потери давления в бурильной колонне, рк.п - потери давления в кольцевом пространстве, рд - потери давления в насадках долота, рдв - потери давления в забойном двигателе (из технической характеристики двигателя).

    а) Потери в элементах наземного оборудования:

    (59)

    где - плотность промывочной жидкости в кг/м3, Q - расход промывочной жидкости в м3/c, ам - суммарный коэффициент гидравлических потерь в элементах обвязки.

    (60)

    где амi -коэффициент потерь в отдельных элементах циркуляционной системы (стояк, буровой шланг, вертлюг, ведущая труба).

    б) Потери давления в бурильной колонне:

    (61)

    где рт - потери давления в гладкой части БТ, рубт - потери давления в УБТ, рзам - потери давления в замковых (муфтовых) соединениях.

    - потери давления в бурильных трубах:

    (62)

    где лт(убт) - коэффициент гидравлического сопротивления , Li - длина i-го участка бурильной колонны (УБТ) в м, d0i - внутренний диаметр i-го участка бурильной колонны (УБТ) в м.

    - потери давления в замках:

    (63)

    где n - число замковых соединения по длине колонны, - коэффициент гидравлического сопротивления замкового (муфтового) соединения.

    (64)

    где l - длина колонны бурильных труб, ln - длина одной секции.

    (65)

    где dmin - минимальный диаметр проходного сечения в высаженной части бурильной трубы, замковом соединении в м.

    в) Потери давления в кольцевом пространстве:

    (66)

    где - потери давления в кольцевом пространстве (рассчитывается для обсаженной и необсаженной части ствола скважины раздельно), - дополнительные потери давления для преодоления местных сопротивлений в кольцевом пространстве.

    - потери давления в кольцевом пространстве:

    (67)

    где лк.п. - коэффициент гидравлического сопротивления в кольцевом пространстве (определяется по графику зависимости л от Re для буровых растворов в обсаженном и необсаженном кольцевом пространстве скважины), ск.п. - плотность промывочной жидкости с учетом обогащения шламом (ск.п. = с + [34%]с).

    - дополнительные потери давления для преодоления местных сопротивлений в кольцевом пространстве:

    (68)

    где к.п. - сумма коэффициентов местных сопротивлений i в кольцевом пространстве скважины.

    (69)

    4) Оценка возможности гидроразрыва пластов:

    Давление в циркуляционной системе скважины может вызвать гидроразрыв пластов, если это давление превышает давление гидроразрыва:

    (70)

    где ргд - гидравлическое давление на пласт, ргр - давление гидроразрыва,

    (71)

    где Н -глубина забоя скважины по вертикали в м.

    5) Определение перепада давления и диаметров насадок гидромониторных долот:

    Перепад давления на долоте:

    (72)

    Расчетный диаметр насадоки:

    (73)

    где Qд - действительный расход промывочной жидкости, z - число гидромониторных насадок в долоте, рд - перепад давления на долоте.

    Расчет:

    1) Определение расхода промывочной жидкости:

    м3/с.

    Для обеспечения расхода промывочной жидкости используются два насоса БРН-1 с диаметром втулок 140 мм:

    Q0 = 20,018 = 0,036 м3/с,

    Рабочее давление принимается равное 0,85:

    р0 = 0,8514,6 = 12,4 МПа.

    2) Режим течение промывочной жидкости:

    - для бурильных труб и убт:

    - турбулентный режим течения.

    - для кольцевого пространства для обсаженной и необсаженной части ствола скважины:

    для обсаженной части:

    - турбулентный режим течения.

    3) Баланс давления:

    а) Потери в элементах наземного оборудования:

    МПа.

    б) Потери давления в бурильной колонне:

    - потери давления в бурильных трубах и убт:

    МПа

    - потери давления в замках:

    МПа

    МПа

    в) Потери давления в кольцевом пространстве:

    - потери давления в кольцевом пространстве:

    для обсаженной части:

    МПа

    для необсаженной части:

    МПа

    - дополнительные потери давления для преодоления местных сопротивлений в кольцевом пространстве:

    МПа

    Мпа

    4) Оценка возможности гидроразрыва пластов:

    Мпа

    ргд < ргр (19,9 < 21,6), это означает, что гидроразрыва пластов в процессе циркуляции бурового раствора в скважине не произойдет.

    5) Определение перепада давления и диаметров насадок гидромониторных долот:

    Перепад давления на долоте:

    Расчетный диаметр насадок:

    м

    Округляя это значение, получаем фактический размер насадки dн.ф. = 0,017 м.

    2.7 Производство спускоподъемных операций

    Задачей этого раздела является расчет числа свечей бурильных труб, поднимаемых на различных рациональных скоростях подъема.

    После выбора буровой установки по технической характеристике лебедки, входящей в ее комплект, устанавливаются скорости подъема крюка при определенной схеме талевой оснастки.

    Исходные данные:

    Для бурения применяется буровая установка БУ-80БрЭ, в состав которой входит лебедка У2-2-11, имеющая пять скоростей подъема при оснастке талей 56: хп1 = 0,316 м/с, хп2 = 0,592 м/с, хп3 = 0,776 м/с, хп4 = 0,822 м/с, хп5 = 1,45 м/с, хп6 = 2,01 м/с. Длина свечи 24 м, т = 0,73. Мощность на барабане лебедки 661 кВт.

    Расчет:

    1) Определение веса бурильных труб при различных скоростях подъема:

    (74)

    где N - мощность на подъемном валу лебедки в кВт, т - КПД талевой системы, хпi - скорость подъема крюка при i-ой скорости в м/с, л - коэффициент перегрузки для электродвигателя, л = 1,3.

    2) Длина бурильных труб, начиная с которой необходимо переходить на соответствующую более высокую скорость подъема:

    (75)

    где qпр - вес 1м КБТ в Н/м.

    3) Число свечей, поднимаемое на различных скоростях подъема:

    (76)

    где li-1 - длина бурильных труб, начиная с которой подъем ведется на скорости хi-1, li - длина бурильных труб, начиная с которой переходят на скорость хi подъема в м, lсв - длина свечи в м.

    Результаты расчета приводим в виде графика рационального режима подъема бурового инструмента (рис 8):

    Рис. 8 График рационального режима подъема бурового инструмента.

    3. СПЕЦИАЛЬНАЯ ГЛАВА: МЕТОДЫ ПОВЫШЕНИЯ НЕФТЕОТДАЧИ

    3.1 Гидравлический разрыв пласта

    Скважинно-трещинные системы разработки. Использование скважин с горизонтальными стволами при разработке сильнослоистых пластов, особенно таких, где отдельные проницаемые прослои отделены друг от друга непроницаемыми перемычками, может привести к значительному снижению нефтеотдачи ввиду того, что горизонтальными слоями вскрываются в лучшем случае лишь отдельные прослои пласта, а из остальных нефтенасыщенных слоев нефть не извлекается.

    Одним из выходов из этой трудности является применение таких наклонно-направленных скважин, стволы которых, будучи не вполне горизонтальными, вскрывают все прослои пласта. Но эффективность таких скважин по сравнению с обычными вертикальными скважинами невелика, так как площади дренирования ими отдельных прослоев останутся небольшими.

    Преодолеть описанную выше трудность позволяет массовое проведение на месторождении гидравлического разрыва пласта (ГРП) как в вертикальных, так и в наклонно направленных скважинах.

    ГРП - это специальная технологическая операция по воздействию, в первую очередь, на прилегающую к стволу скважины зону пласта ("призабойную зону"), при осуществлении которой в скважине, в пределах продуктивного пласта, создается высокое давление путем закачки в пласт загущенной жидкости. Под действием высокого давления в породах пласта образуются трещины. В большинстве случаев при этом создаются трещины, рассекающие пласт в вертикальном направлении ("вертикальные трещины"), имеющие значительную протяженность (порядка 100м и более) в горизонтальной плоскости. В процессе гидравлического разрыва пласта обычно получает наибольшее распространение одна вертикальная трещина, развивающаяся в две стороны от скважины.


Подобные документы

Работы в архивах красиво оформлены согласно требованиям ВУЗов и содержат рисунки, диаграммы, формулы и т.д.
PPT, PPTX и PDF-файлы представлены только в архивах.
Рекомендуем скачать работу.