Расчет бурильной скважины

Размещено на http://allbest.ru

Введение

бурение скважина колонна

Район, область, республика: Сургутский район, Ханты-Мансийский Автономный Округ, Тюменская область.

Месторождение: Самотлорское нефтяное месторождение.

Проектный горизонт: песчаный горизонт

Проектная глубина: Н=3400м

Мощность продуктивного пласта, подлежащего вскрытию: 300м

Профиль скважины: вертикальная

Ожидаемый дебит: нефть - 100 т/сут , газ-240т/сут

Пластовое давление: 34 МПа

В процессе проводки скважины подъемная система выполняет различные операции. В одном случае она служит для проведения СПО с целью замены изношенного долота, спуска, подъема и удержания на весу бурильных колонн при отборе керна, ловильных или других работах в скважине, а также для спуска обсадных труб. В других случаях обеспечивает создание на крюке необходимого усилия для извлечения из скважины прихваченной бурильной колонны или при авариях с ней. Для обеспечения высокой эффективности при этих разнообразных работах подъемная система имеет два вида скоростей подъемного крюка: техническую для СПО и технологические для остальных операций.

В связи с изменением веса бурильной колонны при подъеме для обеспечения минимума затрат времени подъемная система должна обладать способностью изменять скорости подъема в соответствии с нагрузкой. Она также служит для удержания бурильной колонны, спущенной в скважину, в процессе бурения.

Подъемная система установки (рис. 1.1) представляет собой полиспастный механизм, состоящий из кронблока 4, талевого (подвижного) блока 2, стального каната 3, являющегося гибкой связью между буровой лебедкой 6 и механизмом 7 крепления неподвижного конца каната. Кронблок 4 устанавливается на верхней площадке буровой вышки 5. Подвижный конец А каната 3 крепится к барабану лебедки 6, а неподвижный конец Б -- через приспособление 7 к основанию вышки. К талевому блоку присоединяется крюк 1, на котором подвешивается на штропах элеватор для труб или вертлюг. В настоящее время талевый блок и подъемный крюк во многих случаях объединяют в один механизм -- крюкоблок.

Рис.1.1

1. Геологические условия бурения

0м	Литологический состав пород	Интервал глубины, м	Твердость пород	Пластовое давление, МПа	Осложнения
150м	Песчаник	0-300	С	4	1.Обвалы стенок скважины в инт. 1100-1200м 2.Поглащение раствора в инт. 1900-2000м
300м	Известняк		ТВ
1000м	Мергель	300-2200	М	19
1800м	Известняк		ТВ рыхл
2200м	Глины		М
3000м	Сланец	2200-3400	ТВ	34
3400м	Известняк		ТВ

1.1 Коэффициент аномальности

К_а =Р_п.ф. / Р_п.н.

1. К_а =4 / 3 = 1,35

2. К_а =19 / 22 = 0,86

3. К_а =34 / 34 = 1

Р_п.н. = _в g h

1. Р_п.н. = 10 300= 3 МПа

2. Р_п.н. = 1000 10 2200= 22 МПа

3. Р_п.н. = 10 3400 = 34 МПа

1.2 Расчет плотности растворов

_{p-ов =} К_{а в}

_{1. p-ов =} 1,33 1 = 1330 _кг/м³

_{2. p-ов =} 0,86 _кг/м³

_{3. p-ов =} 1 1 = 1000 _кг/м³

2. Выбор конструкции скважины

Расчет ведем снизу-вверх для всей конструкции скважины. Диаметр последней спускаемой в скважину колонны известен до начала расчета:

D_{эк1(услов)}=140мм D_эк1 (по ГОСТу)=139.7мм

D_м1 (по ГОСТу)=153.7мм

1. Определение диаметра долота для бурения первого снизу.

D_д1=D_{м1 +} 2a₁ (2.1)

D_м1 - наружный диаметр соединительной муфты обсадной колонны.

a₁ - рекомендуемый зазор между муфтой и стенками скважины; он зависит от диаметра обсадной колонны и выхода обсадной колонны из-под башмака предыдущей.

a₁₌20мм

D_д1=153.7мм + 40мм=193.7мм

2. Подбор нормализованного размера долота по расчётному значению. Необходимые сведения по размерам долот и бурильных головок приведены в [1]

D_д1 (по ГОСТу)=200мм

3. Определение внутреннего диаметра второй (снизу) обсадной колонны.

d_ok2=D_д1 + 2b (2.2)

d_ок2= 200 + 2 x 5=210мм

d_ок2 (по ГОСТу)= 216.9мм

b-рекомендуемый радиальный зазор между долотом и внутренней стеной обсадной трубы.

b =5

4. Определение наружного нормализованного диаметра второй обсадной колонны. По расчетному значению внутреннего диаметра второй обсадной колонны с использованием таблиц ГОСТа отыскивается наружный нормализованный диаметр обсадной колонны D_ок2.

D_ок2 (по ГОСТу)=244.5мм

D_м2 (по ГОСТу)=269.9мм

5. Определение диаметра долота для бурения под вторую колонну.

D_д2=D_м2 + 2а₂ (2.3)

а₂ -условный диаметр обсадных труб (по таблице 3)

а₂=30мм

6. Подбор нормализованного долота D_д2 по расчетному значению

D_д2=269.9 + 60=329.9мм

D_д2 (по ГОСТу)=349.2мм

7. Определение внутреннего диаметра третьей снизу обсадной колонны. d_k3

d_k3=D_д2 + 2b (2.4)

d_k3=349.2 + 10=359.2мм

d_k3 (по ГОСТу)= 373.0мм

8. Определение наружного нормализованного диаметра третьей обсадной колонны. По расчетному значению внутреннего диаметра второй обсадной колонны с использованием таблиц ГОСТа отыскивается наружный нормализованный диаметр обсадной колонны D_ок3

D_k3 (по ГОСТу)=406.4мм

D_м3 (по ГОСТу)=431.8мм

9. Определение диаметра долота для бурения под третью колонну.

D_д3=D_м3 + 2a₃ (2.5)

a₃=35мм

D_д3=431.8 + 2 x 35=501.8мм

Подбор нормализованного долота D_д3 по расчетному значению.

D_д3 (по ГОСТу)=508.0мм

Таблица 2. Конструкция скважины

Тип колонны	Глубина спуска колонны, м	Диаметр колонны, мм	Диаметр долот, мм	Цемент
Кондукторная	300	406.4	508.0	Нет
Обсадная	1800	244.5	349.2	Нет
Эксплуатационная	3400	139.7	200	на всю глубину

Выбор способа бурения

В ходе выполнения проекта мы используем роторный способ, без отбора керна.

Выбор типа долот и режима бурения

Осевая нагрузка

Для хорошо изученных районов осевая нагрузка может быть определена по формуле Шрейнера Л.А.

G=б x Р_ш х S_k (5.1)

б - коэффициент равный

-для мягких пород 1.0 - 1.5

-для средних пород 0.7 - 1.0

-для твердых пород 0.1 - 0.7

Р_ш - твердость породы по Шрейнеру Л.А, МПа

S_k - площадь контакта зубьев с забоем, м² может быть определена по формуле Федорова В.С. для шарошечных долот.

S_k = Д_д х б х з/2 (5.2)

Д_д - диаметр долота, м.

з - коэффициент перекрытия долота (1.2 - 1.7)

б - начальное притупление зубьев, м ((0.7 - 1.5)>10^-3)

S_k1 =0.508 х (1.5/2) х (0.7 x 10^-3)=0.00027 м²

S_k3 =0.3492 х (1.5/2) х (1 x 10^-3)=0.00027 м²

S_k3 =0.200 х (1.5/2) х (1.5 x 10^-3)=0.0002 м²

Таблица 3 Твердость пород по Шрейнеру Л.А.

Порода	Твердость, МПа
Глины	100 (М)
Мергель	250 (М)
Песчаник	1500 (С)
Известняк	2000 (Т)
Сланец	2000 (Т)

G_{песчаник(0-150м)}=0.7 x 1500 x 0.00027=0.286 кH

G_{известняк(150-300м)}=0.1 x 2000 x 0.00027=0.054 кН

G_{мергель(300-1000м)}=1.0 x 250 x 0.00027=0.068 кH

G_{известняк(1000-1800м)}=0.1 x 2000 x 0.00027=0.054 кH

G_{глина(1800-2200м)}=1.5 x 100 x 0.00027=0.04 кH

G_{сланец(2200-3000м)}=0.1 х 2000 х 0.0002=0.04 кН

G_{известняк(3000-3400м)}=0.1 х 2000 х 0.0002=0.04 кН

Число оборотов долота

Определяется по формуле Владиславлева В.С.

n=G_max x n_min/G (5.3)

n- частота вращения долота, об/мин.

n_min - минимальная частота вращения ротора, берется по характеристике буровой установки, об/мин.

n_min =100 об/мин

G_max - максимальная нагрузка на долото, рассчитанная по формуле Шрейнера Л.А., кг (кН)

G_max=0.286 кН

G - фактическая нагрузка на долото, выбранная для данного долота кг (кН)

n_{песчаник(0-150м)}= 0.286 x 100/0.286 =100 об/мин

n_{известняк(150-300м)}= 0.286 x 100/0.054=530 об/мин

n_{мергель(300-1000м)}= 0.286 x 100/0.068=421 об/мин

n_{известняк(1000-1800м)}= 0.286 x 100/0.054=530 об/мин

n_{глина(1800-2200м)}= 0.286 x 100/0.04=715 об/мин

n_{сланец(2200-3000м)}= 0.286 x 100/0.04=715 об/мин

n_{известняк(3000-3400м)}= 0.286 x 100/0.04=715 об/мин

Расход промывочной жидкости

Определяется по формуле

Q= 0.785 x (D²_д - D²_т) x V_в , м³/с (5.4)

D_д - диаметр долота, м

D_т - диаметр бурильных труб, м

V_в - скорость восходящего потока промывочной жидкости м/с

для мягких пород 1.2 - 1.5 м/с

для пород средней твердости 0.9 - 1.2 м/с

для твердых пород 0.6 - 0.9 м/с

Q_{песчаник(0-150м)}=0.785 х (0.508² - 0.168²) х 1.0=0.180 м³/с=180 л/с

Q_{известняк(150-300м)}=0.785 x (0.508² - 0.168²) x 0,9=0.162 м³/с=162 л/с

Q_{мергель(300-1000м)}=0.785 x (0.3492² - 0.127²) x 1.5=0.124 м³/с=124 л/с

Q_{известняк(1000-1800м)}=0.785 x (0.3492² - 0.127²) x 0,9=0.074 м³/с=74 л/с

Q_{глина(1800-2200м)}=0.785 x (0.3492² - 0.127²) x 1.5=0.124 м³/с=124 л/с

Q_{сланец(2200-3000м)}=0.785 x (0.200² - 0.114²) x 0.9=0.019 м³/с=19 л/с

Q_{известняк(3000-3400м)}=0.785 x (0.200² - 0.114²) x 0.9=0.019 м³/с=19 л/с

Таблица 4

Интервал бурения, м	Долота		Режим бурения
		Осевая нагрузка, кН	Число оборотов, об/мин	Расход промывочной жидкости, л/с
0-150	ДК-138.1 С6	0.286	100	180
150-300	ДР-141.3 ТЗ	0.054	530	162
300-1000	ДИ-188.9 С6	0.068	421	124
1000-1800	ДЛС-188.9 С2	0.054	530	74
1800-2200	ДР-1635 ТЗ	0.04	715	124
2200-3000	ИСМ 188.9 С5	0.04	715	19
3000-3400	ИСМ 188.9 С5	0.04	715	19

3.Выбор бурильной колонны

В зависимости от геологических условий и величины запроектированной нагрузки на долота, выбираем диаметр и тип бурильных труб, диаметр и длину утяжеленных бурильных труб (УБТ.)

Длина УБТ (L_убт) определяется по формуле:

L_убт=k x G/[q(1 - с_р/с_м)],м. (6.1)

k - коэффициент равный 1.25

G - нагрузка на долото, Н

q - масса 1 м. труб УБТ, кг

с_р , с_м - плотность раствора и металла труб, кг/м³

Тип бурильных труб - бурильных труб с высаженными внутрь концами.

Тип утяжеленных бурильных труб- сбалансированные.

D_{б.т.(1слой)}=168 мм

D_{б.т.(2слой)}=127 мм

D_{б.т.(3слой)}=114 мм

D_{убт(1слой)}=273 мм (шифр - УБТС2-273)

D_{убт(2слой)}=203 мм (шифр - УБТС2-203)

D_{убт(3слой)}=146 мм (шифр - УБТС2-146)

q_{убт(1слой)}=360 кг

q_{убт(2слой)}=192 кг

q_{убт(3слой)}=98 кг

(1 - с_р/с_м) - коэффициент потери веса колонны УБТ в буровом растворе

при с_р(860)=0,886 кг/м3

при с_р(1000)=0,873 кг/м3

при с_р(1330)=0,834 кг/м3

L_{убт песчаник(0-150м)}= 1.25 x 286 /[360(0.834)=1.19 м

L_{убт известняк(150-300м)}= 1.25 x 54 /[360(0.834)=0.22 м

L_{убт мергель(300-1000м)}= 1.25 x 68 /[192(0.886)=0.49 м

L_{убт известняк(1000-1800м)}= 1.25 x 54 /[192(0.886)=0.39 м

L_{убт глина(1800-2200м)}= 1.25 x 40 /[192(0.886)=0.29 м

L_{убт сланец(2200-3000м)}= 1.25 x 40 /[98(0.873)=0.58 м

L_{убт известняк(3000-3400м)}= 1.25 x 40 /[98(0.873)=0.58 м

4.Выбор гидравлической программы бурения скважины

Суммарные потери давления при циркуляции промывочной жидкости по скважине в процессе бурения будут равны:

УP=P_обв + P_бт + P_убт + P_кп.бт. + P_кп.убт +P_д + P_заб.дв.

P_обв - потери напора в обвязке буровых насосов

P_бт - потери напора в бурильных трубах

P_убт - потери напора в УБТ

P_кп.бт. - потери напора в кольцевом пространстве бурильных труб

P_кп.убт - потери напора в кольцевом пространстве УБТ

P_д - потери напора в долоте

P_заб.дв. - потери напора в забойном двигателе

При роторном бурении последний член формулы P_заб.дв. - отсутствует.

При паспортной характеристике буровых насосов подбирают диаметр втулок, способных обеспечить требуемую подачу при определенном давлении. Расчет ведется для каждого интервала бурения под соответствующую обсадную колонну.

5.Выбор типа промывочной жидкости и её параметров

Таблица 5

Тип промыв. Жидкости	Интервал бурения,м	Параметры
		Плотн, кг/м3	Вязк., Па*с	Водоотд, см3	СНС, Па
Техн.вода	0-150	1000	-	-	-
Лигносульфатный	150-300	1060-2200	18-40	5-10	1.2-9
Кальциевый	300-1000	1300-2200	70-100	2-8	9-15
Лигносульфатный	1000-1800	1060-2200	18-40	5-10	1.2-9
Гидрофобизирующие	1800-2200	1000-1240	25-30	5-8	2.4-2.9
Силикатный	2200-3000	1050-2000	20-40	4-8	2.7-13.5
Хромлигносульфатный	3000-3400	1160-2200	18-40	4-10	1.2-9

Цементирование обсадных колонн

Способ цементирования - одноступенчатое с двумя пробками

Расчет цементирования обсадных колонн.

При расчёте цементирования скважины определяются следующие показатели:

V_цр=0,785 х К₁[Кк х Н_ц х (D²_д - D²_ок) + d²_ок х h_c], м³ (9.1)

К₁ - коэффициент потерь цемента (1.03 - 1.05)

К_к - коэффициент кавернозности

(Определяется по кавернометрии 1.20-1.25)

D_д - диаметр долота, м

D_ок - диаметр обсадной колонны, м

d_ок - внутренний диаметр обсадной колонны, м

Н_ц - высота подъема цементного раствора в затрубном пространстве, м (1200)

h_c - высота цементного стакана, м (обычно 10-15м.)

V_цр=0,785 х 1.03 [1.20 х 1200 х (0.200² - 0.1397²) + 0.373² x 10]=24.97 м³

Количество сухого цемента

G_ц= V_цр x q_ц, т (9.2)

q_ц - норма расхода сухого цемента для приготовления 1м³ цементного раствора (1.22 т/ м³)

G_ц=24.97х 1.22=30.46 т

3. Объем воды V_в для приготовления цементного раствора

V_в = G_ц x m/с_в (9.3)

m- водоцементный фактор (0.5)

с_в- плотность воды кг/м³

V_в =30.46х (0.5/1000)=0.015 м³

4. Объем продавочной жидкости V_пж равен

V_пж= К_ж х 0.785 х D²_экс.в.н х (Н - h_c), м³ (9.4)

К_ж - коэффициент потери воды (1.1 - 1.2)

d_экс.в.н - внутренний средний диаметр эксплуатационной колонны, м; (0.1243 м)

Н - длина эксплуатационной колонны, м (1200)

V_пж= 1.1 x 0.785 x 0.1243² x (1200 - 10)= 15.9 м³

5. Максимальное давление цементирования

P_ц.max=P_г+P_с (9.5)

P_г= 0.02 x H + 16 - гидростатическое давление цементирования (9.6)

P_с=(H_ц - h_c)(с_цр - с_цж)/10 - давление разности плотности жидкостей, участвующих в цементировании. (9.7)

с_цр=1080 кг/м³

с_пж=1860 кг/м³

P_г=0.02 x 1200 + 16=40 МПа

P_с=(1200 - 10)(1080 - 1860)/10= -0.093 МПа

P_ц.max=40 - 0.093= 39.9МПа

Количество цементирующих агрегатов, необходимых для цементирования.

n_ца=Q_ца/q_ср + 1 (9.8)

Q_ца - суммарная производительность агрегата.

q_ср - средняя производительность цементирующего агрегата за время цементирования скважины м³/с (берется из справочника и усредняется по применяемым скоростям цементирования)

n_ца=40/6.7+ 1= 6

Так, как я собираюсь использовать 3 и 4 скорости агрегата , беру среднее число q_ср =6.7

Принимаем 6 агрегатов ЦА - 300

Таблица 5

Скорость агрегата	Qна, л/с	P1 МПа
Цементировочный агрегат ЦА - 300
D = 100 мм
I	1,4	40
II	2,5	32
III	4,8	16
IV	8,6	9

Q_ца=F₃ x V_кр, дм³/с (9.9)

F₃ - площадь поперечного сечения затрубного пространства, м²

V_кр - скорость подъема цементого раствора в затрубном пространстве (2 м/с)

F₃=0.785 x K x (D²_д - D²_эн), м² (9.10)

K - коэффициент кавернозности

D_д - диаметр долота, м

D_эн - наружный диаметр эксплуатационной колонны, м

F₃=0.785 х 1.2 х (0.200² - 0.1397²) = 0.019 м²

Q_ца=0.019 х 2 = 0.038 м³/с = 38дм³/с

Число цементосмесительных машин n_см принимается из расчета одна цементосмесительная машина на два цементировочных агрегата

n_см= n_ца/2= 6/2=3 (9.11)

Принимаем 3 цементных машины (УС6-30)

Время цементирования Т_ц равно:

Т_ц = (V_цр + V_пж)/(n_ца х q_ср) + 10 (9.12)

Т_ц =(24.97 x 15.9)/(6 х 6.7) + 10=19.9 мин

6. Расчет обсадных колонн на прочность

Расчёт приводится в следующем порядке:

1. Выбираем самую дешевую марку прочности стали эксплуатационной колонны (Д)

2. Из таблиц выписываем давление смятия для каждой толщины стенки выбранной трубы. Например: трубы марки Д, диаметром 146мм.

Таблица 7

Толщина стенки, Мм	6.5	7	8	9	10	11
Давление смятия, Ркр.см, Мпа	177	205	262	318	373	427

Определяем допустимую глубину спуска выбранных обсадных труб для каждой толщины стенки по формуле:

H_доп=Р_кр.см/(с_р х g x К_см), м

с_р - плотность раствора, кг/м³

К_см - коэффициент запаса прочности на смятие ( 1.0-1.3)

g - ускорение свободного падения 9.8 м/с

H_доп=177/(1000 х 9.8 х 1)=0.018 м

4. Результаты расчётов заносятся в таблицу (таблица 8)

Таблица 8

№ секции	Марка стали	Толщина стенки, мм	Глубина спуска, м	Длина секции, м	Вес 1м труб, кг	Вес секции, т	Суммарный вес, т
			от	до
1	Д	6.5	1800	3200	25	20.41	0.51	28.56

Проверяем верхнее сечение эксплуатационной колонны на страгивание по формуле:

К_стр>Р_ст/Р_ф

К_стр - коэффициент запаса прочности на страгивание, берется из таблиц. (1.15)

Р_ст - страгивающая нагрузка, при которой в резьбовом соединении трубы напряжение достигает предела прочности. Берется из таблиц(637)

Р_ф - фактическая нагрузка на резьбовое соединение. Она равна весу обсадной колонны

1.15<<637/28.56(22.3)

Р_ф =q₁ x l_{1 +} q₂ x l₂ + … q_n x l_n

q- вес 1м труб отдельных секции, т.

l- длина отдельных секции труб, м

Будем считать, что длина секции равна длине эксплуатационной колонне.

В целом нефтепереработчики стремятся получить как можно меньше других продуктов одновременно с нефтью. Вода до продажи должна быть отделена от сырой нефти -- и чем больше объем воды, которую придется отделять, тем меньше останется нефти на продажу. Желательно также снизить объем добываемого газа либо совсем исключить его (кроме тех случаев, когда скважина ведет в газовый коллектор). В нефтяном коллекторе газ играет роль той силы, которая выталкивает флюиды в ствол скважины. Поэтому имеет смысл сохранять его как можно дольше -- это увеличивает продолжительность эксплуатации месторождения.

Во многих коллекторах поверх нефтеносной зоны располагается газоносная, либо снизу находится зона воды, либо вместе и то и другое. В этих случаях заканчивание скважины нужно провести таким образом, чтобы не допустить попадания в нее свободного газа или воды. Следовательно, важное значение приобретает правильный выбор горизонта в пределах интересующей зоны.

Исследование продуктивных пластов

При исследовании по методу “снизу вверх” скважину доводят до проектной глубины, закрепляют обсадной колонной и цементной оболочкой за ней. Испытания начинают с самого нижнего объекта, для чего обсадную колонну против этого пласта перфорируют осуществляют вызов притока, отбирают пробы пластовой жидкости и проводят необходимые измерения. После завершения испытания нижнего объекта устанавливают цементный мост или резиновый тампон выше перфорированного участка , рассчитанный на перепад давления 25 МПа. Затем перфорируют обсадную колонну против выше расположенного объекта, испытывают его и переходят к следующему объекту, перемещаясь вверх.

7. Выбор бурильной установки

Выбор бурового оборудования определяется проектной конструкцией скважины, способом бурения, параметрами бурового инструмента, а также требованиями к транспортабельности буровой установки.

БУ 3000 ЭУ-1

Глубина бурения в пласте

при конечном диаметре скв………………………..3200 м

Начальный диаметр скв., мм………………………. 295

Диаметр бурильных труб,мм……………………….146.1;244.5;406.4

Частота вращения.Об/мин……….100;157;661;750;833;1125

Общая установочная мощность, кВт…………..............1900

Наибольшая оснастка талевого механизма………….…5х6

Диаметр талевого механизма, мм………………………28

Привод буровой установки………………Переменный ток

Лебедка…………………………………ЛБУ - 1200КА

Мощность лебедки, кВт……………………………645

Число скоростей подъема…………………………….6

Буровой насос ………………………………….ЧУНБТ-950

Число насосов……………………………………………2

Мощность насоса, кВт……………………………...630

Мощность привода ротора, кВт……………………..368

Статическая грузоподъёмность ротора, т……………………..250

Вышка………………………………………СБ-01-01/БУ2500ЭУ

Полезная высота вышки, м …………………………………………2

Грузоподъемность вышки, т……………………………………...185

Заключение

бурение скважина колонна

Задача данной курсовой работы заключалась в построении геологоразведочной скважины с учетом определения типа промывочной жидкости, выбора бурильного оборудования и инструмента, расчета всех необходимых параметров для строительства конструкции скважины.

Все аспекты данной работы были соблюдены и успешно выполнены.

Список литературы

1. А.Г. Калинин и др. Разведочное бурение. Москва. Недра 2000 г.

2. Н.И. Сердюк и др. Бурение скважин различного назначения. Москва. РГГРУ 2006 г.

Размещено на Allbest.ru