Размещено на http://www.allbest.ru/

Размещено на http://www.allbest.ru/

Курсовая работа

Гидравлическая программа промывки скважины месторождения

Введение

скважина буровой стратиграфия

Конструкция скважины определяется числом спущенных обсадных колонн, отличающихся друг от друга глубиной спуска, диаметром, толщиной стенки, группой прочности, применяемых долот по интервалам, а также высотой подъема цементного раствора в затрубном пространстве.

Выбор числа обсадных колонн и глубины спуска производится по совмещенному графику давления. Выбор конструкции скважины производится на основании геологических условии залегания пород, ожидаемых осложнений, глубины скважины и т.д.,

На данной площади для успешной проводки скважины спускаются следующие обсадные колонны:

Направление - для перекрытия неустойчивых обваливающихся, осыпающихся пород, ликвидации зоны поглощения; цементируется до устья.

Кондуктор - для перекрытия неустойчивых обваливающихся, осыпающихся пород, предупреждения прихвата бурильной колонны, перекрытия интервала поглощения и изоляции пресных подземных вод от загрязнения; цементируется до устья.

Эксплуатационная колонна - для разобщения продуктивных горизонтов, извлечения нефти на поверхность при испытании; цементируется до устья.

Расчет диаметров обсадных колонн и долот производится снизу вверх. Диаметр эксплуатационной колонны принимается из условия ожидаемого дебита и наличия эксплуатационного и ремонтного инструмента, оборудования, и принимается равным 0,168 м. по ГОСТ 632-80.

1. Геологическая часть

1.1 Орогидрография

Сведения о районе буровых работ

Наименование	Значение (текст, название, величина)
Месторождение	Софьевское
Административное расположение Республика Край Район	Россия Пермский Октябрьский
Год ввода площади в бурение	1992
Год ввода площади (месторождения) в эксплуатацию	2001
Температура воздуха, оС: - среднегодовая - наибольшая летняя - наименьшая зимняя	+ 1,0 + 25,2 - 17,1
Среднегодовое количество осадков, мм	654
Максимальная глубина промерзания грунта, м	1,76
Продолжительность отопительного периода в году, сут.	224
Продолжительность зимнего периода в году, сут.	167
Азимут преобладающего направления ветра	Юго-запад

Сведения о площадке строительства буровой

Наименование	Значение (текст, название, величина)
Рельеф местности	Представляет всхолмленную равнину с отдельными возвышенностями расчлененную редкими небольшими речками и ручьями с глубокими врезами долин. Местность сильно закарстована и на приречных и приовражных местах эродирована.
Состояние местности	Наличие логов
Толщина, см: - снежного покрова; - почвенного слоя;	60-90 10-15
Растительный покров	Хвойные леса с примесью лиственных пород (осина, береза, липа)
Категория грунта	Вторая

 Размеры отводимых во временное пользование земельных участков

Назначение участка	Размер, га	Источник нормы отвода земель
Во временное краткосрочное пользование на период строительства скважины	Согласно акту выбора площадки	Норма отвода земель для нефтяных и газовых скважин СН - 459-74

Источник и характеристики водо - и энергоснабжения, связи и местных стройматериалов

Название вида снабжения: (ВОДОСНАБЖЕНИЕ: для бурения, для дизелей, питьевая вода, для бытовых нужд; энергоснабжение, связь, местные стройматериалы) и т.д.	Источник заданного вида снабжения	Расстояние от источника до буровой, км	Характеристика водо - и энергопривода, связи и стройматериалов
Водоснабжение	Водовод ЦДНГ	0,1	Водовод Д= 159 мм.
Энергоснабжение	Уральская энергосистема	0,5	ЛЭП-6 кВ
Связь	Сотовая	-	-
Теплоснабжение	Электрокотел	0,2	ЭПВА-72
Стройматериалы	Местный	30	Песок, гравий

1.2 Стратиграфия и литология

Стратиграфический разрез скважиныА = 225 м

№№ пп	Глубина залегания	Стратиграфия	Стратиграфический индекс
	по вертикали, м	по стволу, м
	от (верх)	до (низ)	от (верх)	До (низ)
1	0	22	0	22	Четвертичные отложения	Q
2	22	220	22	221	Пермская система (верхний отдел)	Р2
3	220	260	221	261	Кунгурский ярус	Р1k
4	260	490	261	507	Артинский ярус	Р1ar
5	490	730	507	764	Сакмарский-ассельский ярусы	Р1 s+a
6	730	850	764	893	Верхний карбон	C2
7	850	930	893	979	Мячковский горизонт	C2mс
8	930	1030	979	1086	Подольский горизонт	C2pd
9	1030	1085	1086	1145	Каширский горизонт	C2ks
10	1085	1140	1145	1204	Верейский горизонт	C2vr
11	1140	1215	1204	1284	Башкирский ярус	C2b
12	1215	1380	1284	1469	Серпуховский ярус	C2s
13	1380	1495	1463	1605	Окский надгоризонт	C1ok
14	1495	1510	1605	1626	Тульский карбонатный горизонт	C1tl (к)
15	1510	1535	1626	1662	Тульский терригенный горизонт	C1tl (т)
16	1535	1580	1662	1725	Бобриковский горизонт	C1bb
17	1580	1585	1725	1732	Радаевский горизонт (малиновский пласт)	C1rd
18	1585	1620	1732	1782	Турнейский ярус	C1t

Литологическая характеристика разреза скважины

Индекс cтратиграфического подразделения	Интервал, м	горная порода	Стандартное описание горной породы
	по вертикали	по стволу
	от (верх)	до (низ)	от (верх)	до (низ)
Q	0	22	0	22	Суглинки, галечники, глины пески	Отложения представлены суглинками, глинами, песками с гнездами и линзами галечников.
Р2	22	22	220	221	Известняки, ангидриды, доломиты	Отложения представлены чередованием сульфатных и карбонатных пород.
Р1k	220	221	260	261	Известняки.	Известняки плотные, прослоями пористые, в различной степени окремнелые.
Р1ar	260	261	490	507	Известняки, доломиты.	Известняки сульфатизированные, слабо окремнелые, плотные. Доломиты прослоями известковистые, сульфатизированные.
Р1s+a	490	507	730	764	Известняки, доломиты	Известняки сульфатизированные, слабо окремнелые, плотные. Доломиты прослоями известковистые, сульфатизированные
C3	730	764	850	893	Доломиты, Известняки.	Отложения представлены чередованием известняков и доломитов.
C2mс	850	893	930	979	Известняки, доломиты	Отложения представлены чередованием известняков и доломитов.
C2pd	930	979	1030	1086	Известняки, доломиты	Отложения представлены чередованием известняков и доломитов.
C2ks	1030	1086	1085	1145	Доломиты, известняки,	Отложения представлены чередованием известняков и доломитов.

1.3 Нефтегазоводоносность

Нефтеносность

Индекс стратиграфического подразделения	Интервал, м	Тип коллектора	Плотность, кг/м3	Подвижность мкм2, мПас	Содержание серы, % по весу	Содержание парафина, % по весу	Дебит т/сут	Параметры растворенного газа
			в пластовых условиях	после дегазации					газовый фактор, м3/т	содержание сероводорода, %	содержание углекислого газа, %	относительная по воздуху плотность газа	давление насыщения в пластовых условиях, МПа	местоположение ВНК
	По вертикали	По стволу
	от (верх)	до (низ)	от (верх)	до (низ)
C1tl (т)	1520	1640	1525	1646	Терригенный	799	845	0,02	0,98	2,76	-	68,2	0	0	1,125	10,38	-1280
C1bb	1536	1663	1545	1676	Терригенный	866	905	0,02	2,64	3,83	-	41,4	0	0	1,026	9,8	-129

Газоносность

Индекс стратиграфического подразделения

Интервал, м

Тип оллектора

Состояние (газ, конденсат)

Содержание, % по объёму

Относительная по воздуху плотность газа

Коэффициент сжимаемости газа в пластовых условиях

Свободный дебит, м3/сут

Плотность газоконденсата, г/ см3

Фазовая проницаемость, мД

от (верх)

до (низ)

сероводорода

углекислого газа

в пластовых условиях

на устье скважины

Свободный газ отсутствует

Водоносность

Индекс стратиграфического подразделения

Интервал, м

Тип коллектора

Плотность, кг/м3

Химический состав воды в мг - эквивалентной форме

Тип воды по Сулину ХЛК- хлоркальциевый

Относится к источнику питьевого водоснабжения (да, нет)

по вертикали

по стволу

Анионы

Катионы

от (верх)

до (низ) от (верх)

от (верх)

до (низ) от (верх)

Cl?

SO4?

HCO3?

Cа++

Mg++

Na+ +K+

C1tl C1bb

1525

1646

1545

1676

Поровый

1167

4340

2,26

1,3

449

159

3131

ХЛК

нет

Примечание: 1. Глубина залегания пресных вод до 75 м;

2. Возможны проявление сероводородосодержащих вод из водоносных интервалов нижнепермских и верхнекаменноугольных отложениях в 490-850 (507-893) м.

1.4 Пластовое давление

Давление и температура в продуктивных пластах (РФЗ - расчёт по фактическим замерам в скважинах)

Индекс стратиграфического подразделения	Интервал, м	Пластовое давление, МПа	Температура в конце интервала
			0С	источник получения
	по вертикали	по стволу
	от (верх)	до (низ)	от (верх)	до (низ)
C1tl (т)	1520	1640	1525	1646	15,3	+32,0	РФЗ
C1bb	1536	1663	1545	1676	15,3	+29,0	РФЗ

Примечание

1. Эквивалент градиента давления гидроразрыва пород на 100 м: 0-1000 м а=2,6МПа, более 1000 м а=2,34МПа; для поглощающих горизонтов 0-500 м а=1,2МПа, более 500 м а=1,25МПа.

2. Здесь и далее в скобках указан интервал по стволу.

1.5 Осложнения

Поглощение бурового раствора

Индекс стратиграфического подразделения	Интервал, м	Максимальная интенсивность поглощения, м3/ч	Имеется ли потеря циркуляции: Да, нет	Условия возникновения
	по вертикали	по стволу
	от (верх)	до (низ)	от (верх)	до (низ)
Р2			25	35	От частичного до полного	да	1. Наличие высокопроницаемых пород. 2. Превышение давления, в скважине над пластовым Н?1200 м Н>1200 м ?Рреп. max>1.5МПа; ?Рреп. max>2,5-3,0МПа.
Р2			90	145	частичные	нет
Р1k + Р1ar	220	221	265	267	частичные	нет
Р1ar+ Р1s +a+C3	400	420	8500	893	частичные	нет
Р1s+а	1260	1332	1500	1612	частичные	нет

Примечание.

Возможны частичные поглощения в четвертичных и сакмаро-ассельских, верхнекаменноугольных отложениях.

Осыпи и обвалы стенок скважины

Индекс стратиграфического подразделения	Интервал, м	Мероприятия по ликвидации последствий (проработка, промывка и т.д.)
	по вертикали	по стволу
	от (верх)	до (низ)	от (верх)	до (низ)
Q	0	22			1. Спуск направления и кондуктора, технической и эксплуатационной колонн. Бурение с промывкой буровым раствором в соответствии с показателями свойств, указанными в табл. 7.1. Проработка ствола в интервалах обвалообразований. 4. Промывка многоцикловая. 5. Установка цементного моста в процессе бурения не позднее, чем через 36 часов после вскрытия отложений верейских отложений.
C2vr	1085	1140	1145	1204
C1tl (т)	1510	1535	1626	1662

Нефтегазоводопроявления

Индекс стратиграфического подразделения	Интервал, м	Вид проявляемого флюида	Условия возникновения	Характер проявлений
	по вертикали	по стволу
	от (верх)	до (низ)	от (верх)	до (низ)
C1tl (т)	1520	1525	1640	1646	нефть	При бурении с промывкой буровым раствором с отклонением параметров, от указанных в табл. 7.1 или при снижении давления в скважине ниже пластового из-за отсутствия постоянного долива жидкости в скважину	Пленка нефти в буровом растворе
C1bb	1536	1545	1663	1676	Нефть		Пленка нефти в буровом растворе

 Прочие возможные осложнения

Прихватоопасные зоны в интервалах обвалообразований и в интервалах высокопроницаемых пластов

Индекс стратиграфического подразделения	Интервал, м	Вид осложнения	Условия возникновения
	от (верх)	до (низ)
P1s+a +C3	490 (507)	850 (893)	Проявление пластовых сероводородсодержащих вод	Понижение плотности бурового раствора ниже проектной на 5%

2. Технико-технологическая часть

2.1 Конструкция скважины

Глубина спуска и характеристика обсадных колонн

№ п.п	Название колонны	Интервал по стволу скважины, м	Номинальный диаметр ствола скв. (долота) в инт-ле, мм	Расстояние от устья скв. до уровня подъема тампонажного раствора за колон- ной, м	Число раздельно спускаемых частей колонны, шт.	Номер раздельно спускаемой части в порядке спуска	Интервал установки раздельно спускаемой части, м	Необходимость (причина) спуска колонны
		от	до					от	до
1	I Направление	0	20	600	0	1	1	0	20	Для перекрытия неустойчивых четвертичных отложений. Для предотвращения размыва устья скважины при бурении под кондуктор разобщения и предупреждение загрязнения водоносных горизонтов, изоляции зон поглощении.
2	II Направление	0	40	490	0	1	1	0	40
3	Кондуктор	0	80	393,7	0	1	1	0	80	Для перекрытия верхних неустойчивых интервалов разреза, изоляции пресных водоносных горизонтов от загрязнении.
4	Техническая	0	380	295,3	0	1	1	0	380	Для разобщения вышележащих зон геологического разреза, несовместимых по условиям бурения с нижележащими, защита пресных водоносных горизонтов от загрязнения, предотвращения гидроразрыва пород при нефтегазопроявлениях и установки противовыбросового оборудования.
5	Эксплуатационная	0	1782	215,9	0	1	1	0	1782	Для разобщения продуктивных горизонтов и изоляции их от других флюидосодержащих горизонтов, извлечение нефти на поверхность.

Характеристика раздельно спускаемых частей обсадных колонн

Номер колонны в порядке спуска (т. 5.2 гр. 1)	Раздельно - спускаемые части
	номер в порядке спуска (т. 5.1гр. 8)	число диаметров, шт.	номер одноразмерной части в порядке спуска	наружный диаметр, мм	интервал установки одноразмерной части, м	соединения обсадных труб в каждой одноразмерной части
					от	до	число типов соединений, шт.	номер в порядке спуска	условный код типа соединения	max. наружный диаметр соединения, мм	интервал установки труб с заданным типом соединения, м
											от	до
1	1	1	1	530	0	20	1	1	НЕСТНД	530	0	20
2	1	1	1	426	0	40	1	1	НОРМКА	451	0	40
3	1	1	1	324	0	80	1	1	ОТТМ	351	0	80
4	1	1	1	245	0	380	1	1	ОТТМ	270	0	380
5	1	1	1	168	0	1782	1	1	ОТТМ	188	0	1782

Определяется диаметр долота под эксплуатационную колонну.

где - диаметр муфты эксплуатационной колонны;

- зазор между муфтой эксплуатационной колонны и стенками скважины, зависящий от диаметра и типа соединения обсадной колонны профиля скважины, сложности геологических условии, выхода из под башмака предыдущей колонны и т.д.; Принимается 0,02 м из опыта бурения. Принимается согласно ГОСТу 20692-75 диаметр долота 0,2159 м.

Определяется диаметр кондуктора из условия прохождения

долота по эксплуатационной колонне:

D_внк= D_{д эк}+(0,006-0,008)=0,2159+0,006=0,2219 м

где 0,006-0,008 м зазор между долотом и внутренним диаметром технической

колонны.

Принимается диаметр кондуктора по ГОСТу 632-80 0,245 м

Определяется диаметр долота под кондуктор

Принимается диаметр долота по ГОСТу 20692-75 0,2953 м.

Определяется диаметр направления II

где 0,006-0,008 м зазор между долотом и внутренним диаметром технической колонны.

Принимается диаметр направления II по ГОСТу 632-80 0,324 м

Определяется диаметр долота под направления II



Принимается диаметр долота по ГОСТу 20692-75 0,3937 м.

Определяется диаметр направления I.

Принимается по ГОСТу 632-80 диаметр направления I 0,426 м.

Определяется диаметр долота под направление I.

Dд н = dмн+2*д = 0,451+2*0,04=0,531 м

Принимается диаметр долота по ГОСТу 20692-75 равный 0,490 м.

2.2 Выбор и расчёт профиля скважины

Входные данные по профилю наклонно направленных скважин

Наклонно направленные скважины
Профиль: Вертикальный участок Участок набора зенитного угла Участок естественного снижения зенитного угла Участок добора зенитного угла Участок естественного снижения зенитного угла	Глубин скважины по вертикали, м 1620
	Проложение, м 660
	Вертикальный участок, м 120
	Интенсивность набора зенитного угла, град/10 м 1
	Интенсивность снижения зенитного угла, град/100 м 1

Профиль ствола скважины

Участок ствола	Зенитный угол, град	Проекции	Длина по стволу, м
№		в начале интервала	в конце интервала	Вертикальная h, м	Горизонтальная а, м
1	Вертикальный	0	0	120	0	120
2	Набор угла	0	21,2	206	39	210
3	Наклонно-прямолинейный	21,2	21,2	986	382	1058
4	Добор угла	21,2	45,0	198	129	238
5	Наклонно-прямолинейный	45,0	45,0	110	110	156
Общее				1620	499,4	1782

Основной профиль скважины с проложением 660 м должен отвечать двум основным требованиям: быть экономически целесообразным и технически легко выполнимым.

В условиях Софьинского месторождения наиболее рациональным считаю пятиинтервальный профиль, состоящего из пяти участков: вертикального, участка набора зенитного утла, наклонно-прямолинейный, добора угла и наклонно - прямолинейного.

При этом:

обеспеченивается полная отработка долот d =215,9 мм при минимальном их количестве;

- интенсивность искривления происходит в соответствии с существующими требованиями в интервале набора зенитного угла.

Данный профиль позволяет обеспечивать свободное прохождение обсадных колонн диаметром 168 мм, КНБК для бурения участка стабилизации, промыслово-геофизического оборудования, спуск насосного и другого оборудования при эксплуатации скважины.

Расчёт профиля производится при помощи программы на компьютере.

3. Выбор бурового раствора

3.1 Обоснование плотности промывочной жидкости и обоснование расхода промывочной жидкости

Обоснование плотности промывочной жидкости

Плотность промывочной жидкости, применяемой при разбуривании заданного интервала, следует определять, исходя из двух условий:

1. Создания противодавления, препятствующего притоку в скважину пластовых жидкостей и газов;

2. Предотвращения гидроразрыва наиболее слабых пластов;

где - значение коэффициента репрессии

- коэффициент безопасности, зависит от изученности местности

Направление I 0-20:

г/см³;

Направление II 20-40:

г/см³;

Кондуктор 40-80:

г/см³;

Техническая колонна 80-380:

г/см³;

Эксплуатационная колонна 380-1782:

Исходя из опыта бурения, а также от изученности местности принимаем следующие параметры промывочной жидкости:

Интервал, м	Параметры промывочной жидкости
	с пж, г/см3	УВ, с	ф0, Па	з, мПа·с
20-380 380-1575 1575-1782	1,01 - 1,03 1,05 1,12	20-50 25-50 35-55	1,5-4 4-8 8-12	8 12 20

Обоснование расхода промывочной жидкости

При решении данной задачи необходимо знать среднюю скорость течения жидкости в кольцевом пространстве, обеспечивающую вынос выбуренной породы из скважины, а так же значение расхода, обеспечивающего эффективную очистку забоя скважины от шлама;

Q_эо=q·S_з;

Q_вш=V_кп·S_кп;

q_гзд=0,6 ;

S_з=;

V_кп=;

;

D_с=D_д·К_у;

где К_у - коэффициент уширения ствола скважины:

К_у = 1,03 - для твердых пород;

К_у = 1,1 - для мягких пород;

К_у = 1,06 - для пород средней твердости

Направление I 0-15:

D_с=490·1,06=519,4 мм;

S_з= м²;

V_кп=м/с;

м²;

Q_эо=0,6·0,21=0,126 м³/с;

Q_вш=0,34·0,199=0,0677 м³/с;

Направление II 15-60:

D_с=393,7·1,06=417,3 мм;

S_з= м²;

V_кп=м/с;

м²;

Q_эо=0,6·0,137=0,0822 м³/с;

Q_вш=0,417·0,124=0,0517 м³/с;

Кондуктор 60-530:

D_с=295,3·1,03=304,2 мм;

S_з= м²;

V_кп=м/с;

м²;

Q_эо=0,6·0,073=0,0438 м³/с;

Q_вш=0,5722·0,0596=0,0342 м³/с;

Эксплуатационная колонна 530-2357:

D_с=215,9·1,03=222,4 мм;

S_з= м²;

V_кп=м/с;

м²;

Q_эо=0,6·0,039=0,0234 м³/с;

Q_вш=0,7415·0,0262=0,01943 м³/с;

Интервал, м	Qэо, м3/с	Qвш, м3/с
0-15 15-60 60-530 530-2357	0,126 0,0822 0,0438 0,0234	0,0677 0,0517 0,0342 0,01943

Для проводки скважины под направление для первого и второго интервала выбираем насос НБТ-600 с диаметром цилиндровых втулок 180 мм, теоретическим расходом 42,9 л/с, давлением 11,3 МПа в количестве 2-х штук.

Определим фактическое значение подачи насоса:

Q_н=n·m·Q_нт;

Q_н=2·1·0,0429=0,0858 м³/с;

Хоть полученный расход и не удовлетворяет необходимому, но на небольших глубинах обеспечится эффективная очистка забоя и вынос шлама.

Для проводки скважины под кондуктор выбираем насос НБТ-600 с диаметром цилиндровых втулок 130 мм, теоретическим расходом 22,4 л/с, давлением 21,6 МПа в количестве 2-х штук.

Определим фактическое значение подачи насоса:

Q_н=n·m·Q_нт;

Q_н=2·1·0,0224=0,0448 м³/с;

Так как фактическое значение больше максимального для данного интервала, то данный насос полностью удовлетворяет нашим условиям.

Для проводки скважины под эксплуатационную колонну выбираем насос НБТ-600 с диаметром цилиндровых втулок 140 мм, теоретическим расходом 26 л/с, давлением 18,6 МПа в количестве 1-ой штуки.

Определим фактическое значение подачи насоса:

Q_н=n·m·Q_нт;

Q_н=1·1·0,026=0,026 м³/с;

Так как фактическое значение больше максимального для данного интервала, то данный насос полностью удовлетворяет нашим условиям.

3.2 Выбор способа бурения, типа привода долота и бурового насоса

На предприятии используется буровая установка БУ2900/175 ДЭП-15 с дизель-электрическим приводом постоянного тока, с тиристорным электроприводом основных механизмов. Она предназначена для бурения скважин турбинным, роторным способом и винтовыми забойными двигателями.

При турбинном способе бурения выбранный расход промывочной жидкости, кроме очистки забоя и выноса шлама, должен обеспечить работу забойного двигателя с заданном для разрушения породы моментом.

Поэтому необходимо подобрать такой тип забойного двигателя, который удовлетворяет следующим условиям:

1. Диаметр корпуса меньше диаметра долота более чем на 10 мм;

2. Расход жидкости при номинальном режиме работы близок к принятой подаче насоса;

3. Крутящий момент не менее чем на 20% больше заданного, необходимого для разрушения породы;

M_тзд=M_т;

M_д=G·M_у;

M_у=bD_д²;

M_тзд?1,2M_д;

Направление I 0-15:

Бурение под направление I осуществляется вращательным способом с использованием турбобура типа 2ТСШ-240:

D_т=240 мм;

Q_нт =32 л/с;

ДР_нт =3,3 МПа;

l=16 м;

М_тт =3,3 кНм;

n=500 об/мин;

Рассчитаем фактическое значение момента на валу двигателя при заданном расходе Q_н:

M_т=3,3·=26,1 кН·м;

M_у=0,1·49² ;

M_д=27,16·27,92=758,31 Нм;

26,1?1,2·0,75831 кН;

26,1?0,91 кН;

Выбранный забойный двигатель подходит для проводки скважины под направление I.

Направление II 15-60:

Бурение под направление II осуществляется вращательным способом с использованием турбобура типа 2ТСШ-240:

D_т=240 мм;

Q_нт =32 л/с;

ДР_нт =3,3 МПа;

l=16 м;

М_тт =3,3 кНм;

n=500 об/мин;

Рассчитаем фактическое значение момента на валу двигателя при заданном расходе Q_н:

M_тзд=3,3·=25,622 кН·м;

M_у=0,12·39,37² ;

M_д=80,7·21,63=1745,5 Нм;

25,622?1,2·1,7455 кН;

25,622?2,095 кН;

Выбранный забойный двигатель подходит для проводки скважины под направление II.

Кондуктор 60-530:

Бурение под Кондуктор осуществляется вращательным способом с использованием турбобура типа 2ТСШ-240:

D_т=240 мм;

Q_нт =32 л/с;

ДР_нт =3,3 МПа;

l=16 м;

М_тт =3,3 кНм;

n=500 об/мин;

Рассчитаем фактическое значение момента на валу двигателя при заданном расходе Q_н:

M_тзд=3,3·=6,99 кН·м;

M_у=0,16·29,53² кН·м;

M_д=225,8·14,35=3240 Нм;

6,99?1,2·3,24 кНм;

6,99?3,89 кНм;

Выбранный забойный двигатель подходит для проводки скважины под кондуктор.

Эксплуатационная колонна 530-2357:

Для проводки скважины под эксплуатационную колонну выбираем забойный двигатель типа Д2-195:

D_зд=195 мм;

Q_нт =25-35 л/с;

ДР_нт =4,3-6,7 МПа;

l=6535 мм;

М_тт =5,2 кНм;

n_зд=100 об/мин;

M_тзд=5,2·=4,4526 кНм;

M_у=0,28·21,59²;

M_д=180·15,425=2776,5 Нм;

4,4526 ?1,2·2,7765 кНм;

4,4526 ?3,3318 кНм;

Выбранный забойный двигатель подходит для проводки скважины под эксплуатационную колонну.

3.3 Расчет перепадов давления в кольцевом пространстве скважины и определение критической плотности бурового раствора, расчет перепадов давления в бурильной колонне и определения давления на выкидке насоса

Для расчета потерь давления на трение при движении промывочной жидкости в трубах и кольцевом канале необходимо определить режим течения, в зависимости от которого выбираются те или иные расчетные формулы. Для этого вычисляется значение критического числа Рейнольдса течения промывочной жидкости, при котором происходит переход от структурного режима к турбулентному.

Если число Рейнольдса движения жидкости в трубах или кольцевом пространстве больше вычисленного критического значения, то режим турбулентный. В противном случае движение происходит при структурном режиме.

Re_кр=2100+7,3Не^0,58;

;

d_г=D_c-D_нарБК;

Re_кп=;

;

При турбулентном режиме течения потери давления по длине канала определяются по формуле Дарси-Вейсбаха:

внутри труб

;

в кольцевом пространстве

;

коэффициенты гидравлического сопротивления

;

;

где k - шероховатость;

k=3·10^-4 м - для стенок трубного и обсаженных участков затрубного пространства;

k=3·10^-3 м - для не обсаженных участков затрубного пространства;

В случае структурного режима течений формулы для определения потерь давления по длине канала имеют вид:

;

;

 - коэффициенты, значения которых можно определить предварительно вычеслив число Сен-Венана;

;

;

Местные потери давления от замков в кольцевом пространстве определяются по формуле:

;

Потери давления в наземной обвязке находится по формуле:

;

Перепад давления в турбобуре вычисляется исходя из кинематического подобия по формуле:

Р_тзд=ДР_т;

В случае если для промывки скважины используется техническая вода:

;

или

;

л=64/Re при Re?2320;

л=96/Re при Re?2320;

;

или

;

Критическая плотность бурового раствора:

;

;

= ДР_КПЗД+ ДР_КПУБТ+ ДР_КПБТ - потери давления при движении промывочной жидкости в затрубном пространстве.

Расчет перепадов давления в кольцевом пространстве скважины и определение критической плотности бурового раствора:

Направление I 0-15 м.

За утяжеленными бурильными трубами:

d_г=519,4 -203=316,4 мм;

;

Re_кр=2100+7,3 ·(3243530,304)^0,58=45722,78;

За утяжеленными бурильными трубами:

;

Место	Reкр	Reкп	Режим точения
За утяжеленными бурильными трубами	45722,78	16340,5	Структурный

За утяжеленными бурильными трубами:

в_кп = 0,8;

Направление II 15-60 м.

За утяжеленными бурильными трубами:

d_г = 417.322 - 203 =214,322 мм.

Re_кр=2100+7,3 ·(1488259)^0,58=29864.

За бурильными трубами в необсаженной части:

d_г = 417,322 - 127 =290,322 мм.

Re_кр=2100+7,3 ·(2730894)^0,58=41580.

За бурильными трубами в обсаженной части:

d_г = 416 - 127 =289 мм.

Re_кр=2100+7,3 ·(2706080)^0,58=41372.

За утяжеленными бурильными трубами:

За бурильными трубами в необсаженной части:

За бурильными трубами в обсаженной части:

Место	Reкр	Reкп	Режим течения
За УТБ	29864	19029	Структурный
За ТБПК в необсаженной части	41580	40663	Структурный
За ТБПК в обсаженной части	42952	21346	Структурный
За ВЗД	24385	17958	Структурный

За УБТ:

в_кп =0,8;

За ТБПК в необсаженной части:

в_кп =0,8;

За ТБПК в обсаженной части:

в_кп =0,8;

Местные потери давления в ТБПК в обсаженной части:

1,08 < 2,6 - условие выполняется.

За ВЗД:

d_г = 177,322 мм.

Re_кр=2100+7,3 ·(1018756)^0,58=24385;

в_кп =0,74;

Кондуктор 60-530

За забойным двигателем:

d_г=304,2 - 240=64,2 мм;

Re_кр=2100+7,3 ·(133541)^0,58=8958.

За УТБ:

d_г=304,2 - 203=101,2 мм;

Re_кр=2100+7,3 ·(331823)^0,58=13726.

За ТБПК в необсаженной части:

d_г=304,2 - 127=177,2 мм;

Re_кр=2100+7,3 ·(1017355)^0,58=24367.

За ТБПК в обсаженной части:

d_г=314,5 - 127=187,5 мм;

Re_кр=2100+7,3 ·(1139063)^0,58=25875.

За забойным двигателем:

За УТБ:

За ТБПК в необсаженной части:

За ТБПК в обсаженной части:

Место	Reкр	Reкп	Режим течения
За ЗД	8958	11326	Турбулентный
За УТБ	13726	12152	Структурный
За ТБПК в необсаженной части	24367	14294	Структурный
За ТБПК в обсаженной части	25875	13960	Структурный

За ЗД:

За УТБ:

в_кп =0,6;

За ТБПК в необсаженной части:

в_кп =0,7;

За ТБПК в обсаженной части:

в_кп =0,7;

Местные потери давления от замков в кольцевом пространстве в необсаженной части:

Местные потери давления от замков в кольцевом пространстве в обсаженной части:

УДP_М=31,85+280,22=312,07 Па;

УДP_кп=2578,35 + 49,40 +41212,5121 + 5485,7 + 312,07 =54529,3421 Па;

1080 < 2589 - гидроразрыва пласта не будет.

Эксплуатационная колонна 530 - 2357 м.

За ВЗД:

d_г=222,4-195=27,4 мм;

Re_кр=2100+7,3 ·24649^0,58=4674;

За УТБ:

d_г=222,4-178=44,4 мм;

Re_кр=2100+7,3 ·64724^0,58=6605.

За ТБПК:

d_г=222,4-127=95,4 мм;

Re_кр=2100+7,3 ·298809^0,58=13041.

За ЛБТ в необсаженной части:

d_г=222,4-129=93,4 мм;

Re_кр=2100+7,3 ·286412^0,58=12775.

За ЛБТ в обсаженной части:

d_г=237,1-129=108,1 мм;

Re_кр=2100+7,3 ·383662^0,58=14748.

За ВЗД:

За УТБ:

За ТБПК:

За ЛБТ в необсаженной колонне:

За ЛБТ в обсаженной части:

Место	Reкр	Reкп	Режим течения
За ВЗД	4674	3618	Структурный
За УТБ	6605	3772	Структурный
За ЛБТ в необсаженной части	12775	4298	Структурный
За ТБПК	13041	4302,9	Структурный
За ЛБТ в обсаженной части	14748	4125	Структурный

За ВЗД:

в_кп =0,3;

За УТБ:

в_кп =0,5;

За ТБПК:

в_кп =0,7;

За ЛБТ в необсаженной части:

в_кп =0,7;

За ЛБТ в обсаженной части:

в_кп =0,75;

Местные потери давления от замков в кольцевом пространстве в необсаженной части:

Местные потери давления от замков в кольцевом пространстве в необсаженной части:

Местные потери давления от замков в кольцевом пространстве в обсаженной части:

УДP_М=12591,23+1986 + 1398,3=15975,53Па;

УДP_кп=57241 + 81081,08 +1101254,206 + 854987 + 462125,3406 + 15975,53=2568986,431 Па;

- гидроразрыва пласта не будет.

Определение потерь давления внутри бурильной колонны

Направление II 15 - 60 м.

УБТ:

d_г=151,5 мм;

Re_кр=2100+7,3 ·743653^0,58=20666;

- турбулентный режим течения.

ТБПК:

d_г=117,8 мм;

Re_кр=2100+7,3 ·449610^0,58=15967;

- турбулентный режим течения.

Определение потери давления в устьевой обвязке:

ДP_ОБ = (1,1·10⁵ + 0,3·10⁵ +0,3·10⁵ +0,4·10⁵) · 1080 · 0,0858² = 1,67МПа;

ДP_Г =2208МПа;

Кондуктор 60 - 530 м.

УБТ:

d_г=151,5 мм;

Re_кр=20666;

- турбулентный режим течения.

ТБПК:

d_г=117,8 мм;

Re_кр=15967;

- турбулентный режим течения.

ДP_ОБ = 455196,672Па;

ДP_Г =(1-0,9956) (2,6-1,08) ·10·500 = 38000Па.

Эксплуатационная колонна 530 - 2357 м.

УБТ:

d_г=129 мм;

Re_кр=2100+7,3 ·546357^0,58=17626;

- структурный режим течения.

в_т =0,7;

ЛБТ:

d_г=118 мм;

Re_кр=2100+7,3 ·457153^0,58=16101;

- структурный режим течения.

в_т =0,7;

ТБПК:

d_г=117,8 мм;

Re_кр=15967;

- структурный режим течения.

в_т =0,7;

ДP_ОБ = 161834,4Па;

ДP_Г =(1-0,9987) (2,6-1,14) ·10·2290 =43464,2Па.

Направление II 15-60 м.

ДP = 4044,4+241757,0102+1,07+0+1670000+25622000+2208 = 27540010,48Па ? 27,54МПа ? 27,6МПа.

Кондуктор 60 - 530 м.

ДP = 54217,2721+1047329,34+312,07+0+455196,672+6985440+38000 = 8580495,354Па ? 8,58МПа ? 8,6МПа.

Эксплуатационная колонна 530 -2357 м.

ДP = 2553010,901+2046782,525+15975,53+34200+161834,4+5300000+43464,2 = 10155267,56Па ? 10,2МПа.

+

Сумма потерь давления во всех элементах циркулярной системы за исключением потерь давления в долоте.

Резерв давлений, который может быть реализован в долоте:

ДP_Д = 0,75М18,6 - 10,2 = 3,75МПа.

При х_Д < 80 м/с нельзя использовать долото с гидромониторным эффектом для бурения данного интервала.

Рабочее давление в насосах:

P = 10,2М10⁶+6,897М10⁶ = 17,097МПа ? 17,1МПа.

Вывод: выбранный насос подходит, т.к. давление расчётное =17,1 МПа меньше давления насоса НБТ-600 18,6 МПа (с диаметром втулок 140 мм).

Заключение

На предприятии используется буровая установка БУ2900/175 ДЭП-15 с дизель-электрическим приводом постоянного тока, с тиристорным электроприводом основных механизмов. Она предназначена для бурения скважин турбинным, роторным способом и винтовыми забойными двигателями.

При турбинном способе бурения выбранный расход промывочной жидкости, кроме очистки забоя и выноса шлама, должен обеспечить работу забойного двигателя с заданном для разрушения породы моментом.

Поэтому необходимо подобрать такой тип забойного двигателя, который удовлетворяет следующим условиям:

1. Диаметр корпуса меньше диаметра долота более чем на 10 мм;

2. Расход жидкости при номинальном режиме работы близок к принятой подаче насоса;

3. Крутящий момент не менее чем на 20% больше заданного, необходимого для разрушения породы;

Зависимость давления от длины канала циркуляции:

1 - турбобур с долотом;

2 - утяжеленные бурильные трубы;

3 - бурильные трубы;

4 - обсадная колонна.

Гидростатическое давление раствора без шлама:

Р _с= с_пж·g·H;

Р _с=1140·10·2290=26100000?26,1 МПа;

Гидростатическое давление с учетом шлама:

Р`_с=ц·с _пж·g·H+(1-ц) с_ш·g·H;

Р`_с=0,9987·1140·10·2290+(1-0,9987) ·2600·10·2290=26150000?26,15 МПа.

Список используемой литературы

1. Отчетные материалы производственно-технического и геологического отделав бурового предприятия.

2. Леонов Е.Г. Гидроаэромеханика в бурении/ Е.Г. Леонов, И.И. Исаев // - М.: Недра, 2007. - 304 с.

3. Маковей Н. Гидравлика бурения/ Н. Маковей // - М.: Недра, 2006. - 536 с.

4. Ганджумян Р.А. Инженерные расчеты при бурении глубоких скважин: Справочное пособие/ Р.А. Ганджумян, А.Г. Калинин, Б.А. Никитин // - М.: Недра, 2010. - 489 с.

Размещено на Allbest.ru