Гидравлическая программа промывки скважины месторождения

Сведения о районе работ, стратиграфия и литология, нефтегазоводоносность и пластовое давление. Выбор и расчет профиля скважин, а также определение критической плотности бурового раствора. Расчет перепадов давления в кольцевом пространстве скважины.

Рубрика Геология, гидрология и геодезия
Вид курсовая работа
Язык русский
Дата добавления 15.12.2014
Размер файла 182,7 K

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/

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

C2

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.

C2

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

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?

++

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

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:

Dвнк= Dд 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;

Qэо=q·Sз;

Qвш=Vкп·Sкп;

qгзд=0,6 ;

Sз=;

Vкп=;

;

Dс=Dд·Ку;

где Ку - коэффициент уширения ствола скважины:

Ку = 1,03 - для твердых пород;

Ку = 1,1 - для мягких пород;

Ку = 1,06 - для пород средней твердости

Направление I 0-15:

Dс=490·1,06=519,4 мм;

Sз= м2;

Vкп=м/с;

м2;

Qэо=0,6·0,21=0,126 м3/с;

Qвш=0,34·0,199=0,0677 м3/с;

Направление II 15-60:

Dс=393,7·1,06=417,3 мм;

Sз= м2;

Vкп=м/с;

м2;

Qэо=0,6·0,137=0,0822 м3/с;

Qвш=0,417·0,124=0,0517 м3/с;

Кондуктор 60-530:

Dс=295,3·1,03=304,2 мм;

Sз= м2;

Vкп=м/с;

м2;

Qэо=0,6·0,073=0,0438 м3/с;

Qвш=0,5722·0,0596=0,0342 м3/с;

Эксплуатационная колонна 530-2357:

Dс=215,9·1,03=222,4 мм;

Sз= м2;

Vкп=м/с;

м2;

Qэо=0,6·0,039=0,0234 м3/с;

Qвш=0,7415·0,0262=0,01943 м3/с;

Интервал, м

Qэо, м3

Qвш, м3

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:

Qн=n·m·Qнт;

Qн=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:

Qн=n·m·Qнт;

Qн=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:

Qн=n·m·Qнт;

Qн=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;

Mтзд=Mт;

Mд=G·Mу;

Mу=bDд2;

Mтзд?1,2Mд;

Направление I 0-15:

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

Dт=240 мм;

Qнт =32 л/с;

ДРнт =3,3 МПа;

l=16 м;

Мтт =3,3 кНм;

n=500 об/мин;

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

Mт=3,3·=26,1 кН·м;

Mу=0,1·492 ;

Mд=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:

Dт=240 мм;

Qнт =32 л/с;

ДРнт =3,3 МПа;

l=16 м;

Мтт =3,3 кНм;

n=500 об/мин;

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

Mтзд=3,3·=25,622 кН·м;

Mу=0,12·39,372 ;

Mд=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:

Dт=240 мм;

Qнт =32 л/с;

ДРнт =3,3 МПа;

l=16 м;

Мтт =3,3 кНм;

n=500 об/мин;

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

Mтзд=3,3·=6,99 кН·м;

Mу=0,16·29,532 кН·м;

Mд=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:

Dзд=195 мм;

Qнт =25-35 л/с;

ДРнт =4,3-6,7 МПа;

l=6535 мм;

Мтт =5,2 кНм;

nзд=100 об/мин;

Mтзд=5,2·=4,4526 кНм;

Mу=0,28·21,592;

Mд=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.

Reкр=2100+7,3Не0,58;

;

dг=Dc-DнарБК;

Reкп=;

;

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:

Ртзд=ДРт;

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:

;

;

= ДРКПЗД+ ДРКПУБТ+ ДРКПБТ - 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:

dг=519,4 -203=316,4 мм;

;

Reкр=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:

вкп = 0,8;

Направление II 15-60 м.

За утяжеленными бурильными трубами:

dг = 417.322 - 203 =214,322 мм.

Reкр=2100+7,3 ·(1488259)0,58=29864.

За бурильными трубами в необсаженной части:

dг = 417,322 - 127 =290,322 мм.

Reкр=2100+7,3 ·(2730894)0,58=41580.

За бурильными трубами в обсаженной части:

dг = 416 - 127 =289 мм.

Reкр=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:

вкп =0,8;

За ТБПК в необсаженной части:

вкп =0,8;

За ТБПК в обсаженной части:

вкп =0,8;

Местные потери давления в ТБПК в обсаженной части:

1,08 < 2,6 - условие выполняется.

За ВЗД:

dг = 177,322 мм.

Reкр=2100+7,3 ·(1018756)0,58=24385;

вкп =0,74;

Кондуктор 60-530

За забойным двигателем:

dг=304,2 - 240=64,2 мм;

Reкр=2100+7,3 ·(133541)0,58=8958.

За УТБ:

dг=304,2 - 203=101,2 мм;

Reкр=2100+7,3 ·(331823)0,58=13726.

За ТБПК в необсаженной части:

dг=304,2 - 127=177,2 мм;

Reкр=2100+7,3 ·(1017355)0,58=24367.

За ТБПК в обсаженной части:

dг=314,5 - 127=187,5 мм;

Reкр=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:

вкп =0,6;

За ТБПК в необсаженной части:

вкп =0,7;

За ТБПК в обсаженной части:

вкп =0,7;

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

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

УДPМ=31,85+280,22=312,07 Па;

УДPкп=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:

dг=222,4-195=27,4 мм;

Reкр=2100+7,3 ·246490,58=4674;

За УТБ:

dг=222,4-178=44,4 мм;

Reкр=2100+7,3 ·647240,58=6605.

За ТБПК:

dг=222,4-127=95,4 мм;

Reкр=2100+7,3 ·2988090,58=13041.

За ЛБТ в необсаженной части:

dг=222,4-129=93,4 мм;

Reкр=2100+7,3 ·2864120,58=12775.

За ЛБТ в обсаженной части:

dг=237,1-129=108,1 мм;

Reкр=2100+7,3 ·3836620,58=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:

вкп =0,3;

За УТБ:

вкп =0,5;

За ТБПК:

вкп =0,7;

За ЛБТ в необсаженной части:

вкп =0,7;

За ЛБТ в обсаженной части:

вкп =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:

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

УДPкп=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:

dг=151,5 мм;

Reкр=2100+7,3 ·7436530,58=20666;

- турбулентный режим течения.

ТБПК:

dг=117,8 мм;

Reкр=2100+7,3 ·4496100,58=15967;

- турбулентный режим течения.

Определение потери давления в устьевой обвязке:

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

ДPГ =2208МПа;

Кондуктор 60 - 530 м.

УБТ:

dг=151,5 мм;

Reкр=20666;

- турбулентный режим течения.

ТБПК:

dг=117,8 мм;

Reкр=15967;

- турбулентный режим течения.

ДPОБ = 455196,672Па;

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

Эксплуатационная колонна 530 - 2357 м.

УБТ:

dг=129 мм;

Reкр=2100+7,3 ·5463570,58=17626;

- структурный режим течения.

вт =0,7;

ЛБТ:

dг=118 мм;

Reкр=2100+7,3 ·4571530,58=16101;

- структурный режим течения.

вт =0,7;

ТБПК:

dг=117,8 мм;

Reкр=15967;

- структурный режим течения.

вт =0,7;

ДPОБ = 161834,4Па;

ДPГ =(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:

ДPД = 0,75М18,6 - 10,2 = 3,75МПа.

При хД < 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= спж·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) сш·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


Подобные документы

  • Выбор типа промывочной жидкости и показателей ее свойств по интервалам глубин. Расчет материалов и химических реагентов для приготовления бурового раствора, необходимого для бурения скважины. Критерии выбора его типа для вскрытия продуктивного пласта.

    курсовая работа [2,2 M], добавлен 05.12.2014

  • Краткие сведения о районе буровых работ. Стратиграфический разрез, нефтеносность, водоносность и газоносность скважины. Возможные осложнения по разрезу скважины. Выбор и расчет конструкции скважины. Расчет основных параметров и техника безопасности.

    курсовая работа [487,8 K], добавлен 27.02.2011

  • Принципы проектирования конструкции скважины, обоснование ее конструкции и плотности бурового раствора по интервалам бурения. Расчет диаметров долот и обсадных колонн. Требования безопасности и защита окружающей среды при применении промывочной жидкости.

    курсовая работа [196,8 K], добавлен 12.03.2013

  • Общие сведения о горных породах. Выбор технологических регламентов бурения скважин. Требования к конструкции скважины. Выбор конструкции скважины. Выбор профиля скважины. Выбор типа шарошечного долота. Породоразрушающий инструмент. Долота.

    контрольная работа [16,4 K], добавлен 11.10.2005

  • Состояние наклонно направленного бурения при строительстве скважин в РУП "ПО "Белоруснефть". Геологическое строение Речицкого месторождения. Выбор конструкции скважины. Технология бурения, расчет бурильных колонн. Рекомендации по заканчиванию скважины.

    дипломная работа [166,9 K], добавлен 02.06.2012

  • Стратиграфический разрез скважины, ее нефте-, водо- и газоносность. Выбор и расчет конструкции и профиля наклонно-направленной скважины. Подготовка буровой установки к креплению нефтяных скважин. Показатели работы долот и режимы бурения скважины.

    курсовая работа [538,3 K], добавлен 12.03.2013

  • Характеристика стратиграфии и литологии осадочного разреза Речицкого месторождения. Проект строительства эксплутационной скважины. Расчет эффективности при использовании кабельной линии связи через вертлюг. Выбор типа бурового раствора и его параметров.

    дипломная работа [3,5 M], добавлен 02.06.2012

  • Геологический разрез скважины. Литологическая характеристика разреза. Возможные осложнения. Конструкция скважины: направление, кондуктор и эксплуатационная колонна. Выбор и обоснование вида промывочной жидкости по интервалам бурения, расчет ее параметров.

    курсовая работа [35,4 K], добавлен 03.02.2011

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

    курсовая работа [2,4 M], добавлен 14.09.2012

  • Совмещённый график изменения давлений пласта и гидроразрыва пород. Расчет диаметров обсадных колонн и долот, плотности бурового раствора, гидравлических потерь. Технологии предупреждения и ликвидации осложнений и аварий при бурении вертикальной скважины.

    курсовая работа [1,6 M], добавлен 14.01.2015

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.