Размещено на http://www.allbest.ru/

МИНИСТЕРСТВО НАУКИ И ВЫСШЕГО ОБРАЗОВАНИЯ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ

ФЕДЕРАЛЬНОЕ ГОСУДАРСТВЕННОЕ БЮДЖЕТНОЕ ОБРАЗОВАТЕЛЬНОЕ УЧРЕЖДЕНИЕ ВЫСШЕГО ОБРАЗОВАНИЯ

«ТЮМЕНСКИЙ ИНДУСТРИАЛЬНЫЙ УНИВЕРСИТЕТ»

Филиал ТИУ в г. НижневартовскЕ

Кафедра «Нефтегазовое дело»

КУРСОВАЯ ПРОЕКТ

По дисциплине: «Технология бурения нефтяных и газовых скважин»

на тему: Составление регламента на углубление с горизонтальным окончанием нефтяной добывающей скважины глубиной 2150 м на Самотлорском месторождении

Абдуганиев Б. Ш.

Нижневартовск-2022



министерство образования и науки РФ

федеральное Государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования

«ТЮМЕНСКИЙ ИНДУСТРИАЛЬНЫЙ УНИВЕРСИТЕТ»

Филиал в г. Нижневартовске

Кафедра «Нефтегазовое дело»

КУРСОВАЯ ПРОЕКТ

По дисциплине: «Технология бурения нефтяных и газовых скважин»

Задание№ТБНГС.КП.21.03.01.432.2022.ПЗ

Группа Бсбз18-1

Студент__Абдуганиев Бобур Шухрат угли____________________________

Дата выдачи________________ Срок предоставления ___________________

На тему: Составление регламента на углубление с горизонтальным окончанием нефтяной добывающей скважины глубиной 2150 м на Самотлорском местораждении.

СОСТАВ ПОЯСНИТЕЛЬНОЙ ЗАПИСКИ

Титульный лист

Задание

Содержание

Введение

1. Геологическая часть

2. Техническая часть

2.1Анализ состояния техники и технологии бурения скважин на месторождении или в районе строительства скважины.

2.2 Выявление вида и зон осложнений в скважине.

2.3 Конструкция скважин.

2.4 Тип и свойства промывочной жидкости.

2.5 Анализ физико-механических свойств горных пород разреза.

2.6 Разделение геологического разреза скважины на интервалы по буримости.

2.7 Выбор способа бурения

2.8 Выбор типа долота и его промывочного узла

2.9 Обоснование компоновки бурильной колонны.

2.10 Проектирование режима бурения.

2.11 Расчет гидравлической мощности буровых насосов, их типа и количества, корректировка расхода промывочной жидкости.

2.12 Выбор забойного двигателя.

2.13 Расчет насадок долота

2.14 Расчет обсадной колонны на прочность

2.15 Выбор буровой установки.

Выводы

Список использованных источников

Задание к выполнению принял студент_____________/Абдуганиев Б.Ш.

(подпись)

Руководитель______________________________________/Щедь С.Н.

(подпись)



СОДЕРЖАНИЕ

ВВЕДЕНИЕ

1. ГЕОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

2. ТЕХНИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

2.0 Обоснование точки заложения скважины

Анализ состояния техники и технологии бурения скважин на месторождении или в районе строительства скважины

Выявление вида и зон осложнений в скважине

Конструкция скважин

Тип и свойства промывочной жидкости

Анализ физико-механических свойств горных пород разреза

2.7 Разделение геологического разреза скважины на интервалы по буримости

2.7 Выбор типа долота и его промывочного узла

2.8 Выбор способа бурения

2.9 Обоснование компоновки бурильной колонны

2.10 Проектирование режима бурения

Расчет гидравлической мощности буровых насосов, их типа и количества, корректировка расхода промывочной жидкости

2.11 Выбор забойного двигателя

2.13 Расчет диаметра насадок долот

2.14 Расчет бурильной колонны на прочность

2.15 Выбор буровой установки

2.16Аварии и осложнения

Выводы

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ



ВВЕДЕНИЕ

Основной объем добываемых в стране углеводородов приурочен к районам с развитой инфраструктурой с месторождений, разрабатываемых длительное время с неуклонно падающей добычей продукции. Разрабатывать такие месторождения намного сложнее, чем содержащие активные запасы.

Степень развития техники и технологии позволяет сейчас поставить вопрос о необходимости комплексного и ретроспективного подхода к решению глобальной проблемы - сохранения, восстановления и повышения продуктивности нефтяных пластов в последовательной цепи: «вскрытие пласта - эксплуатация - ремонт скважин». Для этого необходимо развитие и совершенствование качественных технологических жидкостей, разработка нового поколения составов с регулируемыми и управляемыми, практически с заранее заданными, физико-химическими и технологическими свойствами. Основные критерии при синтезе, отборе и применимости рабочих жидкостей в процессах бурения скважин - не влияние на фильтрационно-коллекторские параметры продуктивных пластов, а собственно их сохранение.



1. ГЕОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

Общие сведения о месторождении

Самотлорское месторождение располагается в Нижневартовском районе Ханты-Мансийского автономного округа в 15 км. от города Нижневартовска. Оно было открыто в 1965 году. За время эксплуатации принесло в бюджет государства около 245 млрд $, затраты на освоение при этом не превысили 27 млрд$. На месторождении за это время было пробурено более 16000 скважин. Из недр Самотлора на настоящий момент уже получено более 2,3 млрд тонн нефти. Пик добычи пришелся на 80-е годы. В этот период месторождение давало четверть всего «черного золота», добываемого на территории бывшего СССР - что составляло более 150 млн тонн ежегодно. К сожалению, в результате чрезмерно интенсивной эксплуатации состояние месторождения резко ухудшилось. Наиболее низкие результаты пришлись на 1996 год, когда было добыто лишь 16,74 млн тонн нефти. бурение скважина самотлорское месторождение

Учитывая будущие перспективы, Самотлорское месторождение было призвано 6 по величине в мире по версии международной исследовательской компании IMS CERA, а также лидером по добыче в России.

Геологическое строение Самотлорского месторождения

Тектоника

Тектоническое строение района Самотлорского месторождения не отличается от тектонического строения Западно-Сибирской плиты, в пределах которой выделяют 3 структурных этажа. Нижний - соответствует палеозойскому и допалеозойскому времени, соответствует геосинклинальному этапу развития. Средний - пермо-триасового времени, формировался в период парогеосинклинали. Верхний - мезо-кайнозойский осадочный чехол, формировавшийся в платформенных условиях длительного погружения фундамента.По кровле горизонта БВ10 Самотлорское куполовидное поднятие оконтуривается изогипсой -2200 м.

Все локальные структуры внутри контура выражены довольно резко. Наиболее крупная из них - собственно Самотлорская структура оконтурена изогипсой -2120 м, имеет изометрическую форму с изрезанными контурами. Размеры ее: 12 х 15 км, амплитуда - около 70 м, при этом наиболее крутые углы поднятия характерны для юго-восточной части - до 202'. По кровле горизонта БВ8 в структурном плане Самотлорского поднятия намечается определенное выполаживание по сравнению с нижезалегающим горизонтом БВ10. Более существенные изменения структурного плана отмечаются по кровле самого верхнего продуктивного горизонта АВ1, согласно которому Приобская, Белозерная, Нижневартовская и Мартовская структуры практически сливаются с Самотлорской, оконтуриваясь с севера и востока изогипсой -1690 м, на западе и юго-западе - изогипсой - 1660 м, оставаясь «раскрытыми» в сторону Аганского и Мегионского поднятий. Углы наклона крыльев достигают 1045', амплитуда по отношению к западному крылу - около 110 м, восточному и северному - 160 м. В целом Самолотлорское куполовидное поднятие по замыкающей изогипсе -2220 м имеет размеры 32

Данные сейсмических структурных построений использовались для определения абсолютных отметок структурных поверхностей между скважинами при их невысокой плотности, а также в краевых частях месторождения, не освещенных данными бурения. В отличии от ранее принятых методик (графики схождения глубин по данным ГИС и сейсморазведки) строились карты разницы между структурными отметками по ГИС и сейсморазведки. Карты невязок вычитались из структурных сейсмических поверхностей, что позволили получить практически нулевые невязки в точках положения скважин и повысить точность сейсмических построений в межскважинном пространстве. Структурные карты по кровлям и подошвам коллекторов строились по всем скважинам путем вычитания толщин от стратиграфических поверхностей до кровель и подошв соответствующих пластов. В результате данной методики структурных построений установлено,что залежь пласта АВ11-2раскрывается в сторону

Аганского, Ватинского, Мегионского, Мыхпайского, Усть-Вахского поднятий.

Орогидрография района работ

Самотлорское нефтяное месторождение - одно из крупнейших в Западной Сибири и России - находится в Нижневартовском районе Ханты-Мансийского автономного округа Тюменской области, в 750 км к северо-востоку от г. Тюмени и в 15 км от г. Нижневартовска. Географически район месторождения приурочен к водоразделу р. Оби. Территория месторождения сильно заболочена. Растительность представлена смешанными лесами, с преобладанием хвойных пород. Климат района континентальный с коротким прохладным летом и продолжительной холодной зимой. Наиболее холодным месяцем года является январь(-50°), самым теплым - июль (+30°). Толщина ледяного покрова колеблется от 40 до 80 см. Населенные пункты непосредственно на площади месторождения отсутствуют. Ближайшие населенные пункты - г. Нижневартовск, г. Мегион и другие - расположены на берегу р. Оби. Плотность населения низкая, коренное население - ханты и манси - ведет полукочевой образ жизни, занимается оленеводством, рыболовством и охотой. В пределах месторождения имеются дороги с бетонным покрытием, по которым круглогодично возможно движение всех видов транспорта.

Таблица 1 - Сведения о площадке строительства буровой установки

Наименование, единица измерения	Значение (название, величина)
Рельеф местности	Равнинный, слабовсхолмленный.
Толщины · снежного покрова, м	1,0-1,5
· почвенного слоя, м	0,3
Состояние местности	Заболоченная с озерами
Растительный покров	Сосново-березовый, пихтовый лес.
Категория грунта	Торфяно-болотные пески, суглинки, глины.



Литолого-стратиграфическая характеристика и физико-механические свойства горных пород по разрезу скважины

Геологический разрез месторождения представлен отложениями двух структурных комплексов: доюрских образований и мезозойско-кайнозойского осадочного чехла. Осадочные породы общей толщиной до 3 км залегают на размытой поверхности доюрского складчатого основания. Номенклатура свит и пачек, слагающих разрез месторождения, не претерпела каких-либо существенных изменений. Поэтому ниже дается краткая характеристика стратиграфических подразделений.

Доюрские образования. Палеозойский структурный этаж вскрыт разведочными скв. 8Р, 39Р, 50Р, 126Р, 1035Р, 189Р, 190Р, 192П. Отложения палеозоя представлены сильно метаморфизованными глинистыми, глинисто-слюдистыми и кремнисто-глинистыми сланцами, интрузивными породами. По породам палеозойского структурного этажа развиты коры выветривания, которые на Самотлорском месторождении мало изучены.

Юрская система. Отложения юрской системы, несогласно залегающие на доюрском основании, представлены тремя отделами. Нижний и средний отделы сложены континентальными отложениями тюменской свиты, толщина которой достигает 220-250м. Верхний отдел (васюганская, георгиевская, баженовская свиты) представлен преимущественно морскими осадками. Васюганская свита (келловей-оксфорд) литологически делится на две части. Нижняя - сложена аргиллитами и имеет толщину до 30 м. Верхняя часть, имеющая толщину до 45 м, представлена преимущественно песчано-алевролитовыми породами, с которыми связана нефтеносность (горизонт ЮВ1). Георгиевская свита (киммеридж) представлена аргиллитами с прослоями известняков и включениями глауконита. Толщина свиты - до 4 м. Баженовская свита, сложена битуминозными аргиллитами толщиной около 20м.

Меловая система. Меловая система представлена всеми стратиграфическми единицами.Нижний мел сложен отложениями мегионской, вартовской, алымской и низов покурскойсвит.Мегионская свита (берриас-валанжин) литологически делится на четыре части.

Нижняя - сложена аргиллитами. На них залегает ачимовская толща, представленная тонким и весьма сложным переслаиванием песчаников, алевролитов и аргиллитов. В составе толщи выделяется до 9 пластов, индексируемых сверху вниз от БВ14 до БВ22, из которых 4 последних в пределах Самотлорского месторождения содержат промышленные запасы нефти. Толщина ачимовской толщи достигает 80 м. Выше залегают преимущественно песчаные породы, в составе которых выделяются пласты БВ8 - БВ12. Промышленно-нефтеносными являются пласты БВ8 и БВ10. В пределах Самотлорского месторождения с мегионской свитой связаны отложения клиноформенного комплекса.

Толщина отложений свиты: 326 - 370 м.Вартовская свита подразделяется, на две подсвиты. С ней связан в пределах всего месторождения шельфовый этап осадконакопления. В основании нижней подсвиты отложения представлены переслаиванием серых песчаников, алевролитов и аргиллитов, слагающих пласты БВ7 и БВ6. Пласт БВ7 нефтеносен. Разрез верхней части подсвиты представлен также чередованием разнозернистых песчаников, алевролитов и глинистых пород, образующих до пяти самостоятельных пластов, из которых в трёх (БВ0, БВ1, БВ2) содержатся промышленные залежи нефти. Общая толщина нижней подсвиты, составляет около 240 м. Верхняя подсвита вартовской свиты подразделяется на две части. В составе нижней части выделяется три песчаных пласта АВ8, АВ7 и АВ6, с которыми связаны залежи нефти и газа.

Палеогеновая система. Состоит в нижней своей части в основном из глин морского происхождения (талицкая, люлинворская, чеганская свиты), толщина которых составляет 280-320 м. Выше залегают континентальные осадки - переслаивание глин, песков, бурых углей с остатками древесины (атлымская, новомихайловская, журавская свиты). Их толщина составляет от 235 до 240 м.

Четвертичная система. Отложения четвертичной системы представлены супесями, суглинками, песками, торфом, залегающими на размытой поверхности осадков журавской свиты. Толщина отложений достигает 125 м.

Нефтегазоводоносность

За период, прошедший после последнего подсчета запасов углеводородов Самотлорского месторождения, были выявлены дополнительно несколько новых объектов: пласт БВ0 который в последующем был поделен два подобъекта БВ01 и БВ02, также выделены объекты БВ3, БВ4, БВ71, БВ72, БВ16, БВ17-18. Основные же изменения коснулись расширения границ месторождения за счёт приобщения в его западной и южной частях значительных площадей нефтеносности. Материалы,полученные в результате бурения новых разведочных и эксплуатационных скважин вкупе c углубленными эксплуатацонными скважинами способствовали уточнению подсчетных параметров, положения газо-нефте-водяных контактов (ГНК, ВНК, ГВК) и границ залегания выявленных ранее изолированных залежей нефти и газа, а также установлению новых залежей в составе принятых подсчетных объектов. Число подсчетных объектов составляет 26. Ниже приводится краткая характеристика залежей с учётом данных, полученных в процессе доразведки и бурения эксплуатационных скважин за период 1997 - 2015 г.

Залежи пластов БВ0 - БВ7. В стратиграфическом отношении эти пласты относятся к нижней части вартовской свиты нижнего мела. Среди 8 пластов, выделяемых в её разрезе, промышленно нефтеносными на Самотлорском месторождении являются БВ01, БВ02, БВ1, БВ2, БВ71 и БВ72. Пласты БВ0-БВ7 формировались в условиях неглубокого моря в краевой части шельфа (пласт БВ7) и шельфовой равнины. Отложения пласта БВ72 откладывались при кратковременной трансгрессии, сместившей область наиболее активной седиментации на восток. В это время на территории Самотлорского месторождения песчаный материал представлен фациями разрозненных песчаных валов, имевших простирание с юго-запада на северо-восток. Песчаные валы разделены обширными полями глинистых отложений.

В результате сформировались литологические и структурно-литологические ловушки углеводородов. Дистальная часть области активной седиментации в виде отдельных песчаных тел встречена практически на всей восточной границе месторождения. В описанных условиях продуктивными являются отдельные песчаные линзы, имеющие разные положения водо-нефтяного контака (ВНК). Последовавшая регрессия моря привела к проградации области активной седиментации на территорию месторождения. Для отложений пласта характерен четко выдержанный регрессивный характер разреза. Разрез наиболее опесчанен в кровле пласта, эффективные толщины возрастают с юго-востока на северо-запад. В настоящее время в пласте открыта одна залежь. Тем не менее, геологическое строение пласта свидетельствует об имеющихся перспективах новых открытий. Дальнейшее осадконакопление разреза связано с активной седиментацией, аналогичной описанной выше для отложений пластов АВ6-АВ8.

Соответственно, в центральной части Самотлорского поднятия положения ВНК выше, чем в его краевых частях. Формирование пласта Б80 определялось трансгрессией и последующим заполнением осадочного бассейна обломочным материалом, поступавшим с востока. Область наибольшей песчанистости отложений пласта расположена за восточной границей лицензионного участка. На востоке месторождения песчаное геологическое тело можно назвать массивным, на западе песчаные тела залегают в виде отдельных линз с незначительной эффективной толщиной.

Залежи ачимовской толщи. Ачимовская толща нижнего мела на Самотлорском месторождении, как и в пределах всего Нижневартовского свода, представлена тонким и очень сложным переслаиванием песчано-алвролитовых и глинистых пород, которое обусловило своеобразное фазовое состояние содержащихся в их пустотном пространстве флюидов. Большинство залежей нефти, выявленных в разрезе ачимовской толщи, относится к так называемым объектам с непредельным характером насыщения, следствием которого является частое получение притоков воды (особенно при высоких депрессиях) при испытании интервалов с положительной характеристикой по ГИС и достаточно быстрое обводнение залежей при положительных испытаниях.

Среди множества пластов, выделяемых в разрезе ачимовской толщи, промышленно нефтеносными являются пласты БВ16, БВ17-18, БВ19, БВ20, БВ21-22. Фондаформенные отложения (ачимовская пачка) наиболее сложно построены в разрезе Самотлорского месторождения. Они представлены фациями конусов выноса разной интенсивности и площади седиментации. Наиболее активными процессы седиментации песчаного материала были в период формирования отложений пластов БВ19 и БВ16. В пределах месторождения во всех пластах, кроме БВ16, отложения конусов выноса представлены полным набором фаций - питающие каналы, разветвленные каналы, устьевые бары, покровные отложения. Клиноформа наступала с юго-востока, соответственно, проградация конусов выноса имела место в том же направлении. Полифациальный характер отложений ачимовской пачки явился следствием наличия большого количества залежей нефти на разных уровнях глубин. По нашему мнению в ачимовских отложениях еще предстоят открытия новых залежей.

Залежи пласта ЮВ1. По этому пласту произошли наибольшие изменения в отношении открытия новых и приобщения ранее выявленных залежей нефти. Промышленно нефтеносными в разрезе являются пласты ЮВ11 и ЮВ12, которые на отдельных залежах сливаются в единый объект. Песчаные тела пласта ЮВ1 распространены в пределах месторождения практически повсеместно. Данное обстоятельство обуславливает наличие залежей нефти в пределах локальных структур третьего-четвертого порядков, оконтуренных замкнутыми изогипсами. Локальные структуры являются осложнениями структуры второго порядка. Следовательно, ВНК локальных юрских залежей будут снижаться по мере удаления от купола Самолорского поднятия. Таким образом, успешность поиска залежей нефти в юрских отложениях определяется точностью построения ее структурного плана по кровле коллектора, поверхности ВНК этих залежей соответствуют положению наиболее глубокой замкнутой изогипсы.

Возможные осложнения при бурении

Ускорение строительства скважин, доведение ее до намеченной глубины без остановок, без аварии имеют существенное значение для повышения эффективности работ и достоверности геолого-геофизической информации.

Современная технология бурения значительно усовершенствована и модернизирована. Применяются высокопрочные бурильные и обсадные трубы, высокопроизводительные породоразрушающие инструменты, высокомоментные забойные двигатели, управляющие системы при бурении горизонтальных скважин, термобаростойкие химические реагенты для обработки буровых растворов и т.д.[10]

Тем не менее, при бурении скважин происходят осложнения, препятствующие нормальной их проходке. Осложнение происходит в скважине не по воле исполнителей, не из-за нарушения проекта, правил бурения, технологического режима, а из-за того, что заранее невозможно было их установить.

Одним из тяжелых видов осложнений при бурении скважин считаются обвалы стенки скважины и осыпание породы. Вследствие этого бурильную колонну, находящуюся в скважине, заваливает обрушившейся породой и она теряет подвижность. Поднять ее на поверхность не удается без обуривания труб.Обвал породы в скважине - это внезапное обрушение массы породы со стенки скважины. Осыпи породы- частичное обваливание пород в скважину.



2.ТЕХНИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

2.0 Обоснование точки заложения скважины

Для определения точки заложения скважины приводится выкопировка из структурной карты Самотлорского месторождения

Глубина скважины H_скв определяется по формуле:

, (м), (1)

где Н_КП- глубина кровли продуктивного пласта по вертикали, м;

h_ПЛ - мощность продуктивного пласта, м;

h_З - глубина зумпфа, м.

H_скв=2092+8+50=2150 м

По структурной карте в участке первоочередного разбуривания принимаем скважину проектная глубина, которой составляет 2150 м по вертикали.

2.1Анализ состояния техники и технологии бурения скважин на месторождении или в районе строительства скважины

На Самотлорском месторождении бурение осуществляется с применением следующего наземного и скважинного оборудования:

1. Буровые установки типа Уралмаш-3Д, Уралмаш-4Э, БУ-3000ЭУК-1М, БУ-75БрЭ, БУ-3200/200 ЭУК-2М;Китайскими буровыми установками ZJ 50 DB.

2. Буровые насосы УНБ - 600, УНБТ-600;

3. Забойные двигатели типа: 3ТСШ1-240, 3ТРХ -240, 3ТРХ-195, А9ГТШ и др.;

4. Долота: III 215.9 МСЗ-ГВ-R 155, III 215.9 С-ГВ R192, ІІІ 295,3 МС - ГВ R105, ЙЙЙ 295,3 МСЗ-ГНУ-R37, III 393,7 МСЗ-ЦВ-12, III 490 МЗ-ЦВ-1;

5.Оборудование для приготовления и очистки бурового раствора: Циркуляционная система ЦС4Э-76М (ЦС БМ-БА-2900ДЭП-3) (ТУ 26-02-555-84), глиномешалка МГ2-4 (ТУ 39-01-396-78) или с помощью гидромешалки ГДМ-1 , вибросито ВС-1 (ТУ 39-01-08-416-78), пескоотделитель ПГ-50 (ГКЦ-360) (ТУ 26-02-1079-89), илоотделитель ИГ-45 (ТУ 26-02-982-84), центрифуга, дегазатор ДВС-2К (ТУ 41-01-065-74), конвейер шнековый КШ 40/12 ( ТУ 3661-004-00136627-00);

6. Выбор компоновки низа бурильной колонны зависит от горно-геологических условий места проводки скважины, конструкции скважины, способа бурения, различных осложнений и прочего.[11]

2.2 Выявление вида и зон осложнений в скважине

Выявление вида и зон осложнений проводится в процессе проводки разведочных скважин посредством сбора геологической информации. На основании полученных данных составляется геолого-технический наряд, в котором указаны зоны с несовместимыми условиями бурения, возможные осложнения в них и способы проводки скважины в них, в частности выбор необходимого вида промывочной жидкости. В первую очередь это способствует предупреждению поглощений и нефте-газо-водопроявлений. Ниже будет подробно описана методика выбора промывочной жидкости в условиях Самотлорского месторождения.

Выявление зон осложнений проводим с учетом данных о геологическом строении разреза и результатов обработки промысловых данных.

2.3 Конструкция скважин

От правильного выбора конструкции скважины во многом зависит успешная проводка и заканчивание скважин. Основные параметры конструкции скважины- количество и глубина спуска обсадных колонн, их диаметры, а также диаметры долот, необходимых для бурения под каждую обсадную колонну. Принципы проектирования конструкции скважины прежде всего базируются на геологических факторах. В целом конструкция скважин должна отвечать требованиям Правил безопасности в нефтяной и газовой промышленности. Ниже будет приведен выбор конструкции скважины. Диаметр эксплуатационной колонны, исходя из требований заказчика составляет 168, 3 мм.

Согласование диаметров обсадных колонн и долот

Расчет диаметров ведется снизу верх. За исходный размер берется диаметр эксплуатационной колонны или конечный диаметр ствола скважины.[5]

Диаметр эксплуатационной колонны d_э = 168,3 мм

Решение:

1. Наружный диаметр соединительной муфты для эксплуатационной колонны по ГОСТ 632--80d_мэ = 177,8мм.

2. Расчетный диаметр долота для бурения под эксплуатационную колонну

Д_др = d_мэ + 2д = 177,8+ 25 = 202,8 мм, где 2д = 25 мм

3. Выбор ближайшего нормализованного диаметра долота по ГОСТ 20692-80

D_дн= 212,7 мм>202,8мм.

4.Внутренний расчетный диаметр кондуктора

d_пр.вн= D_д.н + 2? = 212,7 + 10 = 222,7 мм.

5.Нормализованный диаметр обсадной колонны по ГОСТ 632-80

d_п.р. = 244,5 мм с максимально допустимой толщиной стенки д_пр=10,0 мм наружный диаметр муфты =257,2 мм

6. Расчетный диаметр долота для бурения под кондуктор

D_д.р = 257,2 + 25 = 282,2 мм, где зазор 2д = 25 мм по табл. 2.3.

7. Выбор ближайшего нормализованного диаметра долота по ГОСТ 20692-80

D_дн =295,3 мм >282,2 мм.

Таблица 2 Обоснование выбранной конструкции

Наименование колонны	Диаметр, Мм	Глубина спуска, М	Назначение обсадных колонн и глубина спуска колонн
Кондуктор	244,5	550	Для перекрытия слоев, склонных к обвалам.
Эксплуатационная колонна	168,3	2150	Для разобщения продуктивных горизонтов, создания возможности эксплуатации нефтяной залежи.

2.4Тип и свойства промывочной жидкости

На Самотлорском месторождении проектом на строительство скважин предусмотрено использование следующих типов буровых растворов: гуматно-полимерный, ингибированный, полимерный. Эти растворы зарекомендовали себя как наиболее приемлемые с точки зрения экономической эффективности и предупреждения осложнений при строительстве скважин.

Выбор типа бурового раствора производился на основе специальных классификаций горных пород, буровых растворов и материалов для приготовления и регулирования свойств. При выборе типа раствора также учитывалось строение геологического разреза скважины и условия бурения на Самотлорском месторождении.

Гуматно-полимерный раствор представляет собой воду и выбуренную породу в основном монтморелонитового типа. Применяется при бурении с «нуля» с целью предохранения верхних водоносных горизонтов от загрязнения и экономии материалов.[13]

При бурении под кондуктор (0-550м) проходят сквозь песчаники, неустойчивые глинистые отложения. В связи с этим требуется решать следующие основные проблемы: укрепление стенок скважины, уменьшение расцепляющего действия бурового раствора, увеличение выносной способности бурового раствора при относительно невысокой скорости восходящего потока. Решение данных задач в полной мере обеспечивается использованием гуматно-полимерного бурового раствора.

При бурении интервала (550-2150м) основными осложнениями являются кавернообразование и потеря устойчивости стенок скважины. Основное требование к промывочной жидкости при прохождении этого интервала- предотвращение набухания глинистых пропластков, а при вскрытии продуктивного горизонта - сохранение коллекторских свойств. При бурении данного интервала рекомендуется использовать ингибированный глинистый буровой раствор.

Ингибированный глинистый раствор обеспечивает:

1) закрепление стенок скважины в результате образования тонкой глинистой корки;

2) предупреждение оседания шлама на забой при прекращении циркуляции;

3) предупреждение попадания фильтрата бурового раствора в пласт.

При бурении конечного интервала эксплуатационной колонны основные осложнения это поглощения бурового раствора, нефтегазоводопроявления. Основной задачей при вскрытии проницаемых пластов является сохранение коллекторских свойств пласта.

При вскрытии продуктивного горизонта предприятием предусмотрено использование полимерного бурового раствора. Основное его преимущество - сравнительно небольшая стоимость относительно конкурирующих типов растворов. Однако практика использования раствора для вскрытия продуктивного горизонта, в состав которого входят глинистые частицы показала, что это негативно сказывается на коллекторских свойствах вскрываемых пластов. Поэтому в дипломной работе кроме полимерного бурового раствора рассмотрен еще ряд растворов, которые будут описаны ниже.

Выбор плотности промывочной жидкости

Плотность бурового раствора при вскрытии газонефтеводонасыщенных пластов должна определяться для горизонта с максимальным градиентом пластового давления в интервале совместимых условий в соответствии с п. 2.7.3.3 «Правил безопасности в нефтяной и газовой промышленности»

Выбор плотности при бурении осуществляется из условия создания противодавления на пласт.

(2)

где k - коэффициент превышения давления бурового раствора в скважине в зависимости от глубины;

P_пл - пластовое давление, МПа;

g - ускорение силы тяжести, равное 9,81;

L_n - глубина залегания кровли пласта.

Реологические параметры бурового раствора

Согласно [3] течение буровых растворов чаще всего удовлетворяет модели Шведова-Бингама для вязкопластичной жидкости.

з_(эф) = з + (3)

ф₍₀₎ = 0,0085 *с_бр - 7, Па,(4)

где с_бр = плотность бурового раствора, кг/м³;

Пластическую вязкость раствора рекомендуется поддерживать минимально возможной. В первом приближении ее оценивают по формуле:

з = (0,004-0,005) * ф₍₀₎, Па*с.(5)

УВ = 14,7 +0,87*з_(эф) + 0,01з²_(эф), (6)

Условная вязкость оценочно определяется по формуле:

Т21*10^-3 * с_бр(7)

Структурно-механические свойства бурового раствора

Водоотдачу в первом приближении можно определить по формуле:

В= ( ) + 3, см³/30мин.(8)

Расчет для интервала 0-500:

ф₍₀₎ = 0,008,5 * с_бр - 7 = 2,620754 Па

з = (0,004-0,005) * ф₍₀₎ = 0,0131 Па*с

з_(эф) = з + = 0,449896103

УВ = 14,7 +0,87* з_(эф) + 0,01 з²_(эф) = 50,09343367

В = ( ) + 3 = 10,350932

Параметры для остальных интервалов вычисляются аналогично.

Таблица 3 Параметры растворов по интервалам глубин

Название (тип) раствора	Интервал, м	Параметры бурового раствора
	от (верх)	до(низ)	плотность г/см3	Условная вязкость,с	водоотдача см3/30мин	СНС, dPa через, мин	корка, мм	рН
						1	10
Гуматно-полимерный	0	500	1,08 - 1,10	40-70	10-12	--	--	1,5-2,0	8-9
Ингибированный	500	2510	1,12 - 1,20	40-60	8-10	25-30	50-60	1,0-1,5	8-9
Полимерный	2510	2700	1,30 - 1,32	45-60	8-10	25-35	50-70	1,5-2,0	9-10

2.5 Анализ физико-механических свойств горных пород разреза

Анализ физико-механических свойств горных пород проводится на основании информации, полученной при подъеме керна бурящейся скважины на дневную поверхность и исследования его в лабораторных условиях. Это позволяет грамотно выстраивать разрез скважины и подбирать породоразрушающий инструмент и режим бурения, что значительно сокращает время строительства скважины за счет сокращения количества СПО для замены долот и увеличения механической скорости бурения

Таблица 4 Анализ физико-механических свойств горных пород

Интервал, м	Краткое название горной породы	Плотность, кг/м3	Пористость, %	Проницаемость, мД	Глинистость, %	Карбонатность, %	Категория твердости	Коэффициент пластичности	Категория абразивности	Категория породы по промысловой классификации (мягк., средняя и т.д.)
от (верх)	до (низ)
2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12	13
0	100	Пески, супеси, суглинки	1800-2100	38-40		20		1-3	1,5-3,6	6-7	мягкая (мёрзлая)
100	380	Пески, глины алевритистые	2000	35		20		1-3	1,5-3,6	3-6	мягкая (мёрзлая)
380	560	Алевролиты, пески	2000	30		10		1-4	1,5-3,6	5-7	мягкая (мёрзлая)
560	770	Глины, алевролиты	2000-2100	30		60		1-4	1,5-3,6	3-6	мягкая (мёрзлая до 360 м)
770	890	Алевролиты, глины алевритовые, песчаники	2200	20	26-32	40-50	0-5	1-4	1,5-3,6	3-5	мягкая
900	1300	Пески, песчаники, алевролиты, глины	2100	24-25	260-960	10-20	0-2	2-4	1,8-4,2	3-8	мягкая, средняя
1300	1590	Переслаивание песчаников, алевролитов и глин	2100	24-25	-	20-30	0-2	2-4	1,8-4,2	4-8	мягкая, средняя
1590	1680	Песчаники, глины, алевролиты	2000-2200	34-39	104	20-30	0-5	3-4	1,1-4,5	4-8	мягкая, средняя
1680	1730	Песчаники, алевролиты и глины	2100-2300	17-25	94	5-10	0-5	4-7	1,1-4,5	3-8	мягкая, средняя
1730	2150	Песчаники карбонатные, алевролиты и аргиллиты	2100-2700	23	16-30	20-40	1-4	4-5 3-4	1,5-3,6	3-8	мягкая, средняя

2.6 Разделение геологического разреза скважины на интервалы по буримости

Для разделения разреза горных пород на пачки примерно одинаковой буримости использовался график изменения проходки во времени. Для дисперсионного анализа предлагается использовать метод Д.А. Родионова.

В данном случае в качестве анализируемого используется среднее значение механической скорости по разрезу. Согласно данному методу необходимо рассчитать и сравнить значения вспомогательной функции Y(k) для каждого значения k.

Y(k)= ,(9)

Где N- число долблений;

k = 1,2,…..(N-1);

V(i)- значение средней механической скорости проходки в i-м долблении.

Для выполнения данной работы была использована программа MicrosoftOfficeExcel. Сопоставив полученные значения Y(k), находим максимум данной функции. Если он соответствует значению k = N-1, то участок примерно однороден по буримости, то есть он состоит из одной пачки. Если же максимум не совпадает с этой границей, участок следует разбить на две пачки, границей между которыми является максимум функции и проверить их на однородность таким же способом. Если на исследуемом участке число долблений не превышает 5.

То дальнейшая проверка на однородность не производится. Проанализировав фактические данные, выяснилось что разрез скважины был пробурен 44 долотами. График нормированной функции для всего разреза изображен на рис. 2.

Рисунок 1- График нормированной функции за 44 долбления.

Из графика видно, то что максимум функции соответствует 12-му долблению. Следовательно, как сказано выше, следует провести дальнейшую проверку разреза на однородность. Проверим 1-й участок с 1 до 12 долбление:



Рисунок 2- График нормированной функции за 12 долблений.

Данный интервал разбивается на 2 пачки одинаковой буримости. 0-320,320-520.

Проверим интервал с 12 по 44 долбление:

Рисунок 3 -График нормированной функции с 13 по 42 долбление

Он также разбивается на 2 интервала одинаковой буримости, границей служит 24-е долбление. 2-й участок 520-1150. Далее проверяем интервал 14-38.



Рисунок 4 -График нормированной функции с 14 по 38 долбление

Аналогично данный интервал разбивается на 2 участка , 1 из них 1150-2200, и далее поверяется его правая часть:

Рисунок 5- График нормированной функции с 18 по 38 долбление

Максимум данной функции соответствует значению k=N-1.глубина 2720 м. Далее проверка прекращается.

Таким образом, разрез скважины Самотлорского месторождения разбивается на 4 пачки примерно одинаковой буримости.



2.7 Выбор способа бурения

Основные требования к способу бурения - обеспечение проводки скважины до проектной глубины без осложнений с высокими технико-экономическими показателями.

Основное требование к выбору способа бурения это необходимость обеспечения успешной проводки ствола скважины при возможных осложнениях, соблюдая при этом высокие технико-экономические показатели. Поэтому способ бурения выбирается основываясь на анализе статического материала.

Способ бурения , на котором в итоге останавливаются инженеры, должен допускать применение таких видов буровых растворов и такую технологию проводки ствола, которые наиболее полно отвечали бы условиям качественного вскрытия продуктивного пласта, достижению

высокого качества ствола скважины, ее конфигурации и наиболее высоких механических скоростей и проходок на долото; возможности использования долот различных типов в соответствии с механическими и абразивными свойствами пород.

Намечено применять шарошечные долота, поэтому определим необходимое время контакта (_к) вооружения долота с забоем и рассчитываем частоту (n) вращения долота для обеспечения _к по формуле:

;(10)

где: - величина коэффициента - 7,2 для мягких пород;

t_z - средняя величина шага зубцов долота по венцам Б, В и периферийному (П) венцу шарошки, см;

b₃ - текущая средняя ширина площадки притупления для зубцов шарошки, см (для твердосплавных зубцов b₃ = const, причем, в этом случае величину b₃ можно определять при вдавливании зубца в породу на 0,5...2,0 мм в зависимости от твердости пород и формы зубца);

R - радиус долота, см (желательно определять от центра долота до середины зубца на венце П и осреднять по количеству шарошек долота);

_к - 2…8 мс (нижний предел для очень мягких пород, верхний - для твердых, для крепких - 15 мс);

К примеру:

Для рассмотренного участка для выбора долота ( 0-180 м):

=130,37 об/мин.

Аналогично рассчитываем частоту вращения долота для остальных участков, результаты сводим в таблицу 10:

Таблица5 Способы бурения по интервалам глубин

Исходная информация	Способ бурения
	Роторный	ГЗД	Электробуром
Н, м 0-550 550-2720	+ +	+ -	+ +
ТЗАБ, оС <140 >140	+ +	+ -	+ -
Профиль ствола скважины: вертикальный наклонно направленный, горизонтальный	+ -	+ +	+ +
Тип и размер долот: шарошечные типа М шарошечные типа МС, МСЗ гидромониторные многолопастные твердосплавный истирающего действия алмазные и ИСМ шарошечные бурильные головки диаметром, мм: <190.5 >190.5	+ + - - + +	- - + - - +	- + - + - - +
Тип циркулирующего агента: буровой раствор плотностью ? 1700-1800 ? 1700-1800 степень аэрации: высокая низкая	+ + + +	+ - - +	+ + + +
Газы, пена	+	-	-

Примечание. Знакам “+”и “-” соответствует рекомендуемая и нерекомендуемая области применения.

Оценивая в совокупности требования геологического задания, целевое назначение скважин, учитывая категорию пород по буримости в соответствии с рекомендациями [4] на Самотлорском месторождении выбирается роторный способ бурения в сочетании с турбинным, т.к. он позволяет достичь высокие технико-экономические показатели. Роторный способ рационально выбирать при бурении глубоких интервалов скважин шарошечными долотами, где необходимо максимально увеличить проходку за рейс, а оптимальная частота вращения долота находится в пределах 35-150 мин ^-1.

2.7 Выбор типа долота и его промывочного узла

Выбор конкурирующих типов шарошечных долот производится с помощью диаграммы соответствия категорий твердости и абразивности пород типам шарошечных долот. На диаграмме нанесены эталонные точки, соответствующие определенным типам шарошечных долот, полученные по критерию минимума эксплуатационных затрат на 1 м проходки в результате статистической обработки обширной промысловой информации.[16]

Чтобы выбрать рациональный тип шарошечного долота по указанной диаграмме, необходимо предварительно найти средневзвешенное значение категорий твердости и абразивности по всем пропласткам рассматриваемой пачки горных пород, которые определяются по формулам:

(7.2.1) (11)

Где Т- средневзвешенное значение категории твердости;

А- средневзвешенное значение категории абразивности.

Выбор рационального типа шарошечного долота удобнее всего производить при помощи программы MicrosoftOfficeExcel.

Как видно из результатов ,программа сама подбирает тип долота, к которому наиболее близко подходит результат вычислений. В данном случае для первой пачки наиболее подходящим оказалось долото типа МС.

Рисунок 6 -Классификационная таблица парных соответствий категорий твердости и абразивности порол типам шарошечных долот

Рисунок 7 -Выбор конкурирующих типов шарошечных долот с помощью MicrosoftOfficeExcelдляпервойпачки.

Аналогичным образом подбираются долота и для остальных пачек. Результаты сведены в таблицу 11

Таблица 6 Рекомендуемые долота

Пачка	Категория породы
0-320	МС
320-520	МСЗ
520-1980	МС
1980-2700	МСЗ

Интервал бурения под кондуктор осуществляем долотом ІІІ 393,7 МСЗ-ЦВ с открытой опорой и тип промывочного узла центральный, количество насадок 1.

В интервале бурения под промежуточную колонну принимаем долото III 295,3 МС-ГН-R105 с боковым типом промывочного узла и открытой опорой, количество насадок 3.

Интервал бурения под эксплуатационную колонну в интервале осуществляем долотом III 215,9 МСЗ-ГВ-R155 с боковым типом промывочного узла и открытой опорой, количество насадок 3.

Тип промывочного узла долота выбирается по промысловым данным. Наиболее эффективно применять центральные насадки, насадки с вибрирующей струей, две боковые насадки, приближенные к забою при отсутствии третьего промывочного узла ( для свободного выхода шлама из-под долота). При этом стенки скважины не будут разрушаться от воздействия встречных потоков жидкости, движущихся от забоя и на забой.

2.8 Выбор способа бурения

Основные требования к способу бурения - обеспечение проводки скважины до проектной глубины без осложнений с высокими технико-экономическими показателями.

Основное требование к выбору способа бурения это необходимость обеспечения успешной проводки ствола скважины при возможных осложнениях, соблюдая при этом высокие технико-экономические показатели.

Поэтому способ бурения выбирается основываясь на анализе статического материала.

Способ бурения , на котором в итоге останавливаются инженеры, должен допускать применение таких видов буровых растворов и такую технологию проводки ствола, которые наиболее полно отвечали бы условиям качественного вскрытия продуктивного пласта, достижению высокого качества ствола скважины, ее конфигурации и наиболее высоких механических скоростей и проходок на долото; возможности использования долот различных типов в соответствии с механическими и абразивными свойствами пород.

Намечено применять шарошечные долота, поэтому определим необходимое время контакта (_к) вооружения долота с забоем и рассчитываем частоту (n) вращения долота для обеспечения _к по формуле:

;(12)

где: - величина коэффициента - 7,2 для мягких пород;

t_z - средняя величина шага зубцов долота по венцам Б, В и периферийному (П) венцу шарошки, см;

b₃ - текущая средняя ширина площадки притупления для зубцов шарошки, см (для твердосплавных зубцов b₃ = const, причем, в этом случае величину b₃ можно определять при вдавливании зубца в породу на 0,5...2,0 мм в зависимости от твердости пород и формы зубца);

R - радиус долота, см (желательно определять от центра долота до середины зубца на венце П и осреднять по количеству шарошек долота);

_к - 2…8 мс (нижний предел для очень мягких пород, верхний - для твердых, для крепких - 15 мс);

К примеру:

Для рассмотренного участка для выбора долота ( 0-180 м):

=130,37 об/мин.

Аналогично рассчитываем частоту вращения долота для остальных участков, результаты сводим в таблицу 10:

Таблица 7Способы бурения по интервалам глубин

Исходная информация	Способ бурения
	Роторный	ГЗД	Электробуром
Н, м 0-550 550-2720	+ +	+ -	+ +
ТЗАБ, оС <140 >140	+ +	+ -	+ -
Профиль ствола скважины: вертикальный наклонно направленный, горизонтальный	+ -	+ +	+ +
Тип и размер долот: шарошечные типа М шарошечные типа МС, МСЗ гидромониторные многолопастные твердосплавный истирающего действия алмазные и ИСМ шарошечные бурильные головки диаметром, мм: <190.5 >190.5	+ + - - + +	- - + - - +	- + - + - - +
Тип циркулирующего агента: буровой раствор плотностью ? 1700-1800 ? 1700-1800 степень аэрации: высокая низкая	+ + + +	+ - - +	+ + + +
Газы, пена	+	-	-

Примечание. Знакам “+”и “-” соответствует рекомендуемая и нерекомендуемая области применения.

Оценивая в совокупности требования геологического задания, целевое назначение скважин, учитывая категорию пород по буримости в соответствии с рекомендациями [4] на Самотлорском месторождении выбирается роторный способ бурения в сочетании с турбинным, т.к. он позволяет достичь высокие технико-экономические показатели. Роторный способ рационально выбирать при бурении глубоких интервалов скважин шарошечными долотами, где необходимо максимально увеличить проходку за рейс, а оптимальная частота вращения долота находится в пределах 35-150 мин ^-1

2.9 Обоснование компоновки бурильной колонны

Диаметр нижней секции УБТ выбирается с учетом конструкции скважины и обеспечения наибольшей устойчивости и прочности. [5] В нормальных условиях бурения рекомендуется принимать следующие соотношения между диаметрами УБТ и долот (d_y/D).

Диаметр долота, мм……………………………

?295,3

?295,3

Соотношение d_y/D……………………………...

0,80-0,85

0,7-0,8

Для осложненных условий это соотношение уменьшается. В осложненных условиях при бурении долотами D>250,8 допускаются применение УБТ меньшего ближайшего диаметра с одновременной установкой опорно-центрирующих устройств.

Таблица8 Диаметры нижней секции УБТ и долот, мм

Долото	УБТ( нижняя секция)
139,7-146	114; 120(108)
149,2-158,7	120; 133(108; 114)
161,0-171,4	133; 146(120; 133)
187,3-200,0	165(146)
212,7-228,6	178(165)
244,5-250,8	203(178)
269,9	219; 229(178; 203)
295,3-311,1	229; 245(203; 219)
320,0	245(229)
349,2	254(229)
?374,6	273(254)

Примечание.в скобках указаны диаметры УБТ для осложненных условий.

Жесткость наддолотного участка УБТ должна быть не менее жесткости обсадной колонны, под которую ведется бурение. Соотношение диаметров бурильных труб d_б.т, расположенных над УБТ, к диаметру УБТ d_yбт должна быть следующим d_б.т/ d_yбт?0,7. Если это соотношение не соблюдается, то комплект УБТ должен состоять из труб нескольких диаметров, уменьшающихся в направлении к бурильным трубам. При этом отношение диаметра последующей ступени к предыдущей должно быть не менее 0,8.

Обычно число секций многоразмерной конструкции УБТ n_c?3.

Общая длина УБТ для одно-, двух- и трехразмерной конструкции в зависимости от и определяются из уравнения

(13)

где - в кН, - вес турбобура, кН, -вес одного метра соответственно первой второй и третьей секции УБТ, кН/м; - коэффициент, учитывающий влияние бурового раствора, значение которого приведены в табл. 1 - угол отклонения УБТ от вертикали;

(14)

- длина нижней части ( первой) секции, создающих основную часть нагрузки. Для определения следует вначале задаться отношением :

при осложненных условиях

Общий вес КНБК в жидкости:

(15)

Таблица 9Коэффициент потери веса колонны УБТ в буровом растворе.

1000	0.873	0.914	0,956
1100	0.860	0.904	0,951
1200	0.847	0.885	0,946
1300	0.834	0.886	0,941
1400	0.822	0.878	0,937
1500	0.809	0.868	0,932
1600	0.796	0,869	0,927
1700	0.783	0,850	0,922
1800	0.771	0,841	0,917
1900	0.758	0,832	0,912
2000	0.745	0,823	0,907
2100	0.732	0,812	0,901

Рассчитаем параметры УБТ для каждого участка бурения.

Таблица 10Исходные данные

Интервал, м	Диаметр и марка долота	Осевая нагрузка, кН	Скорость вращения об/мин	Плотность бурого раствора кг/м3
от (верх)	до (низ)
0	310	295,3 IADC -216,217	До200	80-90	1100
310	550	295,3 IADC -216,217	100-110	70-90	1150
550	2000	212,7 IADC 216,217	100-110	60-90	1200
2000	2150	212,7 IADC 216,217	100-110	60-90	1050

Бурение ведется бурильными трубами диаметром d_б.т=127 мм

Бурение под эксплуатационную колонну

Диаметр долота под эксплуатационную колонну 212,7 мм. Принимаем диаметр первой секции 178 мм. Поскольку d_б.т/ d_yбт=0,71>0.7 то будет одноразмерной. q_убт=1,53 кН/м

Под кондуктор

Диаметр долота под кондуктор 295,3 мм. Принимаем диаметр первой секции 229 мм. Поскольку d_б.т/ d_yбт=0,55<0.7 то будет многоразмерной.

Примем трехразмерную конструкцию 229Ч203Ч178 мм. Для верхней секции удовлетворяется условие Поскольку d_б.т/ d_yбт=0,71. Примем и q₁=2,68 кН/м и q₂=2,1 кН/м q₃=1,53 кН/м по формуле 1.1 определим общую длину УБТ.

Длина каждой секции

По формуле 1.1 определим общую длину УБТ.

Длина каждой секции . Общий вес КНБК в жидкости:

Таблица 11Компоновка низа бурильной колонны

Интервал, м	Элементы КНБК
от (верх)	до (низ)	типоразмер, шифр	наружный диаметр, мм	длина, м	суммарный вес КНБК в жидкости, кН	суммарная длина КНБК, м
0	550	295,3 IADC -216,217	295,3	0,4	--	--
		КЛС-295,3	295,3	1,1	--	--
		УБТС2-229	229	102
		УБТС2-203	203	18	--	--
		УБТС2-178	178	12	256	133,5
550	2150	212,7 IADC 216,217	212,7	0,4	--	--
		КЛС-212,7	212,7	1,1	--	--
		УБТС2- 178	178	95	126	96,5

2.10 Проектирование режима бурения

Методика расчета взята из работы [5]

При проектировании режимов бурения на хорошо изученных площадях осевая нагрузка может определяться по формуле:

Р_д=б_з*Р_ш*F_к,(16)

где б_з - коэффициент, учитывающий изменение твердости горных пород в конкретных условиях забоя (б_з = 0,33-1,59) для практических расчетов принимается б_з = 1.0;

р_ш - твердость горной породы по штампу;

F_K - площадь контакта зубьев долота с забоем. По формуле B.C. Федорова

F_k=,(17)

где - диаметр долота: - коэффицент перекрытия - это отношение длины образующей шарошки к суммарной длине контакта зубьев с горной породой, находящихся на одной линии: - притупление зубьев.

Значения твердости горных пород по штампу приведены в табл. 1.1. Значения и приведены в табл. 7.2 (хотя в табл. 6.1 приведены данные по долотам устаревших конструкций, их можно использовать для современных, учитывая, для каких пород они предназначены - М, С или Т).

Таблица 12Характеристика вооружения серийных долот сплошного бурения при нулевом нагружении зубцов в породу (по Ю.А. Алексееву)

Долото	р, мм		Долото	р, мм
1В-93С(95.2)	1,0	1,04	К-214СТ (215,9)	1,5	0,90
1В-93Т(95,2)	1,0	1,04	К-214Т (215,9)	1,5	0,90
2В-97С (98.4)	1,0	1,12	4К-214ТК (215.9)	1,5	0.94
2В-97Т (98,4)

Подобные документы

• Проект строительства эксплуатационной скважины на нефть глубиной 2900 м на Правдинском нефтяном месторождении

  Сведения о районе строительства нефтяной скважины. Геологическая и литолого-стратиграфическая характеристика разреза. Проектирование конструкции и профиля скважины. Выбор буровых растворов и способа бурения. Предупреждение и ликвидация пластовых флюидов.
  
  курсовая работа [1,0 M], добавлен 27.03.2015
  

• Проект строительства наклонно направленной эксплуатационной скважины глубиной 2972 м на Фаинском нефтяном месторождении

  Геолого-геофизическая, литолого-стратиграфическая характеристика и нефтеносность месторождения. Проектирование режимов способа бурения скважины. Разработка гидравлической программы проводки скважины. Расчет затрат на бурение и сметной стоимости проекта.
  
  дипломная работа [3,3 M], добавлен 11.06.2015
  

• Технология и бурение нефтяных и газовых скважин

  Геологическое строение нефтегазоконденсатного месторождения. Литологическая характеристика разреза скважины. Регулирование свойств буровых растворов. Расчет гидравлической программы бурения. Выбор породоразрушающего инструмента, промывочной жидкости.
  
  курсовая работа [78,3 K], добавлен 07.04.2016
  

• Разработка проекта строительства дополнительного ствола из эксплуатируемой скважины №37,глубиной Н = 1985м, на Пылинском месторождении

  История освоения Пылинского месторождения, гидрогеологическая характеристика реставрируемой скважины №37, нефтеносность. Проектирование и расчет конструкции бокового ствола и забоя; технология строительства, подготовка к спуску эксплуатационной колонны.
  
  курсовая работа [295,0 K], добавлен 24.01.2012
  

• Технологический расчет буровой скважины

  Проблемы строительства скважин на Карсовайском нефтегазовом месторождении по причине осыпей, обвалов и прихватоопасных зон. Литолого-стратиграфическая характеристика и физико-механические свойства горных пород по разрезу. Расчет конструкции скважины.
  
  курсовая работа [510,0 K], добавлен 16.09.2017
  

• Проект бурения нефтяной скважины

  Обоснование выбора конструкции скважины, параметры промывочных растворов. Характеристика выбора способа бурения и проектирование его режимов. Методы ликвидации аварий. Анализ и расчет способов вхождения в продуктивный пласт и освоения нефтяной скважины.
  
  курсовая работа [368,8 K], добавлен 08.06.2011
  

• Анализ эксплуатации скважин установками ЭЦН на одном из участков месторождения Зимнего

  Общие сведения о месторождении Зимнее. Рассмотрение геологического строения, сложности продуктивных пластов. Сведения об установках электроцентробежных насосов. Подбор насосов для скважины. Расчет общей безопасности и экологичности данного проекта.
  
  дипломная работа [2,2 M], добавлен 13.06.2015
  

• Строительство нефтяных и газовых скважин на примере скважины № 135 Ножовского месторождения

  Характеристика литолого-стратиграфического разреза. Возможные осложнения при строительстве скважины. Особенности геофизических работ в скважине, проектирование ее конструкции. Выбор конструкции забоя и расчет глубины скважины. Выбор способа бурения.
  
  курсовая работа [618,1 K], добавлен 28.12.2014
  

• Буровые промывочные и тампонажные растворы

  Литолого-стратиграфическая характеристика разреза скважин. Данные по нефтегазоводоносности разреза с характеристикой пластовых флюидов. Определение потребного количества буровых растворов, расхода компонентов по интервалам бурения. Конструкция скважины.
  
  курсовая работа [126,5 K], добавлен 20.12.2013
  

• Поисково-оценочные работы на железорудном месторождении

  Задачи, объёмы, сроки проведения буровых работ на исследуемом участке, геолого-технические условия бурения. Обоснование выбора конструкции скважин. Выбор бурового снаряда и инструментов для ликвидации аварий. Технология бурения и тампонирование скважин.
  
  курсовая работа [93,2 K], добавлен 20.11.2011
  

• главная
• рубрики
• по алфавиту
• вернуться в начало страницы
• вернуться к началу текста
• вернуться к подобным работам