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

1,0

1,43

Б-243С (244,5)

1,5

1,36

1В-112С (114.3)

1,0

1.84

АСГ25-243С (244,5)

1-25

1,20

1В-112Т (114,3)

1,0

1,42

АСГ15-243СТ (244,5)

1-25

0-88

2В-118С (120,6)

1,0

1-05

АСГ14-343СТ (244,5)

1-25

0,93

2В-11ST (120,6)

1,0

1.80

АСГ22-243ТК (244,5)

1-25

0.82

1В-132С (132)

1,0

1,02

Б-269С (269,9)

1,5

1,36

1В-132Т(132)

1,0

0-82

ОМ-180-269С (269.9)

1,5-4,0

1,02

4В-140С (139.7)

1,0

0,95

ОМ-269СТ (269.9)

1,5

1,02

4В-140Т (139,7)

1,0

0,95

ОМ-189-269Т (269,9)

1,8-2,0

1,10

1В-145Т(146)

1,0

1,85

У-295 М (295,3)

1,5-2,0

1-07

1В-151С (152,4)

1,0

1,12

8В-295М (295.3)

1,0-3-0

1-30

1В-151Т (152,4)

1,0

1,33

К-295 Т (295,3)

1-25

1,86

1В-161С (158,7)

1,0

1,15

1У-295С (295,3)

1,0-3-0

1,14

1В-161Т(158,7)

1,0

0,92

1У-295СТ (295,3)

1-5-3,0

1,08

2В-190С (190,5)

2,0-2,5

0,99

У-295Т (295.3)

1-5-3,5

1,08

ОМ-576-190С (190.5)

1,5

1,02

1Д-320С (320)

1,5

1,09

ЗВ-190С (190,5)

1,0-2,5

1,17

ЗД-346М (349.2)

1,5-3,0

1,20

1В-190СТ (190,5)

1,0-2,5

1,17

ЗД-346С (349,2)

1,5

1,28

ЗВ-190СТ (190,5)

1,5

0.86

4Д-346Т (349,2)

1,5

1,52

ЗВ-190СТ (190,5)

1,0-1.8

1,56

2Д-394С (393,7)

1,0

1,21

1В-190Т (190,5)

1,0-4.0

0-94

2Д-394Т (393,7)

1,25

1,56

ОМ21-190Т (190,5)

1,5-1.8

1,04

Примечания.

1. Обозначения: - коэффициент перекрытия, р - притупление зубьем. мм.

2. В скобках указаны размеры современных долот.

Частоту вращения находят в соответствии с методикой, предложенной B.C. Владиславлевым.исходя из постоянства мощности привода ротора:

N=KP_{max уд}D_дn_min,(18)

гдеК - коэффициент: P_{max уд} - максимальная рекомендуемая удельная нагрузка на 1 см диаметра долота. МН/см ,D_д - диаметр долота; n_min- минимальная частота вращения стола ротора, берется по его характеристике для конкретной буровой установки. Коэффициент Kможно найти по формуле:

K=,(19)

где Pi - текущее значение нагрузки на 1 см диаметра для конкретного типа долота; - текущее значение частоты вращения стола ротора.

Подставив значение К в формулу и решив уравнение относительно , получим формулу для расчета текущего значения частоты вращения стола ротора

n_i= ,(20)

Далее необходимо принять ближайшее значение частоты вращения, исходя из характеристики ротора, входящего в комплект принятой буровой установки.

Частоту вращения, кроме того, можно найти в зависимости от категории твердости горной породы или типа долота исходя из того, что для пород I--II категорий (долота типа М) рекомендуемая частота вращения составляет 200-300 мин^-1, а для пород XI-XII категорий (долота типа ОК) - 50-70 мин^-1n_minвращателя ротора - 100 об/мин.

Расход промывочной жидкости определяется исходя из скорости восходящего потока х_в.п., которая для пород мягких составляет 1.5 м/с. а для очень крепких - 0.4 м/с. Для остальных пород скорость восходящего потока определяется линейной интерполяцией или по формуле:



Q=з_i?? (D_cкв²- d_б.т.²)?х_в.п(21)

где Q - расход промывочной жидкости, м³/с;

з_i - коэффициент, учитывающий увеличение диаметра скважины, для очень мягких пород (песок) з_i= 1.3 , для крепких пород з_i = 1.05;D_cквдиаметр скважины, м;

d_б.т-диаметр бурильных труб, м;

х_в.п- скорость восходящего потока, м/с. для мягких пород х_в.п=1.5 м/с. для очень крепких пород х_в.п= 0.4 м/с.

Рисунок 8Графики определения режимов роторного бурения

Для удобства проектирования режимов бурения можно использовать графики, приведенные на рис.8 а также данные, приведенные в табл. 5 и 6.

Таблица 13 Допускаемые осевые нагрузки при эксплуатации различных типов долот кН

Диаметр долота, мм	ГВ,ЦВ	ГН	ГНУ	ГАУ
139.7	_	180	--	160
146.0	150	200	--	170
161.0	170	250	--	210
165.1	180	250	--	210
190.5	200	300	270	250
215,9	250	380	310	280
244,5	320	450	320	280
269.9	350	480	350	280
295.3	400	500	400	300
311,1	420	550	400	300
349.2	450	600	--	--
393.7	470	700	--	--
444.5	500	800	--	--
490.0	550	850	--	--

Таблица 14 Режимы эксплуатации долот

Серия долота	Частота вращения, мин-	Удельная нагрузка на долото, Н/см	Способ бурения
ГАУ ГНУ	35-70 40-250	600-800 600-1000	Роторный Роторный, забойными двигателями (винтовыми турбобурами и электро-
ГН	60-450	700-1200	бурами с редукторными вставками) Роторный, всеми типами забойных двигателей
ГВ, ЦВ	60-450	600-1000	То же

Формула позволяет получить лишь ориентировочное значение Р_д. поскольку не учитывает работоспособность опор и вооружения долот в зависимости от частоты вращения. Еслнр_шиб_з, неизвестны, то Р_д для шарошечных долот с D_д>190 мм можно практически определять по удельной нагрузке Р_уд(в кН/мм):

Р_д=Р_удD_д,(22)

Рекомендуемые значения Р_уд приведены в табл. 7.

С уменьшением D_д эти величины снижаются и для 140-мм долот они ниже примерно в 1,5-2 раза. НаибольшаяР_удлимитируется прочностью вооружения долота и подшипников.

Таблица 15 Рекомендуемые удельные нагрузки на долото

Горные породы	Руд, кН мм
Весьма мягкие	<0,2
Мягкие и среднемягкие. а также мягкие породы с прослойками пород	0,2-0.5
средней твердости и твердых
Породы средней твердости с прослойками твердых	0,5-1,0
Твердые породы	1,0-1,5
Крепкие и очень крепкие породы	>1,5

Рассчитаем режим бурения для каждой пачки:

Геологический разрез представлен 5 пачками пород:

Таблица 16 Данные, необходимые для расчета параметров режима бурения

№ пачки	Интервал	Тип долота	Диаметр бурильных труб, мм		, 10-3 м	Рш,МПа
1	0-310	295,3 IADC - 135	127	1,14	1,25	1100
2	310-550	295,3 IADC -127,135	127	1,14	1,25	1300
3	550-1800	212,7 IADC -127,135	127	1,14	1,25	1500
4	1800-2150	212,7 IADC 216,217 ,	127	0,9	1,5	2000

Воспользуемся формулами 7,3; 7,4; 7,7;7,8 и таблицей 7,6,тогда:

Для долота 295,3IADC - 135:

F_k = =2,1м²

Р_д=12,1 =0,23МН

n_i= =84мин^-1

Q= 1,25?0,785?(0,2953²-0,127²)=0,031 м³/c

Для долота 295,3 IADC -127:

F_k = =2,1м²

Р_д=12,1 =0,24МН

n_i= =78 мин^-1

Q= 1,15?0,785?(0,2953²-0,127²)=0,027 м³/c

Для долота 295,3 IADC -216:

F_k = =2,1м²

Р_д=12,1 =0,31МН

n_i= =81 мин^-1

Q= 1,25?0,785?(0,2953²-0,127²)=0,029м³/c

Для долота 212,7IADC 217:

F_k = =1,45м²

Р_д=11,45 =0,112МН

n_i= =69 мин^-1

Q= 1,15?0,785?(0,2159²-0,127²)=0,011 м³/c

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

Интервал 0 - 550 м:

D_д = 259,3 мм;

D_с = 0,2953*1,05 = 0,310 м;

м²;

м³/с.

Интервал 550 - 2150 м:

D_д = 215,9 мм;

D_с = 0,2159*1,05 = 0,227 м;

м²;

м³/с.

- выбор расхода, исходя из условий выноса наиболее крупных частиц шлама:

где U_oc - скорость оседания крупных частиц шлама;

F_кп - площадь кольцевого пространства, м²;

(23)

где d_ш - средней диаметр крупных частиц шлама;

_п - плотность породы, кг/м³;

- плотность промывочной жидкости, кг/м³;

d_ш =0,0035+0,0037*D_д;

(24)

где D_тр - диаметр турбобура, м.

Интервал 0 - 550 м:

d_ш =0,0035+0,0037*0,2953 = 0,0046 м;

0,37м/с;

м²;

м³/с.

Интервал 550 -2720 м:

d_ш =0,0035+0,0037*0,2159 = 0,0043 м;

0,39м/с;

м²;

м³/с.

Потеря давления в долоте

Перепад давления в кольцевом пространстве между забойным двигателем и стенкой скважины.



Перепад давления в кольцевом пространстве СБТ и УБТ считаются аналогично.

- Определим перепад давления в кольцевом пространстве между ЛБТ и кондуктором, где L = L_к = 550 м; D_c = D_вн^к = 0,2267 м - внутренний диаметр кондуктора;

Остальные расчеты аналогичны.

- Определим перепад давления в замках ЛБТ по формуле:

(25)

где _р - коэффициент, используемый при расчете;

(26)

где D_вн = 0,129 м - внутренний диаметр ЛБТ 147х9;

d_н = 0,110 м - внутренний диаметр ниппеля;

l_т = 12 м - длина трубы ЛБТ;

- Определим потери давления в поверхностной обвязке буровой по формуле:

где а - коэффициент потери давления;

Определим потери давления в вертлюге, ведущей трубе, шланге, стояке, манифольде:

Суммарные потери в поверхностной обвязке буровой:



2.12 Выбор забойного двигателя

Исходные данные для расчета:

· Турбобур 3ТСШ1-195;

· Q = 0,026 м³/с;

· = 1100 кг/м³;

· D_д = 215,9 мм;

· М_уд = 4*10^-3 м;

· D_с = 0,130 м;

· D₁ = 0,149 м;

· D₂ = 0,124 м;

· D_в = 0,135 м.

где М_т = 2*М, М_т - тормозной момент;

Результаты расчета сводим в таблицу 17

Таблица 17

Gi, кН	0	50	125	150	175	200	260
ni, с-1	4,48	4,9	5,52	5,74	5,13	4,53	3,08
Мi, Нм	118,75	528,74	1143,74	1348,74	1553,74	1758,74	2250,74
Ni, кВт	3,34	16,275	39,69	48,63	50,11	50,047	43,514

На основе полученных данных построим рабочую характеристику турбобура 3ТСШ1-195.



Рисунок 9- Рабочая характеристика 3ТСШ1-195в координатах M - G; N - G; n - G.

Из практики известно, что при Р_г - G_i< 10⁴ Н наблюдается усиление вибраций турбобура и бурильного инструмента. В нашем случае эта область распространяется на интервал нагрузок 140 160 кН. Отсюда следует, допустимая нагрузка на турбобур лежит вне зоны вибрации, поэтому режим работы нормальный.

2.13 Расчет насадок долота

Определим возможность использования гидромониторного эффекта, вычислив скорость течения жидкости в насадках долота при



Так как , то бурение данного интервала возможно с использованием гидромониторных долот.

2.14 Расчет обсадной колонны на прочность

Расчёт наружных давлений

До затвердевания цементного раствора:

z=0:

z=2205 м:

z=2575 м:

После затвердевания цементного раствора:

z=0:

z=2205 м:

где _ПОР - плотность поровой жидкости цементного камня;

z=2575 м:

Расчёт внутренних давлений

При ликвидации открытого фонтанирования с закрытым устьем:

z=0:

z=824 м:

z=2205 м:

z=2575 м:

При опрессовке (колонна опрессовывается после получения момента «стоп»):

z=0:

z=2205 м:

z=2575 м:

При продавке:

z=0:

z=2205 м:

z=2575 м:

Расчёт наружных избыточных давлений

Максимальные наружные избыточные давления возникают при окончании продавки цементного раствора.

z=0:

z=2205 м:

z=2575 м:

Расчёт внутренних избыточных давлений:



Максимальные внутренние избыточные давления возникают при опрессовке колонны после ОЗЦ, коэффициент облегчения k=0,25 [2, стр. 15]т.е. (1-k)=0,75.

z=0:

z=2205 м:

z=2575 м:

По результатам р расчетов строится совмещенный график внутренних и наружных избыточных давлений.

Выбор типа труб

Определим интенсивность искривления ₀ по формуле

(28)

где R₁-радиус искривления ствола скважины в интервале набора зенитного угла, R₁=500 м.

Коэффициент запаса прочности на растяжение n₃=1,15 [2, стр. 50] т.к. планируется применение труб ОТТМ (требование заказчика).

Коэффициент запаса прочности на внутреннее избыточное давление n₂=1,15 [2, стр. 21]

Коэффициент запаса прочности на наружное избыточное давление n₁=1,1 для интервала продуктивного пласта, n₁=1 для остальных интервалов [2, стр. 20].

1

Рисунок10.- Совмещенный график внутренних и наружных избыточных давлений в эксплуатационной колонне

Р_НИ - наружные избыточные давления при окончании продавки цементного расвора;

Р_ВИ - внутренние избыточные давления при опрессовке эксплуатационной колонны.

Так как максимальными являются внутренние избыточные давления, то расчёт будем вести по ним. При расчете предположим, что колонна имеет одну секцию.

Расчёт на внутреннее давление:

Рассчитаем обсадную колонну, для расчета первой секции используем трубы ОТТМ 1467,0-Д-ГОСТ 632-80.

[Р_ВИ]=22,4 МПа; [Q]=1156 кН; [Р_НИ]=31,8 МПа; [Q_СТР]=931 кН; q=0,243 кН

С учётом коэффициента запаса прочности на внутреннее давление n₂, обсадная колонна должна выдерживать давление:



трубы ОТТМ 1467,0-Д имеют P_ВКР=22,4 МПа т.е.

Q_ЭК=L_ЭКq_ЭК=26650,243=647,6 кН

Расчет совместного действия растягивающих нагрузок и внутреннего давления

Рассчитаем уточненное значение n₂

Спускаем эксплуатационную колонну, имеющую одну секцию. Результаты расчетов сведем в таблицу.

Таблица 18Результаты расчета эксплуатационной колонны

№ секции	L, м	qi, кН/м	Qi, кН	n1	n2	n3
1	2665	0,243	647,6	3,7	1,99	1,78



2.15 Выбор буровой установки

Выбор буровой установки производится по двум главным параметрам БУ:

1) допустимой нагрузке на крюке

2) условной глубине бурения данной установки

Условная глубина должна быть больше проектной глубины скважины. Глубина скважины 2720 м, это значит, что нужно выбрать буровую установку класса 3200.

Допускаемую нагрузку на крюке выбираем так. У меня вес бурильной колонны Q_бк=104,33 т с. Согласно ГОСТу 16293-82 вес бурильной колонны Q_бк при нормальной работе должен быть < 0,6 Q_допили Q_бк*1,67 <Q_доп

104,33*1,67=1742 кН < [Q_доп]

Этому условию удовлетворяют буровые установки 5 класса с допустимой нагрузкой на крюке 2000 кН > 1742 кН

Такую допустимую нагрузку имеют БУ-3200/200 ДГУ, учитывая наличие на площади, принимаю БУ-3200/200 ДГУ.

2.16 Аварии и осложнения

Осложнения и аварии приводят к значительному ухудшению технико-экономических показателей на буровых работах. Так по данным Тюменьгеологии за 1976-1989 г.г. в экспедициях произошло 1389 аварий, убытки от которых составили 73 млн. руб. Списано по техническим причинам 275 глубоких скважин с общей стоимостью более 250 млн. рублей. Условные потерн проходки от аварий определены в 1 млн. метров. Анализ показывает, что осложнения в бурении нередко способствуют возникновению аварий, поэтому предупреждение и ликвидация осложнений весьма актуально.

В практике работ находит применение ликвидация прихватов колонн "встряхиванием".

Изучение этого метода проводится с определением числа рядов (ниток) детонирующего шнура . Студенты изучают также расчет числа рядов торпеды из детонирующего шнура, необходимых для ослабления резьбовых соединений при развинчивании бурильной колонны. Как правило, если ни один из известных методов ликвидации прихвата колонны не приносит успеха, приступают к обрыву колонны над местом прихвата с помощью торпеды.



Выводы

В работе проведен расчет технологии бурения вертикальной эксплуатационной скважины глубиной 2150 м на Самотлорском месторождении. В технологической части работы приведен выбор конструкции скважины, обоснован выбор типа промывочных жидкостей по интервалам бурения, способ, режимы бурения, гамма долот. Также обоснован выбор реагентов для химической обработки и материалов для приготовления и регулирования свойств растворов, определена потребность в материалах и химических реагентах для обработки промывочных жидкостей.



СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ

1. Зозуля В.П. Дипломное проектирование для студентов специальности «Бурение нефтяных и газовых скважин»: Учебное пособие -Москва: РГУ нефти игаза имени И.М.Губкина, 2008. - 80 с.

2. Групповой рабочий проект на строительство эксплуатационных скважин на Самотлорском месторождении

3. Зозуля В.П., Зозуля Н.Е., Магрупов А.М. Буровые промывочные и тампонажные растворы. Учебное пособие. -Ташкент: Филиал РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина в городе Ташкенте, 2010. - 736с.

4. Иогансен К.В. Спутник буровика - 2-е издание, перераб. и доп. - М.: Недра, 1986 - 301с.

5. ГанджумянР.А., КалининА.Г., Сердюк Н.И. Расчеты в бурении: Справочное пособие. - М.:РГГРУ, 2007.-668 с.

6. Соловьев Е.М. Заканчивание скважин. - М.:Недра, 1979-302с.

7. Басарыгин Ю.М., Булатов А.И., Проселков Ю.М. Заканчивание скважин. - М.: ООО «Недра- Бизнесцентр», 2000- 667с.

8. Подгорнов В.М. Заканчивание скважин.-М: «МАКС ПРЕСС»,2008-245 с.

9. Подгорнов В.М., Марков О.А. Противовыбросовое оборудование.-М. РГУ нефти и газа им. И.М.Губкина, 2006- 117 с.

10. Бурлуцкая И.П., Хайитов О.Г., Зуфарова Ш.Х. Нефтегазопромысловая геология.- Ташкент. «TALQIN»-2007-383 с.

11. Кульчитский В.В., Ларионов А.С., Архипов А.И. Учебное пособие "Применение технических средств контроля процессов бурения нефтяных скважин".М:РГУ нефти и газа им. И.М.Губкина,2010.- 151с.

12. Балицкий В.П., Храброва О.Ю. Технологические расчеты при бурении глубоких скважин: Учебное пособие.- М.:МАКС Пресс, 2008. - 104 с.

13. Библиографические ссылки, библиографические описания в прикнижных и пристатейных библиографических списках: Приложение 2 ГОСТ 7.1-04.

14. Научные работы. Методика подготовки и оформления / Сост. П.Н. Кузнецов. - Минск: Амалфея, 2004.

15. Брауде П.Р. и др. Основы библиотечно-библиографических знаний. - М.: Высшая школа, 2004.

16. Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности/РД 08-200-98 Госгортехнадзора России.- М.: изд. Госгортехнадзора , 1998. -101с.

Размещено на Allbest.ru