Курсовая работа (т): Расчет бурильной скважины

0м

Литологический состав пород

Интервал глубины, м

Твердость пород

Пластовое давление, МПа

Осложнения

150м

Песчаник

0-300

С

4

1.Обвалы стенок скважины в инт. 1100-1200м 2.Поглащение раствора в инт. 1900-2000м

300м

Известняк

ТВ

1000м

Мергель

300-2200

М

19

1800м

Известняк

ТВ рыхл

2200м

Глины

М

3000м

Сланец

2200-3400

ТВ

34

3400м

Известняк

ТВ

Тип колонны

Глубина спуска колонны, м

Диаметр колонны, мм

Диаметр долот, мм

Цемент

Кондукторная

300

406.4

508.0

Нет

Обсадная

1800

244.5

349.2

Нет

Эксплуатационная

3400

139.7

200

на всю глубину

Порода

Твердость, МПа

Глины

100 (М)

Мергель

250 (М)

Песчаник

1500 (С)

Известняк

2000 (Т)

Сланец

2000 (Т)

Число оборотов долота

Определяется по формуле Владиславлева В.С.

n=G_max x n_min/G (5.3)

n- частота вращения долота, об/мин._min - минимальная частота вращения ротора, берется по характеристике буровой установки, об/мин._min =100 об/мин_max - максимальная нагрузка на долото, рассчитанная по формуле Шрейнера Л.А., кг (кН)_max=0.286 кН- фактическая нагрузка на долото, выбранная для данного долота кг (кН)_{песчаник(0-150м)}= 0.286 x 100/0.286 =100 об/мин_{известняк(150-300м)}= 0.286 x 100/0.054=530 об/мин_{мергель(300-1000м)}= 0.286 x 100/0.068=421 об/мин_{известняк(1000-1800м)}= 0.286 x 100/0.054=530 об/мин_{глина(1800-2200м)}= 0.286 x 100/0.04=715 об/мин_{сланец(2200-3000м)}= 0.286 x 100/0.04=715 об/мин_{известняк(3000-3400м)}= 0.286 x 100/0.04=715 об/мин

Расход промывочной жидкости

Определяется по формуле

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

_д - диаметр долота, м_т - диаметр бурильных труб, м_в - скорость восходящего потока промывочной жидкости м/с

для мягких пород 1.2 - 1.5 м/с

для пород средней твердости 0.9 - 1.2 м/с

для твердых пород 0.6 - 0.9 м/с_{песчаник(0-150м)}=0.785 х (0.508² - 0.168²) х 1.0=0.180 м³/с=180 л/с_{известняк(150-300м)}=0.785 x (0.508² - 0.168²) x 0,9=0.162 м³/с=162 л/с_{мергель(300-1000м)}=0.785 x (0.3492² - 0.127²) x 1.5=0.124 м³/с=124 л/с_{известняк(1000-1800м)}=0.785 x (0.3492² - 0.127²) x 0,9=0.074 м³/с=74 л/с_{глина(1800-2200м)}=0.785 x (0.3492² - 0.127²) x 1.5=0.124 м³/с=124 л/с_{сланец(2200-3000м)}=0.785 x (0.200² - 0.114²) x 0.9=0.019 м³/с=19 л/с_{известняк(3000-3400м)}=0.785 x (0.200² - 0.114²) x 0.9=0.019 м³/с=19 л/с

Таблица 4

3.Выбор бурильной колонны

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

Длина УБТ (L_убт) определяется по формуле:

_убт=k x G/[q(1 - ρ_р/ρ_м)],м. (6.1)

- коэффициент равный 1.25- нагрузка на долото, Н- масса 1 м. труб УБТ, кг

ρ_р , ρ_м - плотность раствора и металла труб, кг/м³

Тип бурильных труб - бурильных труб с высаженными внутрь концами.

Тип утяжеленных бурильных труб- сбалансированные._{б.т.(1слой)}=168 мм_{б.т.(2слой)}=127 мм_{б.т.(3слой)}=114 мм_{убт(1слой)}=273 мм (шифр - УБТС2-273)_{убт(2слой)}=203 мм (шифр - УБТС2-203)_{убт(3слой)}=146 мм (шифр - УБТС2-146)_{убт(1слой)}=360 кг_{убт(2слой)}=192 кг_{убт(3слой)}=98 кг

(1 - ρ_р/ρ_м) - коэффициент потери веса колонны УБТ в буровом растворе

при ρ_р(860)=0,886 кг/м3

при ρ_р(1000)=0,873 кг/м3

при ρ_р(1330)=0,834 кг/м3_{убт песчаник(0-150м)}= 1.25 x 286 /[360(0.834)=1.19 м_{убт известняк(150-300м)}= 1.25 x 54 /[360(0.834)=0.22 м_{убт мергель(300-1000м)}= 1.25 x 68 /[192(0.886)=0.49 м_{убт известняк(1000-1800м)}= 1.25 x 54 /[192(0.886)=0.39 м_{убт глина(1800-2200м)}= 1.25 x 40 /[192(0.886)=0.29 м_{убт сланец(2200-3000м)}= 1.25 x 40 /[98(0.873)=0.58 м_{убт известняк(3000-3400м)}= 1.25 x 40 /[98(0.873)=0.58 м

4.Выбор гидравлической программы бурения скважины

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

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

_обв - потери напора в обвязке буровых насосов_бт - потери напора в бурильных трубах_убт - потери напора в УБТ_кп.бт. - потери напора в кольцевом пространстве бурильных труб_кп.убт - потери напора в кольцевом пространстве УБТ_д - потери напора в долоте_заб.дв. - потери напора в забойном двигателе

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

5.Выбор типа промывочной жидкости и её параметров

Таблица 5

Цементирование обсадных колонн

Способ цементирования - одноступенчатое с двумя пробками

Расчет цементирования обсадных колонн.

При расчёте цементирования скважины определяются следующие показатели:

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

К₁ - коэффициент потерь цемента (1.03 - 1.05)

К_к - коэффициент кавернозности

(Определяется по кавернометрии 1.20-1.25)_д - диаметр долота, м_ок - диаметр обсадной колонны, м_ок - внутренний диаметр обсадной колонны, м

Н_ц - высота подъема цементного раствора в затрубном пространстве, м (1200)_c - высота цементного стакана, м (обычно 10-15м.)_цр=0,785 х 1.03 [1.20 х 1200 х (0.200² - 0.1397²) + 0.373² x 10]=24.97 м³

Количество сухого цемента

_ц= V_цр x q_ц, т (9.2)

_ц - норма расхода сухого цемента для приготовления 1м³ цементного раствора (1.22 т/ м³)_ц=24.97х 1.22=30.46 т

3.      Объем воды V_в для приготовления цементного раствора

_в = G_ц x m/ρ_в (9.3)

водоцементный фактор (0.5)

ρ_в- плотность воды кг/м³_в =30.46х (0.5/1000)=0.015 м³

4.      Объем продавочной жидкости V_пж равен

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

К_ж - коэффициент потери воды (1.1 - 1.2)_экс.в.н - внутренний средний диаметр эксплуатационной колонны, м; (0.1243 м)

5.      Максимальное давление цементирования

_ц.max=P_г+P_ρ (9.5)

_г= 0.02 x H + 16 - гидростатическое давление цементирования (9.6)_ρ=(H_ц - h_c)(ρ_цр - ρ_цж)/10 - давление разности плотности жидкостей, участвующих в цементировании. (9.7)

ρ_цр=1080 кг/м³

ρ_пж=1860 кг/м³_г=0.02 x 1200 + 16=40 МПа_ρ=(1200 - 10)(1080 - 1860)/10= -0.093 МПа_ц.max=40 - 0.093= 39.9МПа

Количество цементирующих агрегатов, необходимых для цементирования.

_ца=Q_ца/q_ср + 1 (9.8)

_ца - суммарная производительность агрегата._ср - средняя производительность цементирующего агрегата за время цементирования скважины м³/с (берется из справочника и усредняется по применяемым скоростям цементирования)_ца=40/6.7+ 1= 6

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

Принимаем 6 агрегатов ЦА - 300

Таблица 5

_ца=F₃ x V_кр, дм³/с (9.9)

F₃ - площадь поперечного сечения затрубного пространства, м²_кр - скорость подъема цементого раствора в затрубном пространстве (2 м/с)

₃=0.785 x K x (D²_д - D²_эн), м² (9.10)

- коэффициент кавернозности_д - диаметр долота, м_эн - наружный диаметр эксплуатационной колонны, м₃=0.785 х 1.2 х (0.200² - 0.1397²) = 0.019 м²_ца=0.019 х 2 = 0.038 м³/с = 38дм³/с

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

_см= n_ца/2= 6/2=3 (9.11)

Принимаем 3 цементных машины (УС6-30)

Время цементирования Т_ц равно:

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

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

6. Расчет обсадных колонн на прочность

Расчёт приводится в следующем порядке:

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

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

Таблица 7

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

_доп=Р_кр.см/(ρ_р х g x К_см), м

ρ_р - плотность раствора, кг/м³

К_см - коэффициент запаса прочности на смятие ( 1.0-1.3)- ускорение свободного падения 9.8 м/с_доп=177/(1000 х 9.8 х 1)=0.018 м

4.      Результаты расчётов заносятся в таблицу (таблица 8)

Таблица 8

Проверяем верхнее сечение эксплуатационной колонны на страгивание по формуле:

К_стр>Р_ст/Р_ф

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

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

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

1.15<<637/28.56(22.3)

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

q- вес 1м труб отдельных секции, т.длина отдельных секции труб, м

Будем считать, что длина секции равна длине эксплуатационной колонне.

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

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

Исследование продуктивных пластов

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

7. Выбор бурильной установки

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

БУ 3000 ЭУ-1

Глубина бурения в пласте

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

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

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

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

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

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

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

Привод буровой установки………………Переменный ток

Лебедка…………………………………ЛБУ - 1200КА

Мощность лебедки, кВт……………………………645

Число скоростей подъема…………………………….6

Буровой насос ………………………………….ЧУНБТ-950

Число насосов……………………………………………2

Мощность насоса, кВт……………………………...630

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

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

Вышка………………………………………СБ-01-01/БУ2500ЭУ

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

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

Заключение

бурение скважина колонна

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

Все аспекты данной работы были соблюдены и успешно выполнены.

Список литературы

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

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