Геологические условия бурения. Расчет плотности растворов. Выбор конструкции скважины и способа бурения, гидравлической программы бурения скважины. Выбор типа промывочной жидкости. Расчет обсадных колонн на прочность. Характеристика бурильной установки.
Аннотация к работе
В одном случае она служит для проведения СПО с целью замены изношенного долота, спуска, подъема и удержания на весу бурильных колонн при отборе керна, ловильных или других работах в скважине, а также для спуска обсадных труб. По расчетному значению внутреннего диаметра второй обсадной колонны с использованием таблиц ГОСТА отыскивается наружный нормализованный диаметр обсадной колонны Dok2. По расчетному значению внутреннего диаметра второй обсадной колонны с использованием таблиц ГОСТА отыскивается наружный нормализованный диаметр обсадной колонны Dok3 G - фактическая нагрузка на долото, выбранная для данного долота кг (КН) nпесчаник(0-150м)= 0.286 x 100/0.286 =100 об/мин nизвестняк(150-300м)= 0.286 x 100/0.054=530 об/мин nмергель(300-1000м)= 0.286 x 100/0.068=421 об/мин nизвестняк(1000-1800м)= 0.286 x 100/0.054=530 об/мин nглина(1800-2200м)= 0.286 x 100/0.04=715 об/мин nсланец(2200-3000м)= 0.286 x 100/0.04=715 об/мин nизвестняк(3000-3400м)= 0.286 x 100/0.04=715 об/мин В зависимости от геологических условий и величины запроектированной нагрузки на долота, выбираем диаметр и тип бурильных труб, диаметр и длину утяжеленных бурильных труб (УБТ.)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.
Введение
бурение скважина колонна
Район, область, республика: Сургутский район, Ханты-Мансийский Автономный Округ, Тюменская область.
Мощность продуктивного пласта, подлежащего вскрытию: 300м
Профиль скважины: вертикальная
Ожидаемый дебит: нефть - 100 т/сут , газ-240т/сут
Пластовое давление: 34 МПА
В процессе проводки скважины подъемная система выполняет различные операции. В одном случае она служит для проведения СПО с целью замены изношенного долота, спуска, подъема и удержания на весу бурильных колонн при отборе керна, ловильных или других работах в скважине, а также для спуска обсадных труб. В других случаях обеспечивает создание на крюке необходимого усилия для извлечения из скважины прихваченной бурильной колонны или при авариях с ней. Для обеспечения высокой эффективности при этих разнообразных работах подъемная система имеет два вида скоростей подъемного крюка: техническую для СПО и технологические для остальных операций.
В связи с изменением веса бурильной колонны при подъеме для обеспечения минимума затрат времени подъемная система должна обладать способностью изменять скорости подъема в соответствии с нагрузкой. Она также служит для удержания бурильной колонны, спущенной в скважину, в процессе бурения.
Подъемная система установки (рис. 1.1) представляет собой полиспастный механизм, состоящий из кронблока 4, талевого (подвижного) блока 2, стального каната 3, являющегося гибкой связью между буровой лебедкой 6 и механизмом 7 крепления неподвижного конца каната. Кронблок 4 устанавливается на верхней площадке буровой вышки 5. Подвижный конец А каната 3 крепится к барабану лебедки 6, а неподвижный конец Б - через приспособление 7 к основанию вышки. К талевому блоку присоединяется крюк 1, на котором подвешивается на штропах элеватор для труб или вертлюг. В настоящее время талевый блок и подъемный крюк во многих случаях объединяют в один механизм - крюкоблок.
Рис.1.1
1.
Геологические условия бурения
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
1.1 Коэффициент аномальности
Ка =Рп.ф. / Рп.н.
1. Ка =4 / 3 = 1,35
2. Ка =19 / 22 = 0,86
3. Ка =34 / 34 = 1
Рп.н. = в g h
1. Рп.н. = 10 300= 3 МПА
2. Рп.н. = 1000 10 2200= 22 МПА
3. Рп.н. = 10 3400 = 34 МПА
1.2 Расчет плотности растворов р-ов = Ка в
1. р-ов = 1,33 1 = 1330 кг/м3
2. р-ов = 0,86 кг/м3
3. р-ов = 1 1 = 1000 кг/м3
2.
Выбор конструкции скважины
Расчет ведем снизу-вверх для всей конструкции скважины. Диаметр последней спускаемой в скважину колонны известен до начала расчета: Dэк1(услов)=140мм Dэк1 (по ГОСТУ)=139.7мм
Dm1 (по ГОСТУ)=153.7мм
1. Определение диаметра долота для бурения первого снизу.
Dд1=Dm1 2a1 (2.1)
Dm1 - наружный диаметр соединительной муфты обсадной колонны. a1 - рекомендуемый зазор между муфтой и стенками скважины; он зависит от диаметра обсадной колонны и выхода обсадной колонны изпод башмака предыдущей. а1=20мм
Dд1=153.7мм 40мм=193.7мм
2. Подбор нормализованного размера долота по расчетному значению. Необходимые сведения по размерам долот и бурильных головок приведены в [1]
Dд1 (по ГОСТУ)=200мм
3. Определение внутреннего диаметра второй (снизу) обсадной колонны. dok2=Dд1 2b (2.2) dok2= 200 2 x 5=210мм dok2 (по ГОСТУ)= 216.9мм b-рекомендуемый радиальный зазор между долотом и внутренней стеной обсадной трубы. b =5
4. Определение наружного нормализованного диаметра второй обсадной колонны. По расчетному значению внутреннего диаметра второй обсадной колонны с использованием таблиц ГОСТА отыскивается наружный нормализованный диаметр обсадной колонны Dok2.
Dok2 (по ГОСТУ)=244.5мм
Dm2 (по ГОСТУ)=269.9мм
5. Определение диаметра долота для бурения под вторую колонну.
6. Подбор нормализованного долота Dд2 по расчетному значению
Dд2=269.9 60=329.9мм
Dд2 (по ГОСТУ)=349.2мм
7. Определение внутреннего диаметра третьей снизу обсадной колонны. dk3 dk3=Dд2 2b (2.4) dk3=349.2 10=359.2мм dk3 (по ГОСТУ)= 373.0мм
8. Определение наружного нормализованного диаметра третьей обсадной колонны. По расчетному значению внутреннего диаметра второй обсадной колонны с использованием таблиц ГОСТА отыскивается наружный нормализованный диаметр обсадной колонны Dok3
Dk3 (по ГОСТУ)=406.4мм
Dm3 (по ГОСТУ)=431.8мм
9. Определение диаметра долота для бурения под третью колонну.
Dд3=Dm3 2a3 (2.5) а3=35мм
Dд3=431.8 2 x 35=501.8мм
Подбор нормализованного долота Dд3 по расчетному значению.
Dд3 (по ГОСТУ)=508.0мм
Таблица 2. Конструкция скважины
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
Выбор способа бурения
В ходе выполнения проекта мы используем роторный способ, без отбора керна.
Выбор типа долот и режима бурения
Осевая нагрузка
Для хорошо изученных районов осевая нагрузка может быть определена по формуле Шрейнера Л.А.
G=? x Рш х Sk (5.1) ? - коэффициент равный
-для мягких пород 1.0 - 1.5
-для средних пород 0.7 - 1.0
-для твердых пород 0.1 - 0.7
Рш - твердость породы по Шрейнеру Л.А, МПА
Sk - площадь контакта зубьев с забоем, м2 может быть определена по формуле Федорова В.С. для шарошечных долот.
Sk = Дд х б х ?/2 (5.2)
Дд - диаметр долота, м. ? - коэффициент перекрытия долота (1.2 - 1.7) б - начальное притупление зубьев, м ((0.7 - 1.5)>10-3)
Sk1 =0.508 х (1.5/2) х (0.7 x 10-3)=0.00027 м2
Sk3 =0.3492 х (1.5/2) х (1 x 10-3)=0.00027 м2
Sk3 =0.200 х (1.5/2) х (1.5 x 10-3)=0.0002 м2
Таблица 3 Твердость пород по Шрейнеру Л.А.
Порода Твердость, МПА
Глины 100 (М)
Мергель 250 (М)
Песчаник 1500 (С)
Известняк 2000 (Т)
Сланец 2000 (Т)
Gпесчаник(0-150м)=0.7 x 1500 x 0.00027=0.286 KH
Gизвестняк(150-300м)=0.1 x 2000 x 0.00027=0.054 КН
Gмергель(300-1000м)=1.0 x 250 x 0.00027=0.068 KH
Gизвестняк(1000-1800м)=0.1 x 2000 x 0.00027=0.054 KH
Gглина(1800-2200м)=1.5 x 100 x 0.00027=0.04 KH
Gсланец(2200-3000м)=0.1 х 2000 х 0.0002=0.04 КН
Gизвестняк(3000-3400м)=0.1 х 2000 х 0.0002=0.04 КН
Gmax - максимальная нагрузка на долото, рассчитанная по формуле Шрейнера Л.А., кг (КН)
Gmax=0.286 КН
G - фактическая нагрузка на долото, выбранная для данного долота кг (КН) nпесчаник(0-150м)= 0.286 x 100/0.286 =100 об/мин nизвестняк(150-300м)= 0.286 x 100/0.054=530 об/мин nмергель(300-1000м)= 0.286 x 100/0.068=421 об/мин nизвестняк(1000-1800м)= 0.286 x 100/0.054=530 об/мин nглина(1800-2200м)= 0.286 x 100/0.04=715 об/мин nсланец(2200-3000м)= 0.286 x 100/0.04=715 об/мин nизвестняк(3000-3400м)= 0.286 x 100/0.04=715 об/мин
Расход промывочной жидкости
Определяется по формуле
Q= 0.785 x (D2д - D2т) x Vв , м3/с (5.4)
Dд - диаметр долота, м
Dt - диаметр бурильных труб, м
Vв - 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
Qпесчаник(0-150м)=0.785 х (0.5082 - 0.1682) х 1.0=0.180 м3/с=180 л/с
Qизвестняк(150-300м)=0.785 x (0.5082 - 0.1682) x 0,9=0.162 м3/с=162 л/с
Qмергель(300-1000м)=0.785 x (0.34922 - 0.1272) x 1.5=0.124 м3/с=124 л/с
Qизвестняк(1000-1800м)=0.785 x (0.34922 - 0.1272) x 0,9=0.074 м3/с=74 л/с
Qглина(1800-2200м)=0.785 x (0.34922 - 0.1272) x 1.5=0.124 м3/с=124 л/с
Qсланец(2200-3000м)=0.785 x (0.2002 - 0.1142) x 0.9=0.019 м3/с=19 л/с
Qизвестняк(3000-3400м)=0.785 x (0.2002 - 0.1142) x 0.9=0.019 м3/с=19 л/с
Таблица 4
Интервал бурения, м Долота Режим бурения
Осевая нагрузка, КН Число оборотов, об/мин Расход промывочной жидкости, л/с
0-150 ДК-138.1 С6 0.286 100 180
150-300 ДР-141.3 ТЗ 0.054 530 162
300-1000 ДИ-188.9 С6 0.068 421 124
1000-1800 ДЛС-188.9 С2 0.054 530 74
1800-2200 ДР-1635 ТЗ 0.04 715 124
2200-3000 ИСМ 188.9 С5 0.04 715 19
3000-3400 ИСМ 188.9 С5 0.04 715 19
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 (Lубт) определяется по формуле: Lубт=k x G/[q(1 - ?р/?м)],м. (6.1) k - коэффициент равный 1.25
G - нагрузка на долото, Н q - масса 1 м. труб УБТ, кг ?р , ?м - плотность раствора и металла труб, кг/м3
Тип бурильных труб - бурильных труб с высаженными внутрь концами.
Тип утяжеленных бурильных труб- сбалансированные.
Dб.т.(1слой)=168 мм
Dб.т.(2слой)=127 мм
Dб.т.(3слой)=114 мм
Dубт(1слой)=273 мм (шифр - УБТС2-273)
Dубт(2слой)=203 мм (шифр - УБТС2-203)
Dубт(3слой)=146 мм (шифр - УБТС2-146) qубт(1слой)=360 кг qубт(2слой)=192 кг qубт(3слой)=98 кг
(1 - ?р/?м) - коэффициент потери веса колонны УБТ в буровом растворе при ?р(860)=0,886 кг/м3 при ?р(1000)=0,873 кг/м3 при ?р(1330)=0,834 кг/м3
Lубт песчаник(0-150м)= 1.25 x 286 /[360(0.834)=1.19 м
Lубт известняк(150-300м)= 1.25 x 54 /[360(0.834)=0.22 м
Lубт мергель(300-1000м)= 1.25 x 68 /[192(0.886)=0.49 м
Lубт известняк(1000-1800м)= 1.25 x 54 /[192(0.886)=0.39 м
Lубт глина(1800-2200м)= 1.25 x 40 /[192(0.886)=0.29 м
Lубт сланец(2200-3000м)= 1.25 x 40 /[98(0.873)=0.58 м
Lубт 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: ?P=Робв Рбт Рубт Ркп.бт. Ркп.убт Рд Рзаб.дв.
Робв - потери напора в обвязке буровых насосов
Рбт - потери напора в бурильных трубах
Рубт - потери напора в УБТ
Ркп.бт. - потери напора в кольцевом пространстве бурильных труб
Ркп.убт - потери напора в кольцевом пространстве УБТ
Рд - потери напора в долоте
Рзаб.дв. - потери напора в забойном двигателе
При роторном бурении последний член формулы Рзаб.дв. - отсутствует.
При паспортной характеристике буровых насосов подбирают диаметр втулок, способных обеспечить требуемую подачу при определенном давлении. Расчет ведется для каждого интервала бурения под соответствующую обсадную колонну.
Способ цементирования - одноступенчатое с двумя пробками
Расчет цементирования обсадных колонн.
При расчете цементирования скважины определяются следующие показатели: Vцр=0,785 х К1[Кк х Нц х (D2д - D2ок) d2ок х hc], м3 (9.1)
К1 - коэффициент потерь цемента (1.03 - 1.05)
Кк - коэффициент кавернозности
(Определяется по кавернометрии 1.20-1.25)
Dд - диаметр долота, м
Dok - диаметр обсадной колонны, м dok - внутренний диаметр обсадной колонны, м
Нц - высота подъема цементного раствора в затрубном пространстве, м (1200) hc - высота цементного стакана, м (обычно 10-15м.)
Vцр=0,785 х 1.03 [1.20 х 1200 х (0.2002 - 0.13972) 0.3732 x 10]=24.97 м3
Количество сухого цемента
Gц= Vцр x qц, т (9.2) qц - норма расхода сухого цемента для приготовления 1м3 цементного раствора (1.22 т/ м3)
Gц=24.97х 1.22=30.46 т
3. Объем воды Vв для приготовления цементного раствора
Vв = Gц x m/?в (9.3) m- водоцементный фактор (0.5) ?в- плотность воды кг/м3
Vв =30.46х (0.5/1000)=0.015 м3
4. Объем продавочной жидкости Vпж равен
Vпж= Кж х 0.785 х D2экс.в.н х (Н - hc), м3 (9.4)
Кж - коэффициент потери воды (1.1 - 1.2) dэкс.в.н - внутренний средний диаметр эксплуатационной колонны, м; (0.1243 м)
Н - длина эксплуатационной колонны, м (1200)
Vпж= 1.1 x 0.785 x 0.12432 x (1200 - 10)= 15.9 м3
5. Максимальное давление цементирования
Рц.max=Рг P? (9.5)
Рг= 0.02 x H 16 - гидростатическое давление цементирования (9.6)
P?=(Нц - hc)(?цр - ?цж)/10 - давление разности плотности жидкостей, участвующих в цементировании. (9.7) ?цр=1080 кг/м3 ?пж=1860 кг/м3
Рг=0.02 x 1200 16=40 МПА
P?=(1200 - 10)(1080 - 1860)/10= -0.093 МПА
Рц.max=40 - 0.093= 39.9МПА
Количество цементирующих агрегатов, необходимых для цементирования. nца=Qца/qcp 1 (9.8)
Qца - суммарная производительность агрегата. qcp - средняя производительность цементирующего агрегата за время цементирования скважины м3/с (берется из справочника и усредняется по применяемым скоростям цементирования) nца=40/6.7 1= 6
Так, как я собираюсь использовать 3 и 4 скорости агрегата , беру среднее число qcp =6.7
Принимаем 6 агрегатов ЦА - 300
Таблица 5
Скорость агрегата Qна, л/с P1 МПА
Цементировочный агрегат ЦА - 300
D = 100 мм
I 1,4 40
II 2,5 32
III 4,8 16
IV 8,6 9
Qца=F3 x Vkp, дм3/с (9.9)
F3 - площадь поперечного сечения затрубного пространства, м2
Vkp - скорость подъема цементого раствора в затрубном пространстве (2 м/с)
F3=0.785 x K x (D2д - D2эн), м2 (9.10)
K - коэффициент кавернозности
Dд - диаметр долота, м
Dэн - наружный диаметр эксплуатационной колонны, м
F3=0.785 х 1.2 х (0.2002 - 0.13972) = 0.019 м2
Qца=0.019 х 2 = 0.038 м3/с = 38дм3/с
Число цементосмесительных машин ncm принимается из расчета одна цементосмесительная машина на два цементировочных агрегата ncm= nца/2= 6/2=3 (9.11)
Принимаем 3 цементных машины (УС6-30)
Время цементирования Тц равно: Тц = (Vцр Vпж)/(nца х qcp) 10 (9.12)
Тц =(24.97 x 15.9)/(6 х 6.7) 10=19.9 мин
6. Расчет обсадных колонн на прочность
Расчет 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
Толщина стенки, Мм 6.5 7 8 9 10 11
Давление смятия, Ркр.см, Мпа 177 205 262 318 373 427
Определяем допустимую глубину спуска выбранных обсадных труб для каждой толщины стенки по формуле: Ндоп=Ркр.см/(?р х g x Ксм), м ?р - плотность раствора, кг/м3
Ксм - коэффициент запаса прочности на смятие ( 1.0-1.3) g - ускорение свободного падения 9.8 м/с
Ндоп=177/(1000 х 9.8 х 1)=0.018 м
4. Результаты расчетов заносятся в таблицу (таблица 8)
Таблица 8
№ секции Марка стали Толщина стенки, мм Глубина спуска, м Длина секции, м Вес 1м труб, кг Вес секции, т Суммарный вес, т от до
1 Д 6.5 1800 3200 25 20.41 0.51 28.56
Проверяем верхнее сечение эксплуатационной колонны на страгивание по формуле: Кстр>Рст/Рф
Кстр - коэффициент запаса прочности на страгивание, берется из таблиц. (1.15)
Рст - страгивающая нагрузка, при которой в резьбовом соединении трубы напряжение достигает предела прочности. Берется из таблиц(637)
Рф - фактическая нагрузка на резьбовое соединение. Она равна весу обсадной колонны
1.15<<637/28.56(22.3)
Рф =q1 x l1 q2 x l2 … qn x ln q- вес 1м труб отдельных секции, т. l- 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
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.
2. Н.И. Сердюк и др. Бурение скважин различного назначения. Москва. РГГРУ 2006 г.