Реферат: Проект строительства наклонно-направленной нефтяной добывающей скважины глубиной 2560 м на Тагринском месторождении

Министерство высшего образования

Московский Государственныйуниверситет

 

на тему:Проектстроительства наклонно — направленной нефтяной добывающей скважины глубиной2560 м на ТАГРИНСКОМ МЕСТОРОЖДЕНИИ

      

Москва 2008

Введение

Развитие народногохозяйства во многом зависит от состояния и темпов роста всей промышленностистраны. Топливно-энергетическая отрасль является основной базой тяжелойиндустрии. Наиболее крупные поставщики для народного хозяйства – нефтяная игазовая промышленность.

В настоящее время нефть игаз, а также продукты их переработки стоят в одном ряду с другими важнейшими средствамипроизводства, оказывают активное влияние на ускорение научно-техническогопрогресса в стране. Продукция нефтяной и газовой промышленности используетсяпрактически во всех отраслях. Все большее значение имеет нефтянаяпромышленность в улучшении экономики в стране.

Особо важноепроизводственное звено в нефтяной и газовой промышленности является бурение,которым завершается комплекс геолого-поисковых и разведочных работ,устанавливается наличие нефтеносности, определяются необходимые параметрызалежи, для подсчета запасов и проектирования схемы разработки.

1. Геологическаячасть

Орография.

Сведения о районе буровыхработ приведены в таблице 1.

Таблица 1 Наименование Значение (текст, название. Величина) Площадь (месторождение) Тагринское Блок (номер и/или название)

5а

Административное расположение Республика Российская Федерация Область (край) Тюменская район Нижневартовский Год ввода площади в бурение Год ввода площади (месторождения) в эксплуатацию 1980

Температура воздуха, С2

 Среднегодовая

 Наибольшая летняя

 Наименьшая зимняя

-3,3

+30

-50

Среднегодовое количество осадков. Мм Максимальная глубина промерзания грунта, м 2,4 Продолжительность отопительного периода в году, сут 264 Продолжительность зимнего периода в году, сут 201 Азимут преобладающего направления ветра, град

Зимой ЮЗ-З

Летом С –СВ

Наибольшая скорость ветра, м/с 21

Интервал залегания многомерзлой породы, м

 кровля

 подошва

120

350

Сведения о площадкестроительства буровой.

Таблица 2

Наименование Значение (текст, название. Величина) Рельеф местности Равнинный, слабовсхолмленный Состояние местности Заболоченная с озерами

Толщина, м

 снежного покрова

 пoчвенного слоя

0,80-1,5

0,40

Растительный покров Смешанный лес Категория грунта Торфяно- болотные, суглинки, пески, супеси

Таблица 3 — Размерыотводимых во временное пользование земельных участков

Назначение участка Размер Источник нормы отвода земель

Кустовая площадка, м2

12730 /2/

Подъездной путь, м2

 ширина, м

 длина, м

8000

10

800

Трасса перетаскивания

 ширина, м

 длина, м

5000

16

Трасса под ЛЭП, м

 ширина, м

 длина охранной зоны, м

2000

20

Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности /3/

Таблица 4 — Источник ихарактеристики водо- и энергоснабжения, связи, местных стройматериалов

Название вида снабжения: (водоснабжение: для бурения, для дизелей, питьевая вода для бытовыхнужд; энергоснабжение, связь, местные стройматериалы и т.д. Источник заданного вида снабжения Расстояние от источника до буровой, к Характеристика водо- и энергопривода, связи и стройматериалов Водоснабжение

-для бурения;

-питьевая вода

-для бытовых нужд

Артскважина

Привозная

(бойлер)

0,06

105,00

Диаметр 50 мм, длина 60 м, проектный горизонт Куртамышская свита Энергоснабжение Энергосистема 2,00 Заявленая мощность – 1396,8 кВт Связь Радиостанция типа «Маяк», «ЛЕН» или РТ-23/10, НСМ,301-60 Мощность до 6000Вт

Местные стройматериаы

-лесоматериалы

БПТО и К 105,0 Длина ствола до 18 м, диаметр ствола до 300 мм -карьерные материалы Карьер, штабель, гидронамыв 105,0

Мелкозернистыйпыловый грунт плотностью 1600-1700 кг/м3

Стратиграфия

Данные остратиграфическом залегании и литологическом описании работ приведены в таблице5.

Таблица 5 — Литологическаяхарактеристика разрезав скважины

Индекс стратиграфического подразделения Интервал, м Горная порода Стандартное описание горной породы: полное название, характерные признаки (структура, текстура, минеральный состав и т.д.)

 

от (верх) от (низ) Краткое название % в интервале

 

1 2 3 4 5 6

 

Q 125 Пески, глины - Глины серые, пески желтовато-серые, м/з

 

Р 2\3 125 140 Глины, пески - Глины серые с пропластками бурых углей, пески серые с/з и м/з

 

Р 2\3 140 240 Глины, пески, алевролиты - Глины зеленовато-серые с прослоями песка и алевролита

 

Р 1\3 240 350 Глины, опоки - Глины диатомовые, алевристые с прослоями опок

 

Р 1\3- Р 3/2 350 390 Глины - Глины серые песчанистые

 

Р 2\2 390 560 Глины - Глины алевролитистые, опоковидные

 

Р 1 560 655 Глины - Глины асерые ч прослоями алевролитов и глинистые известняков

 

К2 655 790 Глины - Глины серые, известковистые с линзами песков

 

К2 790 900 Глины, опоки - Глины зеленовато-серые с прослоями опок

 

К2 900 935 Глины - Глины зеленовато-серые

 

1 2 3 4 5 6 К1- К2 935 1825 Глины, песчаники, алевролиты, пески - Чередование песков, глин, песчаников, алевролитов, глинистых известняков К1 1825 1925 Аргилиты, алевролиты, песчаники - Алевролиты серые, плотные, песчаники м/з, рыхлые, алевролиты серые, слюдистые К1 1925 2560 Песчаники, алевролиты, аргилиты - Аргилиты серые, слюдистые, песчаники темно-серые, м\з. Алевролиты светло-серые и серые, алевролиты серые крепкие, м/з /> /> /> /> /> /> /> />

Примечание: ММПвстречается в виде сегментов, разобщена сквозными таликами в долине рек и подкрупными озерами, мерзлый грунт слагает в основном безлесные пространства.

Таблица 6

Глубина залегания, м Стратиграфическое подразделение Элементы залегания (падения) пластов по подошве, град Коэффициент каверзности в интервале от (верх) от (вниз) название индекс Угол азимут 125 Четвертичные отложения Q - - 1,30 125 140 Журовская свита Р 2/3 - - 1,30 140 240 Новомихайловская свита Р 2/3 - 1,30 240 350 Алтымская свита Р 1\3 - - 1,30 350 390 Неганская свита Р1/3-Р3\2 - - 1,30 390 560 Люлинворская свита Р 2/2 - - 1,30 560 655 Талицкая свита Р1 - - 1,25 655 790 Ганькинская свита К1 - - 1,25 790 900 Березовская свита К2 - - 1,25 900 935 Кузнецовская свита К2 - - 1,25 935 1825 Покурская свита К2-К1

0030!

- 1,25 1825 1925 Алымская свита К-1

0030!

- 1,25 1925 2560 Вартовская свита К1

0030!

- 1,25

1.2 Тектоника

Западно-Сибирская плита, в северо-восточной части которой расположеноТагринское строение и состоит из осадочного чехла представленногонижемелововыми отложениями грамне суточного структурного этапа рермонтриасовоговозраста и складочного фундамента плиты.

Нижневартовский район приурочен к крупному поднятию первого порядка иструктуре второго порядка Вартовского куполовидного поднятия, и представляетсобой платформеннуюантиклинарную структуру простирающуюся с юго-запада на северо-восток на 350километров. Характерной особенностью локальных поднятий является прослеживаниепо всей таблицеосадочного чехла с совпадением структурных планов по различным горизонтам.

Таблица 7 — Физико-механическиесвойства горных пород по разрезу скважины

Индекс стратиграфического подразделения Интервал, м Краткое название горной породы

Плотность кг/м3

Пористость % Проница -емость мд от (верх) от (низ) 1 2 3 4 5 6 7 К1 (БВ1-5) 1740 1815 Песчаник, алевролит 2100 21 23,9 К1 (БВ8) 2523 2540 Песчаник, алевролит 2100 28 86,1 Гнилистность % Карбонатность % Твердость МПа Абразивность Коэффициент пластичности Категория породы по промысловой классификации 8 9 10 11 12 13 6-16 3-7 0,14-2,30 Ш-VIII 1,10-4,50 С 6-16 3-7 0,14-2,30 Ш-VIII 1,10-4,50 С /> /> /> /> /> /> /> /> /> /> /> />

Таблица 8 — Геокриологическаяхарактеристика разреза скважины

Индекс стратиграфического подразделения Интервал залегания многолетне-мерзлых пород, м Тип многолетнемерзлых пород: основная реликтовая Льдистость пород, 5 Наличие: да, нет от (верх) от (низ) Избыточной льдистости в породе в виде линз пропластов, прослоев и т.д. таликов Межмерзлотных напорных (зещемленных вод) Проплас-тов газо -гидратов Р2\3 120 350 реликтовая 0,15-0,25 нет нет нет нет

1.3 Водоносностьразреза

Нефтегазоводоностностьпредставлена в таблице 9,10.

Таблица 9 — Нефтеносность

Индекс стратиграфического подразделения Интервал, м Тип коллектора

Плотность, кг/м3

Подвижность,Δна сП Содержание серы, % по весу Содержание спарафина, % по весу

свободный девит, м3/сут

Температура жидкости в колонне на устье скважины при эксплуатации, град Рекомендуемые МПа от(верх) до(низ) репрессия при вскрытии депрессия при испытании К1(БВ1-5) 1740 1815 Поровый 860 0,18 0,7 0,8 180 30-35 2,2 8,0 К1(БВ8) 2523 2540 Поровый 880 0,35 1,0 0,8 100 30-35 2,2 8,5

Таблица 10 — Водоносность

Индекс стратиграфического подразделения Интервал, м Тип коллектора

Плотность, кг/м3

Свободный дебет, м3/сут

Химический состав воды в мг – эквивалентной форме Степень минерализации, мг/л от(верх) до(низ) анионы катионы

CL-

 

HCO3-

Na+

Mg++

Ca++

К2-К1 935 1625 Поровый 1000 700-3500 перелив 92 8 88 3 9 0,014-0,017 К1(БВ1-5) 1740 1815 Поровый 1000 до 100 92 1 85 1 14 0,022-0,024 К1(БВ8) 2523 2540 Поровый 1000 до 100 99 1 83 1 16 0,025

Газоносность отсутствует

Таблица 11 — Данные о давлении и температурыгорных пород по разрезу скважиныИндекс стратиграфического подразделения Интервал, м Градиент давления Температура в конце интервала от (верх) до(низ) пластового гидроразрыв пород горное давление МПа/м МПа/м МПа/м

С0

от (верх) до (низ) от (верх) до (низ) от(верх) до(низ) Q-Р2/3 400

Рпл

Ргид

8,0 8,8 9,0 Р3/2 –К2 400 935 4.0 9.4 8.0 18.7 8.8 20.6 25.1 К2-К1 935 1925 9,4 19,6 18,7 26,6 20,6 38,3 49,2 К1 1925 2560 19,6 26,0 26,6 30,4 38,3 39,8 51,3

· РФЗ – расчет пофактическим замерам в скважинах

1.4 Осложнения впроцессе бурения

Возможные осложнения впроцессе бурения приведены в таблице 9,10,11,12.

Таблица 12

Индекс стратиграфического подразделения Интервал, м

Максимальная интенсивность поглощения, м3,4

Условия возникновения от (верх) от (низ) Q 400 5 Отклонение параметров бурового раствора от проектных

Таблица 13 — Осыпи иобвалы стенок скважины

Индекс стратиграфического подразделения Интервал, м Время до начала осложнения, сут Мероприятия по ликвидации последствий осложнения от (верх) от (низ) Q-Р3/2 400 3 Проработка Р3/2-К1 400 1630 3 Проработка промывка

Таблица 14 — Нефтегазоводопроявления

Индекс стратиграфического подразделения Интервал, м Вид проявляемого флюида Плотность смеси при проявлении Условия возникновения от (верх) от (низ) К1 (БВ1) 1650 1680 нефть Плотность смеси равна плотности нефти Пренебрежение к постоянному доливу жидкости в скважину при подъеме инструмента, снижение Р ниже гидростатического, низкое качество бурового раствора К1 (БВ2-3) 1700 1730 нефть К1 (БВ2-3) 1700 1730 нефть К1 (БВ8) 2523 2540 нефть

Таблица 15 — Прихватоопасныезоны

Индекс стратиграфического подразделения Интервал, м Условия возникновения от (верх) от (низ) Q-Р 3/2 400 Несоблюдение режима бурения, плохая очистка забоя от шлама, желобообразования

1.5 Обоснование точкизаложения скважины

 

С целью эксплуатации пласта БВ8, мощность которогоравна 17 метров:

Глубина проектируемойскважины (Lскв) по вертикали составит:

/>

где: /> — глубина залегания кровлипродуктивного пласта,

/> -мощность продуктивного пласта, м;

/>-глубина зумфа, м.

/>

2. Технологическаячасть

 

2.1 Обоснование, выбори расчет типа профиля

Выбор типа профиляосуществляется с учетом требований бурения кустовых скважин, прочностныххарактеристик пород, слагающих геологический разрез месторождений,закономерностей искривления, характерных для используемых компоновок низа бурильнойколонны, способов и технических средств, применяемых при эксплуатации скважин.

До проектной скважиныпроектируется четырехинтервальный тип профиля включающий участки вертикальныйнабора зенитного угла при бурении под кондуктор, стабилизации зенитного угла доглубины ниже интервала работы насосного оборудования, уменьшения зенитногоугла. Рекомендуется для скважин с отклонением забоев от вертикали более 300м,на месторождениях, где по геолого-техническим условиям ниже интервала установкинасосного оборудования затруднено безаварийное бурение компоновками сполноразмерными центраторами для стабилизации параметров кривизны и на новыхместорождениях. (рис.)

Данные для расчетапрофиля наклонной скважины представлены в таблице 16.

Таблица 16 — Исходные данныедля расчета профиля

Наименование параметров Величина

Глубина по вертикали, м:

-начало интервала увеличения зенитного угла;

-окончание интервала стабилизации зенитного угла;

-кровли пласта;

-скважины

175,0

1400,0

2523,0

2560,0

Радиус искривления интервала увеличения зенитного угла, м 380,0 отклонение забоя по вертикали, м 420,0

Максимально допустимая интенсивность изменения зенитного угла в интервалах:

-увеличение зенитного угла, град\10м;

-работы погружных насосов, град\100м

1,5

3,0

Примечание: 1) h1=175 м (рыхлые породы)

2) H3+ h +1= 1400 м (глубина установки насосов)

3) 1,5 град\10 м и 8,0град\100 м \6\.

Расчетная схема профиля.

Определяется максимальныйзенитный угол (/>)при условии полной стабилизациипо формуле:

/> (2.7)

где: R – радиус искривления участкаувеличения зенитного угла, м;

А – величина отклонениязабоя от вертикали.м;

Н – проекция второго итретьего участков ствола по вертикали, м.

Длина участка уменьшениязенитного угла ориентировочно равна;

/> (2.8)

где: l4 – длина участка уменьшения зенитного угла, м.

/>

/>

Определяется конечныйугол (/>)при начальном угле />=160и длине участка l4=426 М: />=150.

Рассчитываетсямаксимальный зенитный угол />при условии его снижения начетвертом участке:

/> (2..9)

/>

Все элементы профиляопределяются по формулам, приведенным в таблице 17.

Таблица 17 — Определениеэлементов четырехинтервального типа профиля

Участки профиля Длина ствола, м Горизонтальная проекция, м вертикальная проекция. м Вертикальный

l1=hв

а1=0

h1=hв

Увеличение зенитного угла

l1=0,01745Rαт

а2=R(1-cosαт)

h1=Rsinαт

Стабилизация зенитного угла

/>

а3=h3tgαm

h3=H-h1-h2-h4

Уменьшение зенитного угла

/>

/>

h4

Суммарная длина

L=l1+l2+l3+l4

A=a2+a3+a4

H=h1+h2+h3+h4

Результаты расчетовсведены в таблицу 18.

Таблица 18 — Профильствола скважины

Интервал по вертикали Длина интервала по вертикали, м Зенитный угол Горизонтальное отклонение, м Длина по стволу, м от(верх) от(низ) В начале интервала в конце интервала за интервал общее интервала общая 175 175 175 175 175 300 125 25 38 38 166 341 300 600 300 25 25 140 178 375 716 600 1400 800 25 25 373 551 1000 1716 1400 2560 410 25 15 176 426 455 2725

2.2 Анализ физико-механическихсвойств горных пород

 

Данные по физико-механическимсвойствам горных пород.

Таблица 19 — Физико-механические свойства пород

Интервал, м Горная порода (краткое название) Классификация горной породы

Категория твердости, Кт

Категория абразивности, Ка

Твердость по штампу Рш, МПа

от

(верх)

до(низ) 125 Пески, глины МЗ 1-2 22-4 75-120 125 140 Глины. пески МЗ 1-2 22-4 75-120 140 240 Глины, пески алевролиты МСЗ 2-3 4-5 75-280 240 350 Глины, опоки МС 2-3 4-5 75-280 350 390 Глины МС 2-3 4-5 140-280 390 560 Глины МС 2-3 4-5 140-280 560 655 Глины МС 2-3 4-5 140-280 655 790 Глины МС 2-3 3-4 140-280 790 900 Глины. опоки МС 2-3 4-5 140-280 900 935 Глины МС 2-3 4-5 140-280 935 1630 Глины, песчаники, алевролиты, пески С 3-4 5-6 280-560 1630 1925 Аргиллиты, алевролиты, песчаники С 4-5 5-6 560-1000 1925 2560 Песчаники, алевролиты, аргиллиты С 4-5 5-6 560-1000

Из таблицы 19. следует,что разрез Тагринского месторождения в основном представлен следующимипородами:

0-935 м- мягкие спропластками средних (категория твердости 1-3);

935-2560 м – средние(категория твердости 3-5).

2.3 Выбор способабурения

Для обоснованияспособа бурения при выбранных шарошечных долотах, необходимо определить времяконтакта вооружения долота с забоем и частоту вращения долота для обеспечениявремени контакта.

/> (22)

где: nt – частота вращения долота, об/мин;

(4.8……7.2)103– коэффициент учитывающий твердость горных пород (7,2- для легких пород, 6,0-для средних пород; 4,8 – для крепких горных пород).

tz – средняя величина шага зубьевдолота по венцам Б В и переферийному (П) венцу шарошки, м;

b3 – текущая средняя величина площадки притупления длязубцов шарошки, м;

R- радиус долота (желательноопределять от центра долота до середины зубца на венце П и осреднить поколичеству шарошек долота), м;

/> — время контакта вооружения долотас забоем(2- для очень мягких пород; 8- для твердых пород; 15 – для крепкихпород), млс.

Данные для расчета попринятым типам долот приведены в таблице 20.

Таблица 20 — Результатызамеров для принятых долот

Интервал, м

tz, м

b3, м

R, м

/>, млс

∑li. м

от(верх) до(низ) 600 0,027 0,07 0,1477 3,0 0,125 600 1830 0,048 0,06 0,1079 4,0 0,047 1830 2560 0,040 0,04 0,1079 5,0 0,108

Производится расчет:

Интервал 0- 50м: можно непросчитывать

интервал 0-715 м: />

интервал 715-1830 м: />

интервал 1830-2560 м:/>

В результате расчетов частоты вращения долотаустановлено, что для бурения проектной скважины целесообразно применениероторно-турбинного способа бурения

 

2.4 Проектирование режима бурения по интервалам.

 

2.4.1 Расчет осевой нагрузки на долото

Величина осевой нагрузки на долото определяется изусловия объемного разрушения пород на забое скважины. В расчете используютсязначения твердости горных пород по штампу :

Gд=Рш Fк (2.23)

где: Gд – осевая нагрузка на долото, кН;

Рш твердость пород по тпампу, Мпа;

Fк – площадь контакта вооружениядолота с забоем, м2

Fк = 0,4 b3 ∑ li<sub/>(2.24)

где: ∑ li – сумма длинн зубцов находящихсяв одновременном контакте с забоем, м.

Максимально допустимые значения осевой нагрузки надолото по интервалам условно одинаковой буримости:

интервал 0-715 м: />

/>

интервал 715-1830 м: />

/>

интервал 1830-2560 м: />

/>

Расчетные значения G не превышают допустимую нагрузку нарекомендуемые типоразмеры долот.

 

2.4.2 Проектированиерасхода бурового раствора

Минимальное значениерасхода бурового раствора (Qmin) необходимой для очистки забоя скважины от шлама определяетсяпо формуле:.

Qmin = 0 .785 Vк (Дс2 – dн2)103 (25)

где Vк – средняя скорость течения глинистого раствора взатрубе, м/с

Vк= 1,25 Vв(26)

где: Vв – скорость витания частиц шлака в кольцнвомпространстве. м/с.

Vк= 1,25 Vв(26)

где: Vв – скорость витания частиц шлака в кольцевомпространстве. м/с.

/> (27)

где: R –постоянная Реттинчера, R=5,72 м/с при Rе >60;

d4 – диаметр частиц шлака, м;

/> -плотность горной породы (п.2.5), кг/м3;

/> -плотность бурового раствора (п.2.5), кг/м3;

дс – диаметр скважины, м;

dн – минимальный наружный диаметр бурильнойколонны, м;

/> (28)

где: Re – критерий Рейнольда;

P/>-пластическая вязкость раствора,Па-С

P/>=(0,004-0,005) />Р (29)

где: />Р –динамическое напряжение сдвига,Па

/>Р= 0,0085/>-7 (30)

Расчет минимального расхода бурового раствора по формулам

Интервал 0-50м: P=1,87 Па; PY= 0,0035 ПаС

интервал 0-715 м: />Р=0,0085 1173 – 7 =2,97 Па

P/>=0,0045 2,97 = 0,0134 ПаС

/>

/>

Vк =1,25 0,66 = 0,83 м/с

715-1830м Qmin =0.785 0.83 (0.3102 – 0.1272)103 = 52.0 л/с

Технологический необходимый расход бурового раствора определяется поформуле:/>

/> (31)

где: QТН – технологически необходимая величинарасхода для обеспеченияпроцесса углубления скважины, л/с;

Рmax – максимально допустимое давление на выкиде буровыхнасосов, Мпа;

РДТ –технологически необходимая величина перепада на долоте,Мпа:

РR<sub/>- гидроимпульсное давление 2-3 Мпа;

/> -плотность промывочной жидкости внутри бурильной колонны и в заколонномпространстве, кг/м3;

аi – коэффициент гидросопротивления независящий отглубины скважины м-4;

l1, l2 – длины секцийбурильной колонны с разными диаметрами и толщиной стенок, м;

bi, bj – коэффициентгидросопротивления зависящий от длины м-5

аi=amc+aМ+ав+аТВ(32)

где: amc,aМ, ав, аТВучитывает соответственно сопротивления в монифольте, в стояке, вертлюге,ведущей трубе, м-4 \9, приложение1\.

/> (33)

где: dВ – внутренний диаметр труб.скважинысекции, м.

/> (34)

где: Дс – диаметр скважины с учетом увеличения, м

/> (35)

где: ДД – диаметр долота, м. интервал 1830-2560 м:

/>

/>

/>

Результаты расчетов сведены в таблицу 21. Расход промывочной жидкостипри нормальных условиях бурения должен соответствовать выражению.

QТН > Q > Qmin (36)

Таблица 21 — Расход промывочной жидкости по интервалам

Интервал, м

QТН, л\с

Q, л\с

Qmin, л\с

0-50 52,0 42,0 0-715 40,0 55,0 52,0 715-1830 36,0 32,0 20,0 1830-2560 36,0 32,0 19,0

2.4.3Расчет частоты вращения долота

Частота вращения долота определяется при выполнении условия обеспечениянеобходимого времени контакта вооружения долота с забоем \9\:

/> (37)

где: n/> — частота вращениядолота, об\мин;

GД – динамическая составляющая осевойнагрузки на долото.Н;

С =5100 м\с – скорость звука в материале вала забойного двигателя;

КВД – коэффициент, учитывающий мгновенную задержку частотывращения вала забойного двигателя при вдавливании зуба шарошки долота в породу;

Е = 2,1 1011 – модуль упругости материала, н\м2;

F – площадь поперечного сечения вала турбобура, м2;

RД –радиус долота. м;

/>-время контакта, млс;

β — угол между осью долота и осью шарошки.

/> (38)

где: GСТ – статическая составляющая осевойнагрузки на долото, Н.

/> (39)

интервал 0-716м: /> 

/>

/>

Расчет остальныхинтервалов аналогичен. Результаты расчета представлены в таблице 22.

Таблица 22 — Частотавращения долота

Интервал, м

Е. Н\м2

F, м2

КВД

/>

GСТ, Кн

GД, Кн

n/>об\мин

0-600

/>

/>

4 3,0 57 14 480 600-1830

/>

/>

1 4,0 46 12 300 1830-2560

/>

/>

1 5,0 170 43 420

2.4.4 Обоснованиемаксимальной величины давлений на выкиде буровых насосов

Максимальная величинадавления на выкиде буровых насосов является одним из главных параметров,который определяет работу гидравлического забойного двигателя и оказываетсущественное влияние на темп углубления скважины.

Расчет производится пометодике (9)

/> (40)

где: Рmax — максимальная величина давления навыкиде буровых насосов, мПа;

G –осевая нагрузка на долото, ;

GВР – вес вращающихся элементовзабойного двигателя, Н;

Fр – площадь поперечного сечения турбинок;

РТ — перепаддавления в турбобуре, мПа;

GП — осевая нагрузка на пяту забойного двигателя,меняется в зависимости от твердости пород, GП=+30кН:

/> (41)

где: dcр – средний диаметр турбинок, Н;

/> (42)

где: G3 – вес забойного двигателя, Н; b – 0,85 – архимедова сила.

интервал 0-715м: />

/>

/>

интервал 715-1830м: />

/>

/>

интервал 1830-2560м: />

/>

/>

2.5 Обоснование. Выбори расчет компоновок бурильной колонны

Определяем длину УБТтребуемую для создания нагрузки и придания жесткости КНБК.

/>

где с- скорость звука вматериале труб;

Т- период продольныхвибраций долота;

/> — расстояние от забоя до УБТ;

/> - расстояние от забоя до осевойопоры ГЗД.

Для создания осевойнагрузки применяем УБТС-2. В интервале 0-715 м длину УБТС-2 203х61,5 принимаем12м, а в интервале 715-1830м и 1830-2560м длину УБТС –2 178х49 принимаем 12м\1\.

Длину секции ПК 127х9определяем по формуле:

/> (43)

где: lПК – длина секции ПК (ТБПВ), м;

G – осевая нагрузка на долото, Н;

GУБТ — вес УБТ; GУБТ — =1530 н\м-178 мм;

GУБТ=2105 н\м – 203мм:

G3 – вес забойного двигателя, Н;

gПК – вес труб ПК 127х9; gПК=305 н\м

b – коэффициент учитывающий архимедовусилу

/> (44)

где: /> — плотность материалатруб, />ПК=7850кг\м3

Длину секции ЛБТ 147х11Д16Т находим по формуле \10\.

/> (45)

где: lЛБТ – длина секции ЛБТ Д16Т, м;

lк – длина бурильной колонны. м;

lУБТ – длина труб УБТ, м;

l3 – длина забойного двигателя, м;

l3 – длина инструмента от забоя до верхней осевой опорызабойного двигателя, м;

Производим расчет поформулам (2.43-2.45):

/>

интервал 0-715 м:

/>

Длину секций труб ПКпринимаем равным lПК=144м или 6 секций.

интервал 715- 1830 м:

/>

Максимально необходимуюдлину секций труб ТБПВ принимаем равным lПК=96 м или 4 свечи.

интервал 1830-2560 м:

/>

Для бурения интервала наэксплуатационную колонну длину секций труб ПК принимаем равным lПК=600м или 26 секций.

При расчете длин секцийЛБТ принимаются во внимание удлинение ствола скважины из-за профиля скважины.

Интервал 0-715 м:

/>

Длину секций ЛБТпринимаем равным lЛБТ=456м или 19 свечей.

Интервал 715-1830 м:

/>

Длину секций ЛБТпринимаем равным lЛБТ=1000м или 40 свечей.

Интервал 1830-2560 м:

/>по стволу скважин:

/>

Длину секций ЛБТпринимаем равным lЛБТ=2000м или 80 свечей.

Расчёт колонны напрочность проводим для турбинного бурения по методике

/5/. Определяем растягивающиенапряжения />вверхнем сечении колонны

при наиболее тяжелыхусловиях, когда колонна поднимается из искривлённой части скважины с большейскоростью при циркулирующей жидкости по формуле:

/>, (46)

где />=1,3-коэффициентдинамичности при СПО с включенными буровыми насосами /5/.

/> — площадь поперечного сечения типаЛБТ.

/> — площадь поперечного канала труб/6/.

/> — силы трения колонны о стенкискважины /5/.

После расчёта необходимопроверить выполняется ли следующее условие:

/> (47)

где />=274 МПа.-пределтекучести сплава Д16-Т из которого изготовлен ЛБТ.

/>=1,3- коэффициент запаса прочности/6/.

Если приведённое условиене выполняется, то необходимо перекомпоновка и соответственно перерасчётколонны на прочность.

Расчеты приведены втаблице 23.

Таблица 23 — Прочностьбурильной колонны

Fтл, м2

/>

/>

/>

/>

/>

/>

0,0047 0,01227 0,86 0,85 108 274 182,7

Таким образом, исходя израсчётов можно сделать вывод, что бурильная колонна которую мы подобрали, устраиваетнас и по компоновке, и по растягивающему напряжению в данных геологическихусловиях.

2.6 Выбор забойныхдвигателей по интервалам

Используя данные овеличинах статической части осевой нагрузки и об удельном моменте на долоторассчитывается вращательный момент на долоте и находится необходимая величинаоптимального вращательного момента на валу турбобура по формулам :

/> (46)

где: МВ — вращающий момент на валу турбобура Нм;

МУ — удельный момент на долоте, Нм\кН;

/> (47)

где: /> - коэффициент трения вооружениядолота о горную породу (0,4- для мягких пород; 0,1- для твердых пород);

Rм – мгновенный радиус вращения долота, м

/> (48)

Gе – ститическая составляющая осевойнагрузки, кН;

/> (49)

М0– момент на трение долота о стенки скважины, Нм;

/> (50)

МП – момент на сопротивление в пяте турбобура Нм

/> (51)

где: GП – осевая нагрузка на пяту забойногодвигателя, меняется от твердости горных пород;

GП= (+30-(-30)), кН;

μн –коэффициент сопротивления в осевой опоре турбобура;μ=0,1;

τП – средний радиус трения в пяте, н.

/> (52)

где: τн, τв – соответственно наружный ивнутренний радиус пяты, м.

Интервал 0-715 м:

/>

/>

/>

/>

/>

/>

/>

/>

Интервал 715-1630 м:

/>

/>

/>

/>

/>

/>

/>

/>

Интервал 1830-2560м:

/>

/>

/>

/>

/>

/>

/>

/>

Определяется необходимый момент, который возникает при работе долота поформуле:

/> (53)

где, Мд – вращающий момент при работе долота, Нм

Интервал 0-715 м:

/>

Интервал 715 — 1830 м:

/>

Интервал 1830 — 2560 м:

/>

После расчетов Мд и nτ считается, что Мв= Моп (Мв = Мд+дМ или Мв = Мд),а nτ = nоп (здесь: />Моп и полвращающиймомент и частота вращения валатурбобура при его максимальной мощности).

По расчетным значениям Qтн, Мв и nτ осуществляетсяпервичный выбор забойного двигателя. По формулам пересчета уточняютсяполученные величины.

/> ,Нм (54)

где: Мопсп, Qсп, ρсп– справочные величины.

/> (55)

где: nсп – справочная величина.

Интервал 0-600 м:

/>

/>

По результатам расчета приняты типы забойных двигателей таблица 24.

Таблица 24 — Технические характеристики выбранных двигателей

Интервал, м Шифр турбобура Q, л\с

Моп, Нм

nоп, об\мин

0-715 Т12РТ-240 55,0 2400 720,0 715-1830 ЗТСШ1-195 30,0 1480 396,0 1830-2560 Д-1-195 30,0 3100 90,0

2.7 Расчетдиаметра насадок долот

Перепаду давления в долоте, отводится роль одного из эффективных регуляторовгидравлической нагрузки на вал турбобура и на долото.

/> (56)

где: ρд – перепад давления в долоте, МПа;

μ – коэффициент расхода, учитывающий гидросопротивление впромывочном узле лдолота;

μ=0,95

Определяется диаметр насадок долот (9).

/> (57)

где: dн – диаметр насадок долота, м;

П =3,14;

Кн – число насадок долота, шт.

Интервал 0-716 м:

/>

/>

Расчет остальных интервалов аналогичен и результаты представлены втаблице 25.

Таблица 25 — Диаметр насадок долота по интервалам условно одинаковойбуримости

Интервал, м

Кн шт

Рд. МПа

ρ, кг \м3

dн, м

50-715 3 4,2 1173 0,017 715-1830 2 4,0 1122 0,016 1830-2560 3 4,2 1188 0,013

2.8 Выбортипа бурового раствора и расчет параметров промывочной жидкости

При выборе типа бурового раствора необходимо, чтобы соответствиесоставов бурововых растворов разбуриваемых пород было на всем интервале бурениядо спуска обсадной колонны. Буровой раствор следует выбирать в зависимости от литологическогостроения и физико-химической активности взаимодействия горных пород спромывочной жидкостью.

Согласно (9) проектируется следующие типы буровых растворов поинтервалам условно одинаковой буримости:

1. направлениеи кондуктор (0-715м) бурение производится на глинистом растворе;

2. эксплуатационнаяколонна (715-2560м) бурится на полимерглинистом растворе.

В соответствии с требованиями \3\ плотность бурового раствора винтервалах совместимых условий бурения определяется из расчета создания столбомжидкости гидростатического давления в скважине уравновешивающее пластовоедавление.

Необходимая величина плотности бурового раствора рассчитывается поформуле:

/> (58)

где: ρБР — плотность бурового раствора, кг\м3;

К3 – коэфициент запаса \12, таблица 5.1\;

ρпл – пластовое давление, Мпа;

Lк – глубина залегания кровли пласта с максимальнымградиентом пластового давления, м.

/> (59)

где: РДИФ — допустимое дифференциальное давление в скважине,Мпа \11, таблица 5.1\

Окончательно в качестве проектного значения плотности бурового растворапринимается меньшее значение.

Течение буровых растворов чаще всего удовлетворяет реологической моделиШведова-Бингама для вязкопластической жидкости. Поэтому реологические свойствабуровых растворов принято оценивать по величинам пластической (структурной)вязкости (РY) и динамического напряжения сдвига (PY) \11\.

Усредненное значение динамического напряжения сдвига глинистогораствора можно определить по формуле:

/> (60)

Пластическую вязкость бурового раствора рекомендуется поддерживатьминимально возможной. При использовании трехступенчатой очистки буровогораствора и вязкость оценивают по формуле:

/> (61)

Для качественного первичного вскрытия продуктивного пластареологические параметры бурового раствора должны выдерживаться в пределах: PY – 0,004……0,010Пас, YP- 1……2Па.

Выбор остальных показателей бурового раствора производится на основегеологической информации о горных породах, слагающих разрез скважины.Институтом ВНИИКр нефть разработана классификационная

Результаты использования методики \11\ и расчетов представлены втаблице 26.

Таблица 26 — Рассчитанные параметры бурового раствора по интерваламусловно одинаковой буримости

Интервал, м

ρ, кг\м3

Т.с YP, Па PY, Пас

В1, см3\зам

СНС V1\V10

рН К, мм П.% минерализация, г\л 0-50 1120-1170 55-85 2,50 0,01 8-10 10-15\70-100 8-9 1-1,4 1,5-2 0,1 0-715 1120-1170 55-80 2,52 0,01 8-10 10-15\70-100 8-9 1-1,5 1,5-2 0,2 715-1830 1130-1180 25-50 2,61 0,01 10 0-3\0-0 7 0,5 1 2-3 1830-2560 1150-1200 28-30 2,78 0,01 6-4 0-10\0-15 7 0,5 1 0,5-1

2.9Химическая обработка промывочной жидкости по интервалам

Для поддержания структурных и реологических параметров в интервалеусловно одинаковой буримости необходимо производить химическую обработкупромывочной жидкости. Типы химических реагентов и их действие на буровойраствор приведены в таблице 27.

Таблица 27 — Рецептура обработки бурового раствора

Интервал, м Наименование химреагентов и материалов Цель применения реагента

Норма расхода, кг\м3

от (верх) до (низ) 50

глинопоршок бентонитовый модифицированный (А(П5МА) КМЦ-600

Гипан

Приготовление глинистой суспензии для забуривания и спуска направления

Регулирование вязкостных свойств раствора, снижение вязкости и регулирование реологических свойств

Снижение водоотдачи, стабилизация раствора, увеличение вязкости

9,000

0,170

0,400

715

глинопоршок бентонитовый модифицированный (А(П5МА) КМЦ-600

Гипан

Приготовление глинистой суспензии для забуривания кондуктора

Регулирование вязкостных свойств раствора, снижение вязкости и регулирование реологических свойств

Снижение водоотдачи, стабилизация раствора, увеличение вязкости

11,000

0,170

0,400

716 2560

Сайпан

Сайпан

Дк-дрилл

Глинопорошок бентонитовый модифицированный марки А (ПБМА)

Регулирование фильтрации раствора и укрепление стенок скважины

Регулирование фильтрации раствора и укрепление стенок скважины

Обеспечение флокуляцию выбуренной породы, повышение вязкости раствора.

Приготовление глинистой суспензии

0,083

0,250

0,050

8,700

Расчет потребного количества компонентов бурового раствора.

Количество промывочной жидкости, необходимой для бурения скважины подкондуктор \11\

/> (2.62)

где: VБР — необходимый объем бурового раствора, м34

VПР – объем раствора, необходимый длязаполнения приемных емкостей, м3;

VБУР – объем бурового раствора, затрагиваемыйнепосредственно на углубление скважины, м3;

VБУР = n l (2.63)

где: n — норма расхода бурового раствора на 1 м проходки, м3\н,учитывающая объем раствора, необходимый для заполнения скважины в процессеуглубления и естественные потери раствора при бурении в зависимости от диаметрадолота и комерческой скорости \11\;

l – длина интервала бурения, м.

Потребность глинопорошка для бурения под кондуктор

/> (2.64)

где: nгл – норма расхода глинопорошка. кг\м3Юпринимаются для данного интервала из регламента.

Расход химреагентов для обработки раствора при бурении под кондуктор.

/> (2.65)

где nхр – норма расхода химреагента, кг\м3принимается для данного интервала из регламента.

Объем бурового раствора при бурении эксплуатационной колонны:

/> (2.66)

где: Vк –объем бурового раствора, необходимый длязаполнения обсадной колонны, м3;

/> (2.67)

где: dВНК – внутренний диаметр обсадной колонны. м;

lк – глубина спуска колонны.м.

Результаты расчетов представлены в таблице 28.

Таблица 28 — Потребность бурового раствора и компонентов для егоприготовления

Интервал, м Название (тип) бурового раствора и его компонентов Нормы расхода бурового раствора м3/м в интервале

 

/> от верх до низ

 

/> величина

 

/> 50

Глинистый раствор

Глинопорошок

КМЦ-600

Гипан

0,22

11,000

0,200

0,640

 

 

50 715

Глинистый раствор

Глинопорошок

КМЦ-600

Гипан

0,22

20,000

0,170

0,400

 

 

715 2560

Полимерглинистый раствор

Сайпан

Дк- дрим

0,12

0,250

0,050

 

 

Название компонентов Потребность компонента, т

 

наименование колонн суммарная на сква-жину

 

направление кондук-тор эксплуатацион-ная

 

Глинопорошок бентонитовый марки А (ПБМА) модифицированный 0,4950 2,4800 - 2,975

 

КМЦ-600 0,0090 0,0211 - 0,0301

 

Гипан 0,0288 0,0496 - 0,0784

 

Сайпан - 0,0103 0,0815 0,0918

 

Дк-дрилл - - 0,0163 0,0163

 

/> /> /> /> /> /> /> /> />

 

2.10 Выборбуровой установки

Выбор буровой установки определенного класса осуществляется взависимости от глубины бурения и нагрузки на крюке от наиболее тяжелой колонны\18\.

Нагрузка на крюке от весабурильной колонны определяется из условия взаимодействия бурильной колонны состенкой скважины и обсадкой колонны на характерных участках траектории:

/> (2.10)

где: Q – масса нижней части колонны(долото, турботур, УБТ) в жидкости, Н;

gc. gn. gн, gв – масса 1м трубы, соответственно научастках снижения, стабилизации увеличения угла и вертикальном, н\м;

lc. ln – длина участков снижения истабилизации, м;

hн – длина вертикальной проекции участка увеличенияугла, м;

hв – длина вертикального участка, м;

/> (145).

/> (146)

/> (147)

/> (148)

/> (149)

/> (2.16)

/> (150)

/> (151)

/> (152)

где: αr – зенитный угол на конечной глубине,град.;

αс –средний угол на участке уменьшения, град;

αn – зенитный угол на участкестабилизации. град;

βс,βн – углы охвата на участках уменьшения и увеличения угла,град;

F – коэффициент сопротивления (дляусловий среднего Приобья F=0,30-0,35).

Делается расчет:

/> 

/> 

/> 

/> />

/>

/>

/>

/>/>

Вес обсадной эксплуатационнойколонны 591 кН. По наибольшему весу колонны определяется максимальная нагрузкана крюк: р=к Qэ.к=1,5 671=1006,5 что, соответствуетбуровой установке Уралмаш – 3000 ЭУК. Техническая характеристика буровойустановки представлена в таблице 29.

Таблица 29 — Техническая характеристика Уралмаш-3000 ЭУК

Наименование Значение Допустимая нагрузка на крюке. кН 2000,0 Условная глубина бурения, м 32000,0 Предельная глубина бурения (при масс буровой колонны 120т), м 4000,0 Скорость подъема крюка при расхаживании колонн (ликвидация аварий), м\с 0,2+0,5 Скорость установившегося движения при подъеме элеватора (без нагрузки), м\с 1,6 Расчетная мощность развиваемая приводом на входном валу подъемного агрегата, кВт 645,0 Диаметр отверстия в стволе ротора, мм 700,0 Расчетная мощность привода ротора, кВТ 370,0 Мощность бурового насоса, кВт 600,0 Рабочее давление в манифольде, МПа 25,0 Высота освоения (отметка пола буровой), м 7,2 Диаметр талевого каната, мм 28,0 Наибольшая оснастка талевой системы 5х6 Номинальная длина свечи, м 25,0 Степень СПО, % 50,0

Полезный подъем резервуаров циркуляционной системы, м3

120,0 Масса, кН 660,0

2.11Геолого-технический наряд

По данным раздела 1 и 2 составляется геолого-технический наряд набурение проектной скважины.

Списокиспользованных источников

1. Групповойрабочий проект № 270 – 4 на строительство эксплуатационных скважин наТагринском нефтяном месторождении.

2. СН459-74. Норма отвода земель на строительство нефтяных и газовых скважин. — М.:Стройиздат, 1974.-5 с.

3. Правилабезопасности в нефтяной и газовой промышленности. — М: НПО ОБТ, 2003.-104 с.

4. СоловьевЕ.М. Заканчивание скважин — М: Недра, 1979.-303 с.

5. СередаН.Г., Соловьев Е.М. Бурение нефтяных и газовых скважин. — М: Недра, 1988. – 360с.

6. РД39-0148070-6.027-86. Инструкция по бурению наклонных скважин с кустовыхплощадок на нефтяных месторождениях Западной Сибири.-Тюмень: СибНИИНП, 1986. — 138с.

7. Справочникпо механическим и абразивным свойствам горных пород нефтяных и газовыхместорождений/М.Г. Абрамсон и др. — М: Недра 1984-207 с.

8. АбатуровВ.Г., Грачев С.И., Молотков Ю.А. Механические указания к выполнению курсовойработы по курсу “Разрушение горных пород при бурении скважин”. — Тюмень: ТюмИИ,1985. — 24 с.

9. КулябинГ.А. Методические указания по курсу “Технология бурения глубоких скважин” дляпроектирования режима бурения с забойными двигателями и самостоятельной работыстудентов специальности 09.09., 41.2.-Тюмень: ТюмИИ, 1990.

10. ЗозуляГ.П., Белей И.И. Методические указания и контрольные занятия к практическимзанятиям, и самостоятельной работе по курсу “Буровые растворы” для студентовспециальности 09.ОВ “Бурение нефтяных и газовых скважин” очной и заочной формобучения, 4.1.-Тюмень: ТюмГНГУ, 1994, — 30 с.

11. ЛеоновЕ.Г., Исаев В.И. Гидромеханика в бурении. — М.: Недра, 1987.-304 с.

12. БулатовА.И., Данюшевский В.С. Тампонатные материалы. — М.: Недра, 1987 — 280 с.

13. ОвчинниковВ.П., Кузнецов Ю.С., Кузнецов В.Г. Методические указания к выполнению курсовогопроекта по дисциплине “Закачивание скважин” для студентов специальности 09.09“Бурение нефтяных и газовых скважин” дневной и заочной формы обучения. — Тюмень:ТюмИИ, 1994. – 35 с.

14. РД39-7/1-0001-89. Инструкция по расчету обсадных колонн для нефтяных и газовыхскважин. — Куйбышев: ВНИИТ нефть,1979. — 303 с.

15. Справочник покреплению нефтяных и газовых скважин \А.И. Булатов и др. — М.: Недра 1981. – 240с.