Технология бурения
Геотехническая, стратиграфическая, литологическая характеристика разреза скважины. Сведения о районе буровых работ. Давление и температура по разрезу скважины. Выбор и расчет конструкции скважины, исходя из задач. Геологические особенности разреза.
| Рубрика | Производство и технологии |
| Вид | курсовая работа |
| Язык | русский |
| Дата добавления | 24.01.2019 |
| Размер файла | 585,7 K |
Отправить свою хорошую работу в базу знаний просто. Используйте форму, расположенную ниже
Студенты, аспиранты, молодые ученые, использующие базу знаний в своей учебе и работе, будут вам очень благодарны.
Размещено на http://www.allbest.ru/
1
Пермский национальный исследовательский политехнический университет
Курсовой проект
Технология бурения
Выполнил студент
БНГСу-11-2 Хасанов Э.Ф.
Проверил: Карасев Д.В.
Пермь 2013
Оглавление
- 1. Геотехническая характеристика разреза скважины
- 1.1 Сведения о районе буровых работ
- 1.2 Стратиграфическая характеристика разреза скважины
- 1.3 Литологическая характеристика разреза скважин
- 1.4 Нефтеносность
- 1.5 Характеристика водоносных комплексов
- 1.6 Давление и температура по разрезу скважины
- 1.7 Возможные осложнения по разрезу скважины
- 1.7.1 Возможные поглощения бурового раствора
- 1.7.2 Осыпи и обвалы стенок скважины
- 1.7.3 Газонефтеводопроявления
- 1.7.4 Прихватоопасные зоны
- 1.7.5 Прочие возможные осложнения
- 2. Технологический раздел
- 2.1 Выбор и расчет конструкции скважины
- 2.2 Выбор и расчет профиля наклонно-направленной скважины
- 2.3 Проверочный расчет бурильной колонны
- 2.4 Выбор буровой установки
- 2.5 Гидравлический расчет промывки скважины
- 2.5.1 Обоснование расхода промывочной жидкости
- 2.5.2 Расчет потерь давления по длине канала циркуляции жидкости при бурении под эксплуатационную колонну
- 3. Изоляция зон поглощений на тальниковом месторождении
- 3.1 Классификация поглощающих интервалов
- 3.2 Выбор типа и состава изолирующей пасты
- 3.3 Технология проведения работ по изоляции поглощающих интервалов
- 3.4 Технология проведения кольматационной изоляции
- газонасыщенных пластов
- 3.4.1 Технология проведения кольматационной изоляции газонасыщенных пластов
- Список литературы
1. Геотехническая характеристика разреза скважины
1.1 Сведения о районе буровых работ
Таблица 1.1
|
Наименование |
Значение (текст, название, величина) |
|
|
Площадь (месторождение) |
Тевлинско - Русскинское |
|
|
Административное расположение Республика |
Российская Федерация |
|
|
Область (край) |
Тюменская |
|
|
Район |
Сургутский |
|
|
Год ввода площади в бурение |
- |
|
|
Год ввода площади (месторождения) в эксплуатацию |
1986 |
|
|
Температура воздуха, оС |
||
|
Среднегодовая |
-3 |
|
|
Наибольшая летняя |
+ 35 |
|
|
Наименьшая зимняя |
- 50 |
|
|
Среднегодовое количество осадков, мм |
500-550 |
|
|
Максимальная глубина промерзания грунта, м |
2 |
|
|
Продолжительность отопительного периода в году, сут. |
257 |
|
|
Продолжительность зимнего периода в году, сут. |
243 |
|
|
Азимут преобладающего направления ветра, град. |
Западный, юго-западный |
|
|
Наибольшая скорость ветра, м/с |
22 |
|
|
Метеорологический пояс (при работе в море) Количество штормовых дней (при работе в море) Интервал залегания многолетнемерзлых пород, м кровля подошва |
200 430 |
1.2 Стратиграфическая характеристика разреза скважины
Таблица 1.2
|
Глубина залегания, м |
Стратиграфическое подразделение |
Коэффициент кавернозности в интервале |
|||
|
От (верх) |
До (низ) |
Название |
Индекс |
||
|
0 |
20 |
Четвертичные отложения |
Q |
1,50 |
|
|
20 |
140 |
Неогеновые отложения |
N |
1,32 |
|
|
140 |
200 |
Туртасская свита |
|
1,26 |
|
|
200 |
240 |
Новомихайловская свита |
|
1,50 |
|
|
240 |
280 |
Атлымская свита |
|
1,50 |
|
|
280 |
420 |
Тавдинская свита |
|
1,37 |
|
|
420 |
660 |
Люлинворская свита |
|
1,50 |
|
|
660 |
770 |
Талицкая свита |
|
1,30 |
|
|
770 |
860 |
Ганькинская свита |
К2gn |
1,11 |
|
|
860 |
1030 |
Березовская свита |
К2bz |
1,30 |
|
|
1030 |
1050 |
Кузнецовская свита |
К2kz |
1,30 |
|
|
1050 |
1830 |
Покурская свита |
К2-1pkr |
1,25 |
|
|
1830 |
1980 |
Алымская свита |
К1alm |
1,06 |
|
|
1980 |
2120 |
Сангопайская свита |
К1sp |
1,02 |
|
|
2120 |
2370 |
Усть-Балыкская свита |
К1ub |
1,02 |
|
|
2370 |
2568 |
Сортымская свита |
К1srt |
1,02 |
1.3 Литологическая характеристика разреза скважин
Таблица 1.3
|
Индекс страти-графи-ческого подраз-деления |
Интервал, м |
Стандартное описание горной породы: полное название, характерные признаки (структура, текстура, минеральный состав и т.п.) |
||
|
От (верх) |
До (низ) |
|||
|
Q |
0 |
20 |
Пески, супеси, глины, суглинки серые. |
|
|
N |
20 |
140 |
Алевриты, пески кварцевые с включением зерен глауконита, глины. |
|
|
|
140 |
200 |
Глины серые с алевритами и песками мелкозернистыми; отмечаются включения сидерита и пирита. |
|
|
|
200 |
240 |
Глины серые, алевритистые с прослоями песков мелкозернистых и бурых углей. |
|
|
|
240 |
280 |
Пески светло-серые до белых, кварцевые, алевритистые, с прослоями алевритов и глин. |
|
|
|
280 |
420 |
Глины серо-зеленые, листоватые, алевритистые, с прослоями алевритов. |
|
|
|
420 |
660 |
Глины зеленовато-серые, слабоопоковидные, с редкими прослойками кварц - глауконитового песчаника в нижней части разреза. |
|
|
|
660 |
770 |
Глины темно-серые до черных, плотные, однородные, местами алевритистые. |
|
|
К2gn |
770 |
860 |
Глины известковистые с прослойками алевролитов и мергелей, с зернами глауконита и конкрециями сидерита. |
|
|
К2bz |
860 |
1030 |
Верхняя подсвита представлена глинами серыми, темно-серыми, участками опоковидными. Нижняя подсвита представлена опоками серыми, голубовато-серыми переходящими в глины опоковидные с прослоями алевролитов. |
|
|
К2kz |
1030 |
1050 |
Глины темно-серые, почти черные, участками алевритистые известковистые, с включениями зерен глауконита. |
|
|
К2-1pkr |
1050 |
1830 |
Переслаивание песчаников серых и светло-серых, кварц-полевошпатовых, слабосцементированных, алевролитов и глин серых и темно-серых, аргиллитоподобных. |
|
|
К1alm |
1830 |
1980 |
Аргиллитоподобные глины темно-серые, серые, плотные, слюдистые, местами известковистые чередуются с прослоями песчаников серых, светло-серых, коричневато-серых, мелкозернистых и алевролитов серых с прослоями угля. |
|
|
К1sp |
1980 |
2120 |
Переслаивание глин аргиллитоподобных с песчаниками серыми, светло-серыми, мелкозернистыми, алевролитами серыми, глинистыми и аргиллитами, часто углистыми. |
|
|
К1ub |
2120 |
2370 |
Переслаивание песчаников и алевролитов серых и светло-серых и аргиллитов темно-серых и глин комковатых серо-зеленоватых. |
|
|
К1srt |
2370 |
2568 |
Переслаивание пачек песчаников серых, с зеленоватым иногда с коричневатым оттенком, мелкозернистых, кварцевых, глинистых с серыми алевролитами и темно-серыми, плотными аргиллитами. |
1.4 Нефтеносность
Таблица 1.4
|
Индекс стратиграфического подразделения |
Пласт |
Интервал по вертикали, м |
Тип коллектора |
Плотность, г/см3 |
Подвижность, мкм2/мПахс |
Содержание серы, % по весу |
Содержание парафина, % по весу |
Свободный дебит, м3/сут |
Параметры растворенного газа (ср. значения по месторождениям) |
|||||||
|
От (верх) |
До (низ) |
В пластовых условиях |
После дегазации |
Газовый фак-тор, м3/т |
Содержание серо-водо-рода, % |
Содер-жание угле-кислого газа, % |
Относительная по воздуху плотность газа |
Давление насы-щения в пласто-вых условиях, кгс/см2 |
||||||||
|
К1srt |
БС102-3 |
2460 |
2470 |
пор. |
0,790 |
0,858 |
0,087 |
1,08 |
2,31 |
- |
48 |
не обн. |
н/с |
0,869 |
104 |
|
|
БС11-12 |
2505 |
2518 |
пор. |
0,790 |
0,858 |
0,016 |
1,25 |
2,55 |
- |
48 |
не обн. |
н/с |
0,869 |
104 |
1.5 Характеристика водоносных комплексов
Таблица 1.5
|
Индекс стратиграфи-ческого подразделения |
Интервал,м |
Тип коллектора |
Плотность, г/cм3 |
Фазовая проницаемость, 10-3 х мкм2 (мД) |
Химический состав воды, мг/л |
Минерализация, г/л |
Тип воды по Сулину: ГКН-гидрокарбонатно-натриевый; ХЛК-хлоркальциевый |
Относится к источнику питьевого водоснабжения (ДА, НЕТ) |
|||||||
|
От |
До |
Анионы |
Катионы |
||||||||||||
|
CL- |
SO4-- |
HCO3- |
Na+ К+ |
Mg++ |
Ca++ |
||||||||||
|
Q |
0 |
20 |
Грануляр. |
1,000 |
>100 |
0 |
0 |
8 |
2,5-17,5 |
5-7 |
12-48 |
<1,0 |
ГКН |
Да |
|
|
|
200 |
280 |
Грануляр. |
1,000 |
>100 |
0 |
0 |
5-10 |
5-20 |
10-15 |
15-50 |
<1,0 |
ГКН |
Да |
|
|
К1-2pkr |
1050 |
1830 |
Грануляр. |
1,014 |
>1000 |
11000-12000 |
10 |
200-300 |
6500-7500 |
80-100 |
300-400 |
18-22 |
ХЛК |
Нет |
|
|
K1srt |
2370 |
2568 |
Грануляр. |
1,014 |
>100 |
12000-13000 |
10-20 |
400-600 |
6000-7000 |
100-150 |
400-600 |
19-23 |
ХЛК |
Нет |
1.6 Давление и температура по разрезу скважины
Таблица 1.6
|
Индекс стратиграфического подразделения |
Интервал, м |
Градиент давления |
Градиент |
Температура в конце интервала |
|||||||||||||
|
От (верх) |
До (низ) |
Пластового |
Порового |
Гидроразрыва пород |
Горного давления |
оС |
Источник получения |
||||||||||
|
Кгс/см2 на м |
Источник полу-чения |
Кгс/см2 на м |
Источник полу-чения |
Кгс/см2 на м |
Источник полу-чения |
Кгс/см2 на м |
Источник полу-чения |
||||||||||
|
От (верх) |
До (низ) |
От (верх) |
До (низ) |
От (верх) |
До (низ) |
От (верх) |
До (низ) |
||||||||||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
10 |
11 |
12 |
13 |
14 |
15 |
16 |
17 |
|
|
Q |
0 |
20 |
0.100 |
0.100 |
РФЗ |
0.100 |
0.100 |
РФЗ |
0.0 |
0.183 |
РФЗ |
0.0 |
0.190 |
ПГФ |
9 |
РФЗ |
|
|
N |
20 |
140 |
0.100 |
0.100 |
РФЗ |
0.100 |
0.100 |
РФЗ |
0.183 |
0.183 |
РФЗ |
0.190 |
0.190 |
ПГФ |
5 |
РФЗ |
|
|
|
140 |
200 |
0.100 |
0.100 |
РФЗ |
0.100 |
0.100 |
РФЗ |
0.183 |
0.181 |
РФЗ |
0.190 |
0.190 |
ПГФ |
0 |
РФЗ |
|
|
|
200 |
240 |
0.100 |
0.100 |
РФЗ |
0.100 |
0.100 |
РФЗ |
0.181 |
0.181 |
РФЗ |
0.190 |
0.190 |
ПГФ |
-4 |
РФЗ |
|
|
|
240 |
280 |
0.100 |
0.100 |
РФЗ |
0.100 |
0.100 |
РФЗ |
0.181 |
0.181 |
РФЗ |
0.190 |
0.190 |
ПГФ |
-5 |
РФЗ |
|
|
|
280 |
420 |
0.100 |
0.100 |
РФЗ |
0.100 |
0.100 |
РФЗ |
0.181 |
0.181 |
РФЗ |
0.190 |
0.190 |
ПГФ |
0 |
РФЗ |
|
|
|
420 |
660 |
0.100 |
0.100 |
РФЗ |
0.100 |
0.100 |
РФЗ |
0.181 |
0.181 |
РФЗ |
0.190 |
0.190 |
ПГФ |
13 |
РФЗ |
|
|
|
660 |
770 |
0.100 |
0.100 |
РФЗ |
0.100 |
0.100 |
РФЗ |
0.181 |
0.177 |
РФЗ |
0.190 |
0.190 |
ПГФ |
18 |
РФЗ |
|
|
К2gn |
770 |
860 |
0.100 |
0.100 |
РФЗ |
0.100 |
0.100 |
РФЗ |
0.177 |
0.172 |
РФЗ |
0.190 |
0.200 |
ПГФ |
21 |
РФЗ |
|
|
К2bz |
860 |
1030 |
0.100 |
0.100 |
РФЗ |
0.100 |
0.100 |
РФЗ |
0.172 |
0.172 |
РФЗ |
0.200 |
0.200 |
ПГФ |
26 |
РФЗ |
|
|
К2kz |
1030 |
1050 |
0.100 |
0.100 |
РФЗ |
0.100 |
0.100 |
РФЗ |
0.172 |
0.172 |
РФЗ |
0.200 |
0.200 |
ПГФ |
27 |
РФЗ |
|
|
К2-1pkr |
1050 |
1830 |
0.100 |
0.100 |
РФЗ |
0.100 |
0.100 |
РФЗ |
0.172 |
0.177 |
РФЗ |
0.200 |
0.210 |
ПГФ |
56 |
РФЗ |
|
|
К1alm |
1830 |
1980 |
0.100 |
0.100 |
РФЗ |
0.100 |
0.100 |
РФЗ |
0.177 |
0.177 |
РФЗ |
0.210 |
0.220 |
ПГФ |
64 |
РФЗ |
|
|
К1sp |
1980 |
2120 |
0.100 |
0.100 |
РФЗ |
0.100 |
0.100 |
РФЗ |
0.177 |
0.186 |
РФЗ |
0.220 |
0.230 |
ПГФ |
67 |
РФЗ |
|
|
К1ub |
2120 |
2370 |
0.100 |
0.100 |
РФЗ |
0.100 |
0.100 |
РФЗ |
0.186 |
0.186 |
РФЗ |
0.230 |
0.230 |
ПГФ |
69 |
РФЗ |
|
|
К1srt |
2370 |
2568 |
0.100 |
0.100 |
РФЗ |
0.100 |
0.100 |
РФЗ |
0.186 |
0.186 |
РФЗ |
0.230 |
0.230 |
ПГФ |
80 |
РФЗ |
1.7 Возможные осложнения по разрезу скважины
1.7.1 Возможные поглощения бурового раствора
Таблица 1.7
|
Индекс стратигра-фического подразделения |
Интервал, м |
Возможность поглощения |
Имеется ли потеря циркуляции (да, нет) |
Условия возникновения |
||
|
От |
До |
|||||
|
K1ub-srt |
2120 |
2568 |
Незначительная |
Возможно |
Создание репрессии на нефтеводоносные горизонты, превышение плотности бурового раствора над проектными значениями |
1.7.2 Осыпи и обвалы стенок скважины
Таблица 1.8
|
Индекс стратиграфи-ческого подразделения |
Интервал, м |
Рекомендуемый буровой раствор (не менее) |
Причины возникновения осложнения |
Мероприятия по ликвидации последствий |
|||
|
От |
До |
Тип раствора |
Плотность, г/см3 |
||||
|
Q, N, |
0 |
420 |
Глинистый на водной основе |
1,16 |
Растепление ММП |
Производится промывка, проработка ствола скважины, в случае прихвата - расхаживание инструмента, установка ванн с использованием различных химреагентов (НТФ, ФК-2000 и пр.). Установка нефтяных ванн не предусматривается |
|
|
K2bz |
860 |
1030 |
1,08 |
Влияние бурового раствора на неустойчивые глины, склонные к разбуханию и обвалам |
|||
|
K1alm |
1830 |
1980 |
1,08 |
Влияние бурового раствора на неустойчивые глины, склонные к разбуханию и обвалам |
1.7.3 Газонефтеводопроявления
Таблица 1.9
|
Индекс стратигра-фического подразде-ления |
Интервалы возможных нефтеводопроявлений |
Вид проявляемого флюида |
Условие возникновения |
Характер проявления |
||
|
От |
До |
|||||
|
K1srt (продуктивный горизонт БС102-3, БС11-12) |
2370 |
2568 |
Нефть |
Создание депрессии на нефтеносные горизонты |
Появление пленки нефти и газирование бурового раствора, перелив |
1.7.4 Прихватоопасные зоны
Таблица 1.10
|
Индекс стратиграфи-ческого подразделения |
Интервал, м |
Вид прихвата (перепад давления, заклинка, сальникообра-зования и т.д.) |
Рекомендуемые параметры раствора |
Наличие ограничений на оставление инструмента без движения или промывки (да, нет) |
Условия возникно-вения |
|||||
|
От (верх) |
До (низ) |
Тип |
Плот-ность, г/см3 |
Водо-отдача, см3/30 мин |
Смазыва-ющие добавки (название) |
|||||
|
K1ub |
2120 |
2370 |
Сальникообра-зование. |
Глинис-тый, на водной основе |
1,10 |
до - 7,0 |
Графит, ФК-2000 |
Не оставлять инструмент в скважине без движения более 5 минут |
Отклонение показателей свойств бурового раствора от проектных и оставление инструмента без движения |
1.7.5 Прочие возможные осложнения
Таблица 1.11
|
Индекс стратиграфического подразделения |
Интервал, м |
Вид осложнения |
Характеристика осложнения и условия возникновения |
||
|
От |
До |
||||
|
К1ub-srt |
2120 |
2568 |
Сужение ствола скважины |
Разбухание глин и потеря устойчивости стенок скважин из-за слабой ингибирующей способности и недостаточной плотности бурового раствора |
2. Технологический раздел
2.1 Выбор и расчет конструкции скважины
Для обоснования конструкции скважин необходимо иметь следующие исходные данные: назначение и глубина скважины, геологический разрез и особенности бурения в данном районе, интервалы залегания и характеристика проницаемых горизонтов и продуктивной залежи.
В разрезе проектируемой скважины отсутствуют горизонты с аномально-высокими пластовыми давлениями и зоны значительных осложнений, в связи с чем геологический разрез представляет область совместимых условий бурения. Наличие многолетнемерзлых пород, водонасыщенных пластов в разрезе проектируемых скважин обуславливают производить выбор конструкции с учетом этих особенностей.
Выбор конструкции скважины осуществляется исходя из решаемых ею задач, с учетом требований "Правил безопасности в нефтяной и газовой промышленности" (ПБ 08-624-03).
Запроектированная конструкция эксплуатационной скважины должна обеспечивать:
- максимально возможное использование пластовой энергии продуктивных горизонтов в процессе эксплуатации за счет выбора оптимальных конструкций забоя и диаметра эксплуатационной колонны;
- применение эффективного оборудования, оптимальных способов и режимов эксплуатации, поддержания пластового давления, теплового воздействия и других методов повышения нефтеотдачи пластов;
- условия безопасного ведения работ без аварий и осложнений на всех этапах строительства и эксплуатации скважины;
- получение необходимой горно-геологической информации по вскрываемому разрезу;
- условия охраны недр и окружающей среды, в первую очередь за счет прочности и долговечности крепи скважины, герметичности обсадных колонн и кольцевых пространств, а также изоляции флюидосодержащих горизонтов друг от друга, от проницаемых пород и дневной поверхности;
- максимальную унификацию по типоразмерам обсадных труб и ствола скважины.
Принимая во внимание геологические особенности разреза, а также проектируемый комплекс исследований предусматривается следующая конструкция скважины:
Направление диаметром 324мм спускается на глубину 50м с целью обеспечения надежного перекрытия интервала залегания неустойчивых, склонных к осыпям и обвалам отложений, предупреждения размыва устья скважины. Цементируется тампонажным раствором плотностью 1,83 г/см3, с использованием цемента марки ПЦТ I-50 ГОСТ 1581-96 в интервале от 50м до устья.
Кондуктор диаметром 245мм спускается на глубину 710м (по вертикали) - с целью обеспечения надежного перекрытия интервала залегания ММП, а так же неустойчивых, склонных к обвалообразованию пород. Ввиду возможных нефтеводопроявлений при дальнейшем углублении скважины на кондукторе устанавливается противовыбросовое оборудование. Указанная глубина спуска кондуктора принята из условия предотвращения ГРП у башмака кондуктора при возможных нефтеводопроявлениях при дальнейшем углублении скважины. Цементируется двумя порциями: 1 порция - тампонажным раствором плотностью 1,53 г/см3, с использованием цемента марки ПЦТ I-50 ГОСТ 1581-96 и глинопорошка ППБ, в интервале - 0-304 м (0-305 м по стволу), 2 порция - тампонажным раствором плотностью 1,85 г/см3 с использованием цемента марки ПЦТ I-50 ГОСТ 1581-96, в интервале - 304 - 710 м (305-735 м по стволу).
Эксплуатационная колонна диаметром 146мм спускается: на глубину 2588 м. (2766 м по стволу). Служит для крепления стенок скважины, разобщения продуктивных горизонтов и их испытания. Согласно п.2.7.4.11. ПБ 08-624-03 высота подъема тампонажного раствора над кровлей продуктивных горизонтов должна составлять не менее 150 м.
Для крепления эксплуатационной колонны используют одноступенчатое цементирование с применением алюмосиликатных микросфер (ТУ 5712-001-49558624-2003). Цементируется в одну ступень порциями. Первая порция - интервал 521-2309 м (524-2445 м по стволу) - тампонажный раствор плотностью 1,225 г/см3 с применением цемента ПЦТ I-50 и алюмосиликатных микросфер, вторая порция - интервал 2309-2588 м (2445-2766 по стволу) - тампонажный раствор плотностью 1,92 г/см3 с применением цемента ПЦТ I-G.
КОНСТРУКЦИЯ СКВАЖИНЫ
скважина буровая работа разрез конструкция
Таблица 2.1. Глубина спуска и характеристика обсадных колонн
|
Номер колонны в порядке спуска |
Название колонны (направление, кондуктор, первая и последующие промежуточные, заменяющая, надставка, эксплуатационная) или открытый ствол |
Интервал по стволу скважины (установка колонны или открытый ствол), м |
Номинальный диаметр ствола скважины (долота) в интервале, мм |
Расстояние от устья скважины до уровня подъема тампонажного раствора за колонной, м |
Количество раздельно спускаемых частей колонны, шт |
Номер раздельно спускаемой части в порядке спуска |
Интервал установки раздельно спускаемой части, м |
Глубина забоя при повороте секции, установки надставки или заменяющей, м |
Необходимость (причина) спуска колонны (в том числе в один прием или секциями), установки надставки, смены или поворота секции |
|||
|
От (верх) |
До (низ) |
От (верх) |
До (низ) |
|||||||||
|
1 |
Направление |
0 |
50 |
393,7 |
0 |
1 |
1 |
0 |
50 |
- |
Перекрытие верхних неустойчивых интервалов |
|
|
2 |
Кондуктор |
0 |
732 |
295,3 |
0 |
1 |
1 |
0 |
732 |
- |
Перекрытие верхних неустойчивых интервалов, интервалов ММП, установка ПВО |
|
|
3 |
Эксплуата-ционная |
0 |
2766 |
215,9 |
400 |
1 |
1 |
0 |
2766 |
- |
Разобщение вскрытых горизонтов, в том числе нефтеносных, создание надежного и долговечного канала, связывающего продуктивный горизонт с дневной поверхностью |
КОНСТРУКЦИЯ СКВАЖИНЫ
2.2 Выбор и расчет профиля наклонно-направленной скважины
Для проводки наклонно-направленных скважин на данной площади используется 4-х интервальный тип профиля, состоящий из вертикального участка, участка набора кривизны, участка стабилизации зенитного угла и участка падения зенитного угла.
Исходные данные для расчета профиля:
Проектное смещение А=918,3 м;
Глубина скважины по вертикали Н=2588 м;
Длина вертикального участка h1=75 м;
Максимальный зенитный угол и=23°;
Интенсивность набора зенитного угла i10=1,0 град/10м;
Интенсивность падения зенитного угла i100=0,5 град/100м;
Угол входа в пласт в=0°.
Расчет профиля:
1. Участок набора зенитного угла.
Радиус участка набора кривизны:
Горизонтальная проекция участка:
Вертикальная проекция участка:
Длина участка по стволу скважины:
2. Участок стабилизации.
Интервал установки ГНО по стволу: 2100-2300 м.
Длина участка стабилизации:
Горизонтальная проекция участка:
Вертикальная проекция участка:
3. Участок падения зенитного угла.
Радиус участка падения кривизны:
Угол входа в пласт в=0°.
Горизонтальная проекция участка:
Вертикальная проекция участка:
Длина участка по стволу скважины:
Проверка:
Результаты расчетов сведем в таблицу:
Табл.2.2
|
Интервал |
Горизонтальная проекция, м |
Вертикальная проекция, м |
Длина участка, м |
|
|
Вертикальный |
0 |
75 |
75 |
|
|
Набор зенитного угла |
45,55 |
223,87 |
230 |
|
|
Участок стабилизации |
781,90 |
1842,05 |
2001,13 |
|
|
Падение зенитного угла |
91,10 |
447,78 |
460 |
|
|
Сумма |
918,55 |
2588,70 |
2766,13 |
2.3 Проверочный расчет бурильной колонны
Расчет длины УБТ.
Длина труб УБТ, необходимая для создания заданной нагрузки на долото, в случае односекционной компоновки тяжелого низа бурильной колонны:
,
где Qд=150 кН - требуемая осевая нагрузка на долото;
Gзд=715 кг - масса ГЗД (ДРУ-172);
- коэффициент, учитывающий действие силы Архимеда;
kУБТ - доля УБТ, находящихся в сжатом состоянии, kУБТ=0,85;
G1УБТ - приведенная масса 1 метра УБТ, G1УБТ=156 кг/м.
Исходя из промысловых данных, в состав КНБК будет входить 4 трубы УБТ по 6,5 м.
Расчет бурильной колонны на прочность от действия нормальных и касательных напряжений.
Необходимо определить коэффициент запаса прочности в наиболее опасных сечениях бурильных труб:
1. в сечении верхней бурильной трубы вертикального участка.
где ут - предел текучести материала труб, для труб АБТ 147х11 ут=300 МПа;
уи - напряжения изгиба, для вертикальных и наклонных участков уи=0;
ур - напряжение растяжения.
где
к - коэффициент, учитывающий влияние сил трения, сил сопротивления движению бурового раствора и сил инерции, к=1,15;
Qi - усилие растяжения БК в данном сечении;
ДР - перепад давления на гидравлическом устройстве (ГЗД, долоте), примем ДР=10 МПа;
F0 - площадь поперечного сечения канала бурильной трубы, для труб АБТ 147х11 ;
F - площадь поперечного сечения тела бурильной трубы, для труб АБТ 147х11 .
,
где - суммарные усилия от веса бурильных труб на вертикальных, наклонных, искривленных участках и усилие от веса КНБК.
Усилие то веса КНБК:
Усилие от веса бурильных труб на участке падения зенитного угла:
Для бурильных труб АБТ 147х11
кт - коэффициент трения бурильной колонны о стенки скважины, кт=0,38 при трении колонны о песчаник в условиях глинистого раствора (из табл.5,26, Спутник буровика).
Усилие от веса бурильных труб на наклонном участке:
кт=0,38 при трении колонны о песчаник в условиях глинистого раствора (из табл.5,26, Спутник буровика).
Усилие от веса бурильных труб на участке набора зенитного угла:
Усилие от веса бурильных труб на вертикальном участке:
Определим собственные веса частей бурильной колонны на соответствующих участках и сравним с полученными на соответствующих участках:
на участке набора зенитного угла:
на наклонном участке:
на участке падения зенитного угла:
При расчете Qi будем использовать большее из значений усилий на соответствующих интервалах:
Рассчитаем напряжение растяжения:
Коэффициент запаса:
2. в сечении верхней бурильной трубы участка набора зенитного угла.
Усилие растяжения БК в данном сечении
Рассчитаем напряжение растяжения:
Рассчитаем напряжение изгиба:
где Е - модуль упругости материала труб, для труб АБТ 147х11 Е=0,7·1011 Па;
R1 - радиус искривления на участке набора зенитного угла;
dн - наружный диаметр бурильной трубы.
Коэффициент запаса:
Для обоих сечений коэффициент запаса прочности удовлетворяет нормальным условиям бурения турбинным способом.
2.4 Выбор буровой установки
Выбор буровой установки делают по следующим параметрам:
назначение установки и условия бурения: бурение на суше в болотистой местности;
цель бурения: эксплуатационное;
тип и параметры скважины: наклонно-направленная скважина глубиной 2766 м, имеющая одноколонную конструкцию (см. п.2.1);
технология и методы бурения, требуемая гидравлическая мощность на забое;
геологические условия бурения: характер буримых горных пород - породы мягкие и средней твердости, аномальность давлений - отсутствует, изменение температуры с глубиной - отражено в п.1.6, возможные осложнения по разрезу скважины - отражено в п.1.7;
масса наиболее тяжелой обсадной или бурильной колонн:
Данным условиям удовлетворяет буровая установка БУ 3000 ЭУК, имеющая допустимую нагрузку на крюке 170 т.
2.5 Гидравлический расчет промывки скважины
2.5.1 Обоснование расхода промывочной жидкости
Расход промывочной жидкости оказывает существенное влияние на механическую скорость бурения, проходку на долото, чистоту и состояние ствола скважины.
Выделим основные функции промывочной жидкости:
очистка забоя скважины от шлама;
вынос шлама на поверхность;
обеспечение работы ГЗД в технологически необходимом режиме при турбинном бурении.
Произведем расчёт оптимальной величины расхода промывочной жидкости для обеспечения выполнения каждой функции:
1. Очистка забоя скважины от шлама
Расход промывочной жидкости должен быть таким, чтобы частицы разрушенной породы, образованные каким-либо элементом породоразрушающего инструмента (долота) удалялись до начала воздействия следующего элемента. Однако в реальных условиях обеспечить совершенную очистку забоя от шлама не возможно из-за влияния множества факторов.
Расчётную величину расхода промывочной жидкости, обеспечивающей качественную очистку забоя скважины от шлама, вычисляют по формуле:
Qз=qFз,
где значения удельного расхода q следующие:
q=0,5-0,7 , для бурения с использованием ГЗД;
q=0,35-0,50 , для бурения с использованием ротора.
Рассчитаем расход промывочной жидкости для бурения с использованием ГЗД. Примем q=0,5
При бурении под направление:
При бурении под кондуктор:
При бурении под эксплуатационную колонну:
2. Вынос шлама на поверхность
На процесс выноса шлама с забоя на поверхность влияют ряд факторов:
- режим течения промывочной жидкости в кольцевом пространстве;
- концентрация шлама в жидкости;
- размер и форма частиц выбуренной породы;
- положение бурильной колонны относительно оси скважины;
- геометрическая форма ствола скважины;
- устойчивость горных пород к воздействию жидкости;
- склонность горных пород к потере устойчивости и т.п.
Минимальная величина скорости uki min восходящего потока в i-м интервале кольцевого пространства ствола скважины, при которой начинается транспортировка частиц шлама на поверхность, должна быть не ниже скорости uv свободного падения этих частиц в неподвижной жидкости.
Величину скорости vкп восходящего потока промывочной жидкости принимают равной 0,7-1,4 м/с.
Тогда расход промывочной жидкости, обеспечивающей вынос шлама из i-го интервала кольцевого пространства, находят по формуле:
Вычисляя расход промывочной жидкости необходимо учитывать и её реологические свойства. При использовании вязко-пластичных жидкостей (ВПЖ) предпочтительным является расход, при котором имеет место структурный режим течения. Обусловлено это тем, что в центральной части сечения кольцевого пространства эпюра распределения скорости является более благоприятной для выноса шлама.
Если принятое значение расхода приводит к размыву стенок скважины, или значительному росту давления на её забой (вследствие увеличения гидравлических потерь в кольцевом пространстве), то расход необходимо ограничить до минимально допустимого или повысить вязкость промывочной жидкости.
Произведем расчет величины расхода промывочной жидкости для обеспечения вынося шлама на поверхность:
1. При бурении под направление:
,
где 0,147 м - наружный диаметр бурильных труб;
1,25 - коэффициент уширения ствола скважины.
2. При бурении под кондуктор:
,
где 1,20 - коэффициент уширения ствола скважины.
3. При бурении под эксплуатационную колонну:
Выполнив расчёты по обоснованию расхода промывочной жидкости производят сравнение полученных результатов и в последующих расчётах принимают большую (из двух) величин расхода. Определим величины расхода промывочной жидкости для каждого интервала:
для направления: Q=0,1141 м3/с;
для кондуктора: Q=0,0571 м3/с;
для эксплуатационной колонны: Q=0,0288 м3/с;
Исходя из данных величин расхода, определяем подачу насосов:
,
где n-число насосов;
m-коэффициент наполнения, m=0,8-1,0;
Qт. н. - теоретическая подача насоса.
Используется насос УНБ-600.
Определим подачу насосов для каждого интервала при т=0,9:
для направления: при dвт=200 мм;
для кондуктора: при dвт=170 мм;
для эксплуатационной колонны: при dвт=160 мм;
2.5.2 Расчет потерь давления по длине канала циркуляции жидкости при бурении под эксплуатационную колонну
Давление на выкиде насосов определяется как суммарный перепад давления во всех элементах циркуляционной системы буровой:
1. Потери давления в трубах.
где к1 - коэффициент, показывающий потери давления по длине в бурильной колонне, для труб АБТ 147х11 при расходе промывочной жидкости 30 л/с к1=0,65 МПа/1000м (табл.6,23, Спутник буровика), для труб УБТС1-178 при этом же расходе к1=0,48 МПа/100м (табл.6,25, Спутник буровика);
индексом с обозначены справочные данные.
Потери давления в бурильных трубах:
;
Потери давления в УБТ:
Потери давления на местных сопротивлениях:
,
где о - коэффициент местных потерь внутри замка бурильных труб, примем о=1,52;
Суммарные потери давления в колонне:
2. Потери давления в затрубном пространстве.
где к2 - коэффициент, показывающий потери давления в затрубном пространстве, для труб АБТ 147х11 при расходе промывочной жидкости 30 л/с к2=0,53 МПа/1000м (табл.6,29, Спутник буровика), для труб УБТС1-178 при этом же расходе к1=0,27 МПа/100м (табл.6,30, Спутник буровика).
Потери давления за бурильными трубами:
Потери давления за УБТ:
Перепад давления на местных гидравлических сопротивлениях (на муфтах бурильных труб):
Суммарные потери давления в затрубном пространстве:
3. Потери давления в наземной обвязке.
В наземной обвязке потери давления происходят в стояке, в буровом рукаве, в ведущей трубе и в вертлюге. Потери давления в данных элементах находят по формуле:
,
где бс, бш, бв, бкв - коэффициенты гидравлических сопротивлений соответственно в стояке, буровом рукаве, вертлюге и ведущей трубе.
Определим потери давления в наземной обвязке при бурении под эксплуатационную колонну:
4. Перепад давления на забойном двигателе.
Для бурения интервала под эксплуатационную колонну использовался ВЗД ДРУ-178, имеющего перепад давления 7 МПа при расходе промывочной жидкости 35 л/с.
Определим перепад давления на ГЗД при расходе промывочной жидкости 28,35 л/с:
5. Потери давления в гидромониторных насадках долота.
При бурении под эксплуатационную колонну использовали долото с гидромониторными насадками диаметром 15 мм.
где к3 - коэффициент, показывающий потери давления в гидромониторных насадках, для 3-х насадок диаметром 15 мм при расходе промывочной жидкости 30 л/с к3=1,9 МПа (табл.6,27, Спутник буровика).
6. Перепад давления за счет наличия в затрубном пространстве шлама.
Разность между гидростатическими давлениями столбов жидкости в кольцевом пространстве и в колонне труб за счет наличия шлама в промывочной жидкости, находящейся в заколонном пространстве, определяют по формуле:
,
где - относительное содержание жидкости в шламожидкостном потоке, где нм - механическая скорость бурения;
сш - плотность шлама;
h - глубина забоя скважины по вертикали.
Суммарные потери давления по длине канала циркуляции:
При диаметре втулок 160 мм насос УНБ-600 может преодолеть давление 16,5МПа. Следует учитывать то, что рабочее давление нагнетания насосов должно быть на 20-25% меньше паспортного:
, что удовлетворяет условию нормальной работы насоса.
Сведем результаты расчетов в таблицу:
Табл.2.3
|
Интервал бурения |
Q, л/с dвт, мм |
Потери давления, МПа |
|||||||
|
в обвязке |
в колонне |
в затрубье |
на ГЗД |
на долоте |
за счет шлама |
сумма |
|||
|
направление |
93,42 200 ... |
Подобные документы
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 27.03.2015Характеристика 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 28.12.2014Литолого–стратиграфическая характеристика разреза скважины: геологические условия проводки, нефтегазоносность. Расчет обсадных колонн, технологическая оснастка, конструкция. Подготовка буровой установки к креплению скважины, испытание на продуктивность.
курсовая работа [1,6 M], добавлен 30.06.2014Геологическое 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 07.04.2016Литолого-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 20.12.2013Проблемы 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 16.09.2017Геолого-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 11.06.2015Обоснование 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 08.06.2011Анализ техники и технологии бурения скважин на месторождении или в районе строительства скважины. Выбор типа долота и его промывочного узла. Расчет гидравлической мощности буровых насосов, их типа и количества, корректировка расхода промывочной жидкости.
курсовая работа [1,9 M], добавлен 24.01.2023Разработка конструкции скважины №8 Пинджинского месторождения; обеспечение качества буровых, тампонажных работ, повышение нефтеносности. Технология первичного вскрытия продуктивного пласта. Расчет обсадной колонны и режима закачки; крепление, испытание.
курсовая работа [1,7 M], добавлен 05.12.2013Разработка программы бурения скважины; выбор плотности и предварительной подачи насосов. Расчет гидравлических параметров промывки для начала и конца бурения, потери давления. Гидродинамические расчеты спуска колонны труб в скважину; допустимая скорость.
курсовая работа [979,5 K], добавлен 03.11.2012Определение особенностей обсадных колонн, предназначенных для изоляции стенок скважин. Анализ условий нагружения обсадной колонны, которые зависят от глубины ее спуска, сложности строения геологического разреза, назначения скважины и назначения колонны.
курсовая работа [925,2 K], добавлен 05.02.2022История 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 24.01.2012Определение значения числа Рейнольдса у стенки скважины перфорированной эксплуатационной колонны. Расчет количества жидкости в нагнетательной скважине для поддержания давления. Определение пьезометрического уровня на забое скважины для сохранения дебита.
контрольная работа [534,6 K], добавлен 12.06.2013Строительство горизонтально-направленной скважины с пилотным стволом. Компоновка бурильной колонны. Расчет промывки скважины, циркуляционной системы, рабочих характеристик турбобура. Конструктивные особенности применяемых долот. Охрана окружающей среды.
курсовая работа [612,0 K], добавлен 17.01.2014Качество буровых растворов, их функции при бурении скважины. Характеристика химических реагентов для приготовления буровых растворов, особенности их классификации. Использование определенных видов растворов для различных способов бурения, их параметры.
курсовая работа [171,5 K], добавлен 22.05.2012Описание фонтанного способа эксплуатации скважины, позволяющего добывать из скважины наибольшее количество нефти при наименьших удельных затратах. Оборудование фонтанной скважины. Запорные и регулирующие устройства фонтанной арматуры и манифольда.
реферат [2,5 M], добавлен 12.11.2010Геолого-промысловая характеристика и состояние разработки Лянторского месторождения. Анализ технологических режимов и условий эксплуатации добывающих скважин. Характеристика призабойной зоны пласта. Условия фонтанирования скважины и давления в колоннах.
курсовая работа [1,4 M], добавлен 06.01.2011Основные варианты формирования призабойной зоны скважины (заканчивание) при репрессии на забое. Последовательность выбора бурового раствора для вскрытия продуктивных отложений. Дисперсная фаза буровых растворов для вскрытия. Удаление фильтрационной корки.
презентация [3,7 M], добавлен 16.10.2013Расчет конструкции скважины, числа спущенных в нее обсадных колон, их длины, диаметра и интервала цементирования. Определение диаметра долота под эксплуатационную и промежуточную колонну. Внутренний диаметр обсадной трубы скважины под кондуктор.
контрольная работа [16,6 K], добавлен 19.11.2013
