Выдержка из текста работы
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
p-ов = Ка в
1. p-ов = 1,33 1 = 1330 кг/м3
2. p-ов = 0,86 кг/м3
3. p-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
Dм1 (по ГОСТу)=153.7мм
1. Определение диаметра долота для бурения первого снизу.
Dд1=Dм1 + 2a1 (2.1)
Dм1 — наружный диаметр соединительной муфты обсадной колонны.
a1 — рекомендуемый зазор между муфтой и стенками скважины; он зависит от диаметра обсадной колонны и выхода обсадной колонны из-под башмака предыдущей.
a1=20мм
Dд1=153.7мм + 40мм=193.7мм
2. Подбор нормализованного размера долота по расчётному 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)
dок2= 200 + 2 x 5=210мм
dок2 (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 Dок2.
Dок2 (по ГОСТу)=244.5мм
Dм2 (по ГОСТу)=269.9мм
5. Определение диаметра долота для бурения под вторую колонну.
Dд2=Dм2 + 2а2 (2.3)
а2 -условный диаметр обсадных труб (по таблице 3)
а2=30мм
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 Dок3
Dk3 (по ГОСТу)=406.4мм
Dм3 (по ГОСТу)=431.8мм
9. Определение диаметра долота для бурения под третью колонну.
Dд3=Dм3 + 2a3 (2.5)
a3=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=б x Рш х Sk (5.1)
б — 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 з/2 (5.2)
Дд — диаметр долота, м.
з — 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 кH
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 кH
Gизвестняк(1000-1800м)=0.1 x 2000 x 0.00027=0.054 кH
Gглина(1800-2200м)=1.5 x 100 x 0.00027=0.04 кH
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
Число оборотов долота
Определяется по формуле Владиславлева В.С.
n=Gmax x nmin/G (5.3)
n- частота вращения долота, об/мин.
nmin — минимальная частота вращения ротора, берется по характеристике буровой установки, об/мин.
nmin =100 об/мин
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
Dт — 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 — ср/см)],м. (6.1)
k — коэффициент равный 1.25
G — нагрузка на долото, Н
q — масса 1 м. труб УБТ, кг
ср , см — 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 — ср/см) — коэффициент потери веса колонны УБТ в буровом растворе
при ср(860)=0,886 кг/м3
при ср(1000)=0,873 кг/м3
при ср(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:
УP=Pобв + Pбт + Pубт + Pкп.бт. + Pкп.убт +Pд + Pзаб.дв.
Pобв — потери напора в обвязке буровых насосов
Pбт — потери напора в бурильных трубах
Pубт — потери напора в УБТ
Pкп.бт. — потери напора в кольцевом пространстве бурильных труб
Pкп.убт — потери напора в кольцевом пространстве УБТ
Pд — потери напора в долоте
Pзаб.дв. — потери напора в забойном двигателе
При роторном бурении последний член формулы Pзаб.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.
5.Выбор типа промывочной жидкости и её параметров
Таблица 5
Тип промыв. Жидкости |
Интервал бурения,м |
Параметры |
||||
Плотн, кг/м3 |
Вязк., Па*с |
Водоотд, см3 |
СНС, Па |
|||
Техн.вода |
0-150 |
1000 |
— |
— |
— |
|
Лигносульфатный |
150-300 |
1060-2200 |
18-40 |
5-10 |
1.2-9 |
|
Кальциевый |
300-1000 |
1300-2200 |
70-100 |
2-8 |
9-15 |
|
Лигносульфатный |
1000-1800 |
1060-2200 |
18-40 |
5-10 |
1.2-9 |
|
Гидрофобизирующие |
1800-2200 |
1000-1240 |
25-30 |
5-8 |
2.4-2.9 |
|
Силикатный |
2200-3000 |
1050-2000 |
20-40 |
4-8 |
2.7-13.5 |
|
Хромлигносульфатный |
3000-3400 |
1160-2200 |
18-40 |
4-10 |
1.2-9 |
Цементирование обсадных колонн
Способ цементирования — одноступенчатое с двумя пробками
Расчет цементирования обсадных колонн.
При расчёте 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
Dок — диаметр обсадной колонны, м
dок — 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/св (9.3)
m- водоцементный фактор (0.5)
св- 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
Pц.max=Pг+Pс (9.5)
Pг= 0.02 x H + 16 — гидростатическое давление цементирования (9.6)
Pс=(Hц — hc)(сцр — сцж)/10 — давление разности плотности жидкостей, участвующих в цементировании. (9.7)
сцр=1080 кг/м3
спж=1860 кг/м3
Pг=0.02 x 1200 + 16=40 МПа
Pс=(1200 — 10)(1080 — 1860)/10= -0.093 МПа
Pц.max=40 — 0.093= 39.9МПа
Количество цементирующих агрегатов, необходимых для цементирования.
nца=Qца/qср + 1 (9.8)
Qца — суммарная производительность агрегата.
qср — 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 qср =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 Vкр, дм3/с (9.9)
F3 — площадь поперечного сечения затрубного пространства, м2
Vкр — 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 nсм принимается из расчета одна цементосмесительная машина на два цементировочных агрегата
nсм= nца/2= 6/2=3 (9.11)
Принимаем 3 цементных машины (УС6-30)
Время цементирования Тц равно:
Тц = (Vцр + Vпж)/(nца х qср) + 10 (9.12)
Тц =(24.97 x 15.9)/(6 х 6.7) + 10=19.9 мин
6. Расчет обсадных колонн на прочность
Расчёт приводится в следующем порядке:
1. Выбираем самую дешевую марку прочности стали эксплуатационной колонны (Д)
2. Из таблиц выписываем давление смятия для каждой толщины стенки выбранной трубы. Например: трубы марки Д, диаметром 146мм.
Таблица 7
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:
Hдоп=Ркр.см/(ср х g x Ксм), м
ср — плотность раствора, кг/м3
Ксм — коэффициент запаса прочности на смятие ( 1.0-1.3)
g — ускорение свободного падения 9.8 м/с
Hдоп=177/(1000 х 9.8 х 1)=0.018 м
4. Результаты расчётов 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
Начальный диаметр скв., мм………………………. 295
Диаметр бурильных труб,мм……………………….146.1;244.5;406.4
Частота вращения.Об/мин……….100;157;661;750;833;1125
Общая установочная мощность, кВт……………………..1900
Наибольшая оснастка талевого механизма………….…5х6
Диаметр талевого механизма, мм………………………28
Привод буровой установки………………Переменный ток
Лебедка…………………………………ЛБУ — 1200КА
Мощность лебедки, кВт……………………………645
Число скоростей подъема…………………………….6
Буровой насос ………………………………….ЧУНБТ-950
Число насосов……………………………………………2
Мощность насоса, кВт………………………………630
Мощность привода ротора, кВт……………………..368
Статическая грузоподъёмность ротора, т……………………..250
Вышка………………………………………СБ-01-01/БУ2500ЭУ
Полезная высота вышки, м …………………………………………2
Грузоподъемность вышки, т………………………………………185
Заключение
бурение скважина колонна
Задача данной курсовой работы заключалась в построении геологоразведочной скважины с учетом определения типа промывочной жидкости, выбора бурильного оборудования и инструмента, расчета всех необходимых параметров для строительства конструкции скважины.
Все аспекты данной работы были соблюдены и успешно выполнены.
Список литературы
1. А.Г. Калинин и др. Разведочное бурение. Москва. Недра 2000 г.
2. Н.И. Сердюк и др. Бурение скважин различного назначения. Москва. РГГРУ 2006 г.
Размещено на