Гидравлическая программа промывки скважины месторождения
Курсовая работа
Гидравлическая программа
промывки скважины месторождения
Введение
скважина буровой стратиграфия
Конструкция скважины определяется числом спущенных обсадных
колонн, отличающихся друг от друга глубиной спуска, диаметром, толщиной стенки,
группой прочности, применяемых долот по интервалам, а также высотой подъема
цементного раствора в затрубном пространстве.
Выбор числа обсадных колонн и глубины спуска производится по
совмещенному графику давления. Выбор конструкции скважины производится на
основании геологических условии залегания пород, ожидаемых осложнений, глубины
скважины и т.д.,
На данной площади для успешной проводки скважины спускаются
следующие обсадные колонны:
Направление - для перекрытия неустойчивых обваливающихся, осыпающихся
пород, ликвидации зоны поглощения; цементируется до устья.
Кондуктор - для перекрытия неустойчивых обваливающихся,
осыпающихся пород, предупреждения прихвата бурильной колонны, перекрытия
интервала поглощения и изоляции пресных подземных вод от загрязнения;
цементируется до устья.
Эксплуатационная колонна - для разобщения продуктивных
горизонтов, извлечения нефти на поверхность при испытании; цементируется до
устья.
Расчет диаметров обсадных колонн и долот производится снизу
вверх. Диаметр эксплуатационной колонны принимается из условия ожидаемого
дебита и наличия эксплуатационного и ремонтного инструмента, оборудования, и
принимается равным 0,168 м. по ГОСТ 632-80.
1. Геологическая часть
1.1 Орогидрография
Сведения о районе буровых работ
|
Наименование
|
Значение
(текст, название, величина)
|
|
Месторождение
|
Софьевское
|
|
Административное
расположение Республика Край Район
|
Россия
Пермский Октябрьский
|
|
Год ввода
площади в бурение
|
1992
|
|
Год ввода
площади (месторождения) в эксплуатацию
|
2001
|
|
Температура воздуха,
оС: - среднегодовая - наибольшая летняя - наименьшая зимняя
|
+ 1,0 + 25,2 -
17,1
|
|
Среднегодовое
количество осадков, мм
|
654
|
|
Максимальная
глубина промерзания грунта, м
|
1,76
|
|
Продолжительность
отопительного периода в году, сут.
|
224
|
|
Продолжительность
зимнего периода в году, сут.
|
167
|
|
Азимут
преобладающего направления ветра
|
Юго-запад
|
Сведения о площадке строительства буровой
|
Наименование
|
Значение
(текст, название, величина)
|
|
Рельеф
местности
|
Представляет
всхолмленную равнину с отдельными возвышенностями расчлененную редкими
небольшими речками и ручьями с глубокими врезами долин. Местность сильно
закарстована и на приречных и приовражных местах эродирована.
|
|
Состояние
местности
|
Наличие логов
|
|
Толщина, см: -
снежного покрова; - почвенного слоя;
|
60-90 10-15
|
|
Растительный
покров
|
Хвойные леса с
примесью лиственных пород (осина, береза, липа)
|
|
Категория
грунта
|
Вторая
|
Размеры отводимых во временное пользование
земельных участков
|
Назначение
участка
|
Размер, га
|
Источник нормы
отвода земель
|
|
Во временное
краткосрочное пользование на период строительства скважины
|
Согласно акту
выбора площадки
|
Норма отвода
земель для нефтяных и газовых скважин СН - 459-74
|
Источник и характеристики водо - и энергоснабжения, связи и
местных стройматериалов
|
Название вида снабжения:
(ВОДОСНАБЖЕНИЕ: для бурения, для дизелей, питьевая вода, для бытовых нужд;
энергоснабжение, связь, местные стройматериалы) и т.д.
|
Источник
заданного вида снабжения
|
Расстояние от
источника до буровой, км
|
Характеристика
водо - и энергопривода, связи и стройматериалов
|
|
Водоснабжение
|
Водовод ЦДНГ
|
0,1
|
Водовод Д= 159
мм.
|
|
Энергоснабжение
|
Уральская
энергосистема
|
0,5
|
ЛЭП-6 кВ
|
|
Связь
|
Сотовая
|
-
|
-
|
|
Теплоснабжение
|
Электрокотел
|
0,2
|
ЭПВА-72
|
|
Стройматериалы
|
Местный
|
30
|
Песок, гравий
|
.2 Стратиграфия и литология
Стратиграфический разрез скважиныА = 225 м
|
№№ пп
|
Глубина
залегания
|
Стратиграфия
|
Стратиграфический
индекс
|
|
по вертикали, м
|
по стволу, м
|
|
|
|
от (верх)
|
до (низ)
|
от (верх)
|
До (низ)
|
|
|
|
1
|
0
|
22
|
0
|
22
|
Четвертичные
отложения
|
Q
|
|
2
|
22
|
220
|
22
|
221
|
Пермская
система (верхний отдел)
|
Р2
|
|
3
|
220
|
260
|
221
|
261
|
Кунгурский ярус
|
Р1k
|
|
4
|
260
|
490
|
261
|
507
|
Артинский
ярус
|
Р1ar
|
|
5
|
490
|
730
|
507
|
764
|
Сакмарский-ассельский ярусы
|
Р1 s+a
|
|
6
|
730
|
850
|
764
|
893
|
Верхний
карбон
|
C2
|
|
7
|
850
|
930
|
893
|
979
|
Мячковский
горизонт
|
C2mс
|
|
8
|
930
|
1030
|
979
|
1086
|
Подольский
горизонт
|
C2pd
|
|
9
|
1030
|
1085
|
1086
|
1145
|
Каширский горизонт
|
C2ks
|
|
10
|
1085
|
1140
|
1145
|
1204
|
Верейский
горизонт
|
C2vr
|
|
11
|
1140
|
1215
|
1204
|
1284
|
Башкирский
ярус
|
C2b
|
|
12
|
1215
|
1380
|
1284
|
1469
|
Серпуховский
ярус
|
C2s
|
|
13
|
1380
|
1495
|
1463
|
1605
|
Окский
надгоризонт
|
C1ok
|
|
14
|
1495
|
1510
|
1605
|
1626
|
Тульский
карбонатный горизонт
|
C1tl
(к)
|
|
15
|
1510
|
1535
|
1626
|
1662
|
Тульский
терригенный горизонт
|
C1tl
(т)
|
|
16
|
1535
|
1580
|
1662
|
1725
|
Бобриковский
горизонт
|
C1bb
|
|
17
|
1580
|
1585
|
1725
|
1732
|
Радаевский
горизонт (малиновский пласт)
|
C1rd
|
|
18
|
1585
|
1620
|
1732
|
1782
|
Турнейский ярус
|
C1t
|
Литологическая характеристика разреза скважины
|
Индекс cтратиграфического подразделения
|
Интервал, м
|
горная порода
|
Стандартное
описание горной породы
|
|
по вертикали
|
по стволу
|
|
|
|
от (верх)
|
до (низ)
|
от (верх)
|
до (низ)
|
|
|
|
Q
|
0
|
22
|
0
|
22
|
Суглинки, галечники, глины пески
|
Отложения
представлены суглинками, глинами, песками с гнездами и линзами галечников.
|
|
Р2
|
22
|
22
|
220
|
221
|
Известняки,
ангидриды, доломиты
|
Отложения
представлены чередованием сульфатных и карбонатных пород.
|
|
Р1k
|
220
|
221
|
260
|
261
|
Известняки.
|
Известняки
плотные, прослоями пористые, в различной степени окремнелые.
|
|
Р1ar
|
260
|
261
|
490
|
507
|
Известняки,
доломиты.
|
Известняки
сульфатизированные, слабо окремнелые, плотные. Доломиты прослоями
известковистые, сульфатизированные.
|
|
Р1s+a
|
490
|
507
|
730
|
764
|
Известняки,
доломиты
|
Известняки
сульфатизированные, слабо окремнелые, плотные. Доломиты прослоями
известковистые, сульфатизированные
|
|
C3
|
730
|
764
|
850
|
893
|
Доломиты,
Известняки.
|
Отложения
представлены чередованием известняков и доломитов.
|
|
C2mс
|
850
|
893
|
930
|
979
|
Известняки,
доломиты
|
Отложения
представлены чередованием известняков и доломитов.
|
|
C2pd
|
930
|
979
|
1030
|
1086
|
Известняки,
доломиты
|
Отложения
представлены чередованием известняков и доломитов.
|
|
C2ks
|
1030
|
1086
|
1085
|
1145
|
Доломиты,
известняки,
|
Отложения
представлены чередованием известняков и доломитов.
|
.3 Нефтегазоводоносность
Нефтеносность
|
Индекс
стратиграфического подразделения
|
Интервал, м
|
Тип коллектора
|
Плотность, кг/м3
|
Подвижность мкм2,
мПа×с
|
Содержание
серы, % по весу
|
Содержание парафина,
% по весу
|
Дебит т/сут
|
Параметры
растворенного газа
|
|
|
|
в пластовых
условиях
|
после дегазации
|
|
|
|
|
газовый фактор,
м3/т
|
содержание
сероводорода, %
|
содержание
углекислого газа, %
|
относительная
по воздуху плотность газа
|
давление
насыщения в пластовых условиях, МПа
|
местоположение
ВНК
|
|
По вертикали
|
По стволу
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
от (верх)
|
до (низ)
|
от (верх)
|
до (низ)
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
C1tl (т)
|
1520
|
1640
|
1525
|
1646
|
Терригенный
|
799
|
845
|
0,02
|
0,98
|
2,76
|
-
|
68,2
|
0
|
0
|
1,125
|
10,38
|
-1280
|
|
C1bb
|
1536
|
1663
|
1545
|
1676
|
Терригенный
|
866
|
905
|
0,02
|
2,64
|
3,83
|
-
|
41,4
|
0
|
1,026
|
9,8
|
-129
|
Газоносность
|
Индекс
стратиграфического подразделения
|
Интервал, м
|
Тип оллектора
|
Состояние (газ,
конденсат)
|
Содержание, %
по объёму
|
Относительная
по воздуху плотность газа
|
Коэффициент
сжимаемости газа в пластовых условиях
|
Свободный
дебит, м3/сут
|
Плотность
газоконденсата, г/ см3
|
Фазовая
проницаемость, мД
|
|
от (верх)
|
до (низ)
|
|
|
сероводорода
|
углекислого
газа
|
|
|
|
в пластовых
условиях
|
на устье
скважины
|
|
|
Свободный газ
отсутствует
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Водоносность
|
Индекс
стратиграфического подразделения
|
Интервал, м
|
Тип коллектора
|
Плотность, кг/м3
|
Химический
состав воды в мг - эквивалентной форме
|
Тип воды по
Сулину ХЛК- хлоркальциевый
|
Относится к
источнику питьевого водоснабжения (да, нет)
|
|
|
по вертикали
|
по стволу
|
|
|
Анионы
|
Катионы
|
|
|
|
|
от (верх)
|
до (низ) от
(верх)
|
от (верх)
|
до (низ) от
(верх)
|
|
|
Cl¯
|
SO4¯
|
HCO3¯
|
Cа++
|
Mg++
|
Na+
+K+
|
|
|
|
C1tl C1bb
|
1525
|
1646
|
1545
|
1676
|
Поровый
|
1167
|
4340
|
2,26
|
1,3
|
449
|
159
|
3131
|
ХЛК
|
нет
|
Примечание: 1. Глубина залегания пресных вод до 75 м;
. Возможны проявление сероводородосодержащих вод из
водоносных интервалов нижнепермских и верхнекаменноугольных отложениях в
490-850 (507-893) м.
.4 Пластовое давление
Давление и температура в продуктивных пластах (РФЗ - расчёт
по фактическим замерам в скважинах)
|
Индекс
стратиграфического подразделения
|
Интервал, м
|
Пластовое
давление, МПа
|
Температура в
конце интервала
|
|
|
|
0С
|
источник
получения
|
|
по вертикали
|
по стволу
|
|
|
|
|
от (верх)
|
до (низ)
|
от (верх)
|
до (низ)
|
|
|
|
|
C1tl (т)
|
1520
|
1640
|
1525
|
1646
|
15,3
|
+32,0
|
РФЗ
|
|
C1bb
|
1536
|
1663
|
1545
|
1676
|
15,3
|
+29,0
|
РФЗ
|
Примечание
. Эквивалент градиента давления гидроразрыва пород на 100 м:
0-1000 м а=2,6МПа, более 1000 м а=2,34МПа; для поглощающих горизонтов 0-500 м
а=1,2МПа, более 500 м а=1,25МПа.
. Здесь и далее в скобках указан интервал по стволу.
1.5 Осложнения
Поглощение бурового раствора
|
Индекс
стратиграфического подразделения
|
Интервал, м
|
Максимальная
интенсивность поглощения, м3/ч
|
Имеется ли
потеря циркуляции: Да, нет
|
Условия
возникновения
|
|
по вертикали
|
по стволу
|
|
|
|
|
от (верх)
|
до (низ)
|
от (верх)
|
до (низ)
|
|
|
|
|
Р2
|
|
|
25
|
35
|
От частичного
до полного
|
да
|
1. Наличие
высокопроницаемых пород. 2. Превышение давления, в скважине над пластовым Н≤1200
м Н>1200 м ∆Рреп. max>1.5МПа;
∆Рреп. max>2,5-3,0МПа.
|
|
Р2
|
|
|
90
|
145
|
частичные
|
нет
|
|
|
Р1k + Р1ar
|
220
|
221
|
265
|
267
|
частичные
|
нет
|
|
|
Р1ar+ Р1s +a+C3
|
400
|
420
|
8500
|
893
|
частичные
|
нет
|
|
|
Р1s+а
|
1260
|
1332
|
1500
|
1612
|
частичные
|
нет
|
|
Примечание.
Возможны частичные поглощения в четвертичных и
сакмаро-ассельских, верхнекаменноугольных отложениях.
Осыпи и обвалы стенок скважины
|
Индекс
стратиграфического подразделения
|
Интервал, м
|
Мероприятия по
ликвидации последствий (проработка, промывка и т.д.)
|
|
по вертикали
|
по стволу
|
|
|
от (верх)
|
до (низ)
|
от (верх)
|
до (низ)
|
|
|
Q
|
0
|
22
|
|
|
1. Спуск
направления и кондуктора, технической и эксплуатационной колонн. Бурение с
промывкой буровым раствором в соответствии с показателями свойств, указанными
в табл. 7.1. Проработка ствола в интервалах обвалообразований. 4. Промывка
многоцикловая. 5. Установка цементного моста в процессе бурения не позднее, чем
через 36 часов после вскрытия отложений верейских отложений.
|
|
C2vr
|
1085
|
1140
|
1145
|
1204
|
|
|
C1tl (т)
|
1510
|
1535
|
1626
|
1662
|
|
Нефтегазоводопроявления
|
Индекс
стратиграфического подразделения
|
Интервал, м
|
Вид
проявляемого флюида
|
Условия
возникновения
|
Характер проявлений
|
|
по вертикали
|
по стволу
|
|
|
|
|
от (верх)
|
до (низ)
|
от (верх)
|
до (низ)
|
|
|
|
|
C1tl (т)
|
1520
|
1525
|
1640
|
1646
|
нефть
|
При бурении с
промывкой буровым раствором с отклонением параметров, от указанных в табл.
7.1 или при снижении давления в скважине ниже пластового из-за отсутствия
постоянного долива жидкости в скважину
|
Пленка нефти в
буровом растворе
|
|
C1bb
|
1536
|
1545
|
1663
|
1676
|
Нефть
|
|
Пленка нефти в
буровом растворе
|
Прочие возможные осложнения
Прихватоопасные зоны в интервалах обвалообразований и в
интервалах высокопроницаемых пластов
|
Индекс
стратиграфического подразделения
|
Интервал, м
|
Вид осложнения
|
Условия
возникновения
|
|
от (верх)
|
до (низ)
|
|
|
|
P1s+a
+C3
|
490 (507)
|
850 (893)
|
Проявление
пластовых сероводородсодержащих вод
|
Понижение
плотности бурового раствора ниже проектной на 5%
|
. Технико-технологическая часть
.1 Конструкция скважины
Глубина спуска и характеристика обсадных колонн
|
№ п.п
|
Название
колонны
|
Интервал по
стволу скважины, м
|
Номинальный
диаметр ствола скв. (долота) в инт-ле, мм
|
Расстояние от
устья скв. до уровня подъема тампонажного раствора за колон- ной, м
|
Число раздельно
спускаемых частей колонны, шт.
|
Номер раздельно
спускаемой части в порядке спуска
|
Интервал
установки раздельно спускаемой части, м
|
Необходимость
(причина) спуска колонны
|
|
|
от
|
до
|
|
|
|
|
от
|
до
|
|
|
1
|
I Направление
|
0
|
20
|
600
|
0
|
1
|
1
|
0
|
20
|
Для перекрытия
неустойчивых четвертичных отложений. Для предотвращения размыва устья
скважины при бурении под кондуктор разобщения и предупреждение загрязнения
водоносных горизонтов, изоляции зон поглощении.
|
|
2
|
II Направление
|
0
|
40
|
490
|
0
|
1
|
1
|
0
|
40
|
|
|
3
|
Кондуктор
|
0
|
80
|
393,7
|
0
|
1
|
1
|
0
|
80
|
Для перекрытия
верхних неустойчивых интервалов разреза, изоляции пресных водоносных
горизонтов от загрязнении.
|
|
4
|
Техническая
|
0
|
380
|
295,3
|
0
|
1
|
1
|
0
|
380
|
Для разобщения
вышележащих зон геологического разреза, несовместимых по условиям бурения с
нижележащими, защита пресных водоносных горизонтов от загрязнения,
предотвращения гидроразрыва пород при нефтегазопроявлениях и установки
противовыбросового оборудования.
|
|
5
|
Эксплуатационная
|
0
|
1782
|
215,9
|
0
|
1
|
1
|
0
|
1782
|
Для разобщения
продуктивных горизонтов и изоляции их от других флюидосодержащих горизонтов,
извлечение нефти на поверхность.
|
Характеристика раздельно спускаемых частей обсадных колонн
|
Номер колонны в
порядке спуска (т. 5.2 гр. 1)
|
Раздельно -
спускаемые части
|
|
номер в порядке
спуска (т. 5.1гр. 8)
|
число
диаметров, шт.
|
номер
одноразмерной части в порядке спуска
|
наружный
диаметр, мм
|
интервал
установки одноразмерной части, м
|
соединения
обсадных труб в каждой одноразмерной части
|
|
|
|
|
|
от
|
до
|
число типов
соединений, шт.
|
номер в порядке
спуска
|
условный код
типа соединения
|
max. наружный
диаметр соединения, мм
|
интервал
установки труб с заданным типом соединения, м
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
от
|
до
|
|
1
|
1
|
1
|
1
|
530
|
0
|
20
|
1
|
1
|
НЕСТНД
|
530
|
0
|
20
|
|
2
|
1
|
1
|
1
|
426
|
0
|
40
|
1
|
1
|
НОРМКА
|
451
|
0
|
40
|
|
3
|
1
|
1
|
1
|
324
|
0
|
80
|
1
|
1
|
ОТТМ
|
351
|
0
|
80
|
|
4
|
1
|
1
|
1
|
245
|
0
|
380
|
1
|
1
|
ОТТМ
|
270
|
0
|
380
|
|
5
|
1
|
1
|
1
|
168
|
1782
|
1
|
1
|
ОТТМ
|
188
|
0
|
1782
|
Определяется диаметр долота под эксплуатационную колонну.
где 
- диаметр муфты эксплуатационной колонны;
- зазор между муфтой эксплуатационной колонны и стенками
скважины, зависящий от диаметра и типа соединения обсадной колонны профиля
скважины, сложности геологических условии, выхода из под башмака предыдущей
колонны и т.д.; Принимается 0,02 м из опыта бурения. Принимается согласно ГОСТу
20692-75 диаметр долота 0,2159 м.
Определяется диаметр кондуктора из условия прохождения
долота по эксплуатационной колонне:
внк=
Dд эк+(0,006-0,008)=0,2159+0,006=0,2219 м
где 0,006-0,008 м зазор между долотом и внутренним диаметром
технической
колонны.
Принимается диаметр кондуктора по ГОСТу 632-80 0,245 м
Определяется диаметр долота под кондуктор
Принимается диаметр долота по ГОСТу 20692-75 0,2953 м.
Определяется диаметр направления II
где 0,006-0,008 м зазор между долотом и внутренним диаметром
технической колонны.
Принимается диаметр направления II по ГОСТу 632-80 0,324 м
Определяется диаметр долота под направления II
Принимается диаметр долота по ГОСТу 20692-75 0,3937 м.
Определяется диаметр направления I.
Принимается по ГОСТу 632-80 диаметр направления I 0,426 м.
Определяется диаметр долота под направление I.
д н = dмн+2*δ = 0,451+2*0,04=0,531 м
Принимается диаметр долота по ГОСТу 20692-75 равный 0,490 м.
2.2 Выбор и расчёт профиля скважины
Входные данные по профилю наклонно направленных скважин
|
Наклонно
направленные скважины
|
|
Профиль:
Вертикальный участок Участок набора зенитного угла Участок естественного
снижения зенитного угла Участок добора зенитного угла Участок естественного
снижения зенитного угла
|
Глубин скважины
по вертикали, м 1620
|
|
Проложение, м
660
|
|
Вертикальный
участок, м 120
|
|
Интенсивность
набора зенитного угла, град/10 м 1
|
|
Интенсивность
снижения зенитного угла, град/100 м 1
|
Профиль
ствола скважины
|
Участок ствола
|
Зенитный угол,
град
|
Проекции
|
Длина по
стволу, м
|
|
№
|
|
в начале
интервала
|
в конце
интервала
|
Вертикальная h, м
|
Горизонтальная
а, м
|
|
|
1
|
Вертикальный
|
0
|
0
|
120
|
0
|
120
|
|
2
|
Набор угла
|
0
|
21,2
|
206
|
39
|
210
|
|
3
|
Наклонно-прямолинейный
|
21,2
|
21,2
|
986
|
382
|
1058
|
|
4
|
Добор угла
|
21,2
|
45,0
|
198
|
129
|
238
|
|
5
|
Наклонно-прямолинейный
|
45,0
|
45,0
|
110
|
110
|
156
|
|
Общее
|
|
|
|
1620
|
499,4
|
1782
|
Основной профиль скважины с проложением 660 м должен отвечать
двум основным требованиям: быть экономически целесообразным и технически легко
выполнимым.
В условиях Софьинского месторождения наиболее рациональным
считаю пятиинтервальный профиль, состоящего из пяти участков: вертикального,
участка набора зенитного утла, наклонно-прямолинейный, добора угла и наклонно -
прямолинейного.
При этом:
·
обеспеченивается
полная отработка долот d =215,9 мм при минимальном их количестве;
- интенсивность искривления происходит в соответствии с
существующими требованиями в интервале набора зенитного угла.
Данный профиль позволяет обеспечивать свободное прохождение
обсадных колонн диаметром 168 мм, КНБК для бурения участка стабилизации,
промыслово-геофизического оборудования, спуск насосного и другого оборудования
при эксплуатации скважины.
Расчёт профиля производится при помощи программы на
компьютере.
3. Выбор бурового раствора
.1 Обоснование плотности промывочной жидкости и
обоснование расхода промывочной жидкости
Обоснование плотности промывочной жидкости
Плотность промывочной жидкости, применяемой при разбуривании
заданного интервала, следует определять, исходя из двух условий:
. Создания противодавления, препятствующего притоку в
скважину пластовых жидкостей и газов;
. Предотвращения гидроразрыва наиболее слабых пластов;
где 
- значение коэффициента репрессии
- коэффициент безопасности, зависит от изученности местности
Направление I 0-20:
г/см3;
Направление II 20-40:
г/см3;
Кондуктор 40-80:
г/см3;
Техническая колонна 80-380:
г/см3;
Эксплуатационная колонна 380-1782:
Исходя из опыта бурения, а также от изученности местности
принимаем следующие параметры промывочной жидкости:
|
Интервал, м
|
Параметры
промывочной жидкости
|
|
ρ пж, г/см3
|
УВ, с
|
τ0, Па
|
η, мПа·с
|
|
20-380 380-1575
1575-1782
|
1,01 - 1,03 1,05 1,12
|
20-50 25-50
35-55
|
1,5-4 4-8 8-12
|
8 12 20
|
Обоснование расхода промывочной жидкости
При решении данной задачи необходимо знать среднюю скорость
течения жидкости в кольцевом пространстве, обеспечивающую вынос выбуренной
породы из скважины, а так же значение расхода, обеспечивающего эффективную
очистку забоя скважины от шлама;
Qэо=q·Sз;
Qвш=Vкп·Sкп;
qгзд=0,6 
;
Sз=
;
Vкп=
;
;
Dс=Dд·Ку;
где Ку - коэффициент уширения ствола скважины:
Ку = 1,03 - для твердых пород;
Ку = 1,1 - для мягких пород;
Ку = 1,06 - для пород средней твердости
Направление I 0-15:
Dс=490·1,06=519,4
мм;
Sз=
м2;
Vкп=
м/с;
м2;
Qэо=0,6·0,21=0,126
м3/с;
Qвш=0,34·0,199=0,0677
м3/с;
Направление II 15-60:
Dс=393,7·1,06=417,3
мм;
Sз=
м2;
Vкп=
м/с;
м2;
Qэо=0,6·0,137=0,0822
м3/с;
Qвш=0,417·0,124=0,0517
м3/с;
Кондуктор 60-530:
Dс=295,3·1,03=304,2
мм;
Sз=
м2;
Vкп=
м/с;
м2;
Qэо=0,6·0,073=0,0438
м3/с;
Qвш=0,5722·0,0596=0,0342
м3/с;
Эксплуатационная колонна 530-2357:
Dс=215,9·1,03=222,4
мм;
Sз=
м2;
Vкп=
м/с;
м2;
Qэо=0,6·0,039=0,0234
м3/с;
Qвш=0,7415·0,0262=0,01943
м3/с;
|
Интервал, м
|
Qэо, м3/с
|
Qвш, м3/с
|
|
0-15 15-60
60-530 530-2357
|
0,126 0,0822
0,0438 0,0234
|
0,0677 0,0517
0,0342 0,01943
|
Для проводки скважины под направление для первого и второго
интервала выбираем насос НБТ-600 с диаметром цилиндровых втулок 180 мм,
теоретическим расходом 42,9 л/с, давлением 11,3 МПа в количестве 2-х штук.
Определим фактическое значение подачи насоса:
Qн=n·m·Qнт;
Qн=2·1·0,0429=0,0858 м3/с;
Хоть полученный расход и не удовлетворяет необходимому, но на
небольших глубинах обеспечится эффективная очистка забоя и вынос шлама.
Для проводки скважины под кондуктор выбираем насос НБТ-600 с
диаметром цилиндровых втулок 130 мм, теоретическим расходом 22,4 л/с, давлением
21,6 МПа в количестве 2-х штук.
Определим фактическое значение подачи насоса:
Qн=n·m·Qнт;
Qн=2·1·0,0224=0,0448 м3/с;
Так как фактическое значение больше максимального для данного
интервала, то данный насос полностью удовлетворяет нашим условиям.
Для проводки скважины под эксплуатационную колонну выбираем
насос НБТ-600 с диаметром цилиндровых втулок 140 мм, теоретическим расходом 26
л/с, давлением 18,6 МПа в количестве 1-ой штуки.
Определим фактическое значение подачи насоса:
Qн=n·m·Qнт;
Qн=1·1·0,026=0,026 м3/с;
Так как фактическое значение больше максимального для данного
интервала, то данный насос полностью удовлетворяет нашим условиям.
3.2 Выбор способа бурения, типа привода долота и
бурового насоса
На предприятии используется буровая установка БУ2900/175
ДЭП-15 с дизель-электрическим приводом постоянного тока, с тиристорным
электроприводом основных механизмов. Она предназначена для бурения скважин
турбинным, роторным способом и винтовыми забойными двигателями.
При турбинном способе бурения выбранный расход промывочной
жидкости, кроме очистки забоя и выноса шлама, должен обеспечить работу
забойного двигателя с заданном для разрушения породы моментом.
Поэтому необходимо подобрать такой тип забойного двигателя,
который удовлетворяет следующим условиям:
1. Диаметр корпуса меньше диаметра долота более чем на 10
мм;
2. Расход жидкости при номинальном режиме работы близок
к принятой подаче насоса;
. Крутящий момент не менее чем на 20% больше
заданного, необходимого для разрушения породы;
Mтзд=Mт
;д=G·Mу;
Mу=bDд2
;
тзд≥1,2Mд;
Направление I 0-15:
Бурение под направление I
осуществляется вращательным способом с использованием турбобура типа 2ТСШ-240:
Dт=240 мм;
Qнт =32
л/с;
ΔРнт =3,3 МПа;
l=16 м;
Мтт =3,3 кНм;
n=500 об/мин;
Рассчитаем фактическое значение момента на валу двигателя при
заданном расходе Qн:т=3,3·
=26,1 кН·м;у=0,1·492
;д=27,16·27,92=758,31 Нм;
26,1≥1,2·0,75831 кН;
,1≥0,91 кН;
Выбранный забойный двигатель подходит для проводки скважины под
направление I.
Направление II 15-60:
Бурение под направление II
осуществляется вращательным способом с использованием турбобура типа 2ТСШ-240:
Dт=240 мм;
Qнт =32
л/с;
ΔРнт =3,3 МПа;
l=16 м;
Мтт =3,3 кНм;
n=500 об/мин;
Рассчитаем фактическое значение момента на валу двигателя при
заданном расходе Qн:тзд=3,3·
=25,622 кН·м;у=0,12·39,372
;д=80,7·21,63=1745,5 Нм;
25,622≥1,2·1,7455 кН;
,622≥2,095 кН;
Выбранный забойный двигатель подходит для проводки скважины под
направление II.
Кондуктор 60-530:
Бурение под Кондуктор осуществляется вращательным способом с
использованием турбобура типа 2ТСШ-240:
Dт=240 мм;
Qнт =32
л/с;
ΔРнт =3,3 МПа;
l=16 м;
Мтт =3,3 кНм;
n=500 об/мин;
Рассчитаем фактическое значение момента на валу двигателя при
заданном расходе Qн:тзд=3,3·
=6,99 кН·м;у=0,16·29,532
кН·м;д=225,8·14,35=3240 Нм;
6,99≥1,2·3,24 кНм;
,99≥3,89 кНм;
Выбранный забойный двигатель подходит для проводки скважины под
кондуктор.
Эксплуатационная колонна 530-2357:
Для проводки скважины под эксплуатационную колонну выбираем
забойный двигатель типа Д2-195:
Dзд=195 мм;
Qнт =25-35
л/с;
ΔРнт =4,3-6,7 МПа;
l=6535 мм;
Мтт =5,2 кНм;
nзд=100
об/мин;тзд=5,2·
=4,4526 кНм;у=0,28·21,592
;д=180·15,425=2776,5 Нм;
,4526 ≥1,2·2,7765 кНм;
,4526 ≥3,3318 кНм;
Выбранный забойный двигатель подходит для проводки скважины под
эксплуатационную колонну.
.3 Расчет перепадов давления в кольцевом пространстве скважины и
определение критической плотности бурового раствора, расчет перепадов давления
в бурильной колонне и определения давления на выкидке насоса
Для расчета потерь давления на трение при движении
промывочной жидкости в трубах и кольцевом канале необходимо определить режим
течения, в зависимости от которого выбираются те или иные расчетные формулы.
Для этого вычисляется значение критического числа Рейнольдса течения
промывочной жидкости, при котором происходит переход от структурного режима к
турбулентному.
Если число Рейнольдса движения жидкости в трубах или
кольцевом пространстве больше вычисленного критического значения, то режим
турбулентный. В противном случае движение происходит при структурном режиме.
Reкр=2100+7,3Не0,58;
;
dг=Dc-DнарБК;
Reкп=
;
;
При турбулентном режиме течения потери давления по длине канала
определяются по формуле Дарси-Вейсбаха:
внутри труб
;
в кольцевом пространстве
;
коэффициенты гидравлического сопротивления
;
;
где k - шероховатость;
k=3·10-4 м - для стенок трубного и обсаженных участков
затрубного пространства;
k=3·10-3 м - для не обсаженных участков затрубного
пространства;
В случае структурного режима течений формулы для определения
потерь давления по длине канала имеют вид:
;
;
- коэффициенты, значения которых можно определить предварительно
вычеслив число Сен-Венана;
;
;
Местные потери давления от замков в кольцевом пространстве
определяются по формуле:
;
Потери давления в наземной обвязке находится по формуле:
;
Перепад давления в турбобуре вычисляется исходя из кинематического
подобия по формуле:
Ртзд=ΔРт
;
В случае если для промывки скважины используется техническая вода:
;
или
;
λ=64/Re при Re≤2320;
λ=96/Re при Re≥2320;
;
или
;
Критическая плотность бурового раствора:
;
;
= ΔРКПЗД+
ΔРКПУБТ+
ΔРКПБТ -
потери давления при движении промывочной жидкости в затрубном пространстве.
Расчет перепадов давления в кольцевом пространстве скважины и
определение критической плотности бурового раствора:
Направление I 0-15 м.
За утяжеленными бурильными трубами:
dг=519,4
-203=316,4 мм;
;
Reкр=2100+7,3
·(3243530,304)0,58=45722,78;
За утяжеленными бурильными трубами:
;
|
Место
|
Reкр
|
Reкп
|
Режим точения
|
|
За утяжеленными
бурильными трубами
|
45722,78
|
16340,5
|
Структурный
|
За утяжеленными бурильными трубами:
βкп = 0,8;
Направление II 15-60 м.
За утяжеленными бурильными трубами:
dг
= 417.322 - 203 =214,322 мм.
кр=2100+7,3
·(1488259)0,58=29864.
За бурильными трубами в необсаженной части:
dг
= 417,322 - 127 =290,322 мм.
Reкр=2100+7,3
·(2730894)0,58=41580.
За бурильными трубами в обсаженной части:
dг
= 416 - 127 =289 мм.
Reкр=2100+7,3
·(2706080)0,58=41372.
За утяжеленными бурильными трубами:
За бурильными трубами в необсаженной части:
За бурильными трубами в обсаженной части:
|
Место
|
Reкр
|
Reкп
|
Режим течения
|
|
За УТБ
|
29864
|
19029
|
Структурный
|
|
За ТБПК в
необсаженной части
|
41580
|
40663
|
Структурный
|
|
За ТБПК в
обсаженной части
|
42952
|
21346
|
Структурный
|
|
За ВЗД
|
24385
|
17958
|
Структурный
βкп =0,8;
За ТБПК в необсаженной части:
βкп =0,8;
За ТБПК в обсаженной части:
βкп =0,8;
Местные потери давления в ТБПК в обсаженной части:
 1,08 < 2,6 - условие выполняется.
За ВЗД:
dг =
177,322 мм.
Reкр=2100+7,3
·(1018756)0,58=24385;
βкп =0,74;
Кондуктор 60-530
За забойным двигателем:
dг=304,2 -
240=64,2 мм;
Reкр=2100+7,3
·(133541)0,58=8958.
За УТБ:
dг=304,2 -
203=101,2 мм;
Reкр=2100+7,3
·(331823)0,58=13726.
За ТБПК в необсаженной части:
dг=304,2 -
127=177,2 мм;
Reкр=2100+7,3
·(1017355)0,58=24367.
За ТБПК в обсаженной части:
dг=314,5 -
127=187,5 мм;
Reкр=2100+7,3
·(1139063)0,58=25875.
За забойным двигателем:
За УТБ:
За ТБПК в необсаженной части:
За ТБПК в обсаженной части:
|
МестоReкрReкпРежим
течения
|
|
|
|
|
За ЗД
|
8958
|
11326
|
Турбулентный
|
|
За УТБ
|
13726
|
12152
|
Структурный
|
|
За ТБПК в
необсаженной части
|
24367
|
14294
|
Структурный
|
|
За ТБПК в
обсаженной части
|
25875
|
13960
|
Структурный
|
За ЗД:
За УТБ:
βкп =0,6;
За ТБПК в необсаженной части:
βкп =0,7;
За ТБПК в обсаженной части:
βкп =0,7;
Местные потери давления от замков в кольцевом пространстве в необсаженной
части:
Местные потери давления от замков в кольцевом пространстве в
обсаженной части:
ΣΔPМ=31,85+280,22=312,07 Па;
ΣΔPкп=2578,35 + 49,40 +41212,5121 + 5485,7 + 312,07 =54529,3421
Па;
1080 < 2589 - гидроразрыва пласта не будет.
Эксплуатационная колонна 530 - 2357 м.
За ВЗД:
dг=222,4-195=27,4
мм;
Reкр=2100+7,3
·246490,58=4674;
За УТБ:
dг=222,4-178=44,4
мм;
Reкр=2100+7,3
·647240,58=6605.
За ТБПК:
dг=222,4-127=95,4
мм;
Reкр=2100+7,3
·2988090,58=13041.
За ЛБТ в необсаженной части:
dг=222,4-129=93,4
мм;
Reкр=2100+7,3
·2864120,58=12775.
За ЛБТ в обсаженной части:
dг=237,1-129=108,1
мм;
Reкр=2100+7,3
·3836620,58=14748.
За ВЗД:
За УТБ:
За ТБПК:
За ЛБТ в необсаженной колонне:
За ЛБТ в обсаженной части:
|
МестоReкрReкпРежим
течения
|
|
|
|
|
За ВЗД
|
4674
|
3618
|
Структурный
|
|
За УТБ
|
6605
|
3772
|
Структурный
|
|
За ЛБТ в
необсаженной части
|
12775
|
4298
|
Структурный
|
|
За ТБПК
|
13041
|
4302,9
|
Структурный
|
|
За ЛБТ в
обсаженной части
|
14748
|
4125
|
Структурный
|
За ВЗД:
βкп =0,3;
За УТБ:
βкп =0,5;
За ТБПК:
βкп =0,7;
За ЛБТ в необсаженной части:
βкп =0,7;
За ЛБТ в обсаженной части:
βкп =0,75;
Местные потери давления от замков в кольцевом пространстве в необсаженной
части:
Местные потери давления от замков в кольцевом пространстве в
необсаженной части:
Местные потери давления от замков в кольцевом пространстве в
обсаженной части:
ΣΔPМ=12591,23+1986 + 1398,3=15975,53Па;
ΣΔPкп=57241 + 81081,08 +1101254,206 + 854987 + 462125,3406 +
15975,53=2568986,431 Па;
- гидроразрыва пласта не будет.
Определение потерь давления внутри бурильной колонны
Направление II 15 - 60 м.
УБТ:
dг=151,5
мм;
Reкр=2100+7,3
·7436530,58=20666;
 - турбулентный
режим течения.
ТБПК:
dг=117,8
мм;
Reкр=2100+7,3
·4496100,58=15967;
- турбулентный
режим течения.
Определение потери давления в устьевой обвязке:
ΔPОБ = (1,1·105 + 0,3·105 +0,3·105 +0,4·105)
· 1080 · 0,08582 = 1,67МПа;
ΔPГ =2208МПа;
Кондуктор 60 - 530 м.
УБТ:
dг=151,5
мм;
Reкр=20666;
- турбулентный
режим течения.
ТБПК:
dг=117,8
мм;
Reкр=15967;
- турбулентный
режим течения.
ΔPОБ = 455196,672Па;
ΔPГ =(1-0,9956) (2,6-1,08) ·10·500 = 38000Па.
Эксплуатационная колонна 530 - 2357 м.
УБТ:
dг=129 мм;
Reкр=2100+7,3
·5463570,58=17626;
 - структурный
режим течения.
βт =0,7;
ЛБТ:
dг=118 мм;
Reкр=2100+7,3
·4571530,58=16101;
- структурный
режим течения.
βт =0,7;
ТБПК:
dг=117,8
мм;
Reкр=15967;
- структурный
режим течения.
βт =0,7;
ΔPОБ = 161834,4Па;
ΔPГ =(1-0,9987) (2,6-1,14) ·10·2290 =43464,2Па.
Направление II 15-60 м.
ΔP = 4044,4+241757,0102+1,07+0+1670000+25622000+2208 =
27540010,48Па ≈ 27,54МПа ≈ 27,6МПа.
Кондуктор 60 - 530 м.
ΔP = 54217,2721+1047329,34+312,07+0+455196,672+6985440+38000
= 8580495,354Па ≈ 8,58МПа ≈ 8,6МПа.
Эксплуатационная колонна 530 -2357 м.
ΔP =
2553010,901+2046782,525+15975,53+34200+161834,4+5300000+43464,2 = 10155267,56Па
≈ 10,2МПа.
 +
Сумма потерь давления во всех элементах циркулярной системы за
исключением потерь давления в долоте.
Резерв давлений, который может быть реализован в долоте:
ΔPД = 0,75ּ18,6 -
10,2 = 3,75ÌÏà.
При υД < 80 м/с нельзя использовать долото с
гидромониторным эффектом для бурения данного интервала.
Рабочее давление в насосах:
P = 10,2ּ106+6,897ּ106 = 17,097МПа ≈ 17,1МПа.
Вывод: выбранный насос подходит, т.к. давление расчётное =17,1 МПа
меньше давления насоса НБТ-600 18,6 МПа (с диаметром втулок 140 мм).
Заключение
На предприятии используется буровая установка БУ2900/175 ДЭП-15 с
дизель-электрическим приводом постоянного тока, с тиристорным электроприводом
основных механизмов. Она предназначена для бурения скважин турбинным, роторным
способом и винтовыми забойными двигателями.
При турбинном способе бурения выбранный расход промывочной
жидкости, кроме очистки забоя и выноса шлама, должен обеспечить работу
забойного двигателя с заданном для разрушения породы моментом.
Поэтому необходимо подобрать такой тип забойного двигателя,
который удовлетворяет следующим условиям:
1. Диаметр корпуса меньше диаметра долота более чем на 10
мм;
2. Расход жидкости при номинальном режиме работы близок
к принятой подаче насоса;
. Крутящий момент не менее чем на 20% больше
заданного, необходимого для разрушения породы;
Зависимость давления от длины канала циркуляции:
- турбобур с долотом;
- утяжеленные бурильные трубы;
- бурильные трубы;
- обсадная колонна.
Гидростатическое давление раствора без шлама:
Р с= ρпж·g·H;
Р с=1140·10·2290=26100000≈26,1 МПа;
Гидростатическое давление с учетом шлама:
Р`с=φ·ρ пж·g·H+(1-φ) ρш·g·H;
Р`с=0,9987·1140·10·2290+(1-0,9987)
·2600·10·2290=26150000≈26,15 МПа.
Список используемой литературы
1.
Отчетные материалы производственно-технического и геологического отделав
бурового предприятия.
.
Ëåîíîâ Å.Ã. Ãèäðîàýðîìåõàíèêà
â áóðåíèè/ Å.Ã.
Ëåîíîâ, È.È. Èñàåâ
// - Ì.: Íåäðà, 2007. - 304 ñ.
.
Ìàêîâåé Í. Ãèäðàâëèêà
áóðåíèÿ/ Í. Ìàêîâåé
// - Ì.: Íåäðà, 2006. - 536 ñ.
.
Ãàíäæóìÿí Ð.À.
Èíæåíåðíûå ðàñ÷åòû
ïðè áóðåíèè ãëóáîêèõ
ñêâàæèí: Ñïðàâî÷íîå
ïîñîáèå/ Ð.À. Ãàíäæóìÿí,
À.Ã. Êàëèíèí, Á.À.
Íèêèòèí // - Ì.: Íåäðà,
2010. - 489 ñ.
Ðàçìåùåíî
íà Allbest.ru
Похожие работы на - Гидравлическая программа промывки скважины месторождения
|