|
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 Коэффициент аномальности
Ка =Рп.ф. / Рп.н.
1. Ка =4 /
3 = 1,35
2. Ка =19 /
22 = 0,86
. Ка =34 /
34 = 1
Рп.н. = 
в
g
h
. Рп.н. =
10
300= 3 МПа
. Рп.н. =
1000 10 2200= 22 МПа
. Рп.н. =
10 3400 = 34 МПа
.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:эк1(услов)=140мм Dэк1 (по
ГОСТу)=139.7ммм1 (по ГОСТу)=153.7мм
1. Определение диаметра долота
для бурения первого снизу.
д1=Dм1 + 2a1 (2.1)
м1 - наружный диаметр соединительной муфты обсадной колонны.1 -
рекомендуемый зазор между муфтой и стенками скважины; он зависит от диаметра обсадной
колонны и выхода обсадной колонны из-под башмака предыдущей.1=20ммд1=153.7мм
+ 40мм=193.7мм
Dд1 (по ГОСТу)=200мм
3. Определение внутреннего
диаметра второй (снизу) обсадной колонны.
ok2=Dд1
+ 2b (2.2)
ок2=
200 + 2 x 5=210ммок2 (по ГОСТу)= 216.9ммрекомендуемый радиальный
зазор между долотом и внутренней стеной обсадной трубы.=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)=244.5ммм2
(по ГОСТу)=269.9мм
5. Определение диаметра долота
для бурения под вторую колонну.
д2=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=329.9ммд2
(по ГОСТу)=349.2мм
7. Определение внутреннего
диаметра третьей снизу обсадной колонны. dk3
k3=Dд2
+ 2b (2.4)
k3=349.2
+ 10=359.2ммk3 (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)=406.4ммм3
(по ГОСТу)=431.8мм
9. Определение диаметра долота
для бурения под третью колонну.
Dд3=Dм3 + 2a3
(2.5)
3=35ммд3=431.8 + 2 x
35=501.8мм
Подбор нормализованного долота Dд3
по расчетному значению.д3 (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=α
x Рш х Sk (5.1)
α
- 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, МПаk - площадь контакта зубьев с забоем, м2 может
быть определена по формуле Федорова В.С. для шарошечных долот.
k = Дд х б х η/2
(5.2)
Дд - диаметр долота, м.
η
- коэффициент перекрытия долота (1.2 - 1.7)
б - начальное притупление зубьев, м
((0.7 - 1.5)>10-3)k1 =0.508 х (1.5/2) х (0.7 x 10-3)=0.00027
м2k3 =0.3492 х (1.5/2) х (1 x 10-3)=0.00027 м2k3
=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)
Число оборотов долота
Определяется по формуле
Владиславлева В.С.
n=Gmax x nmin/G
(5.3)
n- частота вращения долота, об/мин.min
- минимальная частота вращения ротора, берется по характеристике буровой
установки, об/мин.min =100 об/минmax - максимальная
нагрузка на долото, рассчитанная по формуле Шрейнера Л.А., кг (кН)max=0.286
кН- фактическая нагрузка на долото, выбранная для данного долота кг (кН)песчаник(0-150м)=
0.286 x 100/0.286 =100 об/минизвестняк(150-300м)= 0.286 x
100/0.054=530 об/минмергель(300-1000м)= 0.286 x 100/0.068=421 об/минизвестняк(1000-1800м)=
0.286 x 100/0.054=530 об/минглина(1800-2200м)= 0.286 x 100/0.04=715
об/минсланец(2200-3000м)= 0.286 x 100/0.04=715 об/минизвестняк(3000-3400м)=
0.286 x 100/0.04=715 об/мин
Расход промывочной
жидкости
Определяется по формуле
= 0.785 x (D2д
- D2т) x Vв , м3/с (5.4)
д - диаметр долота, мт - диаметр бурильных труб, мв
- 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/спесчаник(0-150м)=0.785
х (0.5082 - 0.1682) х 1.0=0.180 м3/с=180 л/сизвестняк(150-300м)=0.785
x (0.5082 - 0.1682) x 0,9=0.162 м3/с=162 л/смергель(300-1000м)=0.785
x (0.34922 - 0.1272) x 1.5=0.124 м3/с=124 л/сизвестняк(1000-1800м)=0.785
x (0.34922 - 0.1272) x 0,9=0.074 м3/с=74 л/сглина(1800-2200м)=0.785
x (0.34922 - 0.1272) x 1.5=0.124 м3/с=124 л/ссланец(2200-3000м)=0.785
x (0.2002 - 0.1142) x 0.9=0.019 м3/с=19 л/сизвестняк(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:
убт=k x G/[q(1 - ρр/ρм)],м. (6.1)
- коэффициент равный 1.25- нагрузка
на долото, Н- масса 1 м. труб УБТ, кг
ρр , ρм - плотность раствора и
металла труб, кг/м3
Тип бурильных труб - бурильных труб
с высаженными внутрь концами.
Тип утяжеленных бурильных труб-
сбалансированные.б.т.(1слой)=168 ммб.т.(2слой)=127 ммб.т.(3слой)=114
ммубт(1слой)=273 мм (шифр - УБТС2-273)убт(2слой)=203 мм
(шифр - УБТС2-203)убт(3слой)=146 мм (шифр - УБТС2-146)убт(1слой)=360
кгубт(2слой)=192 кгубт(3слой)=98 кг
(1 - ρр/ρм) - коэффициент потери
веса колонны УБТ в буровом растворе
при ρр(860)=0,886 кг/м3
при ρр(1000)=0,873 кг/м3
при ρр(1330)=0,834 кг/м3убт
песчаник(0-150м)= 1.25 x 286 /[360(0.834)=1.19 мубт
известняк(150-300м)= 1.25 x 54 /[360(0.834)=0.22 мубт
мергель(300-1000м)= 1.25 x 68 /[192(0.886)=0.49 мубт
известняк(1000-1800м)= 1.25 x 54 /[192(0.886)=0.39 мубт
глина(1800-2200м)= 1.25 x 40 /[192(0.886)=0.29 мубт
сланец(2200-3000м)= 1.25 x 40 /[98(0.873)=0.58 мубт
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:
ΣP=Pобв + Pбт + Pубт
+ Pкп.бт. + Pкп.убт +Pд + Pзаб.дв.
обв - потери напора в обвязке буровых насосовбт - потери
напора в бурильных трубахубт - потери напора в УБТкп.бт. -
потери напора в кольцевом пространстве бурильных трубкп.убт - потери
напора в кольцевом пространстве УБТд - потери напора в долотезаб.дв.
- потери напора в забойном двигателе
При роторном бурении последний член
формулы Pзаб.дв. - отсутствует.
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:
цр=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)д - диаметр
долота, мок - диаметр обсадной колонны, мок - внутренний
диаметр обсадной колонны, м
Нц - высота подъема цементного раствора в затрубном
пространстве, м (1200)c - высота цементного стакана, м (обычно
10-15м.)цр=0,785 х 1.03 [1.20 х 1200 х (0.2002 - 0.13972)
+ 0.3732 x 10]=24.97 м3
Количество сухого
цемента
ц= Vцр x qц, т (9.2)
ц - норма расхода сухого цемента для приготовления 1м3 цементного
раствора (1.22 т/ м3)ц=24.97х 1.22=30.46 т
3. Объем воды Vв для
приготовления цементного раствора
в = Gц x m/ρв (9.3)
водоцементный фактор (0.5)
ρв- плотность воды кг/м3в
=30.46х (0.5/1000)=0.015 м3
4. Объем продавочной жидкости Vпж
равен
пж= Кж х 0.785 х D2экс.в.н х (Н - hc),
м3 (9.4)
Кж - коэффициент потери воды (1.1 - 1.2)экс.в.н
- внутренний средний диаметр эксплуатационной колонны, м; (0.1243 м)
5. Максимальное давление
цементирования
ц.max=Pг+Pρ (9.5)
г= 0.02 x H + 16 - гидростатическое давление цементирования (9.6)ρ=(Hц - hc)(ρцр - ρцж)/10 - давление разности
плотности жидкостей, участвующих в цементировании. (9.7)
ρцр=1080 кг/м3
ρпж=1860 кг/м3г=0.02
x 1200 + 16=40 МПаρ=(1200 - 10)(1080 - 1860)/10= -0.093 МПац.max=40 -
0.093= 39.9МПа
Количество цементирующих агрегатов,
необходимых для цементирования.
ца=Qца/qср + 1 (9.8)
ца - суммарная производительность агрегата.ср - средняя
производительность цементирующего агрегата за время цементирования скважины м3/с
(берется из справочника и усредняется по применяемым скоростям цементирования)ца=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
|
ца=F3 x Vкр, дм3/с (9.9)
F3 - площадь поперечного
сечения затрубного пространства, м2кр - скорость подъема
цементого раствора в затрубном пространстве (2 м/с)
3=0.785 x K x (D2д - D2эн),
м2 (9.10)
- коэффициент кавернозностид -
диаметр долота, мэн - наружный диаметр эксплуатационной колонны, м3=0.785
х 1.2 х (0.2002 - 0.13972) = 0.019 м2ца=0.019
х 2 = 0.038 м3/с = 38дм3/с
Число цементосмесительных машин nсм
принимается из расчета одна цементосмесительная машина на два цементировочных
агрегата
см= 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:
доп=Ркр.см/(ρр х g x Ксм), м
ρр - плотность раствора,
кг/м3
Ксм - коэффициент запаса
прочности на смятие ( 1.0-1.3)- ускорение свободного падения 9.8 м/сдоп=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
|
|
|
|
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.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.
. Н.И. Сердюк и др.
Бурение скважин различного назначения. Москва. РГГРУ 2006 г.
Похожие работы на - Расчет бурильной скважины
|