Технология бурения

  • Вид работы:
    Курсовая работа (т)
  • Предмет:
    Геология
  • Язык:
    Русский
    ,
    Формат файла:
    MS Word
    1,43 Мб
  • Опубликовано:
    2016-05-12
Вы можете узнать стоимость помощи в написании студенческой работы.
Помощь в написании работы, которую точно примут!

Технология бурения

Задание

1. Расчет обсадной колонны на прочность

.1Расчет эксплуатационной колонны на прочность для нефтяных скважин

. Расчет времени нормативной карты на бурение, крепление (спуск колонны, цементирование)

. Гидродинамический расчёт цементирования

Исходные данные

Таблица 1 - Расчетные глубины колонн, цемента, испытания колонн на герметичность, освоения для нефтяной скважины

Наружный диаметр ЭК/Диаметр долота, мм

140/190

Глубина скважины,м

3200

Глубина опорожнения колонны при испытании на герметичность,м

1100

Глубина снижения уровня жидкости в колонне при освоении скважины, м

1200

Высота цементного раствора за колонной, м

1650

Глубина спуска промежуточной колонны, м/ Диаметр колонны/ Диаметр долота, мм

1900/219/269

Средние толщины стенок колонн, мм: 219-9;245-10; коэффициент кавернозности везде принять равным -1,3.Толщины стенок расчетных колонн принять по расчету.


Таблица 2 - Удельные веса жидкостей при спуске обсадных колонн

Удельный вес цемент-ногораствора , Н/м

1,87

Н/м1


-при освоении Н/м1


- в период ввода в эксплуатацию Н/м0,82


- при окончании эксплуатации Н/м0,95


- удельный вес бурового раствора Н/м1,35



Таблица 3 - Информация о пластовых давлениях, интервалах продуктивных горизонтов, аномальных давлений

Интервал эксплуатационного объекта, м

3100-3200

Давление на забое, , МПа45


Давление на кровле продуктивного пласта, МПа

43,3

Интервал пласта с аномальным давление,м2700-2800


Величина аномального давления, , МПа37,9


Запас прочности в зоне эксплуатационного объекта, , Н/м1,25


1. Расчет внутренних давлений эксплуатационной колонны, построение эпюр давлений в масштабе

обсадный труба буровой колонна

1)      Расчет внутреннего давления в период ввода скважины в эксплуатацию.



Рис.1. Эпюра внутренних давлений в период ввода скважины в эксплуатацию.

2)      Расчет внутреннего давления по окончанию эксплуатации


Рис. 2. Эпюра внутренних давлений по окончанию эксплуатации.

3)      Расчет внутреннего давления при вызове притока.



Рис. 3. Эпюра внутренних давлений при вызове притока

2. Расчет наружных давлений эксплуатационной колонны, построение эпюр давлений в масштабе

)        Расчет наружного давления для незацементированной зоны.


 [A]

 [B]

2)      Расчет наружного давления для зацементированной зоны в интервале, закрепленном предыдущей колонной.


 [C]

3)      Расчет наружного давления для зацементированной зоны в интервале открытого ствола с учетом пластового давления.


 [D]

 [E]

Рис. 4. Эпюра наружных давлений

4)      Расчет наружных давлений с учетом давления составного столба тампонажного и бурового растворов по всей длине скважины на момент окончания цементирования.


при h ≤ z ≤ L

Рис. 5. Эпюра наружных давлений на момент окончания цементирования

3. Расчет наружных избыточных давлений, построение эпюр давлений в масштабе

1)      Расчет избыточного наружного давления на момент окончания цементирования.


А) В незацементированной зоне


Б) В зацементированной зоне

)        Расчет избыточного наружного давления для процесса испытания колонны на герметичность снижением уровня:

А) В незацементированной зоне


Б) В зацементированной зоне



Рис. 6. Эпюра наружных избыточных давлений для процесса испытания колонны на герметичность снижением уровня

3)     
Расчет избыточного наружного давления при освоении скважины:

А) В незацементированной зоне


 [A]

 [C]

Б) В зацементированной зоне


 [D]

 [E]

 [F]

Рис.7. Эпюра наружных избыточных давлений при освоении скважины

4)      Расчет избыточных наружных давлений по окончании эксплуатации:

А) В незацементированой зоне


 [B]

Б) В зацементированой зоне


 


Рис. 8. Эпюра наружных избыточных давлений по окончанию эксплуатации

4. Расчет внутренних избыточных давлений при испытании на герметичность в один прием без пакера, построение эпюр давлений в масштабе

А) В незацементированной зоне


Б) В зацементированной зоне



Рис. 9. Глубинные внутренние давления

5. Расчет эксплуатационной колонны на прочность

Эпюра наружных избыточных давлений для стадий освоения и окончания эксплуатации скважины.

Эпюра внутренних избыточных давлений для процесса испытания колонны на герметичность.

=25 МПа; =25*1,25=31,3 МПа

Из приложения 2 находим, что этому давлению соответствуют трубы группы прочности Л с толщиной стенки 7 мм, для которых 33.2 МПа.

Длина 1-й секции 150м (100+50). Вес секции 1500,229=34.4кН

По эпюре наружных избыточных давлений определяем расчетное давление на уровне верхнего конца 1-й секции на глубине L1=3050м;

=24 МПа. Этому давлению при n1=1,25 соответствуют трубы группы прочности Е c7 мм, для которых 30,7 МПа.

Определяем значение для труб 2-й секции по формуле (2.38) для условий двухосного нагружения с учетом растягивающих нагрузок от веса 1й секции:


Этому значению соответствует глубина спуска 2-й секции, равная =2400м., следовательно, уточненная глубина 1-й секции (3200-2400)=800 м, а вес: 8000,229= 183,2кН.

Для третьей секции выбираем трубы группы прочности D с 6,2 мм и 19,3 МПа. Это давление имеет место на глубине м.


Следовательно, длина 2-й секции .

Вес .

Определим величину по формуле (2.38) для условий двухосного нагружения с учетом значений растягивающих нагрузок от веса двух секций:

МПа

Для получения значениянаходим уточненную глубину спуска 3-й секции =1300м. , и вес .

-ю секцию составляем из труб группы прочности D с 6,2мм и 19,3МПа, эти трубы могут быть установлены на глубине

Для условий двухосного нагружения находим с учетом растягивающих нагрузок от веса трех секций:

Длину 4-й секции выбираем из расчета на растяжение по формуле на растяжение

,

м.

Берём 1131,9-1750м.

Вес четырех секций: 358,8+449,7=808,5кН.

Определим внутреннее давление для 4-й секции. Давление на глубине верхней трубы, расположенной на глубине: L4=3200-150-200-800-1650=400м

Составляет:

По приложению 4 находим для труб с 6,2мм, =29,5МПа.

Запас прочности:


Конструкция обсадной колонны диаметра 140 мм

Номер секции

Группа прочности

Толщина Стенки, мм

Длина Секции, м

Вес секции, кН

1

2

3

4

5

4

Л

7

150

34,4

3

Е

7

200

183,2

2

Д

6,2

1100

41

1

6,2

1750

808,5

Всего



3200

1067,05


. Гидродинамический расчет цементирования

Для качественного разобщения пластов необходимо, чтобы скорость восходящего потока была меньше 0,5м/сек или больше 1 м/сек. Подача (л/сек) при закачке продавочной жидкости:


Где принятая скорость восходящего потока цементного раствора, (м/сек);

средневзвешенные диаметры скважины и обсадных труб в интервале цементирования, см; в нашем варианте подача под промежуточную колонну составляет:0,1м/сек; под ЭК составляет: 0,24 м/сек.

- min для промежуточной колонны.

- max для промежуточной колонны.

Исходя из величины подачи, делаем вывод, что подходящий диаметр втулок , тип агрегата ЦА-320, 3 скорость.

- min для эксплуатационной колонны.

- max для эксплуатационной колонны.

Исходя из величины подачи, делаем вывод, что подходящий диаметр втулок , тип агрегата ЦА-400, 2 скорость.

Ожидаемое давление (МПа) на цементировочной головке:


Где разность гидростатических давлений в трубах и затрубном пространстве в конце процесса цементирования;

гидравлические сопротивления в момент окончания прокачки продавочной жидкости в трубах и затрубном пространстве.

допустимое давление на устье скважины при цементировании (обусловливается прочностью труб или оснастки цементировочной головки, манифольда и др.)

для промежуточной колонны;

для эксплуатационной колонны.

Гидравлические сопротивления в трубном и затрубном пространстве в конце процесса цементирования:


МПа- для ПК

Гидравлические сопротивления в затрубном пространстве для промежуточной колонны:


 - для ПК

Ожидаемое давление на забое:

для промежуточной колонны.

давление поглощения, МПА

Для эксплуатационной колонны:

МПа - для ЭК

- для ЭК

для эксплуатационной колонны.

Если данное давление превышает давление поглощения, то цементирование колонны необходимо осуществить в две ступени.

. Расчет объема цемента, количества цементного порошка, давления при цементировании, количества цементировочных агрегатов и смесительных машин

Расчет объема цемента

Эксплуатационная колонна

Dск=190мм; Dк=219мм; L=3200м; h=20 м; Dвк=120мм (δ=10мм)


Промежуточная колонна

Dск=269мм; Dк=219мм; L=1900м (прил.1); h=20 м; Dвк=203,6мм (δ=7,7мм)

 

Расчет количества цементного порошка, давления при цементировании, количества цементных агрегатов и смесительных машин.

Эксплуатационная колонна

Dк=140мм; Dд=190мм; ; h=20 м; K=1,3; W=1,5 м/с; Q=0,6/60; L=3200м

1)      ;

;

)       

;

 ;


)       

 (4 агрегата)

)        ;  (3 смесительных машины).

Dд=269мм; Dк=219мм;

; h=20 м; K=1,3; W=1,5 м/с; Q=0,6/60; L=1900м

1)      ;

;

2)     

;

 ;


)       

 (5 агрегата)

)        ;  (3 смесительных машины).

8. Расчет времени (Подготовки обсадных труб к спуску и опрессовка их на буровой. Спуск обсадных труб. Заполнение колонны обсадных труб буровым раствором при спуске ее обратным клапаном)

Расчет времени на спуск колонн обсадных труб, цементирование.

Эксплуатационная колонна

T1=1-на шаблонирование 1 трубы (мин)

T2=3- на перемещение и укладку 1 трубы (мин)

T3=6- на опрессовку 1 трубы (мин)

L=3200 м

Определение числа труб ОК:

;N==320шт

Время шаблонирования:Tш=N*T1; Tш=320*1=320 мин

Время на укладку труб на стеллажи:Tук=N*T2 ;Tук=320*3=960 мин

Время на опрессовку труб:

Tоп=N*T3

Tоп=320*6=1920 мин

Общее время работ; Tобщ=320+960+1920=3200 мин

Промежуточная колонна

T1=1,1-на шаблонирование 1 трубы (мин)

T2=5- на перемещение и укладку 1 трубы (мин)

T3=6,5- на опрессовку 1 трубы (мин)

L0=1900 м

Определение числа труб Ок:

;N==190 шт

Время шаблонирования: Tш=N*T1; Tш=190*1,1=209 мин

Время на укладку труб на стеллажи: Tук=N*T2 ;Tук=190*5=950 мин

Время на опрессовку труб: Tоп=N*T3; Tоп=190*6,5=1235 мин

Общее время работ; Tобщ=209+950+1235=2394 мин

A.      Спуск обсадных труб

Эксплуатационная колонна

Количество труб N=320 (L=3200 м)

интервал: 0-2500 T1=4,5 мин; N1=250 труб

2 интервал: 2501-4000 T2=5 мин; N2=50 трубсп1=T1*N1; Tсп1=250*4,5=1125 мин

Tсп2=T2*N2; Tсп2=50*5=250 мин

Tобщ= 1125+250=1375 мин

Промежуточная колонна

Количество труб N=80 труб (L0=1900 М)

интервал: 0*2500 T=5 мин

Tсп=190*5=950 мин.   Заполнение колонны обсадных труб буровым раствором при спуске ее обратным клапаном

Эксплуатационная колонна

L=3200 м; Tд=6мин. Колонну доливают через 500-800 м спуска.

L=3200 м; Dэк=140 мм.

Время на долив колонны составляет:

Промежуточная колонна

L0=1900 м; T=9мин. D=219 мм

Время на долив колонны:

9. Изображение компоновки обсадной колонны снизу вверх с обозначением элементов конструкции

- долото, 2 - направляющая штанга, 3 - шарнирная муфта, 4 - калибратор, 5 - бурильные трубы, 6 и 8-центратор, 7 -упругий центратор, 9 - расширитель,10 - децентратор, 11 - УБТ.

Тип башмака обсадной колонны

Башмаки колонные типа БКМ

Предназначены для оборудования низа обсадных колонн из труб по ГОСТ 632-80 диаметром от 114 до 426 мм с целью направления их по стволу скважины и защиты от повреждения при спуске в скважину.

Тип обратного клапана.

Клапан обратный предназначены для герметизации трубного канала скважинного инструмента при бурении нефтяных и газовых скважин, а также, при проведении ремонтных и аварийных работ.

Тип «стоп-кольца»


«Стоп-кольцо» предназначено для получения четкого сигнала об окончании продавливания тампонажного раствора при цементировании скважины.

Тип цементировочной головки в зависимости от давления на устье при цементировании

Цементировочная головка предназначена для обвязки устья при цементировании обсадных колонн в нефтяных и газовых  скважинах.

. Конструкция скважины с обсадными колоннами


Список используемой литературы

1. Инструкция по расчету обсадных колонн для нефтяных и газовых скважин РД 39-7/1-0001-89. - Куйбышев, ВНИИТнефть, 1989.

2. Булатов A.M., Аветисов А.Г. Справочник инженера по бурению, т. I и 2.- М.: Недра, 1985.

. Масленников и.К. Буровой инструмент. Справочник.-М.: Недра, 1989.

. Середа Н.Г., Соловьев Е.М. Бурение нефтяных и газовых скважин.- М.: Недра, 1988.

. Спивак А.И., Попов А.Н. Разрушение горных пород при бурении скважин,- М.: Недра, 1985.

. Справочник инженера по бурению. Под. ред. В.И. Мицевича и Н.А. Си дорова. Том. I, 2,- М.: Недра, 1973.

. Булатов А.И. и др. Справочник по промывке скважин.-М.: Недра, 1984.

. Грей ДЖ.Р., Дарли Г.С. Состав и свойства буровых агентов,- М.: Недра, 1985.

. Исмаков Р.А., Попов А.Н. Учебно-методическое пособие к лабораторным работам по дисциплинам «Разрушение горных пород» и «Техника и технология бурения нефтяных и газовых скважин» для бакалавров и магистрантов, обучающихся по направлению 131000 «Нефтегазовое дело», УГНТУ, 2011.


Не нашел материал для своей работы?
Поможем написать качественную работу
Без плагиата!