Дипломная работа на тему "Проект разбуривания участка в районе деятельности БП "ТЮМЕНБУРГАЗ""

ГлавнаяГеология → Проект разбуривания участка в районе деятельности БП "ТЮМЕНБУРГАЗ"




Не нашли то, что вам нужно?
Посмотрите вашу тему в базе готовых дипломных и курсовых работ:

(Результаты откроются в новом окне)

Текст дипломной работы "Проект разбуривания участка в районе деятельности БП "ТЮМЕНБУРГАЗ"":


МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ

УФИМСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ НЕФТЯНОЙ ТЕХНИЧЕСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ

КАФЕДРА БУРЕНИЯ НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ СКВАЖИН

Рецензент «К защите допущен»

___________________________

______________ Зав. кафедрой _______________________ профессор

ДИПЛОМНЫЙ ПРОЕКТ

ТЕМА: ПРОЕКТ РАЗБУРИВАНИЯ УЧАСТКА В РАЙОНЕ ДЕЯТЕЛЬНОСТИ БП «ТЮМЕНБУРГАЗ»

Спец. тема: «Аварии с обсадным и колоннами»

КЛУШ. 111000.000

Выполнил: ст

Руководитель: доцент

Консультант по безопасности

и экологичности проекта: профессор

Консультант по экономической доцент

части

СОДЕРЖАНИЕ

СОДЕРЖАНИЕ

ВВЕДЕНИЕ

Заказать написание дипломной - rosdiplomnaya.com

Специальный банк готовых оригинальных дипломных работ предлагает вам приобрести любые работы по желаемой вами теме. Оригинальное написание дипломных проектов на заказ в Новосибирске и в других городах РФ.

1. ГЕОЛОГО-ГЕОФИЗИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

2. ТЕХНОЛОГИЯ СТРОИТЕЛЬСТВА СКВАЖИНЫ

2.1 Проектирование конструкции скважины

2.2.1 Вскрытие продуктивного пласта

2.1.2 Обоснование числа обсадных колонн и глубины их спуска

2.1.2 Выбор диаметров обсадных колонн и долот

2.2 Выбор буровых растворов и их химическая обработка по интервалам

2.2.1 Обоснование параметров бурового раствора

2.2.2 Определение потребного количества бурового раствора и материалов для его приготовления

2.3 Выбор способа бурения

2.4 Расчет бурильной колонны

2.5 Выбор компоновок бурильного инструмента

2.6 Проектирование режима бурения

2.6.1 Разработка гидравлической программы проводки скважины

2.6.2 Расчет рабочих характеристик забойных двигателей

2.6.3 Составление проектного режима бурения

2.5 Расчет и выбор конструкции обсадных колонн, компоновка их низа и обоснование технологической оснастки.

2.5.1 Расчет построение эпюр внутренних и наружных избыточных давлений

2.5.2 Расчет и построение эпюр избыточных давлений

2.5.3 Выбор и расчет обсадных труб для эксплуатационной колонны.

2.5.4 Компоновка кондуктора и эксплуатационной колонны.

2.6 Цементирование эксплуатационной колонны

2.6.1 Расчет необходимого количества материалов.

2.6.2 Гидравлический расчет цементирования

2.6.3 Контроль качества цементирования

3. ТЕХНИКА ДЛЯ СТРОИТЕЛЬСТВА СКВАЖИНЫ

3.1 Выбор буровой установки

3.2 Обогрев буровой в зимних условиях

3.3 Обоснование и выбор вновь применяемой техники для строительства скважин

4. СПЕЦИАЛЬНАЯ ЧАСТЬ

4.1 Введение

4.2 Виды аварий

4.3 Причины аварии

4.4 Аварии с обсадным и колоннами

4.5 Предупреждение аварии с обсадным и колоннами

5. БЕЗОПАСНОСТЬ И ЭКОЛОГИЧНОСТЬ ПРОЕКТА

5.1 Анализ вредностей и опасностей

5.1.1 Взрывопожаробезопасность

5.1.2 Электробезопасность

5.1.3 Шум и вибрация

5.1.4 Освещение рабочей площадки

5.1.5 Метеорологические условия труда

5.1.6 Механические опасности

5.2 Инженерно техническая защита при СПО

5.3 Безопасная организация при проведении сложных работ

5.4 Охрана недр и окружающей среды при бурении скважин

6. ОБОСНОВАНИЕ ОРГАНИЗАЦИИ РАБОТ ПРИ СТРОИТЕЛЬСТВЕ СКВАЖИН

6.1 Составление геолого-технического наряда

6.2 Составление нормативный карты

6.3 Разработка мероприятия по улучшению организации работ и повышению качества строительства скважин

7. ЭКОНОМИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

7.1 Составление сметы

7.2 Технико-экономические показатели

7.3 Экономическая эффективность от применения рекомендуемых компоновок низа бурильной колонны для проработки скважины

7.3.1 Краткая аннотация

7.3.2 Методика расчета

7.3.3 Расчет экономического эффекта

ВВЕДЕНИЕ

Данный дипломный проект выполнен па основе материалов производственной и преддипломной практики в районе деятельности БП «Тюменбургаз».

В дипломном проекте рассматриваются следующие разделы:

1) Геолого–геофизическая часть: разрез скважины, условия проводки скважины, возможные осложнения.

2) Технология строительства скважины: рассматриваются вопросы связанные с проводкой скважины.

3) Техника для строительства скважины: выбор техники для строительства скважины.

4) Безопасность и экологичность проекта: вопросы охраны труда и окружающей среды.

5) Обоснование организации работ при строительстве скважины: составление ГТН, нормативной карты.

6) Экономическая часть: вопросы связанные с экономией строительства скважины.

7) Специальная часть: вопросы связанные с авариями происшедшими с обсадным и колоннами при строительстве скважины; основные виды и причины аварий; пути предотвращения этих аварий и их ликвидации.

Приводятся необходимые выводы и рекомендации.

ОБЩИЕ СВЕДЕНИЯ О РАЙОНЕ РАБОТ

--------------------------------------------------
1. Наименование площади | Таб-Яхинский участок Уренгойского ГКМ |
---------------------------------------------------------
2. Температура воздуха: |
---------------------------------------------------------
среднегодовая |

- 80С

|
---------------------------------------------------------
максимальная летняя |

+ 300С

|
---------------------------------------------------------
минимальная зимняя |

- 540С

|
---------------------------------------------------------
3. Среднегодовое количество осадков: | 500…600 мм |
---------------------------------------------------------
4. Максимальная глубина промерзания грунта: | 0…600 мм |
---------------------------------------------------------
5. Продолжительность отопительного сезона: | 284 сут. |
---------------------------------------------------------
6. Преобладающее направление ветра: | южное |
---------------------------------------------------------
7. Наибольшая скорость ветра: | 28…30 м/с |
---------------------------------------------------------
8. Сведения о площадке сторительства и подъездных путях: |
---------------------------------------------------------
- Рельеф: | Слабовосхолмленая, сильнозаболоченная равнина с большим количеством рек и озер |
---------------------------------------------------------
- Состояние грунта: | мерзлый |
---------------------------------------------------------
- Толщина снежного покрова: | 1…2 м |
---------------------------------------------------------
- Мощность сезонооттаивающего слоя: | 0,2…0,5 м |
---------------------------------------------------------
- Характер растительного покрова: | Тундра кустарниковая, по берегам рек – карликовые березы, лиственицы |
---------------------------------------------------------
9. Характеристика подъездных дорог: |
---------------------------------------------------------
- Средняя продолжительность: | 1,2 км |
---------------------------------------------------------
- Характер покрытия: | грунтовый |
---------------------------------------------------------
- Высота насыпи: | 2 м |
---------------------------------------------------------
10. Источник водоснабжения: | Поверхностный водозабор |
---------------------------------------------------------
11. Источник энергоснабжения: | ЛАЭС – 25000, Госсеть |
---------------------------------------------------------
12. Источник грунта: | карьер |
---------------------------------------------------------

--------------------------------------------------------- --------------------------------------------------
1. ГЕОЛОГО-ГЕОФИЗИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

Таблица 1.1

1.1. Литолого-стратиграфическая характеристика скважины

--------------------------------------------------
Стратиграфическое подразделение | Глубина залегания, м | Мощность, м | Элементы залегания (падения)пластов, угол, °¢ | Стандартное описание горной породы: полное название, характерные признаки (структура, текстура, минеральный состав и т. д.) |
---------------------------------------------------------
Название | Индекс | От (кровля) | До (подошва) |
---------------------------------------------------------
1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 |
---------------------------------------------------------
Четвертичные | О | 0 | 90 | 90 | 0.30 | Торф, супеси, глины, пески |
---------------------------------------------------------
Некрасовская | P3nk | 90 | 120 | 30 | 0.30 | Пески |
---------------------------------------------------------
Чеганская | P2-3cq | 120 | 180 | 60 | 0.30 | Пески, глины алевралитистые с включениями гальки и гравия |
---------------------------------------------------------

Люлиноворская

| P2ll | 180 | 320 | 140 | 0.30 | Глины алевралитистые, диатомовые, опоковидные с прослоями песка |
---------------------------------------------------------
Тибейсалинская | P1tbs | 320 | 580 | 260 | 0.30 | Пески и песчаники сырые, тонкозернистые с прослоями глин, в нижней части глины с прослоями песка |
---------------------------------------------------------

Ганькинская

| K1-2qn | 580 | 855 | 275 | До 1 | Глины серые, алевритистые |
---------------------------------------------------------
Березовская | K2br | 855 | 1131 | 276 | 0.40…1.0 | Глины слабоалевритистые, в нижней части опоковидные |
---------------------------------------------------------
Кузнецовская | K2kz | 1131 | 1165 | 34 | До 1 | Глины плотные, аргелитоподобные |
---------------------------------------------------------
Покурская | K2pk | 1165 | 1300 | 135 | 0.30 | Пески, песчаники, алевролиты с прослоями глин |
--------------------------------------------------------- --------------------------------------------------

Таблица 1.2

1.2. Физико-механические свойства горных пород по разрезу скважины

--------------------------------------------------

  |

Индекс страт.

Подразд.

| Интервал | Краткое название горной породы |

Плотность, кг/м3

| Пористость, % | Глинистость, % | Категория твердости | Коэффициент пластичности | Коэффициент абразивности | Категория породы по промысловой классификации |

  |
---------------------------------------------------------

  | От | До |

  |
---------------------------------------------------------

  | О | 0 | 90 | Пески, супеси, глины | 1500, 2300, 2000 | 25 | 15…20 | 1...2 | – | 7…8 | Мерзлая |

  |
---------------------------------------------------------

  | P3nk | 90 | 120 | Пески | 2000 | 25 | 10…15 | 1...2 | – | 7...8 | Мерзлая |

  |
---------------------------------------------------------

  |

P2-3cq

| 120 | 180 | Пески, глины | 2000 | 25 | 15...20 | 1...2 | – | 7...8 | Мерзлая |

  |
---------------------------------------------------------

  | P2ll | 180 | 320 | Глины опоков. | 1800 | 30...35 | 95...100 | 2...3 | – | 3,0 | Мягкая, средняя |

  |
---------------------------------------------------------

  | P1tbs | 320 | 580 | Пески, глины | 2000 | 32 | 25...30 | 2...3 | 2...4 | 6,0 | Средняя |

  |
---------------------------------------------------------
K1-2qn | 580 | 855 | Глины алевритистые | 2200 | 28 | 90...100 | 2...3 | 4...6 | 4,0 | Мягкая, средняя |
---------------------------------------------------------
K2br | 855 | 1131 | Глины опоков. | 1900 | 25 | 95 | 3 | 4...6 | 6,0 | Средняя |
---------------------------------------------------------
K2kz | 1131 | 1165 | Глины агрелитоподобные | 2200 | 20 | 95...100 | 2...3 | 4...6 | 4,0 | Мягкая |
---------------------------------------------------------
K2pk | 1165 | 1300 | Песчаники, алевролиты | 2000-2500 | 25...30 | 25 | 3 | 2...3 | 7...8 | Средняя |
---------------------------------------------------------

--------------------------------------------------------- --------------------------------------------------

Таблица 1.3

1.3. Геологические данные разреза

--------------------------------------------------
Интервал, м | Глубина залегания нейтрального слоя, м | Температура пород нейтрального слоя, °С | Глубина нулевой изотермы | Распределение температуры, °С | Льдистость,% | Интервалы залегания, м |
---------------------------------------------------------

От

(верх)

|

До

(низ)

| Межмерзлотных таликов | Криопегов |
---------------------------------------------------------
От | До | От | До |
---------------------------------------------------------
0 | 40 | 8 | -4 | – | -3…-4 | 30 | – | – | – | – |
---------------------------------------------------------
40 | 70 | – | – | – | -3…-4 | 30 | 40 | 70 | – | – |
---------------------------------------------------------
70 | 130 | – | – | – | -2…-3 | 20 | – | – | 70 | 130 |
---------------------------------------------------------
130 | 290 | – | – | – | -2 | 15 | – | – | – | – |
---------------------------------------------------------
290 | 400 | – | – | 350 | 0 | 0 | – | – | – | – |
--------------------------------------------------------- --------------------------------------------------

Таблица 1.4

1.4. Нефтегазоносность

--------------------------------------------------
Индекс пласта | Интервал, м | Тип флюида | Относительная плотность газа по воздуху |

Средний дебит, тыс. м3/сут

| Температура в пласте, єС |
---------------------------------------------------------
От (верх) | До (низ) |
---------------------------------------------------------
К 1-2 рК | 1165 | 1250 | газ | 0,56 | 580 | 31 |
--------------------------------------------------------- --------------------------------------------------

Таблица 1.5

1.5. Характеристика вскрываемых пластов

--------------------------------------------------
Индекс пласта | Интервал, м | Тип коллектора | Тип флюида | Пористость, % | Проницаемость, мДа | Коэф. Газоконденсатонефте насыщенности | Пластовое давление, МПа | Коэф. Анамальности |
---------------------------------------------------------
От (верх) | До (низ) |
---------------------------------------------------------
К 1-2 рК | 1165 | 1250 | Поровый | Газ | 25…30 | 100...500 | 0,6…0,7 | 9,0 | 0,8 |
--------------------------------------------------------- --------------------------------------------------

Таблица 1.6

1.6. Водоносность

--------------------------------------------------
Интервал, м | Тип коллектора |

Плотность, кг/см3

|

Дебит, м3/сут

| Тип воды по составу | Минерализация, мг-экв/л | Относится к источнику питьевого водоснабжения (да, нет) |
---------------------------------------------------------
От (верх) | До (низ) |
---------------------------------------------------------
0 | 160 | Поровый | 998 | 192…1728 | Гидрокарбонатно-натриевые | 0,25…2,6 | Да |
---------------------------------------------------------
160 | 580 | Поровый | При опробировании притока не получено |
---------------------------------------------------------
580 | 1131 | Поровый | Региональный водоупор |
---------------------------------------------------------
1131 | 1300 | Поровый | Региональный водоупор |
--------------------------------------------------------- --------------------------------------------------

Таблица 1.7

1.7. Градиенты давления по разрезу

--------------------------------------------------
Интервал, м | Градиенты |
---------------------------------------------------------

От

(верх)

|

До

(низ)

| Гидроразрыва пород, Мпа/м | Горного давление, Мпа/м | Геотермический ◦С/10м |

  |
---------------------------------------------------------
0 | 90 | 0,02 | 0,02 | – |

  |
---------------------------------------------------------
90 | 120 | 0,02 | 0,02 | – |

  |
---------------------------------------------------------
120 | 180 | 0,0174 | 0,019 | – |

  |
---------------------------------------------------------
180 | 320 | 0,0174 | 0,019 | – |

  |
---------------------------------------------------------
320 | 580 | 0,0174-0,0162 | 0,021 | – |

  |
---------------------------------------------------------
580 | 855 | 0,0176 | 0,021 | 0,017 |

  |
---------------------------------------------------------
855 | 1131 | 0,0176 | 0,02 | 0,024 |

  |
---------------------------------------------------------
1131 | 1165 | 0,0178 | 0,022 | 0,025 |

  |
---------------------------------------------------------
1165 | 1250 | 0,0162 | 0,022 | 0,025 |

  |
---------------------------------------------------------
1250 | 1300 | 0,0162 | 0,022 | 0,025 |

  |
--------------------------------------------------------- --------------------------------------------------

Таблица 1.8

1.8. Возможные осложнения при бурении

--------------------------------------------------
Интервал, м | Вид, характеристика осложнения | Условия возникновения осложнений |
---------------------------------------------------------
От (верх) | До (низ) |
---------------------------------------------------------
0 | 350 | Размывы и обвалы стенок скважины, интенсивные кавернообразования | При длительной остановке в процессе бурения, плохом качестве бурового раствора (низкая вязкость, большое содержание песка в растворе) |
---------------------------------------------------------
350 | 550 | Прихват обсадной колонны | При несоответствующей подготовке ствола скважины к спуску обсадной колонны. Низкое качество бурового раствора |
---------------------------------------------------------
550 | 1300 |

Прихват и затяжки бурильного инструмента, обвалы стенок скважины.

Газопроявления

| При плохом качестве бурового раствора (высокая плотность, высокий коэффициент трения глинистой корки). Оставление бурового инструмента без движения более 5 мин. При снижение противодавления на газонасыщеный пласт во время СПО, бурения и др. |
--------------------------------------------------------- --------------------------------------------------

Таблица 2.9

2.9 Комплекс геофизических исследований

--------------------------------------------------
Наименование | Вертикальная скважина |
---------------------------------------------------------
Масштаб | Интервал |
---------------------------------------------------------
Кондуктор |
---------------------------------------------------------
- Открытый ствол: |
---------------------------------------------------------
– Стандартный каротаж (А2М0,5N) | 1:500 | 0…550 |
---------------------------------------------------------
– Кавернометрия | 1:500 | 0…550 |
---------------------------------------------------------
– РК (ГК +НГК) | 1:500 | 0…550 |
---------------------------------------------------------
– Инклинометрия | ч/з 25м | 0…550 |
---------------------------------------------------------
- В колонне |
---------------------------------------------------------
– АКЦ | 1:500 | 0…550 |
---------------------------------------------------------
– ГГК-Ц | 1:500 | 0…550 |
---------------------------------------------------------
Эксплуатационная колонна |
---------------------------------------------------------
- Открытый ствол | 1:500 | 550…1300 |
---------------------------------------------------------
– Стандартный каротаж (потенциал зонд + ПС, градиент зонд l=4,0м) | 1:200 | 1150…1300 |
---------------------------------------------------------
– Микрозондирование | 1:200 | 1150…1300 |
---------------------------------------------------------
– БКЗ (4 зонда) | 1:200 | 1150…1300 |
---------------------------------------------------------
– Боковой каротаж | 1:200 | 1150…1300 |
---------------------------------------------------------
– Индукционный каротаж | 1:200 | 1150…1300 |
---------------------------------------------------------
– Акустический каротаж | 1:200 | 1150…1300 |
---------------------------------------------------------
– ГГК-П | 1:200 | 1150…1300 |
---------------------------------------------------------
– Кавернометрия | 1:200 | 1150…1300 |
---------------------------------------------------------
– Резистивеметрия | 1:200 | 1150…1300 |
---------------------------------------------------------
– РК (ГК, НКТ) | 1:200 | 1150…1300 |
---------------------------------------------------------
- В колонне |
---------------------------------------------------------
– АКЦ | 1:500 | 0…1300 |
---------------------------------------------------------
– ГГК-Ц | 1:500 | 0…1300 |
--------------------------------------------------------- -------------------------------------------------- 2. ТЕХНОЛОГИЯ СТРОИТЕЛЬСТВА СКВАЖИНЫ   2.1 Проектирование конструкции скважины 2.2.1 Вскрытие продуктивного пласта

Под вскрытием понимается комплекс работ по разбуриванию пород и оборудованию скважины в интервале продуктивного пласта. При разбуривании продуктивного пласта и креплении ствола скважины должны быть приняты меры по предупреждению его загрязнения, то есть сохранению его проницаемости. Необходимо создать благоприятные условия для притока флюида из пласта в скважину. Получение начального притока зависит от параметров, состава и свойств промывочной жидкости, а также длительного воздействия ее на продуктивный пласт, а также от ряда других факторов.

Для предупреждения проявления пластовых флюидов в процессе бурения в скважине обычно поддерживают давление Рс несколько больше, чем давление флюида в пласте. Следовательно, приразбуривании пласта в большинстве случаев на него действует перепад давления Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле.. Под действием этого перепада в проницаемые пласты, в зависимости от каналов может поступать фильтрат, частицы твердой и газовый фаз бурового раствора, а иногда и весь буровой раствор.

Отсюда следует, что необходимо поддерживать DR как можно меньшим. Для вскрытия продуктивного пласта следует выбирать буровой раствор, по составу физико-химическим свойствам близким к пластовым жидкостям или газу.

Для скважин, глубиной свыше 1200 м, техническими правилами ведения буровых работ, предусматривается следующая плотность бурового раствора из условия предупреждения проявления пластов.

Условная вязкость раствора 25 –30 с. Для предотвращения отрицательного влияния фильтрата бурового раствора на коллекторские свойства пласта, показатель фильтрации не должен превышать 5-6 см3/30 мин. Уточнение параметров бурового раствора будет проведено по графику совмещенных давлений, показанному в таблице 2.2.

Продуктивные пласты вскрываются на полную мощность. После вскрытия ствол скважины крепится эксплуатационной колонной, цементируется с подъемом цементного раствора до устья скважины и перфорируется в интервале продуктивного пласта перфоратором ПК – 103 из расчета 15 отверстий на один погонный метр.

2.1.2 Обоснование числа обсадных колонн и глубины их спуска

Обоснование производим, исходя из данных пункта 1 по график совмещенных давлений.

Расчет коэффициента анамальности Ка и коэффициента гидроразрыва Кгр

Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле.; Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле..

При Н=180м

Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле.=0,84 Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле.=2,32

При Н=550м

Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле.=0,78 Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле.=2,51

При Н=1115м

Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле.=0,75 Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле.=2,34

При Н=1130м

Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле.=0,71 Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле.=2,32

Таблица 2.1

График совмещенных давлений

Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле.

По разрезу скважины несовместимых интервалов бурения нет. Поэтому, выбирая конструкцию скважины, следует исходить из других условий, в данном случае предусматривается перекрытие кондуктором неустойчивых четвертичных пород и всей толщи ММП, с расположением башмака кондуктора в интервале устойчивых горных пород и с целью оборудования устья ПВО для предотвращения выброса сеноманского газа. Глубина спуска кондуктора 550 м. Эксплуатационная колонна спускается до забоя (1300 м), с целью укрепления стенок скважины и размещением в ней технологического оборудования для эксплуатации скважины, разобщения пластов.

Заполнение пространства между обсадной колонной и стенкой скважины цементным раствором, из которого в короткий срок образуется практически непроницаемый камень, является в данное время основным способом герметичного разобщения проницаемых горизонтов друг от друга, предотвращение перетоков пластовых жидкостей из одного горизонта в другой или на поверхность через заколонное пространство.

Цементирование кондуктора и эксплуатационной колонны осуществляется прямым способом через башмак с подъемом цементного раствора до устья скважины.

2.1.2 Выбор диаметров обсадных колонн и долот

Диаметр эксплуатационный колонны задается заказчиком, исходя из условий эксплуатации, проведения исследовательских, геофизических, ремонтных работ. Эксплуатационную колонну диаметром 168 мм выбираем в соответствии с требованиями заказчика.

Диаметр долота:

Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле., ∆=5ч10 мм,

где Dм = 0,186 м – диаметр муфты обсадной колонны,

Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле.,

Кондуктор: Dк =Dд+2*д, где д – зазор между долотом и внетренней поверхности кондуктора, принимается равным от 3 до 10 мм.

Dк =0,2159+2*6*103 =0,2279 м.

Диаметр кондуктора принимаем равным 0,2445 м.

Определим диаметр долота при бурении кондуктора:

Dд. к =0,270+2*8*10-3 =0,286 м.

Диаметр долота при бурении под кондуктор 0,2953 м.

Результаты расчетов представлены в таблице2.2

Таблица 2.2

Конструкция скважины

--------------------------------------------------
Наименование колонны | Глубина спуска, м |

dд., мм

|

dтруб, мм

|
---------------------------------------------------------
Кондуктор | 0-550 | 295,3 | 245 |
---------------------------------------------------------
Эксплуатационная колонна | 550-1300 | 215,9 | 168 |
--------------------------------------------------------- --------------------------------------------------   2.2 Выбор буровых растворов и их химическая обработка по интервалам

Тип бурового раствора и его параметры выбираем из условия обеспечения устойчивости стенок скважины и обеспечения необходимого противодавления на флюидонасыщенные пласты, которые определяются физико-химическими свойствами горных пород слагающих разрез скважины (тбл. ) и пластовыми давлениями (таб. ). При выборе растворов следует руководствоваться опытом, накопленным при бурении в проектном горизонте. Выбор типов и параметров промывочной жидкости производим согласно регламента по буровым растворам, принятого на данном предприятии, который представлен в таблице 2.3

При бурении под кондуктор используется, наработанный на предыдущей скважине или приготовленный из глинопорошка, глинистый раствор. Бурение под эксплуатационную колонну ведется на полимерглинистом растворе, который получается из раствора оставшегося после бурения предыдущего интервала, путем его дообработки.

Таблица 2.3

Поинтервальная химическая обработка буровых растворов

--------------------------------------------------
Интервал бурения, м | Наименование химреагентов и материалов | Цель применения реагентов в растворе |

Норма расхода, кг/м3

| Потребность компонентов, т |
---------------------------------------------------------
1 | 2 | 4 | 5 | 6 |
---------------------------------------------------------
0-550 | Бентонитовый глинопорошок | Приготовление глинистой суспензии | 50 | 27,5 |
---------------------------------------------------------
Кальцинированная сода | Нейтрализация ионов Са, повышение выхода глинистого раствора | 0,4 | 0,22 |
---------------------------------------------------------

КМЦ-700

(Tylose)

| Регулирование показателя фильтрации и вязкости бурового раствора | 1 | 0,55 |
---------------------------------------------------------
ТПНФ | Понизитель вязкости | 0,1 | 0,055 |
---------------------------------------------------------
ЛТМ (СКЖ, ЖИРМА, ОТП) | Снижение липкости глинистой корки | 1,8 | 0,99 |
---------------------------------------------------------
Графит ГС-1 | Профилактика прихватов обсадных колонн | 1,8 | 0,94 |
---------------------------------------------------------
Smectex (DKS-extender) | Снижение интенсивности кавернооброзования | 0,2 | 0,11 |
---------------------------------------------------------
550-1300 | Кальцинированная сода | Нейтрализация ионов Са | 0,25 | 0,19 |
---------------------------------------------------------

Унифлок | Предотвращение деспергирования и наработки объема бурового раствора | 0,3 | 0,23 |
---------------------------------------------------------

КМЦ-700

(Tylose)

| Регулирование показателя фильтрации и вязкости бурового раствора | 0,4 | 0,30 |
--------------------------------------------------------- -------------------------------------------------- 2.2.1 Обоснование параметров бурового раствора

Обоснование плотности производится с учетом возможных осложнений по разрезу скважины и условий предупреждения проявления пластов.

Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле. [кг/м3],

где h – глубина залегания кровли пласта, м

к – коэффициент превышения давления в скважине над пластовым.

к = 1,1ч1,15 при h < 1200 м

к = 1,05ч1,07 при1200 < h < 2500 м

Бурение по кондуктор:

Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле. кг/м3.

Для предотвращения осыпей обвалов, а так же полагаясь на опыт бурения в проектном районе, принимаем плотность бурового раствора:

с = 1120 кг/м3.

Вскрытие продуктивного пласта:

Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле. кг/м3.

Для обеспечения повышенных структурно-механических свойств примем плотность бурового раствора в данном интервале:

с = 1100 кг/м3.

Далее представлены основные принципы выбора других параметров буровых растворов.

Выбирая вязкость, нужно учитывать, что она в большинстве случаев оказывает отрицательное влияние на процесс бурения, поэтому нужно стремиться к ее минимальному значению (в данном случае УВ = 20…25 сек.), минимизация вязкости позволяет увеличить механическую скорость бурения, поддерживать на высоком уровне скорость восходящего потока в затрубном пространстве, то есть обеспечивать качественную очистку ствола скважины, струя маловязкого раствора теряет гораздо меньше энергии на пути от насадки долота до забоя, чем струя высоковязкого, что делает возможной более качественную очистку забоя скважины.

Показатель фильтрации, при бурении в продуктивных горизонтах принимается не более 5…6 см3 за 30 мин по прибору ВМ-6 (в нашем случае 5…6 см3 за 30 мин), во избежание загрязнения пласта фильтратом раствора, что в дальнейшем затрудняет их освоение и эксплуатацию, вследствие почти необратимого ухудшения коллекторских свойств. В непродуктивных пластах допускается несколько большие значения показателя фильтрации.

Способность бурового раствора выносить выбуренную породу на дневную поверхность и удерживать ее, после прекращения циркуляции, определяется статическим напряжением сдвига (СНС). Значение СНС для выполнения этой задачи должны быть не менее 15 – 20 дПа.

Содержание абразивной фазы («песка») в буровом растворе, с целью уменьшения изнашивания инструмента и бурового оборудования, допускается не более 1%.

Результаты расчетов сведем в таблицу 2.4.

Таблица 2.4

Параметры бурового раствора

--------------------------------------------------
Интервал бурения, м |

Плотность, кг/м3

| Условная вязкость, с |

Фильтрация по ВМ-6, см3/30 мин

| Толщина корки, мм | СНС, Па | Содержание Тв. Ф., % | Содержание песка, % |
---------------------------------------------------------
от | до | 1 мин | 30 мин |
---------------------------------------------------------
0 | 50 | 120 | 30…35 | 6 | 1 | 0 | 5 | 22 | 1…2 |
---------------------------------------------------------
550 | 1300 | 100 | 20…25 | 5…6 | 1 | 5 | 10 | до 15 | 0,5 |
--------------------------------------------------------- -------------------------------------------------- 2.2.2 Определение потребного количества бурового раствора и материалов для его приготовления

Количество промывочной жидкости, потребной для бурения скважины, по формуле:

V=VП+VР+а*VC,

где VП – объем приемных емкостей буровых установки VП =50м3,

VР – объем раствора, при фильтрации, поглощения и очистке от шлама,

а – коэффициент запаса раствора,

VC – объем скважины.

VР = n * l,

где n = 0,15м3/м – норма расхода бурового раствра,

l – длинна интервала.

VC = 0,785*(DC*kк)2*l,

где – DC – диаметр ствола скважины,

kк – коэффициент кавернозности kк = 1,3.

Интервал 0–550:

VР. К. = 0,15 * 550 = 82,5 м3;

VC. К. = 0,785*(0,2953*1,3)2*550 = 63,3 м3;

VК = 50 + 82,5 + 1,5 * 63,3 = 227,5 м3.

При бурении под эксплуатационную колонну используем раствор, применяемый для бурения под кондуктор. Тогда дополнительный объем раствора найдем следующим образом:

VР. ЭК. = 0,15*(1300-550) = 112,5 м3;

VC. ЭК. = 0,785*(0,2953*1,3)2*750 = 86,8 м3;

VЭК = 50 + 112,5 + 1,5 * 86,8 = 292,7 м3.

Определим потребное количество материалов для приготовления бурового раствора. Количество глинопорошка необходимого для приготовления 1м3 глинистого раствора определяем по формуле:

Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле.

где rгл – плотность сухого глинопорошка, равная 2600 кг/м3;

rв – плотность воды, равная 1000 кг/м3;

m – влажность глинопоршка, равная 0,05.

Количество воды для приготовления 1м3 глинистого раствора:

Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле.

где rр – плотность раствора.

Количество воды для приготовления бурового раствора, для i – го интервала:

Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле.

где Vi – объем i – го интервала.

Количество глинопорошка, потребное для i – го интервала:

Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле.

Результаты расчетов сводим в таблицу 2.5.

Таблица 2.5

Результаты расчетов потребного количества воды и глинопорошка

--------------------------------------------------
Интервал бурения, м |

Плотность бурового раствора, кг/м3

|

Объем раствора, Vi, м3

| Потребность в глинопорошке | Потребность в воде |
---------------------------------------------------------

qгл, кг

|

Qгл, кг

|

qв, кг

|

Qв, кг

|
---------------------------------------------------------
Кондуктор 0-550 | 1120 | 227,5 | 205 |

47*103

| 0,92 | 189 |
---------------------------------------------------------
Эксплуатационная колонна | 1100 | 292,7 | 171 |

50*103

| 0,95 | 162 |
---------------------------------------------------------
Всего |

97*103

| 351 |
--------------------------------------------------------- --------------------------------------------------

Определим необходимое количество химических реагентов для обработки бурового раствора по интервалам бурения:

Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле.

где С1 – концентрация химического реагента в весовых процентах;

Результаты расчетов сведены в таблицу 2.3.

2.3 Выбор способа бурения

Основные требования к выбору способа вращения долота определяются необходимостью обеспечения успешной работы, проводки ствола скважины с высокими технико-экономическими показателями.

Выбор способа бурения зависит от технической оснащенности предприятия (парк буровых установок, буровых труб, забойных двигателей и т. п.), опыта бурения в данном районе.

Для бурения данной скважины выбираем бурение с помощью гидравлических забойных двигателей. Турбинный способ обладает рядом преимуществ по сравнению с роторным способом бурения:

- механическая скорость выше, чем при роторном способе бурения;

- облегчает отклонение ствола в требуемом направлении;

- можно использовать все виды промывочной жидкости за исключением аэрированной;

- возможность применения в колонне бурильных труб легкосплавных и тонкостенных стальных труб;

- улучшаются условия работы, отсутствуют шум и вибрация.

  2.4 Расчет бурильной колонны

Исходные данные:

- скважина вертикальная;

- глубина бурения 1300 м;

- способ бурения – турбинный;

- диаметр долота Dд = 215,9 мм;

- нагрузка на долото G = 170 кН;

- плотность бурового раствора r = 1100 кг/м3;

- турбобур 3ТСШ1-195;

Расчет УБТ:

Dубт = (0,75¸0,85)* Dд;

Dубт = 0,8*215,9 = 172,7 мм.

Выбираем УБТ диаметром Dубт = 178 мм.

Затем найдем диаметр СБТ для Dубт = 178 мм.

Dсбт = 0,75*215,9 = 175,5 мм.

Выбираем предварительно тип СБТ-ТДПВ 127х9, трубы группы прочности «Д» – бурильные трубы с приварными замками диаметром 127 мм, толщиной стенки трубы 9 мм.

Найдем длину УБТ для бурения забойным двигателем:

Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле.

где Gд – нагрузка на долото при бурении забойными двигателями;

b – коэффициент облегчения трубы в промывочной жидкости;

q0 – вес УБТ диаметром 178 мм, q0 = 156 кг;

Gзд – вес забойного двигателя, Gзд = 4790 кг;

РкрIII – критическая нагрузка третьего порядка.

Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле.

где rп – плотность промывочной жидкости, rп = 1100 кг/м3,

r0 – плотность материала труб, r0 = 7800 кг/м3;

Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле.

Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле.

где lкр – критическая длина УБТ;

Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле.

Примем lубт = 132 м, т. е. 5 свечей длинной по 24 метра и 1 секция УБТ, длинной 12 м.

Определим вес УБТ:

Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле.

Определим длину СБТ:

Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле.

где q0 – вес 1 м СБТ диаметром 127 мм, q0 = 262 н/м;

Gсбт – полный вес СБТ;

Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле.

Длина свечи 24 м, поэтому примем количество свечей равное 30, а длина стальных труб 720 м.

Найдем длину ЛБТ:

Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле.

где L – глубина скважины по стволу Lсбт = 1300 м;

Lсбт – длина СБТ = 720 м;

Lубт – длина УБТ = 132 м;

Lэд – длина ЗД = 26 м;

Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле.

Произведем расчет растягивающих напряжений при подъеме бурильной колонны.

Разобьем колонну на характерные участки, т. е. отметим точки перехода одного вида труб в другой, переход УБТ в турбобур.

Профиль скважины имеет 3 характерные точки. Данные занесем в таблицу 2.6.

Таблица 2.6

Результаты разбивки бурильной колонны на участки.

--------------------------------------------------
Участок | l, м | q, н/м |
---------------------------------------------------------
1 | 2 | 3 |
---------------------------------------------------------
0 – 1 | 26 | 184,2 |
---------------------------------------------------------
1 – 2 | 132 | 613,6 |
---------------------------------------------------------
2 – 3 | 720 | 179,9 |
--------------------------------------------------------- --------------------------------------------------

Расчет напряжений в колонне ведем по методу Сушона, основываясь на том, что в конце колонны усилия Тн = 0.

Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле.

где Тв – нагрузка в верхней части колонны;

Тн – нагрузка в нижней части колонны;

Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле.– средней зенитный угол;

Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле.– изменение среднего угла на участке;

l – длина участка;

q – вес 1 метра трубы на участке длины l;

в – коэффициент облегчения в промывочной жидкости бурильной колонны, в = 0,86;

f – коэффициент сопротивления движения бурильной колонны о стенки cскважины, f = 0,3;

Участок 0 – 1:

Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле.

Участок 1 – 2:

Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле.

Участок 2 – 3:

Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле.

Определим растягивающие напряжение:

Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле.

где Sк – площадь канала внутри трубы;

Sт – площадь сечения трубы, м2;

Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле.

где dвн – внутренний диаметр ЛБТ равный 125 мм;

Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле.

Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле.

где D – наружный диаметр трубы;

Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле.

ур для третьего участка:

Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле.

ур для второго участка:

Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле.

Определим результирующие напряжение для второго и третьего участков по следующей формуле:

Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле.

где урез – результирующее напряжение, Мпа;

ур – растягивающее напряжение, Мпа;

уи – изгибающие напряжение, Мпа;

Изгибающие напряжение в нашем случае равно нулю т. к. сквжина вертикальная.

Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле.

где [nр], nр – допустимый и фактический коэффициенты запаса прочности, [nр] = 1,45;

ут – предел текучести материала труб, ут = 300 Мпа;

Проверим сечение третьего участка на прочность:

Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле.

ЛБТ 147х11 удовлетворяют прочности.

Проведем расчет на прочность ЛБТ 147х11 в клиновом захвате:

Т3 = 330 кН при f = 0;

Для ЛБТ 147х11, Тдоп =1180 кН;

Т3 = 330 кН < [Т] = 1180 кН; – Условие прочности в клиновом захвате выполняется.

Сведем все результаты расчетов в таблицу 2.7.

Таблица 2.7

Результаты расчетов

--------------------------------------------------
№ участка | L, м | Т, кН |

ур, МПа

|

урез, МПа

|
---------------------------------------------------------
I | 26 | 4,1 | - | - |
---------------------------------------------------------
II | 132 | 73,8 | 77,7 | 77,7 |
---------------------------------------------------------
III | 720 | 185,2 | 54,0 | 54,0 |
--------------------------------------------------------- -------------------------------------------------- 2.5 Выбор компоновок бурильного инструмента

Правильно выбранная компоновка позволяет без осложнений, с наименьшими затратами пробурить скважину до проектной глубины.

Для разрушения горной породы применяем трехшарошечные долота. С целью создания осевой нагрузки на долото и для повышения жесткости бурильной колонны применяем УБТ. Для передачи вращения долоту используют турбобуры. Бурение под кондуктор ведется ротором.

Таблица 2.8

Компоновка бурильной колонны.

--------------------------------------------------
№№ | Элементы КНБК |
---------------------------------------------------------
Типоразмер, шифр | Наружный диаметр, мм | Длина, м | Масса, кг | Примечание |
---------------------------------------------------------
1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 |
---------------------------------------------------------
1 | Долото 259,3 мм | 295,3 | 0,42 | 72 | Бурение под кондуктор |
---------------------------------------------------------
2 | Центратор | 295,3 | 0,57 | 115,7 |
---------------------------------------------------------
3 | Колибратор | 293,7 | 0,74 | 150 |
---------------------------------------------------------
4 | УБТ | 203 | 10 | 2232 |
---------------------------------------------------------
5 | ТБПВ | 127 |
---------------------------------------------------------
1 | Долото 215,9 мм | 215,9 | 0,45 | 33 | Бурение под эксплуатационную колонну |
---------------------------------------------------------
2 | ГДК | 178 | 0,4 | 65 |
---------------------------------------------------------
3 | 3ТСШ1-195 | 195 | 25,7 | 4790 |
---------------------------------------------------------
4 | УБТ | 178 | 132 | 870,5 |
---------------------------------------------------------
5 | ТБПВ | 127 |
---------------------------------------------------------
6 | ЛБТ | 147 |
--------------------------------------------------------- --------------------------------------------------   2.6 Проектирование режима бурения 2.6.1 Разработка гидравлической программы проводки скважины

Исходные данные:

1)  Глубина скважины по стволу – 1300м;

2)  Тип долота – III-215,9 Т-ЦВ;

3)  Конструкция низа бурильной колонны:

- долото III-215,9 Т-ЦВ;

- центратор Æ 215,9 мм;

- калибратор Æ 212,7 мм;

- турбобур 3ТСШ1-195;

- УБТ Æ 178 мм – 10 м;

- ТБПВ 127х9;

- ЛБТ 147х9;

4)  Параметры промывочной жидкости:

- r = 1100 кг/м3;

- УВ = 25¸30 сек;

- ПФ = 5¸6 см3/30мин.

а) Выбор расхода промывочной жидкости:

– выбор расхода промывочной жидкости осуществляется исходя из условия удовлетворительной очистки забоя:

Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле.

где q = 0,65 м/с – удельный расход;

Fз – площадь забоя;

Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле.

где Dc – диаметр скважины;

Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле.

где Dд – диаметр долота.

Интервал 0 – 550 м:

Dд = 259,3 мм;

Dс = 0,2953*1,05 = 0,310 м;

Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле.м2;

Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле.м3/с.

Интервал 550 – 1300 м:

Dд = 215,9 мм;

Dс = 0,2159*1,05 = 0,227 м;

Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле.м2;

Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле.м3/с.

– выбор расхода, исходя из условий выноса наиболее крупных частиц шлама:

Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле.

где Uoc – скорость оседания крупных частиц шлама;

Fкп – площадь кольцевого пространства, м2;

Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле.

где dш – средней диаметр крупных частиц шлама;

rп – плотность породы, кг/м3;

r - плотность промывочной жидкости, кг/м3;

dш =0,0035+0,0037*Dд;

Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле.

где Dтр – диаметр турбобура, м.

Интервал 0 – 550 м:

dш =0,0035+0,0037*0,2953 = 0,0046 м;

Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле.0,37м/с;

Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле. м2;

Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле. м3/с.

Интервал 550 –1300 м:

dш =0,0035+0,0037*0,2159 = 0,0043 м;

Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле.0,39м/с;

Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле. м2;

Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле. м3/с.

– выбор расхода из условия нормальной работы турбобура:

Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле.

где Муд – удельный момент на долоте;

G – вес турбобура;

Мс – момент турбобура при расходе Qc жидкости rс ;

r - плотность жидкости, при которой будет использоваться турбобур.

к – коэффициент учитывающий потери момента в осевой опоре турбобура равный 0,03;

Интервал 550 – 1300 м:

Параметры забойного двигателя 3ТСШ1-195:

G = 4790 кг; Мс = 1,5 кН*м; Qc = 0,03 м3/с; rс = 1000 кг/м3;

Муд = 6 Н*м/кН; r = 1100 кг/м3.

Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле. м3/с.

Из трех расходов Q1, Q2, Q3 выбираем максимальный расход: Q = 0,048 м3/с в интервале 0 – 550 м; Q = 0,026 м3/с в интервале 550 – 1300 м; и далее в расчетах будем принимать этот расход.

б) Определим перепады давлений во всех элементах циркуляционной системы:

Потери давления в ЛБТ:

Dлбт = 147 мм; t = 9 мм; lлбт = 428 м; r = 1100кг/м3;

- определим динамическое напряжение сдвига - t0:

t0 = 8,5*10-3*r-7 = 8,5*10-3*1100-7 = 2,35 Па;

- определим динамическую вязкость раствора - h;

h = (0,004¸0,005)* t0 = 0,005* 2,35 = 0,0118Па*с;

- определим скорость течения потока – U;

Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле.

где Q = 0,026 м3/с – выбранный расход;

S – площадь рассматриваемого сечения;

Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле. м2;

Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле.1,2 м/с;

- определим число Ренольдса в ЛБТ (Re):

Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле. 3159;

- определим коэффициент гидравлического сопротивления в ЛБТ (l):

Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле.0,027;

- потери давления в ЛБТ (DR):

Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле.0,07 Мпа;

Результаты расчетов S, U, Re, l, DR сводим в таблицу 2.9.

Потери давления в СБТ:

Dcбт = 127 мм; t = 9 мм; lcбт = 720 м; S = 9.3*10-3 м2; r = 1100кг/м3;

Динамическое напряжение сдвига – t0 и динамическая вязкость раствора – h, остаются без изменения. t0 =2,35 мПа; h = 0,0118 Па*с.

- определение скорости течения потока жидкости (U):

Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле.м/с;

- определим число Рейнольдса в СБТ (Re):

Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле.;

- определим l в СБТ:

Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле.;

- потери давления в СБТ (DR):

Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле.0,65МПа;

Потери давления в турбобуре 3ТСШ1-195:

Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле.

Потеря давления в долоте

Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле.

– Определим перепад давления в кольцевом пространстве между забойным двигателем и стенкой скважины, где Dc = 0,227 м; Dн = 0,195 м – наружный диаметр забойного двигателя; Lзд = 26 м. Методика расчетов аналогична. Результаты расчетов сводим в таблицу 2.8.

Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле.

Перепад давления в кольцевом пространстве СБТ и УБТ считаются аналогично.

- Определим перепад давления в кольцевом пространстве между ЛБТ и кондуктором, где L = Lк = 550 м; Dc = Dвнк = 0,2267 м – внутренний диаметр кондуктора;

Остальные расчеты аналогичны и сводятся в таблицу 2.9.

- Определим перепад давления в замках ЛБТ по формуле:

Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле.

где eр – коэффициент, используемый при расчете;

Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле.

где Dвн = 0,129 м – внутренний диаметр ЛБТ 147х9;

dн = 0,110 м – внутренний диаметр ниппеля;

Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле.

lт = 12 м – длина трубы ЛБТ;

Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле.

Результаты заносим в таблицу 2.9.

- Определим потери давления в поверхностной обвязке буровой по формуле:

Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле.

где а – коэффициент потери давления;

Определим потери давления в вертлюге, ведущей трубе, шланге, стояке, манифольде:

Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле.

Суммарные потери в поверхностной обвязке буровой:

Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле.

Общие потери равны:

Таблица 2.9

Расчеты результатов

--------------------------------------------------
Элементы циркуляционной системы | L, м | d, мм | D, мм | S, м2 | U, м/с | Re* | l | DR, МПа |
---------------------------------------------------------
1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 |
---------------------------------------------------------
Манифольд | – | – | – | – | – | – | – | 0,1 |
---------------------------------------------------------
Стояк | – | – | – | – | – | – | – | 0,03 |
---------------------------------------------------------
Грязевый шланг | – | – | – | – | – | – | – | 0,02 |
---------------------------------------------------------
Вертлюг | – | – | – | – | – | – | – | 0,03 |
---------------------------------------------------------
Квадрат | – | – | – | – | – | – | – | 0,02 |
---------------------------------------------------------
ЛБТ | 428 | 129 | 147 | 0,013 | 1,2 | 3159 | 0,027 | 0,07 |
---------------------------------------------------------
СБТ | 720 | 109 | 127 | 0,009 | 2,7 | 6699 | 0,025 | 0,65 |
---------------------------------------------------------
УБТ | 132 | 90 | 178 | 0,006 | 4,7 | 18247 | 0,022 | 0,41 |
---------------------------------------------------------
Турбобур | 26 | – | – | – | – | – | – | 5,10 |
---------------------------------------------------------
Долото | – | – | f = 2,87*10-4 м; mu = 0,94 | 6,06 |
---------------------------------------------------------
к. п. турбобура | 26 | 195 | 227 | 0,01 | 2,5 | 3653 | 0,026 | 0,1 |
---------------------------------------------------------
к. п. УБТ | 139 | 178 | 227 | 0,015 | 1,7 | 6303 | 0,025 | 0,03 |
---------------------------------------------------------
к. п. СБТ необсажен. | 585 | 127 | 227 | 0,027 | 0,9 | 1875 | 0,029 | 0,6 |
---------------------------------------------------------
к. п. СБТ обсаженное | 122 | 127 | 227 | 0,027 | 0,9 | 1875 | 0,029 | 0,1 |
---------------------------------------------------------
к. п. ЛБТ | 428 | 147 | 227 | 0,023 | 1,1 | 2773 | 0,028 | 0,05 |
---------------------------------------------------------
DRкпзамки необсажен. | – | – | – | – | – | – | 0,001 |
---------------------------------------------------------
DRкпзамки обсажен. | – | – | – | – | – | – | 0,0001 |
---------------------------------------------------------
SDR | 13,39 |
--------------------------------------------------------- --------------------------------------------------

Выбираем насос, исходя из суммарных потерь в циркуляционной системы. Выбираем из условия [P] > SDR, где [P] допускаемое рабочее давление насоса; SDR = 13,39 Мпа;

По таблице 56 [] выбираем буровой насос с [P] = 13,9 МПа при диаметре втулок dвт = 170 мм –У8-6МА.

Заключительной стадией гидравлического расчета скважины является построение НТС – номограммы.

Для этого занесем в таблицу теоретические и фактические подачи и давления насоса при различных диаметрах втулки.

Теоретические подачи и давления насоса берем из таблицы 56 [].

Фактическая подача определяется по формуле:

Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле.

где к – коэффициент, учитывающий работу насоса на всасывании (к = 0,85);

Q – теоретическая подача.

Таблица 2.10

Давления и подачи У8-6МА

--------------------------------------------------
Диаметр втулки, мм | Допустимое давление, МПа |

Теоретическая подача, м3/с

|

Фактическая подача, м3/с

|
---------------------------------------------------------
160 | 16 | 0,0317 | 0,0269 |
---------------------------------------------------------
170 | 13,9 | 0,0355 | 0,03018 |
---------------------------------------------------------
180 | 12,2 | 0,0404 | 0,03434 |
--------------------------------------------------------- --------------------------------------------------

Затем значения Qф и Р нанесем на график (рис. 2.1) Q = f(DR).

На значениях подачи отметим интервалы регулирования расхода. Найдем потери давления, зависящие от глубины. Они равны потерям в ЛБТ, СБТ, УБТ, кольцевом пространстве между ЛБТ и стенками скважины, СБТ и стенками скважины, УБТ и стенками скважины, замках, кольцевом пространстве между замками и стенками скважины.

По таблице 2.8 определяем эти потери:

Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле. Эти потери найдены при расходе промывочной жидкости равном 0,026 м3/с.

Пересчитаем потери, зависящие от глубины на другие значения расходов по формуле:

Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле.

Остальные потери давления, зависящие от глубины вычисляются аналогично и наносятся на график.

Определяем потери давления, не зависящие от глубины. Они равны суммарному перепаду давления во всех элементах циркуляционной системы, исключая перепад в забойном двигателе и потерь зависящих от глубины.

Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле.

Пересчитаем потери, не зависящие от глубины на другие значения расходов по формуле:

Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле.

Для остальных расходов потери вычисляются аналогично и наносятся на график.

Рассчитаем также характеристику 3ТСШ1-195 для различных расходов. Результаты нанесем на график (рис. 2.1).

Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле.

Рисунок 2.1 НТС – номограмма.

2.6.2 Расчет рабочих характеристик забойных двигателей

Рабочей выходной характеристикой турбобуров называется зависимость частоты вращения, момента и мощности на валу турбобура от осевой нагрузки на долото. Она служит для определения интервала осевых нагрузок, при которых наблюдается устойчивая работа турбобура, а также для оптимизации режимов турбинного бурения.

Исходные данные для расчета:

- Турбобур 3ТСШ1-195;

- Q = 0,026 м3/с;

- r = 1100 кг/м3;

- Dд = 215,9 мм;

- Муд = 4*10-3 м;

- Dс = 0,130 м;

- D1 = 0,149 м;

- D2 = 0,124 м;

- Dв = 0,135 м.

В = 0,5*4790*9,81 = 23495 Н – вес вращающихся деталей и узлов турбобура.

Произведем расчет.

Определим параметры турбины n, М, DR:

Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле.

Определим разгонный момент на валу турбобура:

Рисунок убран из работы и доступен только в оригинальном файле.

где m = 0,12 – коэффициент трения в опорах турбобура;

Р – средней радиус трения;

Рг – гидравлическая нагрузка в турбобуре;

Рисунок убран из р
<p>Здесь опубликована для ознакомления часть дипломной работы Если у вас нет возможности самостоятельно написать дипломную - закажите её написание опытному автору»


Просмотров: 506

Другие дипломные работы по специальности "Геология":

Проект строительства наклонно-направленной нефтяной добывающей скважины глубиной 2560 м на Тагринском месторождении

Смотреть работу >>

Обоснование постановки поисково-оценочных работ на Южно-Орловском месторождении

Смотреть работу >>

Рославльское нефтяное месторождение

Смотреть работу >>

Розробка Штормового родовища

Смотреть работу >>

Запасы месторождения Денгизского района

Смотреть работу >>