Если у вас возникли сложности с курсовой, контрольной, дипломной, рефератом, отчетом по практике, научно-исследовательской и любой другой работой - мы готовы помочь.
Предоплата всего
Подписываем
Министерство образования Российской Федерации
Ухтинский Государственный Технический Университет
Кафедра Бурения
“Разработка технологии бурения скважины на
Южно-Шапкинском месторождении.
Выполнил: ст. гр. БС-2-00
Лукошников В.А.
Проверил:
Осипов П. Ф.
Ухта, 2004г.
Содержание
Введение . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 4 Схема отбивки скважины . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .5 Таблицы . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 6 Технологическое поле давлений. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 11 Обоснование глубин спуска и диаметров обсадных колонн . .. . . . . . . . . . . . . . . . . .15 Расчет давления на устье при нефтепроявлении. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 16 Расчет минимальных глубин спуска обсадных колонн . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 17 Расчет параметров бурового раствора. . .. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 19 Углубление скважины. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .30 Расчет гидравлических параметров промывки . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 56 Список литературы. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 64
Введение.
Поисковая скважина №15-Верхне-Вольминская пробурена в сводовой части одноименной структуры.
Целевое назначение скважины: поиски залежей нефти в палеозойских отложениях с оценкой их запасов по категориям С2 и, частично, С1 - и выбор первоочередных объектов для постановки геологоразведочных работ.
Литолого-стратиграфическая характеристика разреза скважины
Стратиграфический разрез скважины
Таблица 1
|
Система |
Отдел |
Ярус, подъярус, надгоризонт, горизонт |
Интервал, м |
Мощность, м |
|
|
от |
до |
||||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
|
Четвертичная Меловая Юрская Триасовая Пермская Каменноугольная |
Верхний Нижний Верхний Средний |
QКJ ТР2 Артинский ярус (терр) – P1ar T Артинский ярус (карб) – P1ar К Сакмарский ярус – Р1s Ассельский ярус – Р1аs С3 Московский ярус – C2m |
0 142 353 644 1145 1400 1540 1700 1745 1860 2000 |
142 353 644 1145 1400 1540 1700 1745 1860 2000 2030 |
45 45 70 160 90 70 30 40 25 25 85 |
Литологическая характеристика пород
Таблица 2
|
Интервал, м |
Индекс стрти-графи-ческого подра-зделения |
Краткая литологическая характеристика |
Горная порода |
|
|
Краткое название |
Процент в интервале |
|||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
|
0 – 142 |
Q |
Суглинки плотные, с гравием и прослоями песка и глины. |
Суглинок Песок Глина Гравий |
45.0 30.0 20.0 5.0 |
|
142 – 353 |
К |
Алевролиты глинистые с прослоями глин. Песчаники мелкозернистые, глинистые с включением детритов. |
Алевролит Песчаник Глина |
50.0 40.0 10.0 |
|
353 – 644 |
J |
Пески кварцевые, мелкозернистые с прослоями глин алевритистых. Песчаники серые, глинистые. Алевролиты глинистые с прослоями известняка. |
Песок Глина Песчаник Алевролит Известняк |
40.0 35.0 10.0 10.0 5.0 |
|
644 – 1145 |
Т |
Глины неравномерно алевритистые с растительным детритом. Песчаники полимиктовые известковистые, глинистые. Алевролиты зелено-серые, глинистые. |
Глина Песчаник Алевролит |
50.0 40.0 10.0 |
|
1145 – 1400 |
Р2 |
Переслаивание глин, алевролитов, песчаников. Глины алевритистые, известковистые. Песчаники полимиктовые, алевролиты глинистые и известковистые. |
Глина Песчаник Алевролит |
35.0 35.0 30.0 |
|
1400 – 1540 |
Р1аr Т |
Песчаники серые, полимиктовые, мелкозернитсые, алевритистые. Аргиллиты темно-серые, известковистые с прослоями алевролитов и глинистых известняков. |
Песчаник Аргиллит Алевролит Известняк |
40.0 25.0 25.0 10.0 |
|
1540 – 1700 |
Р1аr К |
Известняки неравномерно глинистые, участками слабо доломитизированные с прослоями глин и глинистых мергелей. |
Известняк Глина Мергель |
80.0 10.0 10.0 |
|
1700 – 1745 |
Р1s |
Известняки серые, глинистые, пористые, кавернозные, нефтенасыщенные. |
Известняк |
100.0 |
|
1745 – 1860 |
P1as |
Вверху: смешанные алеврито-глинистые карбонатные породы. Известняки серые, органогенно-детритовые, неравномерно доломитизированные, глинистые. |
Известняк Глина Алевролит |
90.0 5.0 5.0 |
|
1860 – 2000 |
С3 |
Известняки серые, детритовые, доломитизированные, нефтенасыщенные. |
Известняк |
100.0 |
|
2000 – 2030 |
С2m |
Известняки светло- и темно-серые, органогенно-детритовые, неравномерно глинистые, участками доломитизированные, окремненные. |
Доломит Глина Известняк |
15.0 5.0 80.0 |
Физико-механические свойства горных пород по разрезу скважины
|
Ин-декс стратиграфи- ческо-го под-раз- деле-ния |
Интервал, м |
Краткое назва- ние горной породы |
Плот- ность,
г/см3 |
Гли- нис- тость, % |
Кар- бонат ность, % |
Твер- дость, кгс мм2 |
Абра- зив- ность |
Кате- гория породы по промысловой класси-фика- ции |
К-нт Пуас сона |
Мо- дуль Юнга, кгс мм2 |
|
|
от (верх) |
до (низ) |
||||||||||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
10 |
11 |
12 |
|
Q |
0 |
142 |
суглн. песок. глина гравий |
2.33 2.30 2.71 2.00 |
20.0 |
10 150 80 |
1 2 |
Мягкая |
0.35 0.30 0.35 0.28 |
200 250 190 250 |
|
|
К |
142 |
353 |
алевр. песчан. глина |
2.65 2.73 2.71 |
10.0 |
100 225 80 |
6 7 1 |
Мягкая |
0.26 0.32 0.35 |
260 480 190 |
|
|
J |
353 |
644 |
песок глина песчан. алевр. извест. |
2.30 2.71 2.73 2.65 2.74 |
35.0 |
5.0 |
240 80 225 100 200 |
1 7 6 3 |
Мягкая |
0.30 0.35 0.32 0.26 0.31 |
250 190 480 260 610 |
|
Т |
644 |
1145 |
глина песчан. алевр. |
2.71 2.73 2.65 |
50.0 |
80 225 100 |
1 7 6 |
Средняя |
0.35 0.32 0.26 |
190 480 260 |
|
|
Р2 |
1145 |
1400 |
глина песчан. алевр. |
2.71 2.73 2.65 |
35.0 |
80 225 100 |
1 7 6 |
Средняя |
0.35 0.32 0.26 |
190 480 260 |
|
|
Р1ar Т |
1400 |
1540 |
песчан. аргил. алевр. извест. |
2.73 2.74 2.65 2.74 |
10.0 |
225 500 100 200 |
7 3 6 3 |
Средняя |
0.32 0.33 0.26 0.31 |
480 200 260 610 |
|
|
Р1ar К |
1540 |
1700 |
извест. глина мергель |
2.74 2.71 2.61 |
10.0 |
80.0 |
200 80 100 |
3 1 3 |
Средняя |
0.31 0.35 0.33 |
610 190 110 |
|
Р1s |
1700 |
1745 |
извест. |
2.74 |
100.0 |
200 |
3 |
Средняя |
0.31 |
610 |
|
|
P1as |
1745 |
1860 |
извест. глина алевр. |
2.74 2.71 2.65 |
5.0 |
90.0 |
200 80 100 |
3 1 6 |
Средняя |
0.31 0.35 0.26 |
610 190 260 |
|
C3 |
1860 |
2000 |
извест. |
2.74 |
100.0 |
200 |
3 |
Средняя |
0.31 |
610 |
|
|
C2m |
2000 |
2030 |
долом. глина извест. |
2.83 2.71 2.74 |
5.0 |
80.0 |
150 80 200 |
7 1 3 |
Средняя |
0.42 0.35 0.31 |
550 190 610 |
Геокриологическая характеристика разреза скважины
Таблица 4
|
Индекс страти-гра-фичес-кого подраз-деле- ния |
Интервал залегания ММП по вертикали от-до (кровля-подошва), м |
Тип ММП (основная, реликто-вая) |
Наличие избыточ-ной льдистости в виде линз и пропластков |
Льдис-тость пород, % |
Нали-чие таликов |
Наличие меж-мерзлот-ных напор-ных вод |
Наличие про-пласт- ков газогид-ратов |
|
|
от (верх) |
до (низ) |
|||||||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
|
J |
30 |
400 |
реликтовая |
да |
20.00 |
да |
нет |
нет |
Нефтегазоводоносность по разрезу скважины
Нефтеносность
|
Индекс стра-ти-графи-чес-кого под-раз-деле-ния |
Интервал, м |
Тип коллек-тора |
Плотность, г/см3 |
Под-виж-ность нефти санти- Пуаз |
Содер- жание серы,
про-цент по весу |
Содер- жание пара-фина, про-цент по весу |
Сво-бод-ный дебит, м3/сут. |
Параметры растворенного газа |
||||||
|
от |
до |
в пласто-вых усло-виях |
после дега-зации |
газо- вый фак- тор, м3/м3 |
содер- жание серо- водо рода, про-цент по объему |
содер-жание угле-кис-лого газа, про-цент по объему |
отно-си-тель-ная плот-ность по воз-духу |
давление насы-щения в плас-товых усло-виях, кгс см2 |
||||||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
10 |
11 |
12 |
13 |
14 |
15 |
|
Р1as |
1755 |
1800 |
Тр.+Пор. |
0.77 |
0.86 |
0.009 |
0.56 |
4.70 |
563.0 |
93.0 |
0.20 |
0.69 |
176 |
|
|
Р1as |
1815 |
1860 |
Тр.+Пор. |
0.77 |
0.85 |
0.400 |
0.58 |
3.80 |
206.2 |
98.0 |
0.20 |
0.69 |
185 |
|
|
С3 |
1870 |
2000 |
Тр.+Пор. |
0.78 |
0.86 |
0.170 |
0.56 |
3.10 |
295.1 |
94.0 |
0.05 |
1.00 |
0.69 |
204 |
Газоносность
Таблица 6
|
Индекс стратиграфического подразделения |
Интервал, м |
Тип коллектора |
Состояние (св. газ, конденсат, раств. газ) |
Свобод-ный дебит, м3/сут. |
Отно-ситель-ная по возду-ху плот-ность газа |
Плотность газоконденсата, г/см3 |
Параметры газа |
||||||
|
от |
до |
В плас-товых усло-виях |
На устье скважи-ны |
Содержание, % об. |
|||||||||
|
N2 + редкие |
CO2 |
H2S |
CH4 |
Сумма тяже-лых гомо-логов |
|||||||||
|
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
10 |
11 |
12 |
13 |
14 |
15 |
|
Р1ar К |
1540 |
1580 |
Тр.+Пор. |
газ |
5 |
0.60 |
0.00 |
0.00 |
|||||
|
Р1as |
1700 |
1755 |
Тр.+Пор. |
газ, кон-т |
44 |
0.87 |
0.73 |
0.30 |
|||||
|
С3 |
1860 |
1870 |
Тр.+Пор. |
газ |
29 |
0.61 |
1.00 |
0.05 |
Водоносность
Таблица 7
|
Индекс страти-графи-ческого подраз-деления |
Интервал, м |
Тип коллек-тора |
Плот-ность, г/см3 |
Свобод-ный дебит, м3/сут. |
Химический состав воды, мг/л |
Сте-пень минерализации, г/л |
Тип воды по Сулину |
Источ-ник питье-вого водо-снаб-жения |
||||||
|
от |
до |
Cl- |
SO2-4 |
HCO-3 |
Na++K+ |
Mg2+ |
Ca2+ |
|||||||
|
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
10 |
11 |
12 |
13 |
14 |
15 |
16 |
|
P1 ar К |
1580 |
1700 |
Тр.+Пор. |
1.03 |
78 |
720 |
5.74 |
3.05 |
490 |
69 |
171 |
1459 |
ХЛК |
нет |
Характеристика давлений, температур и геометрии по разрезу скважины
Таблица 8
|
Индекс стратигра-фического подразделе-ния |
Интервал, м |
Градиенты давлений, МПа/м |
Температура в подошве пласта, 0С |
Коэффициент кавернозности |
|||||
|
от (верх) |
до (низ) |
пластового |
порового |
гидроразрыва |
горного |
интервал, м |
коэффициент увеличения объема ствола скважины |
||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
10 |
|
Q |
0 |
142 |
0,010 |
0,010 |
0,016 |
0,024 |
15 |
0 – 142 |
1.30 |
|
К |
142 |
353 |
0,010 |
0,010 |
0,016 |
0,024 |
17 |
142 – 353 |
1.15 |
|
J |
353 |
644 |
0,010 |
0,010 |
0,016 |
0,024 |
20 |
353-644 |
1.06 |
|
Т |
644 |
1145 |
0,010 |
0,010 |
0,017 |
0,024 |
26 |
644-1145 |
1.20 |
|
Р2 |
1145 |
1400 |
0,010 |
0,010 |
0,017 |
0,024 |
29 |
1145-1400 |
1.50 |
|
Р1ar Т |
1400 |
1540 |
0,010 |
0,010 |
0,017 |
0,024 |
31 |
1400-1540 |
1.05 |
|
Р1ar К |
1540 |
1700 |
0,010 |
0,010 |
0,017 |
0,024 |
34 |
1540-1700 |
1.05 |
|
Р1s |
1700 |
1745 |
0,010 |
0,010 |
0,017 |
0,024 |
40 |
1700-1745 |
1.00 |
|
Р1as |
1745 |
1860 |
0,010 |
0,010 |
0,017 |
0,024 |
42 |
1745-1860 |
1.10 |
|
С3 |
1860 |
2000 |
0,0101 |
0,0101 |
0,017 |
0,024 |
43 |
1860-2000 |
1.00 |
|
С2m |
2000 |
2030 |
0.0101 |
0,0101 |
0,017 |
0,024 |
44 |
2000-2030 |
1.05 |
Геологические условия бурения
Анализ геофизической и промысловой информации, полученной в процессе бурения разведочных скважин позволил выяснить интервалы осложнений, которые могут наблюдаться в процессе проводки скважин на Южно-Шапкинском месторождении.
Таблица 9
|
Интервал по вертикали, м |
Возраст |
Вид осложнения |
Мероприятия по предупреждению осложнений |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
|
1150 – 1400 |
Р2 |
Осыпи и обвалы неустойчивых пород |
Контроль за параметрами и обработкой бурового раствора, своевременный долив скважины. Ограничение скорости СПО. Проработка ствола. |
|
1700-1745, 1860-2000 |
Р1s С3 |
Прихват инструмента |
Контроль за параметрами и обработкой бурового раствора, своевременный ввод смазывающей добавки. Проработка ствола скважины КНБК с тремя калибраторами. При бурении в КНБК включить буровой яс. Контроль траектории ствола скважины. |
|
1840-2030 |
С3 |
Наличие Н2S в растворенном газе, при вскрытии нефтеносных отложений. |
Ввести в буровой раствор за 50 м до вскрытия пласта нейтрализатор Н2S. Контроль за состоянием воздушной среды. |
Таблица 10
ПОГЛОЩЕНИЕ БУРОВОГО РАСТВОРА
|
Индекс стратигра- фического подразде- ления |
Интервал, м |
Имеется ли потеря циркуля-ции (да/нет) |
Условия возникновения |
|
|
от (верх) |
до (низ) |
|||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
|
Q |
0 |
140 |
нет |
Поглощения бурового раствора обусловлены коллекторскими свойствами вскрываемых пластов (пористостью, трещиноватостью, кавернозностью), нарушениями статического и динамического равновесия системы "скважина-пласт". В каждом конкретном случае борьба с поглощениями и их ликвидация ведется по индивидуальному плану, составленному на основании действующих РД по результатам ПГИ. |
|
Р1ar К |
1400 |
1700 |
нет |
.
Таблица 11
ОСЫПИ И ОБВАЛЫ СТЕНОК СКВАЖИНЫ
|
Индекс стратигра- фического подразде- ления |
Интервал, м |
Буровые растворы, применяемые ранее |
Мероприятия по ликвидации последствий (проработка, промывка и т.п.) |
|||
|
от (верх) |
до (низ) |
Тип раствора |
Плот- ность, |
Дополнительные данные по раство- ру, влияющие на устойчивость пород |
||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
|
К |
0 |
350 |
глинистый |
1.12 |
Снижение плотнос-ти и противодавле- ния бурового раст- вора, повышенная водоотдача, пони- женная вязкость |
Проработка ствола скважины, промыв-ка, обработка буро- вого раствора хим- реагентами |
|
Т – Р2 |
640 |
1400 |
глинистый |
1.12 |
Таблица 12
НЕФТЕГАЗОПРОЯВЛЕНИЯ
|
Индекс стратигра- фического подразде-ления |
Интервал, м |
Вид проявляемого флюида (вода, нефть, конденсат, газ) |
Длина столба газа при ликви- дации газопроявле- ния, м |
Плотность смеси при проявлении для расчета избыточных давлений, г/см3 |
Условия возникновения |
Характер проявления (в виде пленок нефти, пузырьков газа, перелива воды, увеличения водоотдачи и т.п.) |
||
|
от (верх) |
до (низ) |
Внутрен него |
Наружного |
|||||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
|
Р1ar К |
1540 |
1580 |
газ |
1580 |
Снижение уровня или плотности бурового раствора при вскрытии продуктивных пластов. |
Увеличение водоотдачи бурового раствора, пленка нефти, пузырьки газа, переливы бурового раствора на устье скважины, увеличение исходного объема в приемных емкостях. |
||
|
Р1as |
1700 |
1755 |
газ |
1755 |
||||
|
Р1as |
1755 |
1800 |
нефть |
0.67 |
||||
|
Р1as |
1815 |
1860 |
нефть |
0.67 |
||||
|
С3 |
1860 |
1870 |
газ |
1870 |
||||
|
С3 |
1870 |
2000 |
нефть |
0.67 |
Технологическое поле давлений.
Совмещенные графики давлений строятся по данным таблиц, приведенных ниже. Количество и глубины спуска обсадных колонн выбираются исходя их принципа обеспечения совместимых условий бурения. При этом желательно иметь минимальное количество обсадных колонн; по возможности небольшие «выходы» ствола из-под кондуктора и промежуточных колонн; отсутствие в интервале разреза между башмаками предыдущей и последующей колонн поглощающих и проявляющих пластов с существенно отличающимися градиентами пластовых давлений. Глубина спуска кондуктора и промежуточных колонн должны быть достаточными с точки зрения недопущения гидроразрыва пород под башмаком при закрытии превентора и ликвидации газонефтеводопроявления.
|
Данные к графику поля давлений |
||||||||||
|
Глубина, м |
Градиент Рпл, КПа |
Плотность гор.породы |
Коэф. Пуассона М |
Давления |
Эквив. Град.давл |
Раствор |
||||
|
Рпл |
Ргор |
Ргидр |
Кпл |
Кгидр |
р р-ра |
Рст.ж. |
||||
|
0 |
10 |
2250 |
0,2 |
0,00 |
0,00 |
0,00 |
1,02 |
1,33 |
1100 |
0,00 |
|
180 |
10 |
2250 |
0,2 |
1,80 |
3,97 |
2,34 |
1,02 |
1,33 |
1070 |
1,89 |
|
180 |
10 |
2400 |
0,33 |
1,80 |
3,97 |
2,87 |
1,02 |
1,63 |
1070 |
1,89 |
|
375 |
10 |
2400 |
0,33 |
3,75 |
8,56 |
6,12 |
1,02 |
1,66 |
1130 |
4,16 |
|
375 |
10 |
2500 |
0,38 |
3,75 |
8,56 |
6,70 |
1,02 |
1,82 |
1130 |
4,16 |
|
515 |
10 |
2500 |
0,38 |
5,15 |
12,00 |
9,35 |
1,02 |
1,85 |
1130 |
5,71 |
|
515 |
10 |
2700 |
0,31 |
5,15 |
12,00 |
8,23 |
1,02 |
1,63 |
1130 |
5,71 |
|
650 |
10 |
2700 |
0,31 |
6,50 |
15,57 |
10,58 |
1,02 |
1,66 |
1130 |
7,21 |
|
650 |
10 |
2650 |
0,37 |
6,50 |
15,57 |
11,83 |
1,02 |
1,86 |
1130 |
7,21 |
|
850 |
10 |
2650 |
0,37 |
8,50 |
20,77 |
15,71 |
1,02 |
1,88 |
1130 |
9,42 |
|
850 |
10 |
2650 |
0,26 |
8,50 |
20,77 |
12,81 |
1,02 |
1,54 |
1130 |
9,42 |
|
1175 |
10 |
2650 |
0,26 |
11,75 |
29,22 |
17,89 |
1,02 |
1,55 |
1130 |
13,03 |
|
1175 |
10 |
2700 |
0,28 |
11,75 |
29,22 |
18,54 |
1,02 |
1,61 |
1130 |
13,03 |
|
1200 |
10 |
2700 |
0,28 |
12,00 |
29,88 |
18,95 |
1,02 |
1,61 |
1130 |
13,30 |
|
1200,1 |
10 |
2700 |
0,28 |
12,00 |
29,89 |
18,96 |
1,02 |
1,61 |
1130 |
13,30 |
|
1435 |
10 |
2700 |
0,28 |
14,35 |
36,11 |
22,81 |
1,02 |
1,62 |
1130 |
15,91 |
|
1435 |
10 |
2650 |
0,35 |
14,35 |
36,11 |
26,07 |
1,02 |
1,85 |
1130 |
15,91 |
|
1585 |
10 |
2650 |
0,35 |
15,85 |
40,01 |
28,86 |
1,02 |
1,86 |
1390 |
21,61 |
|
1585 |
10,5 |
2650 |
0,39 |
16,64 |
40,01 |
31,58 |
1,07 |
2,03 |
1390 |
21,61 |
|
1735 |
10,5 |
2650 |
0,39 |
18,22 |
43,91 |
34,64 |
1,07 |
2,04 |
1390 |
23,66 |
|
1735 |
10,5 |
2650 |
0,26 |
18,22 |
43,91 |
27,24 |
1,07 |
1,60 |
1390 |
23,66 |
|
1945 |
10,5 |
2650 |
0,26 |
20,42 |
49,37 |
30,59 |
1,07 |
1,60 |
1390 |
26,52 |
|
1945 |
10,5 |
2650 |
0,23 |
20,42 |
49,37 |
29,07 |
1,07 |
1,52 |
1390 |
26,52 |
|
2120 |
10,5 |
2650 |
0,23 |
22,26 |
53,92 |
31,72 |
1,07 |
1,52 |
1390 |
28,91 |
|
|
||||||||||
|
Глубина кровли подошвы, L,m |
Градиент Рпл |
характеристика флюида |
Рпл |
Ру |
Градиент Т |
|||||
|
Ro нефти кг/м3 |
Ro среднее |
m |
Tср |
|||||||
|
0 |
- |
- |
- |
- |
- |
- |
- |
- |
||
|
1745 |
10,5 |
860 |
- |
- |
- |
17,10 |
2,38 |
- |
||
|
2120 |
10,5 |
860 |
- |
- |
- |
20,78 |
2,89 |
- |
Для предотвращения обваливания и осыпания юрских отложений скважину обсаживаем кондуктором. Глубина спуска принимаем 70метров исходя их графика совмещенных давлений . Скважина обсаживается промежуточной колонной до глубины 830 метров, согласно технологическому полю давлений Эксплуатационную колонну спускаем до проектного забоя скважины- 2120м.
Этот вариант обеспечивает безопасную проводку скважины(перекрывая интервалы возможных гидроразрывов).Отличается довольно простой конструкцией и сравнительно небольшой стоимостью.
Выбор диаметров обсадных колонн и долот.
Диаметр эксплуатационной колонны выбирается исходя из требуемой производительности скважины.
Диаметр долота D=Dм+Bм, где
Dм-диаметр муфт спускаемой обсадной колонны, мм
Bм- требуемый диаметральный зазор между стенками скважины и муфтой обсадной колоны, мм
Наружный диаметр обсадной колонны, внутри которой должно проходить долото диаметром D вычисляется из соотношения:
DOK=D+Вд+2t, где
Вд- требуемый диаметральный зазор между долотом и внутренней полостью обсадных труб.
t- толщина стенки обсадных труб, мм.
Диаметры долот:
Под кондуктор: D=351+40=391мм; D=393,7 мм.
Под промежуточная колонну: D=270+25=295 мм; D=295,3 мм.
Под эксплуатационную колонну: D=188+25=213 мм; D=215,9 мм.
Диаметры обсадных колонн:
Под направление: Dok=295,3+10+29=323,3 мм; Dok=324 мм.
Под кондуктор: Dok=215,9+10+29=243,9 мм; Dok=245 мм.
Под эксплуатационную колонну принимаем: Dok=168 мм.
Рабочее давление ПВО должно быть не ниже давления опрессовки той обсадной колонны, на которую оно устанавливается.
В соответствии с правилами безопасности в нефтяной и газовой промышленности на данной скважине необходимо установка четырех превенторов, в том числе один превентор со срезающими плашками и один универсальный.
Комплектность ПВО принимается в соответствии с правилами нефтяной и газовой промышленности, а типы его элементов в соответствии со справочником по противовыбросовому оборудованию (ОП2-230x700).
Профиль ствола скважины должен удовлетворять следующим основным условиям:
а) Обеспечить высокую коммерческую скорость бурения.
б) Быть экономически целесообразным.
с) Технически выполнимым.
В связи с этими требованиями выбираем
профиль второго типа. Этот профиль состоит из четырех участков:
Вертикального
а).участка набора зенитного угла с отклонителем
б).участка безориентированного набора угла.
Прямолинейно-наклонного участка
Участка снижения зенитного угла, до проектного
горизонта.
Исходные данные:
а) Требуемое смещение забоя от вертикали А=800 м
б) Глубина скважины Н=2120 м
с) Интенсивность искривления i2a=12 град/100 м, i2б=5 град/100 м, i4=2 град/100 м.
Необходимый максимальный зенитный угол:
a=340 a0 =20 0
Где a0-угол набора с отклонителем
Нв-глубина зарезки наклонного участка
R1-радиус на участке набора зенитного угла с отклонителем
R2-радиус на участке неориентированного набора
А-величина смещения забоя от вертикали
R1=477,5м; R2=1146м R3=2865 м.
Принимаем длину вертикального участка L1=350 м; Hв=350 м.
Определяем проекции участка 2а – набора зенитного угла с отклонителем:
H1=R1×sina0=164 м.
A1=R1×(1-cosa0)=29 м.
L1=a0/i2a=167 м.
Определяем проекции участка 2б – набора зенитного угла с неориентированной компоновкой:
H2=R2×(sina-sina0)=249 м.
A2=R2×(cosa0-cosa)=127 м.
L2=(a-a0)/i2б=280 м.
Определяем проекции участка 4-уменьшения зенитного угла.
H4=R3×(sina-sinaк)=868 м.
A4=R3×(cosaк-cosa)=316 м.
L4=(a-aк)/i4=933 м.
aк=60 - угол в конце участка уменьшения зенитного угла
Определяем проекции участка 3 – прямолинейно-наклонного участка.
Вертикальная проекция определяется как разность между проектной глубиной скважины и суммой проекций на участках ориентированного и неориентированного набора угла, уменьшения угла.
Н3=Н-Нв-Н1-Н2-Н4=489 м.
Определяем горизонтальную проекцию и длину по стволу:
A3=Н3×tga=330 м.
L3=Н3/cosa=590 м.
Проверяем выполнение условия Аф=А1+А2+А3+А4=802 м.
Геометрические характеристики профиля скважины.
Таблица 11
|
Номер и наименование участка |
Интервал расположения по вертикали от – до (сверху вниз), м |
Вертикальная проекция, м |
Изменение |
Искривление |
Длина скважины, м |
Горизонтальная проекция, м |
||||
|
На участке |
Нарастающая |
Зенитного угла на участке (от-до), град |
Интенсивность, град/ 100 м |
Радиус, м |
На участке |
Нарастающая |
На участке |
Нарастающая |
||
|
Вертикальный |
0-350 |
350 |
350 |
0-0 |
0 |
0 |
350 |
350 |
0 |
0 |
|
Участок набора угла с отклоните лем |
350-514 |
164 |
514 |
0-12 |
12 |
477,5 |
167 |
517 |
29 |
29 |
|
Участок безориентированного набора |
514-763 |
249 |
763 |
12-17 |
5 |
1146 |
280 |
797 |
127 |
156 |
|
Прямолинейный |
763-1631 |
868 |
1631 |
17-17 |
0 |
¥ |
933 |
1730 |
316 |
472 |
|
Снижения зенитного угла |
1631-2120 |
489 |
2120 |
17 - 14 |
-3 |
1910 |
590 |
2320 |
330 |
802 |
Расчет параметров бурового раствора.
Сокращение сроков строительства скважин, снижение стоимости 1 метра, получение достоверной геолого-геофизической информации во многом зависят от состава применяемых буровых промывочных жидкостей и их технологических свойств.
При проектировании типа и параметров промывочной жидкости необходимо учитывать следующие положения:
1. состав и свойства бурового раствора должны обеспечивать удовлетворительные условия для работы бурового оборудования и инструмента и безаварийную проводку скважин в сложных геологических условиях (сохранение устойчивости стенок скважины, предупреждение по глощений, нефтегазоводопроявлений;
прихватов бурильного инструмента);
2. состав промывочной жидкости должен способствовать максимальному сохранению проницаемости призабойной зоны, при бурении по продуктивным отложениям;
3. состав и свойства промывочных жидкостей должны обеспечивать хорошие технико-экономические показатели бурения.
Основным директивным документом при проектировании технологического регламента являются "Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности" (1993 г.), Технологические решения разрабатываются с привлечением технической литературы, использованием опыта бурения на данной площади или площадях со сходными геологическими условиями.
Конструкция скважины.
Диаметры: 324 мм 245 мм 168 мм
70м
830м
2120м
Расчет плотности бурового раствора
Pпл = gradР*Н а = 0 до 1200 = 1.1 Р = 0 до 1200 = 1.5 МПа
а = 1200 до 2500 =1.05 Р = 1200 и выше = 2.5-3,5МПа
1) До глубины 70м
Градиент пластового давления gradР = 0,98*104 Н/м
Допустимая репрессия Р = 1,5 Мпа = 1500103 Па
Коэффициент безопасности а = 1,1
кг/м3
1) От 70 до 830м
Градиент пластового давления gradР = 0,98*104 Н/м
Допустимая репрессия Р = 1,5 Мпа = 1500103 Па
Коэффициент безопасности а = 1,1
кг/м3
3) От 830 до 2120 м
Градиент пластового давления gradР =1,05*104 Н/м
Допустимая репрессия Р 3 Мпа =3000103 Па
Коэффициент безопасности а = 1,05
кг/м3
Пластическая вязкость:
(Пас) (г/см3)
Динамическое напряжение сдвига:
(Па)
= 2.35 (Па)
= 1,4310-2 (Пас)
= 2.35 (Па)
= 1,4310-2 (Пас)
Интервал 830-2120 м
= 2.56 (Па)
= 1,5110-2 (Пас)
Расчет статического напряжения сдвига.
СНС определяется по формуле Гаррисона:
- минимальное значение СНС для удержания частиц выбуренной породы,
определяется по формуле:
=
- диаметр шламовых частиц из-под долота
=0,35+0,03 (1)
=0,2+0,035 (2)
Формула (1) используется при применении лопастных долот и шарошечных для пород с категорией твердости от М до СТ.
Формула (2) используется при применении шарошечных долот для пород с категорией твердости от Т и выше, для всех долот имеющих в шифре литеру З, ИСМ, алмазные долота.
k-определяется по формуле:
.
где D – средний размер частиц выбуренной породы, зависящий от типа этой породы (табл)
С-объемное содержание выбуренной породы в циркулирующем растворе,
С=
-объем выбуренной породы:
=0,785 kk H
- степень очистки бурового раствора от выбуренной породы.
С0 – объемное содержание частиц выбуренной породы в осадке на забое скважины
Н – высота осадка на забое сважины
- вязкость бурового раствора
а) Интервал 0-70 м.
Колонна 323,9 мм. Разбуривается долотом 295,3 мм. Преобладающие породы – песчаники, алевролиты и глины. Песчаники светло-серые, мелкозернистый. Глины темно-серые, серые, слоистые.
р=1100 кг/м3 , =0,014 Пас, С0=0,8, =0,5, h=100, kk=1,3
Определяем объем выбуренной породы:
= 0,785 1,3 0,29532 70 = 6,3(м3)
Объем циркулирующего раствора:
==8,8 (м3)
(м3)
Принимаем значения : пор =2,4; m =2,4; =0,16
=0,35+0,037 =0,35+0,037 29,53=1,44 (см)
= = = 152,9 (дПа)
==0,63
.=0,003
СНС за 1 минуту и за 10 минут:
= = 23,3 ( дПа)
= =98,3( дПа)
а) Интервал 70-830 м.
Колонна 244,5 мм. Разбуривается долотом 295,3 мм. Преобладающие породы – песчаники, алевролиты и глины. Песчаники светло-серые, мелкозернистый. Глины темно-серые, серые, слоистые.
р=1100 кг/м3 , =0,014 Пас, С0=0,8, =0,5, h=100, kk=1,3
Определяем объем выбуренной породы:
= 0,785 1,3 0,29532 760 = 67,6 (м3)
Объем циркулирующего раствора:
==8,8 (м3)
==73 (м3)
(м3)
Принимаем значения : пор =2,4; m =2,4; =0,16
=0,35+0,037 =0,35+0,037 29,53=1,44 (см)
= = = 152,9 (дПа)
==0,63
.=0,003
СНС за 1 минуту и за 10 минут:
= = 23,3 ( дПа)
= =98,3( дПа)
б) Интервал 830-2120 м.
Колонна 177,8 мм. Разбуривается долотом 215,9 мм. Преобладающие породы – глины, алевролиты с прослоями глинистых известняков, переслаивание глин,алевролитов,песчаников.
р=1125 кг/м3 , =0,015 Пас, С0=0,8, =0,5, h=100, kk=1,24
Определяем объем выбуренной породы:
= 0,785 1,24 0,21592 1115 = 50 (м3)
Объем циркулирующего раствора:
==8,8 (м3)
==73 (м3)
==42.3 (м3)
(м3)
Принимаем значения : пор =2,6 m =2,2; =0,15;
=0,35+0,037 =0,35+0,037 21,6=1,14 (см)
= = = 188 (дПа)
==0,6
.=0,0007
СНС за 1 минуту и за 10 минут:
= =8(дПа)
= =56(д Па)
Обоснование бурового раствора
Интервал 0-70м
В данный интервал входит суглинок с гравием и валунами,с прослоями мелкозернистого,глинистого песка. Во время бурения возможны поглащения бурового раствора. этом интервале возможно применить стабилизированный буровой раствор.
В состав раствора входят бентонит, КМЦ, бикарбонат Na,вода. Раствор обладает следующими характеристиками: плотность =1,08-1,12 г/см3; вязкость по Маршу Т=45-70 сек, водоотдача <20 см3/30мин, РH=8-9.
Интервал 70-830м
В данный интервал в основном входят суглинки, глины, алевролиты, песчаники. Во время бурения возможны осыпи и обвалы неустойчивых пород. В этом интервале возможно применить следующие растворы: полимерные, ингибирующие, соленасыщеные (кроме аэрированных р-ров и пен). Влияние температуры в скважине на этом интервале незначительное.
Для уменьшния поглащения необходимо снизить фильтрацию при помощи КМЦ.Для улучшения качества глинистой суспензии используем бикарбонат Na.В состав раствора входят бентонит, КМЦ, КССБ, бикарбонат Na ,ФК-2000, вода. Раствор обладает следующими характеристиками: плотность =1,08-1,12 г/см3; вязкость по Маршу Т=40-60 сек, водоотдача <10-15 см3/30мин, РH=8-9. При бурении с этим раствором используется стандартное оборудование, что исключает лишние затраты.
Интервал 830-2120м
В этот интервал входят песчаники, известняки и глины. Песчаники серые, полимиктовые, пористые, известковистые. Глины коричневые, красноватые, алевритистые серые, слоистые. Возможные осложнения: осыпи и обвалы неустойчивых пород, сужение ствола в интервалах проницаемых песчаников,подваливание глинистых пород,возможны нефте-газопроявления... Здесь можно применить полимерный. буровой раствор. Для снижения условной вязкости используем КМЦ с резиновой крошкой .Для лучшего вскрытия продуктивного пласта используем ПАВ(сульфанол) совмесстно с пеногасителем IKDefoam. Интервал осложнен прихватом, поэтому используем полигликоль.
Рецептура будет иметь вид: КМЦ, биополимер, ПАВ(сульфанол), полигликоль,IKDefoam, IKBiocide, резиновая крошка.
Раствор имеет следующие свойства: плотность =1,08-1,16 г/см3; Т=25-30 сек, Ф30=6-8 см3/30мин, СНС1=5-10 дПА; СНС10=15-25 дПА; рН=8-9.
Выбор фильтрационных характеристик и
обоснование условной вязкости.
Интервал 0-70м
Данный интервал представлен песками, суглинками, глинами и алевролитами. Ввиду применения долота большого диаметра и для обеспечения устойчивости стенок скважины, рекомендуется принять условную вязкость Т = 45-70 с. а фильтрацию Ф30 = 15-20 см3/30 мин.
Интервал 70-830м
Данный интервал представлен песками, суглинками, глинами и алевролитами. Ввиду применения долота большого диаметра и для обеспечения устойчивости стенок скважины, рекомендуется принять условную вязкость Т = 40-60 с. а фильтрацию Ф30 10-15 см3/30 мин.
Интервал 830-2120м
В представленном интервале в основном содержатся глины, известняки, песчаники. Он осложняется подваливанием стенок скважины,осыпями и обвалами неустойчивых пород и пород,сужение ствола ,поэтому рекомендуется принять условную вязкость Т = 25-30 с. а фильтрацию Ф30=6-8 см3/30 мин.
Расчет количества материалов и химических реагентов
Расчет объемов промывочной жидкости
Vбр=Vисх+Vi
Vисх=Vскв+Vемк
Где Vисх-исходный объем раствора в скважине, м3
Vi-нарабатываемый объем раствора в процессе углубления скважины, м3
Vскв-объем раствора до перехода на новую систему или объем обсаженной части, м3
Vемк-объем емкостей циркуляционной системы буровой установки, м3
Vi=npl
Где np-норма расхода бурового раствора на единицу глубины в зависимости от скорости бурения, диаметра долота и типа раствора, м3/м
L-длина интервала бурения, м
Интервал 0-70 м
Vемк=120 м3; Vисх==8,8 м3
Vi=0,29(70)=20,3 м3
Vбр=120+8,8+20,3=149,1 м3
Интервал 70-830 м
Vемк=120 м3; Vисх==73 м3
Vi=0,29(830-70)=220,4 м3
Vбр=120+73+220,4=413,4 м3
Интервал 830-2120 м
Vемк=120 м3; Vисх==49 м3
Vi=0,17(2120-830)=189,5 м3
Vбр=120+189,5+49=358,5 м3
Объемы промывочной жидкости по интервалам бурения и суммарный объем
|
Глубина скважины, м |
Диаметр долота, мм |
Интервал бурения, м |
Исходный объем раствора, м3 |
Объем раствора, м3 |
Объем емкостей м3 |
Общий объем раствора, м3 |
|
70 |
295,3 |
0-70 |
128,8 |
20,3 |
120 |
149,1 |
|
830 |
295,3 |
70-830 |
193 |
220,4 |
120 |
413,4 |
|
2120 |
215,9 |
830-1945 |
169 |
189,5 |
120 |
358,5 |
Расчет количества материалов и химических реагентов основной промывочной жидкости
Интервал 0-70 м
Qг/п=nг/пVбр=0,094149,1=14 т
Qкмц-600=n кмц-600Vобщ=0,0035149,1=0,5 т
QNa2CO3=n Na2CO3 Vобщ=0,0005149,1=0,075 т
Интервал 70-830 м
Qг/п=nг/пVбр=0,094413,4=38,9 т
Qкмц-600=n кмц-600Vобщ=0,0035413,4=1,44 т
QNa2CO3=n Na2CO3 Vобщ=0,0005413,4=0,2 т
Qфк-2000=n фк-2000 Vобщ=0,0006413,4=0,25 т
QИКГУМ=n ИКГУМVобщ=0,005413,4=2,1 т
Интервал 830-1945 м
Qкмц-600=n кмц-600Vобщ=0,0035358,5=1,25т
Qсульфанол=nсульфанол Vобщ=0,0012358,5=0.43 т
QIRDefoam=nIKDefoam Vобщ=0,0003358,5=0.11 т
Qполигликоль=n полигликоль Vобщ=0,025358,5=9 т
Qбиополимер=n биополимер Vобщ=0,001358,5=0,36т
Qрез.крош=n рез.крош Vобщ=0,01358,5=3,58 т
QIKBiocide=n IKBiocideVобщ=0,0007358,5=0,25т
Технологический регламент на буровые растворы.
|
Интервал |
Тип |
Компоненты |
Расходы, т |
Параметры |
|
0-70 |
Бентонитовый стабилизированный раствор |
Глинопорошок |
14 |
=110020 кг/м3 1=2,3 Па 1=9,8 Па У.В. = 45-70 с Ф30 =15-20 см3/30 мин |
|
КМЦ |
0,5 |
|||
|
NA2CO3 |
0,075 |
|||
|
70-830 |
Бентонитовый стабилизированный раствор |
Глинопорошок |
38,9 |
=110020 кг/м3 1=2,3 Па 1=9,8 Па У.В. = 40-60 с Ф30 =10-15 см3/30 мин |
|
NA2CO3 |
0,2 |
|||
|
ФК-2000 |
0,25 |
|||
|
КМЦ |
1,44 |
|||
|
ИКГУМ |
2,1 |
|||
|
830-2120 |
Полимерный раствор на глинистой основе |
сульфанол |
0,43 |
=115020 кг/м3 1=0,8 Па 1=5,6 Па У.В. = 25-30 с Ф30 =6-8 см3/30 мин |
|
IKDefoam |
0,11 |
|||
|
КМЦ |
1,25 |
|||
|
полигликоль |
9 |
|||
|
биополимер |
0,36 |
|||
|
IKBiocide |
0,25 |
|||
|
Резиновая крошка |
3,58 |
Углубление скважины.
Выбор способов и режимов бурения под каждую обсадную колонну.
На всех участках применяется роторный способ бурения,кроме участка ориентируемого угла(турбинный способ)
Выбор компоновок бурильных колонн и их нижней части.
Для реализации выбранного и профиля скважины КНБК выбирается с учетом принятого способа бурения.
На интервале 0-70: бурение ведется со следующей компоновкой:
III 349,2C, МГВ; УБТС1-203(36м); ТБВК-139,7Д x11(64м).
На интервале 70-780 м: бурение ведется со следующей компоновкой:
Ш 295,3 МС-ГВ, МГВ; УБТС2-229(9м); КЛС-295; УБТС2-229(159м); УБТС2-178(6м); ТБВК-139,7х11Д(300м); ТБВК-139,7x9К(826м).
На интервале 780-2120 м: бурение ведется со следующей компоновкой:
Ш 215,9 СЗ-ГВ, СТ-ГВ; УБТC2-178(9м); КЛС-214; УБТC2-178(159м); ТБВК-140x11Д(450м); ТБПК-127x9K(1470м); ТБПК-127x10Е(1412м).
Расчет УБТ.
Интервал 110-1300:
Бурим долотом диаметром 215,9мм
Осевая нагрузка W0=200кН частота вращения долота n=90 об/мин.
Выбираем диаметр основной ступени УБТ: D01=229мм; тип УБТ выбираем по условиям бурения: УБТС2-229.
Проверка условия проходимости обсадной колонны при максимальной толщине стенок:
.
- условие выполняется.
Диаметр последней ступени УБТ должен быть больше диаметра замков БТ над УБТ, кроме того должно выполняться условие плавного перехода от ступени к ступени:
Диаметр бурильных труб d03=140мм (диаметр замковых соединений d3=178мм).
Принимаем D02=178 мм., m02=156кг/м.
Так, как снижение диаметров УБТ от ступени к ступени должно быть не более чем на четверть, , , - условие выполняется, второй ступени не требуется, l02 принимаем равной длине стандартной трубы (6м).
-коэффициент облегчения веса в жидкости,
k-коэффициент запаса прочности (1,15 для бурения без вращения труб и 1,2 при роторном бурении)
Для удобства работы с КНБК принимаем l01=168м (7х24м), причем нижняя часть протяженностью 20-30м является активной частью КНБК и на ней будут установлены калибрирующие и центрирующие элементы.
Проверочный расчет сжатой части УБТ основной ступени у долота:
Длина полуволны:
Стрела прогиба:
Радиус кривизны траектории ствола скважины:
Изгибающий момент:
Определим наименьшее значение осевого момента сопротивления для опасного сечения УБТ (муфта (WИМ) или ниппель (WИН) замкового соединения в основной плоскости резьбы dОСН=0,1656м):
Для расчетов принимаем меньший осевой момент сопротивления.
Изгибающее напряжение для расчета на выносливость:
Амплитудное значение изгибающего напряжения:
Изгибающее напряжение для расчета на статическую прочность:
Определяем касательное напряжение при условии, что МК=МД:
МУД – удельный момент для пород средней твердости МУД=0,012
Определение фактического запаса статической прочности для УБТС (сталь 40ХН2МА что соответствует стали группы прочности Л)
При нормативном запасе :
4,12>1,45 - условие на статическую прочность выполняется.
Расчет запаса на выносливость (σ-1=125МПа, [nУ]=1,50).
nУФ>[nУ]
1,96>1,50 – условие запаса на выносливость выполняется.
Проверочный расчет сжатой части УБТ во второй ступени:
Длина полуволны:
Стрела прогиба:
Радиус кривизны траектории ствола скважины:
Изгибающий момент:
Определим наименьшее значение осевого момента сопротивления для опасного сечения УБТ (муфта (WИМ) или ниппель (WИН) замкового соединения в основной плоскости резьбы dОСН=0,142м):
Для расчетов принимаем меньший осевой момент сопротивления.
Изгибающее напряжение для расчета на выносливость:
Амплитудное значение изгибающего напряжения:
Изгибающее напряжение для расчета на статическую прочность:
Определяем касательное напряжение при условии, что МК=МД:
МУД – удельный момент для пород средней твердости МУД=0,012
Определение фактического запаса статической прочности для УБТС (сталь 40ХН2МА что соответствует стали группы прочности Л)
При нормативном запасе :
4,55>1,45 - условие на статическую прочность выполняется.
Расчет запаса на выносливость (σ-1=125МПа, [nУ]=1,50).
nУФ>[nУ]
2,046>1,50 – условие выполняется.
Так как все условия выполняются, нижняя часть бурильной колонны состоит из УБТС2-229 длиной 168м и УБТС2-178 длиной 6м.
Интервал 1300-3500:
Колона 245 мм спущена на глубину 1300 м.
Скважина бурится под колонну 146мм до глубины 3500 м.
Долото 215,9 СЗ-ГВ.
Осевая нагрузка W0=190 кН, частота вращения долота n=70 об/мин.
Диаметр бурильных труб d1=140 мм.
Выбираем диаметр основной ступени УБТ: D01=178мм; тип УБТ выбираем по условиям бурения: УБТС2-178.
Проверка условия проходимости обсадной колонны при максимальной толщине стенок:
- условие выполняется.
Диаметр последней ступени УБТ должен быть больше диаметра замков БТ над УБТ, кроме того должно выполняться условие плавного перехода от ступени к ступени:
Диаметр бурильных труб d03=140мм (диаметр замковых соединений d3=178мм).
Принимаем D02=178 мм., m02=156кг/м.
Так, как снижение диаметров УБТ от ступени к ступени должно быть не более чем на четверть, , , - условие выполняется, переходной ступени УБТ не требуется.
-коэффициент облегчения веса в жидкости,
k-коэффициент запаса прочности (1,15 для бурения без вращения труб и 1,2 при роторном бурении)
Для удобства работы с КНБК принимаем l01=168м (7х24м), причем нижняя часть протяженностью 20-30м является активной частью КНБК и на ней будут установлены калибрирующие и центрирующие элементы.
Проверочный расчет сжатой части УБТ основной ступени у долота:
Длина полуволны:
Стрела прогиба:
Радиус кривизны траектории ствола скважины:
Изгибающий момент:
Определим наименьшее значение осевого момента сопротивления для опасного сечения УБТ (муфта (WИМ) или ниппель (WИН) замкового соединения в основной плоскости резьбы dОСН=0,142м):
Для расчетов принимаем меньший осевой момент сопротивления.
Изгибающее напряжение для расчета на выносливость:
Амплитудное значение изгибающего напряжения:
Изгибающее напряжение для расчета на статическую прочность:
Определяем касательное напряжение при условии, что МК=МД:
МУД – удельный момент для пород средней твердости МУД=0,012
Определение фактического запаса статической прочности для УБТС (сталь 40ХН2МА что соответствует стали группы прочности Л)
При нормативном запасе :
8,38>1,45 - условие на статическую прочность выполняется.
Расчет запаса на выносливость (σ-1=125МПа, [nУ]=1,50).
nУФ>[nУ]
4,51>1,50 – условие запаса на выносливость выполняется.
Так как все условия выполняются, нижняя часть бурильной колонны состоит из УБТС2-178 длиной 168м.
Расчет бурильных труб.
Интервал 110-1300.
Расчет наддолотной секции бурильных труб.
По условиям работы, наилучший типоразмер для наддолотной секции ТБВК 140х11Д, m1=39,9кг/м; q1=39,9·9,81=391,4Н/м; d=140-2·11=118мм; I=9,276·10-6м4; WИ=132,8·10-6м3; σТ=372МПа; σ-1=128МПа; dЗ=178мм. Длину секции принимаем равной l1=300м. В нейтральном сечении Q=0, σР=0:
Радиус кривизны траектории ствола скважины:
Изгибающий момент:
Изгибающее напряжение для расчета на выносливость:
Амплитудное значение изгибающего напряжения:
Изгибающее напряжение для расчета на статическую прочность:
в нейтральном над УБТ сечении БК, а также в нижнем сечении II-й секции вследствии малости касательных напряжений (МК=МД) расчет на сопротивление усталости можно выполнять только по нормальным напряжениям, считая что n=nσ, т.е. n=4,68, что больше нормативного значения [nУ]=1,5.
Проверяем условие прочности на избыточное давление:
Проверку на смятие в клиньях не проводим из-за малого веса секции. Проверяем секцию на статическую прочность, длина секции 300м.
Определение фактического запаса статической прочности для ТБВК (группа прочности Д)
При нормативном запасе :
1,92>1,45 - условие на статическую прочность выполняется.
Так как условие выполняется, 1-я секция состоит из ТБВК 140х11Д длинной 300м.
Определение типоразмера труб для второй секции
ТБВК 140х8К, m2=31кг/м; q2=31·9,81=304,11Н/м; d=140-2·8=124мм; I=7,203·10-6м4; WИ=103,1·10-6м3; σТ=490МПа; σ-1=98МПа; dЗ=178мм.
Суммарная длина рассчитанных секций: 168+6+300=474м
Осталось собрать до устья: 1300-474=826м
Проверяем условие прочности на избыточное давление:
Допускаемая длина секции:
Принимаем L2=826м.
Определим фактическое значение запаса на статическую прочность при отрыве бурильной колонны от забоя с вращением.
Длина полуволны:
Радиус кривизны траектории ствола скважины:
Изгибающий момент:
Изгибающее напряжение для расчета на статическую прочность:
Определение фактического запаса статической прочности для ТБВК (группа прочности К)
При нормативном запасе :
1,69>1,45 - условие на статическую прочность выполняется.
Проверка труб секции на сопротивление усталости при бурении в нижнем сечении k=1; ΔP=0; Q=0:
Радиус кривизны траектории ствола скважины:
Изгибающий момент:
Изгибающее напряжение для расчета на статическую прочность:
σ0=σР=131,7МПа; τ=21,7МПа:
4,76>1,5 - условие на статическую прочность выполняется.
Проверка на смятие в клиньях: С=0,7, LK=0,7.
1,43>1,15 - условие на смятие выполняется.
Так как все условия выполняются, то 2-я секция состоит из ТБВК 140х9К длинной 826м.
Интервал 1300-3500.
Расчет наддолотной секции бурильных труб.
По условиям работы, наилучший типоразмер для наддолотной секции ТБВК 140х11Д, m1=39,9кг/м; q1=39,9·9,81=391,4Н/м; d=140-2·11=118мм; I=9,276·10-6м4; WИ=132,8·10-6м3; σТ=372МПа; σ-1=128МПа; dЗ=178мм. Длину секции принимаем равной l1=450м. В нейтральном сечении Q=0, σР=0:
Радиус кривизны траектории ствола скважины:
Изгибающий момент:
Изгибающее напряжение для расчета на выносливость:
Амплитудное значение изгибающего напряжения:
Изгибающее напряжение для расчета на статическую прочность:
в нейтральном над УБТ сечении БК, а также в нижнем сечении II-й секции вследствии малости касательных напряжений (МК=МД) расчет на сопротивление усталости можно выполнять только по нормальным напряжениям, считая что n=nσ, т.е. n=11,40, что многократно больше нормативного значения [nУ]=1,5.
Проверяем условие прочности на избыточное давление:
Проверку на смятие в клиньях не проводим из-за малого веса секции. Проверяем секцию на статическую прочность, длина секции 450м.
Определение фактического запаса статической прочности для ТБВК (группа прочности Д)
При нормативном запасе :
2,48>1,45 - условие на статическую прочность выполняется.
Так как условие выполняется, 1-я секция состоит из ТБВК 140х11Д длинной 450м.
Определение типоразмера труб для второй секции.
ТБВК 127х9K, m2=29,5кг/м; q2=29,5·9,81=289,4Н/м; d=127-2·9=109мм; I=5,841·10-6м4; WИ=91,98·10-6м3; σТ=490МПа; σ-1=98МПа; dЗ=155мм.
Проверяем условие прочности на избыточное давление:
Допускаемая длина секции:
Принимаем L2=1470м.
Определим фактическое значение запаса на статическую прочность при отрыве бурильной колонны от забоя с вращением.
Длина полуволны:
Радиус кривизны траектории ствола скважины:
Изгибающий момент:
Изгибающее напряжение для расчета на статическую прочность:
Определение фактического запаса статической прочности для ТБВК (группа прочности К)
При нормативном запасе :
1,65>1,45 - условие на статическую прочность выполняется.
Проверка труб секции на сопротивление усталости при бурении в нижнем сечении k=1; ΔP=0; Q=0:
Радиус кривизны траектории ствола скважины:
Изгибающий момент:
Изгибающее напряжение для расчета на статическую прочность:
При определении запаса по касательным напряжениям σ0 берется по телу БТ предыдущей секции для случая отрыва от забоя с вращением колонны.
σ0=σР=122,15МПа; τ=20,13МПа:
12,9>1,5 - условие на статическую прочность выполняется.
Проверка на смятие в клиньях: С=0,7, LK=0,7.
1,34>1,15 - условие на смятие выполняется.
Так как все условия выполняются, то 2-я секция состоит из ТБВК 127х9К длинной 1470м.
Определение типоразмера труб для третьей секции.
ТБВК 127х10E, m2=32,1кг/м; q3=32,1·9,81=314,9Н/м; d=127-2·10=107мм; I=6,335·10-6м4; WИ=99,77·10-6м3; σТ=539МПа; σ-1=108МПа; dЗ=155мм.
Суммарная длинна рассчитанных секций: 168+450+1470=2088м.
Осталось собрать до устья: 3500-2088=1412м.
Проверяем условие прочности на избыточное давление:
Допускаемая длина секции:
Принимаем L3=1412м.
Определим фактическое значение запаса на статическую прочность при отрыве бурильной колонны от забоя с вращением.
Длина полуволны:
Радиус кривизны траектории ствола скважины:
Изгибающий момент:
Изгибающее напряжение для расчета на статическую прочность:
Определение фактического запаса статической прочности для ТБВК (группа прочности К)
При нормативном запасе :
3,57>1,45 - условие на статическую прочность выполняется.
Проверка труб секции на сопротивление усталости при бурении в нижнем сечении k=1; ΔP=0; Q=0:
Радиус кривизны траектории ствола скважины:
Изгибающий момент:
Изгибающее напряжение для расчета на статическую прочность:
При определении запаса по касательным напряжениям σ0 берется по телу БТ предыдущей секции для случая отрыва от забоя с вращением колонны.
σ0=σР2=285,26МПа; τ=47,1МПа:
11,1>1,5 - условие на статическую прочность выполняется.
Проверка на смятие в клиньях: С=0,7, LK=0,7.
1,18>1,15 - условие на смятие выполняется.
Так как все условия выполняются, то 3-я секция состоит из ТБВК 127х10Е длинной 1412м.
Типомодели долот, способы и режимы бурения.
|
Интервал бурения по длине ствола, м |
Типомодель долота |
Способ бурения |
Параметры режима бурения |
||||
|
Осевая нагрузка на долото, кН. |
Частота вращения долота, об/мин |
Подача насосов, л/с |
Плотность бурового раствора кг/м3 |
Давления нагнетания насоса |
|||
|
0-110 |
Ш 349,2 МГВ |
Ротор |
Вес инструмента |
120 |
1100 |
||
|
110-1300 |
Ш 295,3 МС-ГВ |
Ротор |
200 |
90 |
1050 |
||
|
1300-3500 |
Ш 215,9 СЗ-ГВ |
Ротор |
180 |
70 |
1160 |
Результаты расчета бурильных колонн.
|
Наименование и диаметр спускаемой обсадной колонны, мм |
Глубина спуска обсадной колонны по длине скважины |
Характеристика труб |
Вес в воздухе, кН |
Предел текучести, кН |
Коэффициент запаса прочности |
||||||||
|
Тип секции |
Длина секции,м |
Диаметр, мм |
Группа прочности |
Толщина стенки |
1 м трубы |
Секции |
Нарастающий |
На статическую нагрузку |
На прочность в клиновом захвате |
На выносливость |
|||
|
Направление (426) |
0-25 |
ротор |
110 |
- |
- |
- |
- |
110 |
110 |
- |
- |
- |
- |
|
Промежуточная (245) |
110-1300 |
КНБК |
168 |
229 |
Л |
69,5 |
2,68 |
450,24 |
450,24 |
- |
4,55 |
- |
1,96 |
|
КНБК |
6 |
178 |
Л |
44,0 |
1,53 |
9,18 |
459,42 |
- |
4,51 |
- |
2,05 |
||
|
ТБВК |
300 |
140 |
Д |
11 |
0,39 |
117 |
576,42 |
795,5 |
4,11 |
- |
4,68 |
||
|
ТБВК |
826 |
140 |
К |
8 |
0,3 |
247,8 |
824,22 |
970 |
1,69 |
1,43 |
4,76 |
||
|
Эксплуатационнная (168) |
1300-3500 |
КНБК |
168 |
178 |
Л |
44,0 |
1,53 |
257,04 |
257,04 |
- |
- |
- |
2,05 |
|
ТБВК |
450 |
140 |
Д |
11 |
0,39 |
175,5 |
432,54 |
795,5 |
2,48 |
- |
11,4 |
||
|
ТБПК |
1470 |
127 |
К |
9 |
0,29 |
426,3 |
858,84 |
760,4 |
1,65 |
1,34 |
12,9 |
||
|
ТБПК |
1412 |
127 |
Е |
10 |
0,31 |
437,72 |
1296,56 |
843,6 |
3,57 |
1,18 |
11,1 |
|
|
Длина элементов, м |
Компоновка для бурения в интервале: 110-1300м |
||
|
Маркировка |
Элементы |
|||
|
826 300 |
ТБВК 140х9К ТБВК 140х11Д |
Бурильные трубы |
||
|
6 159 |
УБТС2-178 УБТС2-229 |
Утяжеленные бурильные трубы (сбалансированные) |
||
|
1,2 |
КЛС-295 |
Калибратор |
||
|
9 |
УБТС2-229 |
Утяжеленные бурильные трубы (сбалансированные) |
||
|
0,8 |
переводник |
Переводник муфтовый |
||
|
0,3 |
III 295,3 |
МС-ГВСТ-ГВ |
Долото |
|
|
Длина элементов, м |
Компоновка для бурения в интервале: 110-1300м |
||
|
Маркировка |
Элементы |
|||
|
1412 1470 450 |
ТБВК 127х10Е ТБВК 127х9К ТБВК 140х11Д |
Бурильные трубы |
||
|
159 |
УБТС2-178 |
Утяжеленные бурильные трубы (сбалансированные) |
||
|
1,2 |
КЛС-214 |
Калибратор |
||
|
9 |
УБТС2-178 |
Утяжеленные бурильные трубы (сбалансированные) |
||
|
0,8 |
переводник |
Переводник муфтовый |
||
|
0,3 |
III 215,9 |
СЗ-ГВСТ-ГВ |
Долото |
Расчет гидравлических параметров промывки скважин.
Для интервала 110-1300 (кондуктор)
Долото 295,3 МС-ГВ; УБТС2-229(9м); УБТС2-229(159м); УБТС2-178(6м).
Минимальная подача насосов.
Для очистки забоя:
, где
q-удельная промывка на единицу площади забоя (q=0,05-0,065).
-площадь забоя, см3.
Для выноса шлама на поверхность:
, где
- диаметр скважины, см.
-наружный диаметр бурильных труб, см.
-минимальная скорость жидкости в кольцевом пространстве для выноса шлама, м/с.
, где
-диаметр долота, см.
ρ- плотность промывочной жидкости, г/см3.
Принимаем Q=34 л/с
Выбор насосов и втулок
Расчет остальных гидравлических параметров производится с помощью программы «ЭФФЕКТ». Результаты расчетов сведены в таблицы.
Исходные данные
|
Динамическое напряжение сдвига, Па |
1,925 |
|
Структурная вязкость, Па*с |
0,01265 |
|
Плотность промывочной жидкости, кг/м3 |
1050 |
|
Допустимое давление на насосах, МПа |
18 |
|
Расстояние от среза насадки до забоя, cм |
22 |
|
Диаметр подводящего канала, мм |
28 |
|
Коэф. аномальности пластового давления |
1 |
|
Тип насадок |
отеч |
|
Глубина промывки, м |
1300 |
|
Статическая репрессия |
0,64 МПа |
Расчетные гидравлические параметры
|
Расход л/с |
Давление, в МПа |
Гидрав. мощность, кВт |
Сила удара струи, кН |
Суммар. площадь сечения в кв.см |
Диаметр насадок/струи на забое, мм |
Давление |
|||||||
|
В затруб. пространстве |
В циркуляц системе |
Осевое на забое |
Эффективн. |
||||||||||
|
2 насад |
3 насад |
2 насад |
3 насад |
2 насад |
3 насад |
2 насад |
3 насад |
||||||
|
34 |
5,65 |
7,93 |
227,1 |
4,03 |
3,014 |
14,0/85 |
11,3/90 |
0,97 |
0,58 |
-5,32 |
-5,71 |
-5,51 |
-9,89 |
|
36 |
6,27 |
8,81 |
209,2 |
3,98 |
3,422 |
14,9/83 |
12,1/88 |
0,98 |
0,59 |
-5,93 |
-6,31 |
-6,06 |
-10,6 |
|
38 |
6,99 |
9,8 |
183,3 |
3,82 |
3,965 |
16,1/82 |
13,0/86 |
0,96 |
0,60 |
-6,67 |
-7,03 |
-6,94 |
-11,8 |
|
40 |
7,69 |
10,78 |
153,9 |
3,6 |
4,673 |
17,6/81 |
14,1/84 |
0,92 |
0,59 |
-7,42 |
-7,75 |
-8,09 |
-13,2 |
|
42 |
8,43 |
11,81 |
118,8 |
3,24 |
5,723 |
19,7/80 |
15,6/83 |
0,82 |
0,55 |
-8,24 |
-8,51 |
-10,0 |
-15,4 |
Выбираем насос У8-6МА2
По таблице характеристик насоса выбираем диаметр втулок 170 мм. Данный насос с числом двойных ходов 65, при коэффициенте заполнения 1,0 обеспечит подачу 34,8 л/с
Для интервала 1300-3500 (кондуктор)
Долото 215,9 СЗ-ГВ; УБТС2-178(9м); УБТС2-178(159м).
Минимальная подача насосов.
Для очистки забоя:
, где
q-удельная промывка на единицу площади забоя (q=0,05-0,065).
-площадь забоя, см3.
Для выноса шлама на поверхность:
, где
- диаметр скважины, см.
-наружный диаметр бурильных труб, см.
-минимальная скорость жидкости в кольцевом пространстве для выноса шлама, м/с.
, где
-диаметр долота, см.
ρ- плотность промывочной жидкости, г/см3.
Принимаем Q=18 л/с
Выбор насосов и втулок
Расчет остальных гидравлических параметров производится с помощью программы «ЭФФЕКТ». Результаты расчетов сведены в таблицы.
Исходные данные
|
Динамическое напряжение сдвига, Па |
2,86 |
|
Структурная вязкость, Па*с |
0,01628 |
|
Плотность промывочной жидкости, кг/м3 |
1160 |
|
Допустимое давление на насосах, МПа |
12 |
|
Расстояние от среза насадки до забоя, cм |
14 |
|
Диаметр подводящего канала, мм |
24 |
|
Коэф. аномальности пластового давления |
1,05 |
|
Тип насадок |
отеч |
|
Глубина промывки, м |
3500 |
|
Статическая репрессия |
5,05 МПа |
Расчетные гидравлические параметры
|
Расход л/с |
Давление, в МПа |
Гидрав мощность, кВт |
Сила удара струи, кН |
Суммар. площадь сечения в кв.см |
Диаметр насадок/струи на забое, мм |
Давление |
1- |
||||||
|
В затруб. пространстве |
В циркуляц системе |
Осевое на забое |
Эффективн. |
||||||||||
|
2 насад |
3 насад |
2 насад |
3 насад |
2 насад |
3 насад |
2 насад |
3 насад |
||||||
|
18,0 |
0,70 |
3,49 |
199,1 |
2,90 |
1,309 |
9,2/ 53 |
7,5/ 57 |
1,76 |
1,05 |
-3,99 |
-4,70 |
-2,27 |
-4,48 |
|
20,0 |
0,72 |
4,11 |
208,8 |
3,13 |
1,497 |
9,8/ 53 |
8,0/ 55 |
1,95 |
1,18 |
-3,83 |
-4,60 |
-1,96 |
-3,89 |
|
22,0 |
0,75 |
4,78 |
214,8 |
3,33 |
1,703 |
10,5/ 52 |
8,5/ 54 |
2,12 |
1,30 |
-3,69 |
-4,50 |
-1,74 |
-3,45 |
|
24,0 |
0,79 |
5,51 |
216,6 |
3,49 |
1,932 |
11,2/ 52 |
9,1/ 54 |
2,26 |
1,41 |
-3,59 |
-4,44 |
-1,59 |
-3,14 |
|
26,0 |
0,85 |
6,30 |
213,9 |
3,61 |
2,193 |
11,9/ 51 |
9,6/ 53 |
2,36 |
1,50 |
-3,54 |
-4,40 |
-1,50 |
-2,93 |
|
28,0 |
0,89 |
7,14 |
206,7 |
3,68 |
2,492 |
12,7/ 51 |
10,3/ 52 |
2,42 |
1,57 |
-3,53 |
-4,37 |
-1,46 |
-2,79 |
|
30,0 |
0,93 |
8,02 |
194,7 |
3,70 |
2,848 |
13,7/ 51 |
11,0/ 52 |
2,42 |
1,61 |
-3,57 |
-4,38 |
-1,47 |
-2,72 |
|
32,0 |
1,16 |
9,14 |
171,8 |
3,59 |
3,340 |
14,9/ 51 |
11,9/ 51 |
2,32 |
1,59 |
-3,90 |
-4,63 |
-1,68 |
-2,92 |
|
34,0 |
1,27 |
10,17 |
146,9 |
3,42 |
3,956 |
16,3/ 51 |
13,0/ 51 |
2,15 |
1,53 |
-4,17 |
-4,79 |
-1,94 |
-3,13 |
|
36,0 |
1,38 |
11,27 |
115,6 |
3,12 |
4,860 |
18,4/ 52 |
14,4/ 51 |
1,85 |
1,40 |
-4,58 |
-5,04 |
-2,47 |
-3,60 |
Выбираем насос У8-6МА2
По таблице характеристик насоса выбираем диаметр втулок 160 мм. Данный насос с числом двойных ходов 50, при коэффициенте заполнения 0,8 обеспечит подачу 18,7 л/с.
Оптимальные гидравлические параметры для промывки скважины сведены в таблицу.
Оптимальные гидравлические параметры промывки скважины.
|
Интервал бурения,м |
Диаметр долота, насадок, мм, число насадок |
Типы насосов и их число |
Диаметр втулок, мм |
Число двойных ходов |
Подача насосов |
Допустимое давление, МПа |
Гидравлические сопротивления, МПа |
||
|
В затруб. пространстве |
В циркуляц. системе |
В ЗД |
|||||||
|
0-110 |
490 |
У8-6МА2 1 шт |
170 |
65 |
34,8 |
15 |
0,01 |
3,68 |
0 |
|
110-1300 |
393,7 3x15,3 |
У8-6МА2 1 шт |
170 |
65 |
34,8 |
15 |
0,02 |
4,72 |
0 |
|
1300-3500 |
215,9 3x11 |
У8-6МА2 1 шт |
160 |
50 |
18,7 |
15 |
0,93 |
8,02 |
0 |
Список литературы:
68