Технология бур нефт и газ скв

Параметры утяжелённых бурильных труб представлены в таблице 2.2.Таблица 2.2Утяжелённые бурильные трубы№Параметры УБТНаружный диаметр, ммВнутренний диаметр, ммВес, кН/м1146740,9582178901,78Определение длины жесткого наддолотного участка:Примем l1=9,7 м.Определение длины сжатой части:м.Определение осевой критической нагрузки:кН (10)где E модуль продольной упругости стали, Н/м2; I – осевой момент инерции сечения трубы, м4; q – вес 1 см длины УБТ, МН/м.Так как Рд>Pкр необходимо в интервалах, где будет наблюдаться искривление ствола скважины, осевую нагрузку уменьшить до критической.Определение длины растянутой части:м.В итоге длина отвесной компоновки будет составлять:м.2.6Выбор вида и параметров промывочной жидкостиНеобходимый расход бурового раствора Qдля эффективной очистки забоя скважины от выбуренной породы определяется по формуле, м3/с, (11)где K – удельный расход раствора на 1 м2забоя, м3/с,Sзаб– площадь забоя скважины, м2.В призабойной зоне диаметр скважины Dсквпрактически равен номинальному диаметру долота Dд, поэтому. (12)Удельный расход раствора принимается в пределах от 0,3 до 0,65 м3/с. Большие значения берутся для мягких пород, так как в этом случае увеличивается объем шлама, образующегося в единицу времени.Рассчитаем площадь забоя скважины:= 0,01 м2.Тогда необходимый расход бурового раствора рассчитается: м3/сРазрез проектируемой скважины состоит в основном изкарбонатных и терригенных горных пород. При бурении встречаются следующие виды осложнений: осыпи, обвалы стенок скважины, прихваты инструмента, поглощение бурового раствора. С учётом этих двух факторов рекомендуется следующий тип очистного агента – полимерглинистый раствор. Плотность бурового раствора рассчитывается в зависимости от пластового давления:, (13)где γбр – удельный вес бурового раствора, кг/м3;g – ускорение свободного падения, g = 9,81 м/с2;k – коэффициент, учитывающий превышение гидростатического давления над пластовым.Пластовое давление рассчитывается по формуле:Pпл = gradPiпл∙hi, (14)где gradPiпл- градиент пластового давления на i-ом интервале, МПа/м;hi- величина i-го интервала, м. Условная вязкость по рекомендации ВНИИКр нефти определяется как:УВ< 21· γбр·10-3, с. (15)Показатель водоотдачи по рекомендации ВНИИКр нефти определяется по формуле:ВО = (6·104/ γбр)+3, см3/30 мин. (16)Рассчитанные значения округляется до ближайшего целого.2.7Выбор забойных двигателейПри выборе забойного двигателя необходимо учитывать диаметр долота и номинальный момент на валу, обеспечивая частоту вращения долота, необходимую для разрушения горных пород. Диаметр забойного двигателя в зависимости от диаметра долота определяется по формуле:, (17)где Dзд– диаметр забойного двигателя, мм; Dд– диаметр долота, мм.Рассчитанное значение округляется до ближайшего целого.Диаметр забойного двигателя на глубине 2600 м составит:.Диаметр забойного двигателя на глубине 2110 м составит:.Диаметр забойного двигателя на глубине 820 м составит:.Диаметр забойного двигателя на глубине 820 м составит:.Выбираемый двигатель должен развивать мощность, которая будет тратиться на работу долота под действием осевой нагрузки и на преодоление трения в опорах. Требуемый крутящий момент определяется по формуле:, (18)где Мр – момент необходимый для разрушения горной породы, Н*м;Мо – момент необходимый для вращения ненагруженного долота, Н*м; Муд – удельный момент долота, Н*м/кН; Gос – осевая нагрузка на долото, кН.Момент необходимый для вращения ненагруженного долота определяется по формуле: , (19)где Dд – диаметр долота, м. Удельный момент долота определяется по формуле (10): , (20)где Q – расчетный коэффициент, принимаемый в расчетах 1-2 (принимается 1,5), Н*м/кН; Dд – диаметр долота, см.Проведём расчёт для эксплуатационной колонны:.Проведём расчёт для промежуточной колонны:.Проведём расчёт для кондуктора:.Проведём расчёт для направления:.Предлагается использовать винтовые забойные двигатели. На основании представленных расчётов произведём выбор забойного двигателя для каждого интервала бурения (таблица 2.3). Таблица 2.3Выбор винтовых забойных двигателейИнтервал бурения, мНаружный диаметр корпуса, ммТребуемый крутящий момент, кН*мМодель двигателя0-501951,1DЗM-19550-8201950,99DЗM-195820-21101760,99D5М-1762110-26001720,6D5-1723 БУРЕНИЕ И ЗАКАНЧИВАНИЕ СКВАЖИН3.1Расчёт обсадных колоннПроизведём расчёт наружного избыточного давления на эксплуатационную колоннуПо плотности жидкости за колонной:МПа,где z – координата глубины по вертикали, м.При цементировании на момент окончания продавливания цементного раствора:МПа,где h – глубина цемента за колонной; - плотность цементного раствора.На глубине 2330 м в кровле продуктивного пласта:МПа.Наружное избыточное давление:,(21)где h – глубина до уровня цемента в скважине за колонной;, - плотность в колонне и бурового раствора за колонной;k – коэффициент разгрузки.= 31,1 МПа.Следовательно, можно использовать колонну с группой прочности Д с толщиной стенки 10,7 мм.3.2Выбор способа спуска обсадной колонны и цементированияВ качестве критериев, определяющих выбор способа спуска колонны (спуск целиком или секциями) и ее цементирования (сплошное, в две или несколько ступеней с разрывом во времени), принимаются грузоподъемность оборудования, допустимое время пребывания ствола в необсаженном состоянии и режим качественного цементирования обсадной колонны в один прием. Режим цементирования зависит от пластовых давлений гидроразрыва или поглощения пластов.Существуют прямой и обратный способы подачи тампонажного раствора в скважину. При промышленном бурении наиболее рациональным является прямой способ подачи.Двуступенчатое цементирование чаще всего применяют при бурении глубоких скважин. Глубина проектируемой скважины составляет 2600. Поэтому для её заканчивания подходит одноступенчатое цементирование. 4 Выбор буровой установкиПри разбуривании нового нефтяного или газового месторождения большое значение имеет правильность выбора типа буровых установок, которые для данного района окажутся наиболее экономичными. Буровая установка выбирается исходя из проектной глубины скважины H и допустимой нагрузки на крюке Gкр.Расчет нагрузки на крюке производится исходя из следующего условия:. (22)Вычисляетсявес самой тяжелой из обсадных колонн по формуле:, (23)где qоб– теоретический вес 1 м обсадной колонны, составленной из отечественных труб по ГОСТ 632-80, кН;Н – глубина спуска колонны, м.Таким образом, рекомендуемая буровая установка БУ 3200/200 ЭУК-3МА.ЗАКЛЮЧЕНИЕПодведём итог. В процессе бурения предполагаются следующие осложнения: осыпи, обвалы; газопроявления, поглощение бурового раствора. Проектируется конструкция из четырёх обсадных колонн (с одной промежуточной). Глубина спуска направления составит 50 м; глубина спуска кондуктора составит 820 м; глубина спуска промежуточной колонны составит 2110 м; глубина спуска эксплуатационной колонны составит 2600 м. При этом диаметр эксплуатационной колонны составит 114,3 мм; даиметр промежуточной колонны – 177,8 мм; даметр кондуктора – 219,1мм; даиаметр направления – 244,5 мм. СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫРязанов В.И., Борисов К.И. Практическое пособие по выполнению курсового проекта по дисциплине «Технология бурения нефтяных и газовых скважин».– Томск: Изд. ТПУ, 2008 г. – 92 с. Приказ Ростехнадзора от 12.03.2013 N 101 "Об утверждении Федеральных норм и правил в области промышленной безопасностиКалинин А.Г., Ганджумян Р.А., Мессер А.Г. Справочник инженера-технолога по бурению глубоких скважин. – М., 2005. – 808 с.Булатов А.И., Макаренко П.П., Шаманов С.А. Техника и технология бурения нефтяных и газовых скважин. – М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2003. – 1007 с.Вадецкий, Ю.В. Бурение нефтяных и газовых скважин: учебник / Ю.В. Вадецкий. – М.: Академия. – 234с.Коршак А.А., Шаммазов А.М. – Основы нефтегазового дела. Уфа «ДизайнПолиграфСервис», 2001.Технология бурения нефтяных и газовых скважин. Учебное пособие. //Под редакцией Мавмотова Р.Х. – М.: Недра, 1982.