Составление регламента на бурение скважины глубиной 2600 м. на Ватинском месторождении

Компоновки низа бурильной колонны приведены в таблице 21.Таблица 21 – Характеристика бурильной колонныУсловный номер КНБКЭлементы БКтипоразмер, шифрГОСТ, ОСТ на изготовлениенаружный диаметр, ммдлина, мвес, кН1Долото III 393,7 С-ЦГВУ R-357ГОСТ 20692-2003393,70,51,5УБТ-203ТУ 3663-033-48416997-05203,04892,6ТБПК-127×9,19 (Д)ГОСТ 7909-56127,09,02,72Долото III 295,3 МСЗ-ГВУ R-201ГОСТ 20692-2003295,30,40,9Калибратор КС 295,3 СТТУ 3663-004-00221801-96295,31,33,15Двигатель ДРУ-240ГОСТ 26673 – 90245,09,211,2ЗТС-172API172,09,00,7Труба УБТ-203ТУ 3663-033-48416997-05203,04892,6ТБПК-127×9,19 (Д)ГОСТ 7909-56127,0632194,53Долото III215,9 МЗ-ГВУ R206ГОСТ 20692-2003215,90,40,45Калибратор 9КП-215,9 МСТОСТ 39-078-79215,90,50,45Двигатель ДРУ-172ГОСТ 26673 – 90178,07,611,0ЗТС-172API172,09,00,7Труба УБТ-178ТУ 3663-033-48416997-05178,084131,1ТБПК-127×9,19 (Д)ГОСТ 7909-56127,0632194,5ЛБТ-147,0×13,0 (Д16Т)ГОСТ 7909-56147,0528105,64III 215,9 ТЗ-ГВУ R590ГОСТ 20692-2003215,90,40,37Калибратор 9КП-215,9 МСТОСТ 39-078-79215,90,50,45Двигатель ДРУ-172ГОСТ 26673 – 90178,07,611,2ЗТС-172API172,09,00,7Труба УБТ-178ТУ 3663-033-48416997-05178,0144224,6ТБПК-127×9,19 (Д)ГОСТ 7909-56127,0648194,5ЛБТ-147,0×13,0 (Д16Т)ГОСТ 7909-56147,01790345,5Расчет бурильной колонны на прочностьВ процессе бурения и СПО на бурильную колонна действуют различных напряжений, характер и величина которых зависит от способа бурения и рассматриваемого сечения колонны.Применительно для данной скважины максимальные напряжения возникают при бурении под эксплуатационную колонну на участке уменьшения зенитного угла. При бурении с использованием ВЗД бурильная колонна труб неподвижна и воспринимает реактивный момент, который затухает по мере удаления от забоя к устью из-за трения о стенки скважины. Таким образом, расчет на прочность бурильной колонны сводится к расчету воздействия на колонну растягивающих усилий, а действие остальных нагрузок учитывается коэффициентом запаса прочности [14].Возникающие растягивающие напряжения в верхнем сечении колонны рассчитываются как:,(26)Fтл = 0,785 . (),(27)Fв = 0,785 ·d 2впк ,(28)где Кд = 1,3 – коэффициент динамичности при резком подъеме или спуске колонны; Fтл – площадь поперечного сечения тела трубы, м2; dнл , dвл – соответственно наружный и внутренний диаметры ЛБТ, м2; lу , lл , lпк – длина соответственно труб УБТ, ЛБТ и ПК, м; qу, qл, qпк – вес 1 м соответственно труб УБТ, ЛБТ и ПК, Н/м;вл – коэффициент, учитывающий Архимедову силу для труб ЛБТ; Fв – площадь сечения канала труб ПК, расположенных над УБТ, м2; dвпк– внутренний диаметр труб ПК, Gтр – величина сил трения колонны о стенки скважины, которая определяется опытным путем, Н.После расчета колонны на прочность проверяется выполнение условия:,(29)где m – предел текучести труб; Кз = 1,3…1,6 – коэффициент запаса прочности для бурильных труб при бурении забойными двигателями. Исходные данные определены в соответствии с конструкцией БК (см. табл.21).В нашем примере можно принять Кз = 1,5 и т = 274 МПа (для труб диаметром 129, 147 и 170 мм). Так как условие (30) выполняется (фактический Кз=1,74), то компоновку колонны перепроектировать не требуется.При бурении скважины с использованием гидравлического забойного двигателя, внутри бурильной колонны (в нисходящем потоке жидкости) возникает наибольшее гидродинамическое давление. Таким образом, необходимо проверить прочность колонны от воздействия на нее внутреннего давления.Коэффициент запаса прочности трубы на внутреннее давление:,(30)где Δр(0) – избыточное внутреннее гидродинамическое давление жидкости в верхнем сечении колонны, МПа; Рнв – предельное внутреннее давление жидкости, соответствующее пределу текучести материала труб (Рнв=39,0 МПа для ЛБТ-147,0×13,0).Избыточное давление в верхнем сечении (Δр(0)) определяется максимальным давлением, развиваемым выбранным буровым насосом. (см. табл.2.15).Условие необходимого запаса прочности выполненыПроектирование расхода промывочной жидкостиРасход бурового раствора должен обеспечивать следующие функции:- очистка забоя скважины от выбуренной породы;- удаление продуктов разрушения по затрубному пространству на дневную поверхность;- передавать мощность от источника на дневной поверхности к забою [6].Условие удовлетворительной очистки забоя скважины записывается как:,(31)где k – коэффициент удельного расхода жидкости, м/с; Sзаб – площадь забоя скважины, м2.Условие транспортировки шлама на дневную поверхность:,(32)где Vв – скорость восходящего потока, м/с; Sк.п. – площадь кольцевого пространства, м2.Значения коэффициента удельного расхода и скорости восходящего потока в КП определены в соответствии с опытом бурения скважин на данном месторождении.Расход для удовлетворительной очистки забой от шлама и транспортировки его на дневную поверхность при бурении под направление:Под кондуктор:При бурении под эксплуатационную колонну:Из всех расчетных значений расхода промывочной жидкости, приведенных выше, необходимо выбрать оптимальные. Расход промывочной жидкости на последних двух интервалах необходимо выбирать исходя из оптимального диапазона работы ВЗД. Результаты расчетов представлены в таблице 32.Таблица 32 – Параметры режимов буренияИнтервал по вертикалеСпособ буренияРежим БуренияОтДоРасход бурового раствора, л/с050Роторный190700ВЗД547002600ВЗД31Гидравлическая программа промывки скважины. Выбор типа буровых насосов. Расчет диаметра насадок долот. Корректировка расхода промывочной жидкостиПроизведем расчет гидравлической программы согласно методике, изложенной в [6]. Результаты расчетов представлены в таблице 33.Определим режим течения промывочной жидкости в кольцевом пространстве для каждого расчетного интервала при заданном расходе.Число Хедстрема находится как:,(33)где - диаметр скважины, м; - наружный диаметр элемента БК, м; - динамическое напряжение сдвига, Па; - пластическая (структурная) вязкость бурового раствора, Па×с; - плотность бурового раствора, кг/м3.Критическое число Рейнольдса находится из выражения:.(34)Число Рейнольдса для соответствующих интервалов:.(35)При выполнении условиям- режим структурный, в противном случае турбулентный.Аналогичным образом определяются режимы течения бурового раствора во внутритрубном пространстве.,(36)где - внутренний диаметр трубы, м..(37)Результаты расчета приведены в таблице 33.Общие потери давления (Р, Па) при движении бурового раствора в циркуляционной системе бурящийся скважины определяются согласно выражению: ,(38)где - потери давления в элементах наземного оборудования, Па; - потери давления соответственно в бурильной колонне и кольцевом пространстве, Па; - перепад давления, срабатываемый в забойном двигателе, Па; - потери давления в промывочных отверстиях (насадках) долота, Па.Величина потерь давления в кольцевом пространстве складывается из потерь давления на участках с постоянными размерами поперечного сечения () и местных сопротивлений ().Расчет потерь давления производится раздельно по участкам, длины которых определяются одинаковыми диаметральными размерами проходного сечения.Таблица 33 – Режимы течения бурового раствораИнтервал бурения, мКольцевое пространствоВнутритрубное пространствоУчасток ствола скважиныДлина, мРежим теченияЭлемент БКДлина, мРежимтечения0-50Откр. ствол за ПРИ0,5337618302913турбулентныйУБТ4887000147777449турбулентныйОткр. ствол за УБТ48386232239614797структурныйТБПК9103365135578011турбулентныйОткр. ствол за ТБПК9715113273320249структурный50-700Откр. ствол за ПРИ1,7189767132682турбулентныйУБТ4887000406377449турбулентныйОткр. ствол за ГЗД9,23683173215349турбулентныйТБПК648103365372828011турбулентныйОткр. Ствол за ЗТС916583984309876структурныйОткр. ствол за УБТ489972779207889турбулентныйОткр. ствол за ТБПК613291561929812886структурныйОбсаж. ствол за ТБПК50291354929912882структурный700-1200Откр. ствол за ПРИ0,9226685962745турбулентныйУБТ841944443804710628турбулентныйОткр. ствол за ГЗД7,64610794015801турбулентныйТБПК6482310193490511524турбулентныйОткр. ствол за ЗТС95816995436335турбулентныйЛБТ5282846863144412738турбулентныйОткр. ствол за УБТ841091788543705турбулентныйОткр. ствол за ТБПК4561932601075710597турбулентныйОбсаж. ствол за ТБПК1922023001068710826структурныйОбсаж. ствол за ЛБТ528130744101198874турбулентный1200-2600Откр. ствол за ПРИ0,9226685962745турбулентныйУБТ1441944443804710628турбулентныйОткр. ствол за ГЗД7,64610794015801турбулентныйТБПК6482310193490511524турбулентныйОткр. ствол за ЗТС95816995436335турбулентныйЛБТ19202846863144412738турбулентныйОткр. ствол за УБТ1441091788543705турбулентныйОткр. ствол за ТБПК6481932601075710597турбулентныйОткр. ствол за ЛБТ1200123497101818654турбулентныйОбсаж. ствол за ЛБТ720130744101198874турбулентный для ламинарного режима течения определяется из выражения: ,(39)где - длина участка, м; - коэффициент, значение которого можно определить по графику [6, стр.259], вычислив число Сен-Венана-Ильюшина ():;(40) для турбулентного режима течения определяется из выражения:,(41)где – коэффициент гидравлического сопротивления трения:,(42)где =0,3164 – для труб круглого поперечного сечения; =0,339 – для кольцевого пространства; для ЛБТ на 10-15 % меньше, чем для стальных труб.Потери давления на местных сопротивлениях определяются как:,(43)где - коэффициент местного сопротивления; - средняя длина трубы, .,(44)где - наружный диаметр замка, м.Величина потерь давления внутри бурильной колонны () складывается из потерь давления в гладкой части бурильных труб (), потерь давления в замковых (муфтовых) соединениях () и в утяжеленных бурильных трубах (). Так как во всех расчетных интервалах имеет место турбулентный режим течения бурового раствора, то потери давления и определяются по формуле Дарси-Вейсбаха:,(45)где - коэффициент гидравлического сопротивления трения в трубах (см. формулу 2.51).Потери давления в замковых соединениях определяются по формуле:,(46)где - коэффициент гидравлических сопротивлений замкового соединения:,(47)где - внутренний диаметр замка, мПерепад давления в ЗТС-172 равен 0,15 МПа.Перепад давления в забойном двигателе определяется как:,(48)где - перепад давления при расходе бурового раствора с плотностью , Па.Потери давления в элементах циркуляционной системы наземного оборудования определяются:,(49)где - коэффициент гидравлических сопротивлений в элементе обвязки: стояк, буровой рукав, вертлюг, ведущая труба (см. [6], стр.261, табл.11.1).Пример расчета гидравлических потер в наземной обвязке при бурении под эксплуатационную колонну:Для обеспечения заданного расхода необходимо использовать 2-х поршневой буровой насос, технические данные которого приведены в таблице 35.Таблица 35 – Режим работы буровых насосовИнтервал, мКол-во насосовКоэффициент использованияДиаметр втулок, ммЧДХ в минутуПроизводительность, л/сСуммарная производительность, л/сОтДо05010,31505021,421,45070020,851506527,555,0700120020,851504016,933,81200260020,851504016,933,8Резерв давления на долоте:(50)Для реализации перепада давления () в долоте при бурении необходимы насадки с площадью выходных сечений:,(51)где - коэффициент расхода, зависящий от конфигурации насадки, отношения длины проходного канала к диаметру и числа Рейнольдса, в расчетах для гидромониторных долот принимают ; - объем утечек через уплотнительный узел вала ГЗД, м3/с:.(52)По величине устанавливаем диаметр насадок гидромониторного долота (см. [6], стр.264, табл.11.2). Диаметры насадок по интервалам бурения представлены в таблице 36.Таблица 36 – Потери давленияИнтервал бурения, мКольцевое пространствоВнутритрубное пространство, МПа, МПа, МПа, МПаУчасток ствола скважиныДлина, м, МПа, МПа, МПаЭлемент БКДлина, м, МПа, МПа, МПа0-50Откр. ствол за ПРИ0,50,00030,004УБТ480,0520,058-0,0734,754,615Откр. ствол за УБТ480,003ТБПК90,006Откр. ствол за ТБПК90,000450-700Откр. ствол за ПРИ1,70,1530,196УБТ480,3260,0444,9583,1810,07315,016,601Откр. ствол за ГЗД9,20,011ТБПК6482,9881,45Откр. Ствол за ЗТС90,001ЗТС90,15Откр. ствол за УБТ480,0150,001Откр. ствол за ТБПК6130,0540,014Обсаж. ствол за ТБПК500,0040,001700-1200Откр. ствол за ПРИ0,90,1200,648УБТ840,3120,0622,7855,2430,07315,016,621Откр. ствол за ГЗД7,60,013ТБПК6480,9930,474Откр. ствол за ЗТС90,011ЛБТ5280,4810,312Откр. ствол за УБТ840,1420,001ЗТС90,15Откр. ствол за ТБПК4560,1170,003Обсаж. ствол за ТБПК1920,0230,001Обсаж. ствол за ЛБТ5280,2130,0041200-2600Откр. ствол за ПРИ0,90,1201,353УБТ1440,5360,1075,05,2430,07316,154,482Откр. ствол за ГЗД7,60,013ТБПК6480,9930,474Откр. ствол за ЗТС90,011ЛБТ19201,6631,077Откр. ствол за УБТ1440,2440,002ЗТС90,15Откр. ствол за ТБПК6480,1650,005Откр. ствол за ЛБТ12000,4890,009Обсаж. ствол за ЛБТ7200,2910,006Таблица 37 – Используемые диаметры насадокИнтервал, м, мм2, м3/сСочетание диаметров насадок, ммСкорость истечения, м/сОтДо0502290,0005810-10-1084,7507005270,0015411-15-18104,570012003040,0014710-11-13104,5120026003700,0005910-11-1685,3Выбор бурового насоса производится из условия обеспечения расхода бурового раствора, не ниже расчетного, при расчетном давлении. По справочным данным [4] выбираем насос УНБТ-950А, характеристики которого приведены в табл.38. Данные о числе насосов и диаметрах поршней на интервалах приведены в табл. 39Таблица 38- характеристики насоса УНБТ-950АДиаметр поршня, ммПредельное давление на выходе, МПаПроизводительность идеальная при частоте двойных ходов в минуту, л/с1251007550251801946,0036,8027,6017,409,201702141,0032,8024,6016,408,201602436,4029,1221,8414,567,2815027,531,9025,5219,1412,766,381403227,8022,2416,6811,125,56Мощность, кВт950760570380190Таблица 39- Данные о числе насосов и диаметрах поршней на интервалахИнтервал бурения по стволу, мНеобходимая подача, л/сНеобходимое давление, МПаДиаметр поршня, ммЧисло двойных ходов в минутуЧисло насосов0-50198,304180100250- 700547,4831801001700- 26003113,562180501Выбор буровой установкиВыбор типа буровой установки производится согласно технических характеристик и «Правил безопасности в нефтяной и газовой промышленности» [18].Первичное обследование вышки следует проводить после истечения 5 лет со времени ввода буровой установки в эксплуатацию или сразу после аварийной ситуации, влияющей на работоспособность вышки и ее основания.Все буровые вышки и их основания должны ежегодно проверяться на потерю толщины стенок металла. Кроме того, состояние вышки должно проверяться перед спуском обсадной колонны, до и после окончания передвижки вышки, после открытых фонтанов и выбросов и т.д. При значительных повреждениях и ремонте несущих элементов секций, подкронблочной рамы и подкосов, буровые вышки должны подвергаться внеочередным статическим испытаниям. Обследование металлоконструкций и статические испытания вышек проводятся в промысловых условиях.Буровую установку выбирают по ее номинальной грузоподъемности, обусловленной весом в воздухе наиболее тяжелой колонны бурильных труб или обсадной колонны, спускаемой в один прием, из следующего условия,(53)где GБУ - номинальная грузопод ъемность буровой установки, кН; GБУ.Р - расчетная грузоподъемность буровой установки, кН; k - коэффициент запаса допускаемой нагрузки на крюке составляет (2 и 1,15 для бурильной и обсадной колонны соответственно); Gmax - максимальный вес колонны бурильных или обсадных труб, кН.Вес секции обсадных труб эксплуатационной колонны равен 775 кН.Максимальный вес секции бурильных труб равен 759 кН.Максимальная нагрузка на крюке при работе с БК равна 1518 кН.Максимальная нагрузка на крюке при работе с ОК равна 891 кН.Выбираем буровую установку марки Уралмаш БУ-3000 ЭУК, со следующими характеристиками: - допустимая нагрузка на крюке – 2000 кН; - диапазон бурения – 2000-3200 м; - остнастка талевой системы – 45; - диаметр талевого каната – 45 мм; - проходной диаметр стола ротора – 560 мм; - число основных буровых насосов – 2; - номинальная длина свечи – 25, 27, 36 м; - вид привода – электрический переменного тока.ВыводыВ курсовой работе произведен расчет технологии бурения и крепления эксплуатационной скважины протяженностью 2600 метров на Ватинском нефтяном месторождении. Благодаря применяемым технологиям достигаются высокие технико-экономические показатели строительства скважины, обеспечивается эффективность и долговечность работы скважины.Работа составлена на основе анализа существующих технологий строительства скважин, а также использовался накопленный опыт бурения в районах с аналогичными геологическими и географическими условиями.Список использованных источников.Ахметова З.Р. Структуризация остаточной нефтенасыщенности для обоснования технологии доизвлечения нефти [Текст]: дис. ….. канд. тех. наук – Москва: РГУНГ, 2016.-145.Басарыгин Ю.М., Булатов А.И., Просёлков Ю.М. Заканчивание скважин. – М.: Недра, 2000. -670 с. Бурение нефтяных и газовых скважин: учебное пособие для вузов/ Басарыгин Ю.М., Булатов А.И., Проселков Ю.М. М.: Недра-Бизнесцентр, 2002. 632с.Бурение нефтяных и газовых скважин: учебное пособие/ Леушева Е.Л., Турицына М.В., Страупник И.А. СПб.: ЛЕМА, 2015. -42с.Бурение нефтяных и газовых скважин: Методические указания к выпускной квалификационной работе для студентов "Нефтегазовое дело" профиль "Бурение нефтяных и газовых скважин": «Тюмень», 2016.Ганджумян Р.А., Калинин А.Г., Никитин Б.А. Инженерные расчеты при бурении глубоких скважин: Справочное пособие / Под ред. А.Г.Калинина. -М: Недра, 2000. -489с.Групповой рабочий проект на строительство эксплуатационных скважин на задании [Текст]., 2009.Крепление, испытание и освоение нефтяных и газовых скважин: Учебное пособие/ Долгих Л.Н. -Пермь: ПНИПУ, 2007. -189 с.К.В Иогансен. Спутник буровика: Справочник. М.: Недра, 1990, 303 с.Лягов И.А. Обоснование и разработка технологии вторичного вскрытия продуктивных пластов разветвленными скважинами сверхмалого диаметра: дис. … канд. технич. наук. НМСУ «Горный», СПб, 2014. –211 с.Лягова М.А. Компоновка перфобура для бурения глубоких каналов специальными винтовыми двигателями малого диаметра: дис. … канд. техн. наук: 05.02.13 / Лягова Марина Александровна. – Уфа, 2012. –167 с.Максимов В.П. Особенности освоения нефтяных месторождений Западной Сибири [Электронный ресурс]. – портал научно-технической информации ЭБ нефть и газ. – режим доступа к порталу:http://nglib.ru/annotation.jsp?book=003944 (дата обращения: 13.04.2017).Методические указания по курсу «Технология бурения нефтяных и газовых скважин» студентам специальности «Бурение нефтяных и газовых скважин» для расчетов параметров режима бурения и выбора модели забойного двигателяи / Кулябин Г.А. – Тюмень, 1991. - 13с.Методические указания по курсу «Технология бурения нефтяных и газовых скважин» студентам специальности «Бурение нефтяных и газовых скважин» для расчетов бурильной колонны на прочность/ Кулябин Г.А.- Тюмень, 2003. -23 с.Методические указания по курсовому проектированию по учебной дисциплине «Заканчивание скважин» студентам специальности «Бурение нефтяных и газовых скважин» / Самохвалов М.А., Ковалев А.В., Епихин А.В. -Томск, 2016. -55 с.Методические указания по курсовому проектированию по учебной дисциплине «Заканчивание скважин» студентам специальности «Бурение нефтяных и газовых скважин» / Леушева Е.Л. -СПб.: СПГУ, 2016. -12 с.Правила оформления курсовых и квалификационных: Методические указания / Онушкина И.О., Талалай П.Г. – СПб.: СПГГИ (ТУ), 2005. -50 с. Приказ Ростехнадзора от 12.03.2013 N 101 (ред. от 12.01.2015) "Об утверждении Федеральных норм и правил в области промышленной безопасности "Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности":(Зарегистрировано в Минюсте России 19.04.2013 N 28222) (с изм. и доп., вступ. в силу с 01.01.2017), 2013. -147с.Разработка технологических регламентов буровых растворов [Текст]: Методические указания по курсовому проектированию/ Уляшева Н.М., Деминская Н.Г., Михеев М.А. – Ухта: УГТУ, 2010. -66 с.Расчеты заканчивания скважин: Учеб. Пособие / Николаев Н.И., Блинов П.А., Дмитриев А.Н. -СПб.: НМСУ «Горный», 2012. -70 с.Расчёт проектного профиля направленных и горизонтальных скважин [Текст]: Методические указания / Близнюков В. Ю., Повалихин А. С., Кейн С. А. – Ухта: УГТУ, 2014. -40 с. Шенбергер В. М., Кулябин Г. А., Долгов В. Г, Фролов А. А., Овчинников П. В. Проектирование профилей наклонно направленных, пологих и горизонтальных скважин и расчет усилий на буровом крюке. -Учебное пособие для вузов. -Тюмень: Вектор БУК, 2003. -85 с.Юртаев С.Л., Турицына М.В., Леушева Е.Л., Аминев М.Х. «Справочник по креплению нефтяных и газовых скважин», Ч.I/Нижневартовск, 2014. -243с.Юртаев С.Л., Шедь С.Н. «Справочник по забуриванию боковых стволов в нефтяных и газовых скважинах» /Нижневартовск: Изд-во Нижневарт. гуманит. ун-та, 2013. – 235 с. Приложение А