Технология бурения эксплуатационной скважины Верхнечонского нефтегазоконденсатного месторождения. Курсовая технология бурения.docx. И. О. Фамилия Технология бурения эксплуатационной скважины Верхнечонского нефтегазоконденсатного месторождения пояснительная записка

• Название: И. О. Фамилия Технология бурения эксплуатационной скважины Верхнечонского нефтегазоконденсатного месторождения пояснительная записка
• Анкор: Технология бурения эксплуатационной скважины Верхнечонского нефтегазоконденсатного месторождения
• Дата: 25.01.2023
• Размер: 3.45 Mb.
• Имя файла: Курсовая технология бурения.docx.rtf
• Тип: Пояснительная записка; #904364
• страница: 5 из 9

3.2 Выбор и обоснование породоразрушающего инструмента

Размеры долот, указанные выше, выбраны в зависимости от конструкции скважины и на основании рекомендаций по величинам кольцевого зазора между стенкой скважины и муфтой обсадных колонн.

Тип долот установлен в соответствии с крепостью и абразивностью горных пород в разрезе скважины и с учетом последних достижений по показателям работы долот каждого типа.

4 Выбор типа и параметров буровых растворов

4.1 Выбор промывочной жидкости

Тип бурового раствора, компонентный состав и границы его применения установлены исходя из геологических условий: физико-химических свойств пород и содержащихся в них флюидов, пластовых и горных давлений, забойной температуры.

4.2 Приготовление и регулирование свойств буровых растворов

Обоснование плотности бурового раствора

Пластовое давление в этом интервале ниже гидростатического или ближе к нему. Так как вскрытие продуктивных горизонтов здесь не будет, то основная задача раствора профилактическая, т.е. предупредить поглощение промывочной жидкости, осыпи и обвалы стенок скважины.

В соответствии с пунктом 2.2.6.6 ПБ 08-624-03 и исходя из практического опыта бурения, с целью снижения давления на поглощающие горизонты, предотвращения потери устойчивости ствола скважины, плотность бурового раствора принимается 1,1-1,12 г/см³.

Бурение под кондуктор в интервале 300-500 м. Пластовые давления по разрезу близки к гидростатическому. Плотность бурового раствора в интервалах совместимых условий бурения рассчитывается исходя из создания столбом бурового раствора гидростатического давления, превышающего пластовое, согласно п. 2.7.3.3 ПБ 08-624-03, а также наличия пластов каменной соли.

Рпл = 0,01∙500 = 5 МПа.

Необходимое превышение гидростатического давления над пластовым: ∆Р = 0,01 ∙ 50 = 0,5МПа.

Плотность бурового раствора, г/см³

γ = (Рпл + ∆Р)/0,1∙ L = (5 + 0,5)/0,1 ∙ 500 = 1,1 г/см³
где Р_пл -давление (пластовое), МПа

∆Р - гидростатического давления, Мпа

L - длина скважины, метры

Однако, с целью предотвращения размыва отложения солей принимаем плотность бурового раствора - 1,22 г/см³.

Бурение под эксплуатационную колонну d=168мм в интервале глубин по стволу 500-1850 м.

Пластовое давление в осинском горизонте 14,9 МПА (149 кгс/см²), преображенском - 15,6 МПа (156 кгс/см²). Рекомендуемое превышение гидростатического давления над пластовым:

∆Р = 0,05 ∙ 14,9 = 0,745 кгс/см²

Плотность бурового раствора:
γ = (Рпл + ∆Р)/0,01 ∙ L = (14,9 + 0,745)/0,01 ∙ 1366 = 1,15 г/см³
С учетом проходимых галогенно-карбонатных пород удельный вес бурового раствора принимаем 1,24-1,26 г/см³.

Бурение до проектной глубины по продуктивному горизонту 1850-2050 м. Пластовое давление в Верхнечонском горизонте равно 15,7 МПа (157 кгс/см²). Превышение гидростатического давления над пластовым:

∆Р = 0,05 ∙ 16 = 0,8 МПа.

Тогда плотность бурового раствора:
γ = (Рпл + ∆Р)/0,1 ∙ L = (16 + 0,8)/0,01 ∙ 1636 = 1,03 г/см³.
Для расчета принимаем плотность раствора 1,05-1,1 г/см³.

4.3 Расчет гидравлической программы бурения

Гидравлическая программа является основной частью проектного режима проводки скважины.

Расчет необходимого расхода бурового раствора по удельному расходу на единицу диаметра забоя:

Интервал 0-300м
, (2.5.1)
где q = удельный расход 0,3-0,7 ,м/с

F_з=площадь забоя, м²

площадь забоя, м²

,
Q3 = 0,63*0,06845 = 0,04312 м³/с

Интервал 300-500м

Q3 = 0,63*0,0366 = 0,0231 м³/с

по рекомендуемой скорости восходящего потока в кольцевом пространстве скважины:
Q= Vп* Fк,
где Vп - скорость восходящего потока, м/c

Fк - площадь кольцевого пространства скважины, м²

0-500 м бурение под кондуктор

Максимальная площадь кольцевого пространства, м²



Диаметр наиболее крупных частиц шлама, м



Скорость витания:
,



=0,635+0,127=0,762 м/с




Q1>0,762*0,05149=0,0392 м3/с

-1850 - бурение под эксплуатационную колонну











Q1>0,766*0,01962=0,0150 м³/с

) по условиям недопущения прихватов и размыва стенок скважины:

недопущения прихватов:
м³/сек,
Где - максимальная площадь кольцевого пространства;

- минимально допустимая скорость промывочной жидкости в кольцевом пространстве; принимаем =0,5 м/сек;

Интервал 0-500м=0,5 × × (0,2953² - 0,147²) =0,0427 м³/сек

Интервал 500-1120 м=0,5 × × (0,2159² - 0,147²) =0,0267 м³/сек

недопущения размыва:
м³/сек,
где - минимальная площадь кольцевого пространства;

- максимально допустимая скорость течения, жидкости в

кольцевом пространстве, м/сек; принимаем =1,5 м/сек.

Интервал 0-500м=1,5 × × (0,2953² - 0,240²) =0,035 м³/сек=1,5 × × (0,2159² - 0,195²) =0,010 м³/сек

Производится выбор расхода промывочной жидкости с учетом паспортного диапазона гидравлических забойных двигателей
5 Бурильная колонна