Курсовая бурение. Курсовой проект по дисциплине Бурение нефтяных и газовых скважин на шельфе

Название	Курсовой проект по дисциплине Бурение нефтяных и газовых скважин на шельфе
Анкор	Курсовая бурение
Дата	27.05.2021
Размер	429.63 Kb.
Формат файла
Имя файла	Otchet (2).docx
Тип	Курсовой проект #210546
страница	4 из 10

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10

Физико-механические свойства горных пород

Таблица 3. Физико-механические свойства горных пород

Интервал по вертикали, м	Название горной породы	Категория абразивности	Категория твердости
0-30	Пески, супеси, суглинки, глины, торфяники, илы, лёссы, гальки, гравий	3-2	Мягкие
30-70	Пески, супеси, суглинки, алевриты, глины, лёссы, гальки, гравий	3-2	Мягкие
70-130	Глины, алевриты, пески, диатомиты, глаукониты	4-2	Мягкие
130-195	Глины, пески, алевриты, бурые угли, лигниты	4-2	Мягкие
195-255	Пески, глины, алевриты, бурые угли, слюды	4-2	Мягкие
255-460	Глины, алевролиты, сидериты, пириты	4-2	Мягкие
460-690	Глины, алевриты, опоки, диатомиты, глаукониты, сидериты, пириты	6-2	Средние
690-825	Глины, монтмориллониты, алевролиты, пириты, глаукониты, сидериты	4-2	Мягкие
825-900	Глины, глаукониты, известняки, сидериты, мергели, пириты	3-2	Мягкие
900-1100	Глины, диатомиты, Опоки	6-2	Средние
1100-1150	Глины, глаукониты, алевриты, песчаники	4-2	Мягкие
1150-1450	Песчаники, алевролиты, аргиллиты, угли, кварцы, пириты, слюды, янтари	5-2	Средние
1450-1745	Песчаники, алевролиты, аргиллиты, угли, слюды	5-2	Средние
1745-2010	Алевролиты, аргиллиты, глины, угли, известняки, растительные остатки	4-2	Мягкие
2010-2200	Аргиллиты, алевролиты, глины, песчаники, слюды	4-2	Мягкие
2200-2300	Алевролиты, аргиллиты, глины, песчаники, слюды, известняки, сидериты	4-2	Мягкие

2. ТЕХНИКО-ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

2.1 Выбор конструкции скважины

Разработка конструкции скважины начинается с выбора числа обсадных колонн и глубины их спуска, исходя из результатов выделения зон осложнений и интервалов ствола, несовместимых по условиям бурения. С этой целью производится анализ условий бурения по интервалам бурения по методу сверху вниз и строится совмещенный график изменений градиентов давлений: коэффициента аномальности пластовых давлений, индексов давления поглощения (гидроразрыва) и относительной плотности бурового раствора. Указанные градиенты определяются на основании данных промысловых исследований или прогнозируются.

Коэффициент аномальности:

Индекс давления поглощения:

Индекс давления гидроразрыва:

Относительная плотность:

где Р_пл– пластовое давление, МПа, Р_погл – давление поглощения, МПа, Р_гр – давление гидроразрыва, МПа, k_p- коэффициент резерва, если глубина скважины до 1200 м, то 1,1-1,15, если глубина скважины 1200-2500 м, то 1,05-1,1; для интервалов выше 2500 м – 1,04-1,07; h – глубина скважины, м.

Коэффициент безопасности

определяется в зависимости от глубины скважины:

Рассчитанные значения представляются в виде таблицы (табл. 4) и графика (рис. 1). Линии изменения этих коэффициентов и индексов на графике определяют границы зон совместимости внешних условий бурения и являются интервалами крепления скважины обсадными трубами, а их число соответственно определяет число обсадных колонн [1].

Таблица 4. Расчетные данные по разрезу скважины для построения графика совмещенных давлений

Глубина, м			Коэффициенты			Относительная плотность
от	До	Аномальности		Поглощения	Гидроразрыва	Относительная плотность
0	30	1,019		1,427	1,947	1,075
30	70	1,019		1,427	1,947	1,075
70	130	1,098		1,537	2,097	1,158
130	195	1,098		1,537	2,097	1,158
195	255	1,039		1,455	1,985	1,097
255	460	1,573		2,194	3,014	1,660
460	690	1,241		1,743	2,364	1,309
690	825	1,124		1,569	2,150	1,186
825	900	1,269		1,778	2,424	1,338
900	1100	1,066		1,483	2,011	1,124
1100	1150	1,037		1,452	1,981	1,094
1150	1450	1,076		1,506	2,054	1,135
1450	1745	1,139		1,595	2,176	1,202
1745	2010	1,050		1,470	2,005	1,108
2010	2200	1,094		1,531	2,089	1,154
2200	2300	1,116		1,562	2,131	1,177

Скважина будет представлена пятью обсадными колоннами: направление, кондуктор, две промежуточных колонны и хвостовик.

По таблице 5 определяем диаметр эксплуатационный колонны, исходя из заданного дебита. В данном случае при дебите нефти 210 м³/сут диаметр хвостовика колонны будет равен 178 мм. По ГОСТ 632-80 [2] находим диаметр муфты. Расчетный диаметр долота определяем по формуле:

где d_м - наружный диаметр соединительной муфты обсадной колонны,  - радиальный зазор (табл. 6) между муфтой обсадной колонны и стенкой скважины, мм.

По ГОСТ 20692-2003 [3] подбираем ближайший больший размер долота. Затем по по следующей формуле определяем внутренний диаметр обсадной колонны, через которое проходит данное долото:

_{где – радиальный зазор между долотом и стенкой обсадной трубы, обычно принимается 3÷10 мм.}

Далее опять по ГОСТ 632-80 подбираем ближайшее большее значение внутреннего диаметра колонны и указываем наружный диаметр и толщину стенки подобранной колонны. Полученные данные сведены в таблице 7.

Схема конструкции скважины представлена на рисунке 1.

Таблица 5. Рекомендуемые диаметры эксплуатационных колонн

Нефтяные скважины		Газовые скважины
Дебит, т/сут	Наружный диаметр эксплуатационной колонны, мм	Дебит, тыс. м³/сут	Наружный диаметр эксплуатационной колонны, мм
< 40	114	< 75	114
40-100	127-140	75-250	114-146
100-150	140-146	250-500	146-178
150-300	168-178	500-1000	178-219
> 300	178-194	1000-5000	219-273

Таблица 6. Радиальный зазор между муфтой обсадной колонны и стенками скважины

Диаметр обсадной колонны, мм	114-127	140-168	178-245	273-299	324-351	377-508
Радиальный зазор, мм	5-15	10-20	10-25	15-30	20-40	25-50

Таблица 7. Конструкция скважины

Обсадная колонна	Диаметр, мм				Толщина стенки обсадной колонны, мм	Типоразмер обсадной колонны
	Долота	Обсадной колонны
	Долота	Муфты	Наружный	Внутренний
Направление	660,4	533,4	508,0	485,8	11,1	508
Кондуктор	469,9	431,8	406,4	258,9	9,5	406
Промежуточная	371,5	351	323,9	166	8,5	324
Промежуточная	295,3	269,9	244,50	115,8	7,9	245
Хвостовик	222,3	198,0	177,9	166	5,9	178

222,3

1850
Рисунок 1 –График совмещенных давлений и конструкции скважины

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10