вот второй курсач по нефтянкке. курсач2. Министерство образования Республики Башкортостан гапоу Уфимский топливноэнергетический колледж
 Скачать 84.09 Kb.
|
|
орм
Содержание
Введение. В административно-территориальном отношении Западно-Серафимовское месторождение расположено в Арзгирском районе Ставропольского края. Рельеф местности представлен всхолмленной равниной. Растительный покров составляют пашни и сельхозугодия. Толщина плодородного слоя равна 40 см. Рельеф местности представлен всхолмленной равниной. Растительный покров составляют пашни и сельхозугодия. Толщина плодородного слоя равна 40 см. Климат района континентальный. Среднегодовое количество осадков не превышает 366 мм. Среднегодовая температура составляет плюс 10,5. Лето жаркое и сухое с максимальными температурами в июле равными плюс 31,7. Зима относительно мягкая с минимальными температурами в январе равными минус 7,5 °С. Господствующее направление ветров – восточное, со среднегодовой скоростью 3,2 м/сек. В непосредственной близости от месторождения проходит газопровод Арзгир-Мирное-Благодарный. База материально-технического снабжения расположена в г. Благодарном. Энергоснабжение буровой предусматривается от двигателей внутреннего сгорания. Снабжение буровой технической и питьевой водой осуществляется путем подвоза от Журавской КС. Основной вид связи с буровой – радиотелефон. Цель данной работы — изучить и раскрыть основы проектирования и бурения нефтяной скважины. В соответствии с поставленной задачей необходимо решить ряд задач: 1) рациональный выбор количества и диаметра обсадных колонн, глубина их спуска, диаметры долот и высота подъема цементного камня в заколонном пространстве; 2) основы разработки режима и способа бурения; 3) особенности разработки режима цементирования скважин; 4) Техника безопасности и охрана окружающей среды. Курсовой проект имеет: таблиц—6 , приложений—3. РАСЧЕТ КОНСТРУКЦИИ СКВАЖИНЫ 1.1.Исходные данные. На основании данных бурения скважин в пределах Западно-Серафимовского месторождения, а также глубин отражающих сейсмических горизонтов, проектной скважиной при глубине 3130 м, ожидается вскрытие следующего литолого-стратиграфического разреза (сверху-вниз) – таблица 1. Таблица 1 – Литолого-стратиграфический разрез скважины.
Данные пластового давления и давления гидроразрыва: Пластовое давление – это давление, которое испытывает на себе горная порода за счет вышележащих горных пород. Данные по пластовым давлениям получают только экспериментальным путем в процессе голого-разведочного бурения. Давление гидроразрыва пласта -- давление столба жидкости в скважине на глубине H, при котором происходит разрыв связной породы и образование в ней трещин. Определяется опытным путем. Значения пластовых давлений и давлений гидроразрыва, рассчитанные по данным бурения скважин на Западно-Серафимовском месторождении приведены в таблице 2. Таблица 2 – Пластовые давления и давления гидроразрыва
По мере углубления скважины могут возникнуть осложнения. Под осложнением следует понимать затруднение его углубления вызванное нарушением ствола скважины. В процессе строительства данной скважины возможны следующие виды осложнений: осыпи и обвалы стенок скважины; Осыпи (обвалы) – данный вид осложнений происходит в результате увлажнения буровым раствором или его фильтратом. В результате снижается предел прочности данной горной породы, что введет к их обрушению. 2) поглощение бурового раствора; Поглощение бурового раствора- это потеря некоторого количества бурового или тампонажного растворов в следствии их перетока из скважины в пласт. 3) нефтегазоводопроявления(ГНВП); ГНВП – проникновение иного флюида в буровой раствор, при высоких пластовых давления может произойти выброс. Происходит при превышении пластового давления над давлением столба бурового раствора. 4) прихваты бурильной колонны, вызванные потерей устойчивости стенок скважины; Прихват – это авария, характеризующаяся полным или частичным прекращением движения бурильной колонны. Наибольшее число прихватов, вызванных обвалами, происходит в глинистых породах вследствие их способности быстро набухать под действием фильтрата промывочной жидкости. Среди технологических факторов, способствующим обвалам и осыпям можно отметить низкое качество промывочной жидкости, большое время воздействия промывочной жидкости на породы, склонные к обвалам. 1.2. Определение числа обсадных колонн и глубины их спуска. Обсадная колонна предназначена для крепления буровых скважин, разобщения пластов, a также изоляции продуктивных горизонтов при эксплуатации; составляется из обсадных труб путём последовательного их свинчивания. Обсадные колонны бывают: 1 - направление - служит для закрепления устья скважины и отвода изливающегося из скважины бурового раствора в циркуляционную систему, обычно спускается на глубину 3 - 10 м; 2 - кондуктор - устанавливается для закрепления стенок скважины в интервалах, представленных разрушенными и выветрелыми породами, и предохранения водоносных горизонтов - источников водоснабжения от загрязнения, глубина спуска до нескольких сот метров; 3 - промежуточная колонна - служит для изоляции интервалов слабосвязанных неустойчивых пород и зон поглощения; промывочной жидкости; глубина спуска колонны зависит от местоположения осложненных интервалов; 4 - эксплуатационная колонна - образует надежный канал в скважине для извлечения пластовых флюидов или закачки агентов в пласт; глубина ее спуска определяется положением продуктивного объекта. В интервале продуктивного пласта эксплуатационную колонну перфорируют или оснащают фильтром. Число обсадных колонн в скважине необходимых для обеспечения требований предъявляемых конструкцией скважины определяется исходя из несовместимости условий бурения отдельных интервалов в скважине – зоны несовместимые по бурению. Под несовместимостью по бурению понимается условие, когда нижележащий интервал невозможно разбурить при таких же параметрах бурового раствора, что и вышележащие горные породы. В противном случае это может привести к аварийным ситуациям связанные с проявлением, поглощением, обрушением вышележащих горных породи т.д.. Исходными данными для определения зон несовместимых по бурению являются: геологический разрез скважины, пластовое давление и давление гидроразрыва. Для определения числа обсадных колонн и глубины их спуска составляется график совмещенных плотностей (Приложение 1). Для построения графика совмещенных плотностей сначала определяется максимальная и минимальная плотность бурового раствора для каждого интервала замер. Минимальная плотность – это плотность бурового раствора, при которой забойное давление будет равно пластовому, то есть в данном интервале использовать раствор еще меньшей плотности нельзя, так как забойное давление будет превышать пластовое и может произойти нефтегазопроявление. Определяется по формуле:  ,где  – минимальная плотность; -- забойное давление; -- пластовое давление;g – ускорение свободного падения; Н – глубина. Подставляем в формулу данные:  Максимальная плотность – это плотность бурового раствора, при которой забойное давление будет равной давлению гидроразрыва, то есть в данном случае использовать раствор еще большей плотности нельзя, так как забойное давление будет меньше пластового и может произойти поглощение бурового раствора. Определяется по формуле:  , где  – минимальная плотность; -- забойное давление; – давление гидроразрыва пласта;g – ускорение свободного падения; Н – глубина.  .После нужно рассчитать для каждого интервала внося данные в таблицу 3. Таблица 3 - Минимальные и максимальные плотности бурового раствора.
1.3.Определение диаметра обсадных колонн и диаметры долот. Выбор диаметра обсадных колонн и диаметра долот осуществляется снизу вверх, начинается с эксплуатационной колонны. Диаметр эксплуатационной колонны устанавливается заказчиком в зависимости от ожидаемого дебита нефтяной или газовой скважины или от диаметров технических средств, намеченных к использованию в скважине на поздней стадии разработки месторождения. По результатам испытаний скважин на Западно-Серафимовском месторождении установлено, что максимальный дебит проектной скважины будет равен 70 тыс. м3/сут. Отсюда, согласно данным таблицы 4, наиболее рациональной будет скважина с диаметром эксплуатационной колонны 114,3 мм. Такая конструкция скважины будет являться наиболее оптимальной как с точки зрения пропускной способности скважины при низких дебитах, так и с точки зрения сокращения металлоемкости и общей стоимости конструкции. После того как был определен диаметр эксплуатационной колонны необходимо определить диаметры долот для бурения интервала под данную колонну. Диаметр долота определяется по формуле:  = +2 , где --диаметр долота; --диаметр муфты обсадной колонны; — зазор между стенками скважины и муфтой обсадной колонны.Величина зазора выбирается в результате анализа опыта бурения и крепления скважины, также есть рекомендуемые величины зазора между стенками скважины и муфтой обсадной колонны. Рекомендуемые диаметры эксплуатационных колонн в добывающих скважинах приведены в таблице 4. Таблица 4 - Рекомендуемые величины зазора.
Отсюда диаметр долота, для бурения эксплуатационной колонны, будет ровна: =133+2*15=163мм.Бурение будет вестись трех шарошечным долотом с диаметром 161мм. Внутренний диаметр кондуктора должен быть больше, чем диаметр долота, которым будет буриться интервал под эксплуатационную колонну.  = -2т, где —внутренний диаметр кондуктора; Т—толщина стенки обсадной трубы.  219,1-2*8,9=201,3Определяем диаметр долота для бурения под кондуктор:  .Выбираю трех лопастное долото с диаметром 320мм. Затем выбираем диаметр направления:  =351,0-2*9=333мм.Определяем диаметр долота для бурения под направление:  Выбираю шести лопастное долото с диаметром 490мм. Таблица 5 Конструкция скважины.
РАЗРАБОТКА РЕЖИМА БУРЕНИЯ 2.1.Выбор способа бурения и выбор типа долот по интервалам бурения. В бурении в основном используются шарошечные, лопастные, алмазные. Долота выбираются по технико-экономическим показателям. Для бурения верхних интервалов с 0 по 570 метров целесообразно использовать лопастные долота, так как верхние интервалы сложены из мягких пород (глины, мягкие известняки, пески и другие), так как лопастные долота предназначены для бурения мягких пород и пород средней твердости. Бурение скважины с глубины 570 по 3130метров целесообразно использовать шарошечные долота, так как они сложены из крепких пород. Основное требование к выбору способа бурения нефтяных и газовых скважин - необходимость обеспечения успешной проводки ствола скважины при возможных осложнениях с высокими технико-экономическими показателями. Поэтому способ бурения выбирается на основе анализа статистического материала по уже пробуренным скважинами и соответствующих экономических расчетов. При отсутствии таких показателей этот выбор рекомендуется делать с учетом геолого-технических условий бурения проектируемых скважин, глубины, профиля и конструкции скважины, а также рекомендаций, приведенных ниже. Роторный способ рационально выбирать при бурении: - глубоких интервалов скважин шарошечными долотами, где необходимо максимально увеличить проходку за рейс, а оптимальная частота вращения долота находится в пределах 35-150 мин-1; - в мощных толщах пластичных глин, плотных глинистых сланцах и других породах, для которых целесообразно применять энергоемкие долота - лопасnные и трехшарошечные с крупными зубцами и большим шагом и где необходимо создавать высокие скорости истечения жидкости (90-120м/с); - в условиях, требующих применения утяжеленных буровых растворов (р≥1700 - 1800 кг/м3), когда в конкретных условиях электробур не имеет преимуществ или нет практической возможности его использования; - в условиях высоких забойных температур (Тзаб≥150°С); - с продувкой забоя воздухом и газожидкостными смесями. Бурение скважин гидравлическими забойными двигателями рационально при бурении следующего вида скважин: - вертикальных скважин глубиной до 3500 м шарошечными долотами диаметром 190,5 мм и более при ρб.р≤1700-1800 кг/м3; - алмазными долотами и долотами типа ИСМ, за исключением случаев, когда ρб.р≤1700-1800 кг/м3, а Тзаб =140-150 °С (для двигателей, имеющих обрезиненные детали); - наклонно направленных скважин; - в продуктивных пластах горизонтальными и разветвлено-горизонтальными скважинами; - верхних интервалов глубоких скважин большого диаметра с помощью агрегатов РТБ (где основной задачей является борьба с искривлением); - с промывкой аэрированной жидкостью низкой степени аэрации. В моем случае бурение будет вестись: 0-400метров -- ротором; 400-3000—турбобуром; 3000-3150 – ротором. Расчет осевой нагрузки на долото по интервалам бурения Разрушение горной породы на забое механическим способом невозможна без создания осевой нагрузки на долото. Если скорость вращения долота неизменна и обеспечивается достаточная чистота забоя, величина углубления за один оборот возрастает с увеличением удельной осевой нагрузки. При весьма малой нагрузке напряжение на площадке контакта зуба шарошки с породой меньше предела усталости последней; поэтому при вдавливании происходит лишь упругая деформация породы . Разрушение же породы в этой зоне, которую обычно называют областью поверхностного разрушения, может происходить путём истирания и, возможно, микроскалывания шероховатостей поверхности при проскальзывании зубка. Если нагрузка более высокая, то давление на площадки контакта зубка с забоем превышает предел усталости, но меньше предела прочности породы. Поэтому при первом ударе зубка по данной площадке происходит деформация породы, возможно, образуются начальные микротрещины, но разрушения ещё не происходит. При повторных ударах зубков по той же площадке начальные микротрещины развиваются вглубь до тех пор, пока при очередном ударе не произойдёт выкол. Таблица 6 - Значения удельных нагрузок для пород различной категории по буримости
Кондуктор Осевая нагрузка на долото, как режимный параметр бурения, обеспечивает внедрение породоразрушающих элементов в горную породу. В практике бурения для приближенного расчета осевой нагрузки используется выражение  где q – удельная нагрузка на 1 см диаметр долота для соответствующих пород, кгс/см;  – диаметр долота, см.Так как у меня мягкие породы, согласно таблице №5 беру удельную нагрузку 500 кгс/см. Долото 32см.  = 500 кгс/см *32см=16000 кгс =16тс.Нагрузка на долото при бурении под кондуктор 16тс. Эксплуатационная колонна Так как у меня породы средней твердости, согласно таблице беру удельную нагрузку 800 кгс/см. Долото 16,1 см. = 800 кгс/см *16,1см =128800 кгс =12,88 тс.Нагрузка на долото при бурении под эксплуатационную колонну 12,88 тс. | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
