вот второй курсач по нефтянкке. курсач2. Министерство образования Республики Башкортостан гапоу Уфимский топливноэнергетический колледж

• Название: Министерство образования Республики Башкортостан гапоу Уфимский топливноэнергетический колледж
• Анкор: вот второй курсач по нефтянкке
• Дата: 26.11.2021
• Размер: 84.09 Kb.
• Имя файла: курсач2.docx
• Тип: Реферат; #282818
• страница: 2 из 3

2.3 Расчет частоты вращения долота.
С изменением частоты вращения долота меняется число поражений забоя зубками шарошечного долота.

При малой частоте вращения долота промежуток времени, в течение которого остаётся раскрытой трещина в породе, образующаяся при вдавливании зубка, достаточен для того, чтобы в эту трещину проник фильтрат бурового раствора (или сам раствор). Давления на частицу сверху и снизу практически сравниваются и трещина не может сомкнуться после отрыва зубка от породы. В этом случае отрыв сколотой частицы от забоя и её удаление облегчаются. При увеличении же частоты вращения уменьшается промежуток времени, в течение которого трещина раскрыта, и фильтрат может заполнять её. Если же этот промежуток станет весьма малым, фильтрат в трещину не успеет проникнуть, трещина после отрыва зубка шарошки от породы сомкнётся, а прижимающая сила и фильтрационная корка будут удерживать частицу, препятствовать её удалению с забоя. Поэтому на забое сохраниться слой сколотых, но не удалённых частиц, которые будут повторно размалываться зубцами долота.
Таблица 7 - Значения рекомендуемой линейной скорости для пород различной категории

Категория по буримости	Линейная скорость, м/с
М; МЗ	3,4-2,8
МС; МСЗ	2,8-1,8
С; СЗ	1,8-1,3
СТ; Т	1,3-1,1
ТЗ; ТК	1,1-1,0
ТКЗ; К	1,0-0,8
ОК	0,8 и менее

Кондуктор

Частота оборотов, как режимный параметр обеспечивает темпы углубления забоя в единицу времени.

Для приближенного расчета частоты оборотов используется выражение
,где

n - частота оборотов долота, об/мин;

– рекомендуемая линейная скорость на периферии долота, м/с;

– диаметр долота, м;

Так как у меня мягкие породы, согласно таблице беру линейную скорость на периферии долота 3.4 м/с. Долото 0,32 м.
n = = 63,1 об/мин.

Эксплуатационная колонна

Так как у меня породы средней твердости, согласно таблице беру линейную скорость на периферии долота 1,5 м/с. Долото 0,161м.
n = =176,47 об/мин.

2.4. Расчет расхода промывочной жидкости по интервалам бурения
Расчет провожу только эксплуатационной колонны, так как под кондуктор бурю ротором.

Промывочная жидкость должна обеспечивать очистку забоя скважины от шлама и транспортировку его на поверхность. Интенсивность промывки (расход жидкости) оценивается объемом жидкости прокачиваемой через скважину в единицу времени и измеряется, как правило, в л/с.

Расход промывочной жидкости при бурении турбобуром должен обеспечивать заданную частоту вращения долота, т.е. 132,69 об/мин.

Исходя из этого расход промывочной жидкости определяется из выражения


где К – коэффициент удельного расхода, равный 0,03 – 0,065л/с на 1 площади забоя;

Sз – площадь забоя (см2), определяемая как, где dд – диаметр долота в см.

Эксплуатационая колонна



=0,785 * (16,1 см)² =203,48 см²

Q=0,065 л/с/см² *203,48 см² =13,23 л/с.
2.5. Выбор типа промывочной жидкости и основных параметров по интервалам бурения
Непрерывная циркуляция бурового раствора при бурении должна обеспечивать чистоту ствола скважины и забоя, охлаждение долота, способствовать эффективному разрушению породы, предупреждать осложнения.

В практике разведочного бурения в качестве исходных промывочных жидкостей используются:

1) вода;

2) водные растворы;

3) водные дисперсные системы.

4) дисперсные системы на углеводородной основе;

5) сжатый воздух.

В исключительных условиях для промывки скважин используются углеводородные жидкости (дизельное топливо, нефть);

Все дисперсные системы с твердой фазой могут быть с малым (до 7%), нормальным (до 20 – 22%) и повышенным содержанием (более 20 – 22%) твердой фазы.

Промывочные жидкости в определенных условиях искусственно насыщаются воздухом и переходят в категорию аэрированных. В воде и водных растворах воздух в зависимости от его Содержания может выступать в качестве дисперсной фазы или дисперсионной среды. В последнем случае промывочные жидкости называют пенами.
Выбор плотности бурового раствора. Выбираем плотность бурового раствора исходя из забойного давления. Забойное давление – давление, создаваемое на забой столбом жидкости. По рекомендации забойное давление должно быть больше пластового давления: на 10% при глубине до 1000 м, и на 5% при глубине свыше 1000 м
. = , где









Кондуктор
P_заб= P_пл+ 10% = 51,3атм + 5,13 =56,33тм(10атм1Мпа)



= = =1008,4 кг/м³ =1,08гр/см³

Эксплуатационная колона
P_заб= P_пл+ 5% = 313 атм+15,65 =328,65атм
p = = =1071,42кг/м³ = 1,071гр/см³
Кондуктор и эксплуатационную колонну буду бурить буровым роствором плотностью 1,071 г/ .

3.Разработка режима цементирования скважины.

3.1.Выбор способа цементирования каждой обсадной колонны.

С углублением ствола скважины по мере необходимости проводят работы по его креплению. Понятие крепления скважины охватывает работы по спуску в скважину обсадной колонны и ее цементированию. Спущенная в ствол обсадная колонна - составной элемент конструкции скважины.

Крепление скважины осуществляется для разобщения нефтегазоносных пластов от всех вышележащих горных пород и для защиты обсадной колонны от коррозионного воздействия. Поэтому спущенную в скважину обсадную колонну цементируют путем закачки томпонажных материалов в кольцевое пространство (между стенками скважины и обсадной колонны).

Методы цементирования скважин:

1)Одноступенчатое прямое цементирование;

2)Двухступенчатое цементирование;

3)Манжетное цементирование;

4)Цементирование хвостовиков.

Для цементирования кондуктора применяю технологию одноступенчатого цементирования. После окончания промывки скважины, после спуска обсадной колонны на дожимной патрубок навинчивают цементировочную головку, в которую вставлены нижняя и верхняя разделительные пробки, удерживаемые стопорами. К отводам головки присоединяют трубопроводы от цементировочных агрегатов. Через нижний отвод цементировочной головки в обсадную колонну закачивается буферная жидкость.

При выходе тампонажного раствора в заколонное пространство буферная жидкость не позволяет цементу перемешиваться с промывочной жидкостью и таким образом предохраняет цементный раствор от порчи, а также очищает стенки скважины от глинистой корки.

Вывинчивают стопор удерживающий нижнюю пробку и поверх нее в головку цементировочными агрегатами закачивают тампонажный раствор.

Тампонажный раствор проталкивает нижнюю пробку по обсадной колонне.

После закачки тампонажного раствора в объеме, достаточном для заполнения заданного интервала заколонного пространства и участка колонны ниже стопорного кольца, закрывают краны на нижних боковых отводах головки и вывинчивают стопор удерживающий верхнюю разделительную пробку.

После того как верхняя пробка выйдет в обсадную колонну начинают закачивать продавочную жидкость. В виде продавочной жидкости обычно используют буровой раствор. Так как нагнетание жидкости в колонну продолжается давление после остановки нижней пробки быстро растет. Под воздействием разности давлений над пробкой и под ней мембрана установленная в пробке разрушается и тампонажный раствор через проходной канал в пробке и отверстие в башмаке вытесняется в заколонное пространство.

С момента начала вытеснения тампонажного раствора в заколонное пространство давление в цементировочной головке увеличивается по мере продвижения верхней пробки вниз по колонне.

После посадки верхней пробки на нижнюю давление в колонне резко возрастает это служит сигналом для прекращения нагнетания продавочной жидкости в колонну – краны на головке закрывают, насосы останавливают, скважину оставляют в покое на период твердения тампонажного раствора.
Эксплуатационную колонну цементирую двухступенчатым, так как длина колонны 3130 метров и цементный раствор не удается закачать в один прием.

Технология двухступенчатого цементирования.

На выбранной глубине на обсадную колонну при ее спуске устанавливают специальную муфту, имеющую отверстия. При цементировании нижней части обсадной колонны они закрыты. После промывки скважины в колонну помещают нижнюю цементировочную (разделительную) пробку; при цементировании с одной пробкой нижнюю цементировочную пробку не применяют. Затем закачивают цементный раствор, после чего сбра­сывают вторую цементировочную (раздели­тельную) пробку. Продавочной жидкостью, взятой в количестве, примерно равном объему нижней части обсадной колоны, продавливают цементный раствор. Затем в колонну помещают третью цементировочную (разделительную) пробку, диаметром больше двух первых.

Когда верхняя цементировочная (разделительная) пробка садится на первую, третья пробка подходит к цементировочной муфте и сдвигает ниппель, открывая отверстия. Третья пробка остается на муфте, а продавочная жидкость получает выход через отверстия специальной муфты. После промывки поднявшегося выше отверстий специальной муф­ты цементного раствора в течение некоторого времени (с учетом затверде­ния цементного раствора за нижней секцией колонны) закачивают новую порцию цементного раствора, которая выходит из отверстий и поднимается выше муфты в затрубном пространстве. За цементным раствором сбрасы­вают четвертую пробку, которая является одновременно запорной и разде­лительной. После выдавливания всего цементного раствора через отверстия четвертая пробка подходит к муфте и сдвигает ниппель, закрывая отвер­стия. Процесс цементирования считается законченным.

3.2. Выбор плотности цементного раствора, марки цемента.

Для цементирования всей скважины выбираю цемент облегченный шлаковый цементный раствор (ОШЦ) ТУ 39-01-08-469-79, т.к. его плотность не превышает плотность гидроразрыва скважины.

Беру плотность цемента 1,4гр/см3, согласно таблице 8.1 (Иогансен К.В. Спутник буровика) и В/Ц 1,00 согласно таблицам 8.1-8.3.
3.2. Выбор высоты подъема цементного камня. Расчет количества цементного раствора и водоцементного соотношения.

Кондуктор цементирую до устья. Высота подъема цементного камня 570м.

Диаметр кондуктора – 219,1мм, толщина стенки 8,9мм, долото – 320мм.

Рассчитываем объем цементного раствора:

V_цем= ( - ) * H = ( - ) * 570 м = 29,1м³

V_{стакана}= * 10м = * 10м = 0,8м³

V_общ= 29,1м³ + 0,8м³ = 29,9м³

Для цементирования кондуктора нужно 29,9м³ цементного раствора.

Эксплуатационную колонну цементирую от забоя до устья.

Диаметр эксплуатационной колонны – 114,3мм толщина стенки 7,9мм, долото – 161мм.

V_цем= ( - ) * H = ( - ) * 3130 м = 37,99м³

V_{стакана}= * 10м = * 10м = 0,21м³

V_общ= 37,99м³ + 0,21м³ =38,2м³

Для цементирования эксплуатационной колонны нужно 38,2м³ цементного раствора.

Расчет водоцементного соотношения

где

Требуемая масса сухого цемента.

где
	=1,05

1)Масса сухого цемента для кондуктора



2)Масса сухого цемента для эксплуатационной колонны



Количество воды для затворения цемента:

где

1)Количество воды для затворения цемента для кондуктора



2)Количество воды для затворения цемента для эксплуатационной колонны