Применение средств автоматизации на буровых установках серии JZ на Кочевском месторождении. КУРСОВАЯ. Технология бурения вертикальной скважины глубиной 4220м на Самотлорское месторождении

Название	Технология бурения вертикальной скважины глубиной 4220м на Самотлорское месторождении
Анкор	Применение средств автоматизации на буровых установках серии JZ на Кочевском месторождении
Дата	20.02.2023
Размер	337.15 Kb.
Формат файла
Имя файла	КУРСОВАЯ.docx
Тип	Курсовой проект #945847
страница	5 из 20

1 2 3 4 5 6 7 8 9 ... 20

3.2 Выбор состава промывочного агента

Выбираем тип промывочной жидкости, соответствующий условиям бурения в каждом интервале.

3.2.1 Интервал от 0 до 800 м (под кондуктор)
Для бурения под кондуктор (до глубины 800м) промывка скважины будет осуществляться глинистым раствором следующего состава:

Бентонит 5%; КМЦ 3%; Барит – до получения нужной плотности.

Параметры раствора:

плотность – 1,477 г/см³;

условная вязкость – 35 с;

статическое напряжение сдвига – СНС_1/10=30/45дПа;

водоотдача – 3-4 см³/30 мин;

водородный показатель рН=10;

толщина фильтрационной корки – 1,5 мм;

содержание песка – 0,5%.

3.2.2 Интервал от 800 до 2150 м

(под первую техническую колонну)
При углублении скважины используем высокоингибирующий полимерглинисный раствор (ВИПГР) следующего состава:

Бентонит 5%; ПАЦ-В 1,58%; ФХЛС 3,9%; KCl 0,8%; бишофит 0,8%; ацетат калия 0,4%; софэксил 40К 0,05%; барит – до получения нужной плотности.

Параметры раствора под техническую колонну:

плотность – 1,592 г/см³;

условная вязкость – 25-30 с.;

статическое напряжение сдвига – СНС_1/10= 15-30/30-60 дПа;

водоотдача – 4-5 см³/30 мин;

водородный показатель рН=10-11;

толщина фильтрационной корки – 1-1,5 мм;

содержание песка – 1 %

3.2.3 Интервал от 2150 до 2950 м

(под вторую техническую колонну)
При углублении скважины используем высокоингибирующий полимерглинисный раствор (ВИПГР) следующего состава:

НТФ 0,01%; пента 465 0,5-1%; ПФК-1 1%; ПАЦ-В 1,7%; КСl 0,26%; ФХЛС 2%; хромпик K2CrO4 0,1% бишофит 0,7%; ацетат калия (СН₃СООК) 0,2%; софэксил 40К 0,45%; барит – до получения нужной плотности.

Параметры раствора под вторую техническую колонну:

плотность – 1,821 г/см³;

условная вязкость – 25-30 с.;

статическое напряжение сдвига – СНС_1/10= 20-40/50-80 дПа;

водоотдача – 3-4 см³/30 мин;

водородный показатель рН=9-10;

толщина фильтрационной корки – 1-1,25 мм;

содержание песка – 1 %.

3.2.4 Интервал от 2950 до 4220 м

(под эксплуатационную колонну)
При углублении скважины используем высокоингибирующий полимерглинисный раствор (ВИПГР) следующего состава:

НТФ 0,01%; пента 465 0,5-1%; ПФК-1 1%; ПАЦ-В 1,7%; КСl 0,26%; ФХЛС 2%; хромпик K2CrO4 0,1% бишофит 0,7%; ацетат калия (СН₃СООК) 0,2%; софэксил 40К 0,45%; барит – до получения нужной плотности.

Назначение реагентов: бентонит – структурообразователь раствора; ПАЦ-В обеспечивает снижение фильтрации; бишофит поддерживает синергетический эффект ингибирования; ФХЛС обеспечивает снижение вязкости, способствует проявлению синергетического эффекта действия реагентов; КСl – ингибитор глин, играет определяющую роль в ингибирующем действии ВИПГР; ацетат калия (СН₃СООК) дополняет ингибирующее действие КСl; софэксил 40К – гидрофобизация, ингибирование глин; барит – утяжелитель.

Параметры раствора под эксплуатационную колонну:

плотность – 1,821 г/см³;

условная вязкость – 25-30 с.;

статическое напряжение сдвига – СНС_1/10= 25-50/60-90 дПа;

водоотдача – 3-4 см³/30 мин;

водородный показатель рН=9-11;

толщина фильтрационной корки – 1 мм;

содержание песка – 1 %.

4 Расчет бурильной колонны

и определение нагрузок на крюке буровой установки

4.1 Определение допускаемой

глубины спуска бурильной колонны

Исходя из принятой конструкции скважины и геолого-физических особенностей разреза целесообразно использовать одноразмерную двухсекционную бурильную колону. При этом учитываем, что бурение интервалов под техническую и эксплуатационную колонны будет вестись с использованием винтового забойного двигателя ВЗД Д-240.

Для бурения глубоких вертикальных скважин с использованием забойных двигателей рекомендуется применять трубы типа ТБН (трубы бурильные с высаженными наружу концами), ТБНК (трубы бурильные с высаженными наружу концами и коническими стабилизирующими поясками) и ТБПК (трубы бурильные с приваренными соединительными концами к трубной заготовке с комбинированной высадкой).

С учётом всего вышеперечисленного и исходя из опыта бурения принимаем трубы бурильные с приваренными по высаженной части соединительными концами ТБПВ 101,6х8,4.

Последовательно будем применять одноразмерную двухсекционную бурильную колонну, которая составлена из труб одного диаметра ТБПВ 101,6мм, но имеющих различные группы прочности материала труб.

По (4.1) определяем допускаемую глубину спуска труб группы прочности Д с толщиной стенки 8,4 мм l_1(101,6)8,4_Д для последнего интервала бурения под эксплуатационную колонну 127 мм.

(4.1)

где Q_р₁ – допустимая растягивающая нагрузка для труб нижней секции, МН,

Q_р₁ = Q_пр₁ / п,

здесь Q_пр₁ – предельная нагрузка, МН;

п – коэффициент запаса прочности (принимают п=1,3 для нормальных условий бурения и п=1,35 для осложненных условий);

k – коэффициент, учитывающий влияние сопротивления движению раствора (принимают k=1,15);

Q_УБТ – вес УБТ, МН;

G – вес забойного двигателя и долота, МН;

_б.р, _м – плотности бурового раствора и материала труб, г/см³;

Р_ЗД, Р_д – перепады давления на забойном двигателе и долоте, МПа;

F_к – площадь проходного канала трубы, м²;

F_к = 0,785d_вн²,

здесь d_вн – внутренний диаметр трубы, м;

q_БТ – приведенный вес 1 погонного м бурильной трубы.

Принимаем: Q_пр₁=1,1 МН; G=0,02 МН; _б.р=2,091 г/см³; _м=7,85 г/см³; Р_ЗД=9,0 МПа;

=8 МПа; F_к = 0,7850,1215² = 0,009 м²; q_БТ=0,000237 МН; Q_УБТ = 0,2 МН; Q_р₁ = 1,3/1,3  1 МН.

Тогда по формуле 4.1 длина первой (нижней) секции:

Вторую секцию одноразмерной колонны составляем из труб группы прочности К. Для этих труб предельная нагрузка, при которой напряжение в теле трубы достигает предела текучести, равна 1,40 МН. Допустимая растягивающая нагрузка Q_р₂ = 1,3/1,3 = 1,02 МН.

Длину второй секции одноразмерной колонны определяем по формуле (4.2):

Общая длина колонны L_БК, м (4.3):

Тогда по формуле 4.1 длина третьей секции:

Принимаем

, т.к. 4220-3373=847 м.
Вес каждой секции определяем по приведенной массе 1 м трубы (с учетом высадки, муфт и замков), МН.

Результаты расчетов сводим в таблицу 4.1
Таблица 4.1

Характеристика бурильной колонны

№ п/п	Показатели	Номер секции снизу вверх
№ п/п	Показатели	1	2	3
1.	Толщина стенки трубы, мм	8,4	8,4	8,4
2.	Группа прочности материала труб	Д	К	Л
3.	Интервал расположения (за вычетом длины УБТ 230 м), м	1890-3990	847-1890	0-847
4.	Длина секции, м	2100	1043	847
5.	Вес 1 м трубы, Н/м	237	237	237
6.	Вес, МН: секции общий бурильных труб общий бурильной колонны (с УБТ)	0,49	0,25	0,2
		0,94
		1,14

Выбираем ведущую трубу по ВБТ-133К размером 133133 с теоретической массой 1 м без переводников q_ВТ = 100,2 кг и длиной 16,46 м.
4.2 Определение наибольшей нагрузки на крюке
Определяем нагрузку на крюке G_кр, кН, от общего веса выбранной в п. 4.1 бурильной колонны при достижении проектной глубины, с учетом УБТ, ведущей трубы, вертлюга и кронблока (4.4):

G_кр =