Расчет бурильной скважины

http://

Введение

бурение скважина колонна Район, область, республика: Сургутский район, Ханты-Мансийский Автономный Округ, Тюменская область.

Месторождение: Самотлорское нефтяное месторождение.

Проектный горизонт: песчаный горизонт Проектная глубина: Н=3400м Мощность продуктивного пласта, подлежащего вскрытию: 300 м Профиль скважины: вертикальная Ожидаемый дебит: нефть — 100 т/сут, газ-240т/сут Пластовое давление: 34 МПа В процессе проводки скважины подъемная система выполняет различные операции. В одном случае она служит для проведения СПО с целью замены изношенного долота, спуска, подъема и удержания на весу бурильных колонн при отборе керна, ловильных или других работах в скважине, а также для спуска обсадных труб. В других случаях обеспечивает создание на крюке необходимого усилия для извлечения из скважины прихваченной бурильной колонны или при авариях с ней. Для обеспечения высокой эффективности при этих разнообразных работах подъемная система имеет два вида скоростей подъемного крюка: техническую для СПО и технологические для остальных операций.

В связи с изменением веса бурильной колонны при подъеме для обеспечения минимума затрат времени подъемная система должна обладать способностью изменять скорости подъема в соответствии с нагрузкой. Она также служит для удержания бурильной колонны, спущенной в скважину, в процессе бурения.

Подъемная система установки (рис. 1.1) представляет собой полиспастный механизм, состоящий из кронблока 4, талевого (подвижного) блока 2, стального каната 3, являющегося гибкой связью между буровой лебедкой 6 и механизмом 7 крепления неподвижного конца каната. Кронблок 4 устанавливается на верхней площадке буровой вышки 5. Подвижный конец А каната 3 крепится к барабану лебедки 6, а неподвижный конец Б — через приспособление 7 к основанию вышки. К талевому блоку присоединяется крюк 1, на котором подвешивается на штропах элеватор для труб или вертлюг. В настоящее время талевый блок и подъемный крюк во многих случаях объединяют в один механизм — крюкоблок.

Рис. 1.1

1. Геологические условия бурения

1.1 Коэффициент аномальности К_а =Р_п.ф. / Р_п.н.

1. К_а =4 / 3 = 1,35

2. К_а =19 / 22 = 0,86

3. К_а =34 / 34 = 1

Р_п.н. = _в g h

1. Р_п.н. = 10 300= 3 МПа

2. Р_п.н. = 1000 10 2200= 22 МПа

3. Р_п.н. = 10 3400 = 34 МПа

1.2 Расчет плотности растворов

_{p-ов =} К_{а в}

_{1. p-ов =} 1,33 1 = 1330 _кг/м³

_{2. p-ов =} 0,86 _кг/м³

_{3. p-ов =} 1 1 = 1000 _кг/м³

2. Выбор конструкции скважины Расчет ведем снизу-вверх для всей конструкции скважины. Диаметр последней спускаемой в скважину колонны известен до начала расчета:

D_{эк1(услов)}=140мм D_эк1 (по ГОСТу)=139.7мм

D_м1 (по ГОСТу)=153.7мм

1. Определение диаметра долота для бурения первого снизу.

D_д1=D_{м1 +} 2a₁ (2.1)

D_м1 — наружный диаметр соединительной муфты обсадной колонны.

a₁ — рекомендуемый зазор между муфтой и стенками скважины; он зависит от диаметра обсадной колонны и выхода обсадной колонны из-под башмака предыдущей.

a₁₌20 мм

D_д1=153.7мм + 40мм=193.7мм

2. Подбор нормализованного размера долота по расчётному значению. Необходимые сведения по размерам долот и бурильных головок приведены в [1]

D_д1 (по ГОСТу)=200мм

3. Определение внутреннего диаметра второй (снизу) обсадной колонны.

d_ok2=D_д1 + 2b (2.2)

d_ок2= 200 + 2×5=210мм

d_ок2 (по ГОСТу)= 216.9мм

b-рекомендуемый радиальный зазор между долотом и внутренней стеной обсадной трубы.

b =5

4. Определение наружного нормализованного диаметра второй обсадной колонны. По расчетному значению внутреннего диаметра второй обсадной колонны с использованием таблиц ГОСТа отыскивается наружный нормализованный диаметр обсадной колонны D_ок2.

D_ок2 (по ГОСТу)=244.5мм

D_м2 (по ГОСТу)=269.9мм

5. Определение диаметра долота для бурения под вторую колонну.

D_д2=D_м2 + 2а₂ (2.3)

а₂ -условный диаметр обсадных труб (по таблице 3)

а₂=30мм

6. Подбор нормализованного долота D_д2 по расчетному значению

D_д2=269.9 + 60=329.9мм

D_д2 (по ГОСТу)=349.2мм

7. Определение внутреннего диаметра третьей снизу обсадной колонны. d_k3

d_k3=D_д2 + 2b (2.4)

d_k3=349.2 + 10=359.2мм

d_k3 (по ГОСТу)= 373.0мм

8. Определение наружного нормализованного диаметра третьей обсадной колонны. По расчетному значению внутреннего диаметра второй обсадной колонны с использованием таблиц ГОСТа отыскивается наружный нормализованный диаметр обсадной колонны D_ок3

D_k3 (по ГОСТу)=406.4мм

D_м3 (по ГОСТу)=431.8мм

9. Определение диаметра долота для бурения под третью колонну.

D_д3=D_м3 + 2a₃ (2.5)

a₃=35мм

D_д3=431.8 + 2×35=501.8мм Подбор нормализованного долота D_д3 по расчетному значению.

D_д3 (по ГОСТу)=508.0мм Таблица 2. Конструкция скважины

Выбор способа бурения В ходе выполнения проекта мы используем роторный способ, без отбора керна.

Выбор типа долот и режима бурения

Осевая нагрузка

Для хорошо изученных районов осевая нагрузка может быть определена по формуле Шрейнера Л.А.

G=б x Р_ш х S_k (5.1)

б — коэффициент равный

— для мягких пород 1.0 — 1.5

— для средних пород 0.7 — 1.0

— для твердых пород 0.1 — 0.7

Р_ш — твердость породы по Шрейнеру Л. А, МПа

S_k — площадь контакта зубьев с забоем, м² может быть определена по формуле Федорова В. С. для шарошечных долот.

S_k = Д_д х б х з/2 (5.2)

Д_д — диаметр долота, м.

з — коэффициент перекрытия долота (1.2 — 1.7)

б — начальное притупление зубьев, м ((0.7 — 1.5)>10^-3)

S_k1 =0.508 х (1.5/2) х (0.7×10^-3)=0.27 м²

S_k3 =0.3492 х (1.5/2) х (1×10^-3)=0.27 м²

S_k3 =0.200 х (1.5/2) х (1.5×10^-3)=0.0002 м²

Таблица 3 Твердость пород по Шрейнеру Л.А.

G_{песчаник (0−150м)}=0.7×1500×0.27=0.286 кH

G_{известняк (150−300м)}=0.1×2000×0.27=0.054 кН

G_{мергель (300−1000м)}=1.0×250×0.27=0.068 кH

G_{известняк (1000−1800м)}=0.1×2000×0.27=0.054 кH

G_{глина (1800−2200м)}=1.5×100×0.27=0.04 кH

G_{сланец (2200−3000м)}=0.1×2000×0.0002=0.04 кН

G_{известняк (3000−3400м)}=0.1×2000×0.0002=0.04 кН

Число оборотов долота

Определяется по формуле Владиславлева В.С.

n=G_max x n_min/G (5.3)

nчастота вращения долота, об/мин.

n_min — минимальная частота вращения ротора, берется по характеристике буровой установки, об/мин.

n_min =100 об/мин

G_max — максимальная нагрузка на долото, рассчитанная по формуле Шрейнера Л. А., кг (кН)

G_max=0.286 кН

G — фактическая нагрузка на долото, выбранная для данного долота кг (кН)

n_{песчаник (0−150м)}= 0.286×100/0.286 =100 об/мин

n_{известняк (150−300м)}= 0.286×100/0.054=530 об/мин

n_{мергель (300−1000м)}= 0.286×100/0.068=421 об/мин

n_{известняк (1000−1800м)}= 0.286×100/0.054=530 об/мин

n_{глина (1800−2200м)}= 0.286×100/0.04=715 об/мин

n_{сланец (2200−3000м)}= 0.286×100/0.04=715 об/мин

n_{известняк (3000−3400м)}= 0.286×100/0.04=715 об/мин

Расход промывочной жидкости

Определяется по формуле

Q= 0.785 x (D²_д — D²_т) x V_в, м³/с (5.4)

D_д — диаметр долота, м

D_т — диаметр бурильных труб, м

V_в — скорость восходящего потока промывочной жидкости м/с для мягких пород 1.2 — 1.5 м/с для пород средней твердости 0.9 — 1.2 м/с для твердых пород 0.6 — 0.9 м/с

Q_{песчаник (0−150м)}=0.785 х (0.508² — 0.168²) х 1.0=0.180 м³/с=180 л/с

Q_{известняк (150−300м)}=0.785 x (0.508² — 0.168²) x 0,9=0.162 м³/с=162 л/с

Q_{мергель (300−1000м)}=0.785 x (0.3492² — 0.127²) x 1.5=0.124 м³/с=124 л/с

Q_{известняк (1000−1800м)}=0.785 x (0.3492² — 0.127²) x 0,9=0.074 м³/с=74 л/с

Q_{глина (1800−2200м)}=0.785 x (0.3492² — 0.127²) x 1.5=0.124 м³/с=124 л/с

Q_{сланец (2200−3000м)}=0.785 x (0.200² — 0.114²) x 0.9=0.019 м³/с=19 л/с

Q_{известняк (3000−3400м)}=0.785 x (0.200² — 0.114²) x 0.9=0.019 м³/с=19 л/с Таблица 4

3.Выбор бурильной колонны В зависимости от геологических условий и величины запроектированной нагрузки на долота, выбираем диаметр и тип бурильных труб, диаметр и длину утяжеленных бурильных труб (УБТ.)

Длина УБТ (L_убт) определяется по формуле:

L_убт=k x G/[q (1 — с_р/с_м)], м. (6.1)

k — коэффициент равный 1.25

G — нагрузка на долото, Н

q — масса 1 м. труб УБТ, кг с_р, с_м — плотность раствора и металла труб, кг/м³

Тип бурильных труб — бурильных труб с высаженными внутрь концами.

Тип утяжеленных бурильных трубсбалансированные.

D_{б.т.(1слой)}=168 мм

D_{б.т.(2слой)}=127 мм

D_{б.т.(3слой)}=114 мм

D_{убт (1слой)}=273 мм (шифр — УБТС2−273)

D_{убт (2слой)}=203 мм (шифр — УБТС2−203)

D_{убт (3слой)}=146 мм (шифр — УБТС2−146)

q_{убт (1слой)}=360 кг

q_{убт (2слой)}=192 кг

q_{убт (3слой)}=98 кг

(1 — с_р/с_м) — коэффициент потери веса колонны УБТ в буровом растворе

при с_{р (860)}=0,886 кг/м3

при с_{р (1000)}=0,873 кг/м3

при с_{р (1330)=}0,834 кг/м3

L_{убт песчаник (0−150м)}= 1.25×286 /[360(0.834)=1.19 м

L_{убт известняк (150−300м)}= 1.25×54 /[360(0.834)=0.22 м

L_{убт мергель (300−1000м)}= 1.25×68 /[192(0.886)=0.49 м

L_{убт известняк (1000−1800м)}= 1.25×54 /[192(0.886)=0.39 м

L_{убт глина (1800−2200м)}= 1.25×40 /[192(0.886)=0.29 м

L_{убт сланец (2200−3000м)}= 1.25×40 /[98(0.873)=0.58 м

L_{убт известняк (3000−3400м)}= 1.25×40 /[98(0.873)=0.58 м

4.Выбор гидравлической программы бурения скважины Суммарные потери давления при циркуляции промывочной жидкости по скважине в процессе бурения будут равны:

УP=P_обв + P_бт + P_убт + P_кп.бт. + P_кп.убт +P_д + P_заб.дв.

P_обв — потери напора в обвязке буровых насосов

P_бт — потери напора в бурильных трубах

P_убт — потери напора в УБТ

P_кп.бт. — потери напора в кольцевом пространстве бурильных труб

P_кп.убт — потери напора в кольцевом пространстве УБТ

P_д — потери напора в долоте

P_заб.дв. — потери напора в забойном двигателе При роторном бурении последний член формулы P_заб.дв. — отсутствует.

При паспортной характеристике буровых насосов подбирают диаметр втулок, способных обеспечить требуемую подачу при определенном давлении. Расчет ведется для каждого интервала бурения под соответствующую обсадную колонну.

5.Выбор типа промывочной жидкости и её параметров Таблица 5

Цементирование обсадных колонн Способ цементирования — одноступенчатое с двумя пробками

Расчет цементирования обсадных колонн.

При расчёте цементирования скважины определяются следующие показатели:

V_цр=0,785 х К₁[Кк х Н_ц х (D²_д — D²_ок) + d²_ок х h_c], м³ (9.1)

К₁ — коэффициент потерь цемента (1.03 — 1.05)

К_к — коэффициент кавернозности

(Определяется по кавернометрии 1.20−1.25)

D_д — диаметр долота, м

D_ок — диаметр обсадной колонны, м

d_ок — внутренний диаметр обсадной колонны, м Н_ц — высота подъема цементного раствора в затрубном пространстве, м (1200)

h_c — высота цементного стакана, м (обычно 10−15м.)

V_цр=0,785×1.03 [1.20×1200 х (0.200² — 0.1397²) + 0.373² x 10]=24.97 м³

Количество сухого цемента

G_ц= V_цр x q_ц, т (9.2)

q_ц — норма расхода сухого цемента для приготовления 1 м³ цементного раствора (1.22 т/ м³)

G_ц=24.97×1.22=30.46 т

3. Объем воды V_в для приготовления цементного раствора

V_в = G_ц x m/с_в (9.3)

mводоцементный фактор (0.5)

с_в- плотность воды кг/м³

V_в =30.46х (0.5/1000)=0.015 м³

4. Объем продавочной жидкости V_пж равен

V_пж= К_ж х 0.785 х D²_экс.в.н х (Н — h_c), м³ (9.4)

К_ж — коэффициент потери воды (1.1 — 1.2)

d_экс.в.н — внутренний средний диаметр эксплуатационной колонны, м; (0.1243 м) Н — длина эксплуатационной колонны, м (1200)

V_пж= 1.1×0.785×0.1243² x (1200 — 10)= 15.9 м³

5. Максимальное давление цементирования

P_ц.max=P_г+P_с (9.5)

P_г= 0.02 x H + 16 — гидростатическое давление цементирования (9.6)

P_с=(H_ц — h_c)(с_цр — с_цж)/10 — давление разности плотности жидкостей, участвующих в цементировании. (9.7)

с_цр=1080 кг/м³

с_пж=1860 кг/м³

P_г=0.02×1200 + 16=40 МПа

P_с=(1200 — 10)(1080 — 1860)/10= -0.093 МПа

P_ц.max=40 — 0.093= 39.9МПа Количество цементирующих агрегатов, необходимых для цементирования.

n_ца=Q_ца/q_ср + 1 (9.8)

Q_ца — суммарная производительность агрегата.

q_ср — средняя производительность цементирующего агрегата за время цементирования скважины м³/с (берется из справочника и усредняется по применяемым скоростям цементирования)

n_ца=40/6.7+ 1= 6

Так, как я собираюсь использовать 3 и 4 скорости агрегата, беру среднее число q_ср =6.7

Принимаем 6 агрегатов ЦА — 300

Таблица 5

Q_ца=F₃ x V_кр, дм³/с (9.9)

F₃ — площадь поперечного сечения затрубного пространства, м²

V_кр — скорость подъема цементого раствора в затрубном пространстве (2 м/с)

F₃=0.785 x K x (D²_д — D²_эн), м² (9.10)

K — коэффициент кавернозности

D_д — диаметр долота, м

D_эн — наружный диаметр эксплуатационной колонны, м

F₃=0.785×1.2 х (0.200² — 0.1397²) = 0.019 м²

Q_ца=0.019×2 = 0.038 м³/с = 38 дм³/с Число цементосмесительных машин n_см принимается из расчета одна цементосмесительная машина на два цементировочных агрегата

n_см= n_ца/2= 6/2=3 (9.11)

Принимаем 3 цементных машины (УС6−30)

Время цементирования Т_ц равно:

Т_ц = (V_цр + V_пж)/(n_ца х q_ср) + 10 (9.12)

Т_ц =(24.97×15.9)/(6×6.7) + 10=19.9 мин

6. Расчет обсадных колонн на прочность Расчёт приводится в следующем порядке:

1. Выбираем самую дешевую марку прочности стали эксплуатационной колонны (Д)

2. Из таблиц выписываем давление смятия для каждой толщины стенки выбранной трубы. Например: трубы марки Д, диаметром 146 мм.

Таблица 7

Определяем допустимую глубину спуска выбранных обсадных труб для каждой толщины стенки по формуле:

H_доп=Р_кр.см/(с_р х g x К_см), м с_р — плотность раствора, кг/м³

К_см — коэффициент запаса прочности на смятие (1.0−1.3)

g — ускорение свободного падения 9.8 м/с

H_доп=177/(1000×9.8×1)=0.018 м

4. Результаты расчётов заносятся в таблицу (таблица 8)

Таблица 8

Проверяем верхнее сечение эксплуатационной колонны на страгивание по формуле:

К_стр>Р_ст/Р_ф

К_стр — коэффициент запаса прочности на страгивание, берется из таблиц. (1.15)

Р_ст — страгивающая нагрузка, при которой в резьбовом соединении трубы напряжение достигает предела прочности. Берется из таблиц (637)

Р_ф — фактическая нагрузка на резьбовое соединение. Она равна весу обсадной колонны

1.15<<637/28.56(22.3)

Р_ф =q₁ x l_{1 +} q₂ x l₂ + … q_n x l_n

qвес 1 м труб отдельных секции, т.

lдлина отдельных секции труб, м Будем считать, что длина секции равна длине эксплуатационной колонне.

В целом нефтепереработчики стремятся получить как можно меньше других продуктов одновременно с нефтью. Вода до продажи должна быть отделена от сырой нефти — и чем больше объем воды, которую придется отделять, тем меньше останется нефти на продажу. Желательно также снизить объем добываемого газа либо совсем исключить его (кроме тех случаев, когда скважина ведет в газовый коллектор). В нефтяном коллекторе газ играет роль той силы, которая выталкивает флюиды в ствол скважины. Поэтому имеет смысл сохранять его как можно дольше — это увеличивает продолжительность эксплуатации месторождения.

Во многих коллекторах поверх нефтеносной зоны располагается газоносная, либо снизу находится зона воды, либо вместе и то и другое. В этих случаях заканчивание скважины нужно провести таким образом, чтобы не допустить попадания в нее свободного газа или воды. Следовательно, важное значение приобретает правильный выбор горизонта в пределах интересующей зоны.

Исследование продуктивных пластов При исследовании по методу «снизу вверх» скважину доводят до проектной глубины, закрепляют обсадной колонной и цементной оболочкой за ней. Испытания начинают с самого нижнего объекта, для чего обсадную колонну против этого пласта перфорируют осуществляют вызов притока, отбирают пробы пластовой жидкости и проводят необходимые измерения. После завершения испытания нижнего объекта устанавливают цементный мост или резиновый тампон выше перфорированного участка, рассчитанный на перепад давления 25 МПа. Затем перфорируют обсадную колонну против выше расположенного объекта, испытывают его и переходят к следующему объекту, перемещаясь вверх.

7. Выбор бурильной установки Выбор бурового оборудования определяется проектной конструкцией скважины, способом бурения, параметрами бурового инструмента, а также требованиями к транспортабельности буровой установки.

БУ 3000 ЭУ-1

Глубина бурения в пласте при конечном диаметре скв…3200 м Начальный диаметр скв., мм… 295

Диаметр бурильных труб, мм…146.1;244.5;406.4

Частота вращения. Об/мин…100;157;661;750;833;1125

Общая установочная мощность, кВт…1900

Наибольшая оснастка талевого механизма…5х6

Диаметр талевого механизма, мм…28

Привод буровой установки… Переменный ток Лебедка… ЛБУ — 1200КА Мощность лебедки, кВт…645

Число скоростей подъема…6

Буровой насос… ЧУНБТ-950

Число насосов…2

Мощность насоса, кВт…630

Мощность привода ротора, кВт…368

Статическая грузоподъёмность ротора, т…250

Вышка…СБ-01−01/БУ2500ЭУ Полезная высота вышки, м …2

Грузоподъемность вышки, т…185

Заключение

бурение скважина колонна Задача данной курсовой работы заключалась в построении геологоразведочной скважины с учетом определения типа промывочной жидкости, выбора бурильного оборудования и инструмента, расчета всех необходимых параметров для строительства конструкции скважины.

Все аспекты данной работы были соблюдены и успешно выполнены.

1. А. Г. Калинин и др. Разведочное бурение. Москва. Недра 2000 г.

2. Н. И. Сердюк и др. Бурение скважин различного назначения. Москва. РГГРУ 2006 г.