Проект разбуривания участка в районе деятельности БП "ТЮМЕНБУРГАЗ" МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ УФИМСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ НЕФТЯНОЙ ТЕХНИЧЕСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ КАФЕДРА БУРЕНИЯ НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ СКВАЖИН Рецензент «К защите допущен» ___________________________ ______________ Зав. кафедрой _______________________ профессор ДИПЛОМНЫЙ ПРОЕКТ ТЕМА: ПРОЕКТ РАЗБУРИВАНИЯ УЧАСТКА В РАЙОНЕ ДЕЯТЕЛЬНОСТИ БП «ТЮМЕНБУРГАЗ» Спец. тема: «Аварии с обсадными колоннами» КЛУШ. 111000.000 Выполнил: ст Руководитель: доцент Консультант по безопасности и экологичности проекта: профессор Консультант по экономической доцент части СОДЕРЖАНИЕ СОДЕРЖАНИЕ ВВЕДЕНИЕ 1. ГЕОЛОГО-ГЕОФИЗИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ 2. ТЕХНОЛОГИЯ СТРОИТЕЛЬСТВА СКВАЖИНЫ 2.1 Проектирование конструкции скважины 2.2.1 Вскрытие продуктивного пласта 2.1.2 Обоснование числа обсадных колонн и глубины их спуска 2.1.2 Выбор диаметров обсадных колонн и долот 2.2 Выбор буровых растворов и их химическая обработка по интервалам 2.2.1 Обоснование параметров бурового раствора 2.2.2 Определение потребного количества бурового раствора и материалов для его приготовления 2.3 Выбор способа бурения 2.4 Расчет бурильной колонны 2.5 Выбор компоновок бурильного инструмента 2.6 Проектирование режима бурения 2.6.1 Разработка гидравлической программы проводки скважины 2.6.2 Расчет рабочих характеристик забойных двигателей 2.6.3 Составление проектного режима бурения 2.5 Расчет и выбор конструкции обсадных колонн, компоновка их низа и обоснование технологической оснастки. 2.5.1 Расчет построение эпюр внутренних и наружных избыточных давлений 2.5.2 Расчет и построение эпюр избыточных давлений 2.5.3 Выбор и расчет обсадных труб для эксплуатационной колонны. 2.5.4 Компоновка кондуктора и эксплуатационной колонны. 2.6 Цементирование эксплуатационной колонны 2.6.1 Расчет необходимого количества материалов. 2.6.2 Гидравлический расчет цементирования 2.6.3 Контроль качества цементирования 3. ТЕХНИКА ДЛЯ СТРОИТЕЛЬСТВА СКВАЖИНЫ 3.1 Выбор буровой установки 3.2 Обогрев буровой в зимних условиях 3.3 Обоснование и выбор вновь применяемой техники для строительства скважин 4. СПЕЦИАЛЬНАЯ ЧАСТЬ 4.1 Введение 4.2 Виды аварий 4.3 Причины аварии 4.4 Аварии с обсадными колоннами 4.5 Предупреждение аварии с обсадными колоннами 5. БЕЗОПАСНОСТЬ И ЭКОЛОГИЧНОСТЬ ПРОЕКТА 5.1 Анализ вредностей и опасностей 5.1.1 Взрывопожаробезопасность 5.1.2 Электробезопасность 5.1.3 Шум и вибрация 5.1.4 Освещение рабочей площадки 5.1.5 Метеорологические условия труда 5.1.6 Механические опасности 5.2 Инженерно техническая защита при СПО 5.3 Безопасная организация при проведении сложных работ 5.4 Охрана недр и окружающей среды при бурении скважин 6. ОБОСНОВАНИЕ ОРГАНИЗАЦИИ РАБОТ ПРИ СТРОИТЕЛЬСТВЕ СКВАЖИН 6.1 Составление геолого-технического наряда 6.2 Составление нормативный карты 6.3 Разработка мероприятия по улучшению организации работ и повышению качества строительства скважин 7. ЭКОНОМИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ 7.1 Составление сметы 7.2 Технико-экономические показатели 7.3 Экономическая эффективность от применения рекомендуемых компоновок низа бурильной колонны для проработки скважины 7.3.1 Краткая аннотация 7.3.2 Методика расчета 7.3.3 Расчет экономического эффекта ВВЕДЕНИЕ Данный дипломный проект выполнен па основе материалов производственной и преддипломной практики в районе деятельности БП «Тюменбургаз». В дипломном проекте рассматриваются следующие разделы: 1) Геолого–геофизическая часть: разрез скважины, условия проводки скважины, возможные осложнения. 2) Технология строительства скважины: рассматриваются вопросы связанные с проводкой скважины. 3) Техника для строительства скважины: выбор техники для строительства скважины. 4) Безопасность и экологичность проекта: вопросы охраны труда и окружающей среды. 5) Обоснование организации работ при строительстве скважины: составление ГТН, нормативной карты. 6) Экономическая часть: вопросы связанные с экономией строительства скважины. 7) Специальная часть: вопросы связанные с авариями происшедшими с обсадными колоннами при строительстве скважины; основные виды и причины аварий; пути предотвращения этих аварий и их ликвидации. Приводятся необходимые выводы и рекомендации. ОБЩИЕ СВЕДЕНИЯ О РАЙОНЕ РАБОТ 1. Наименование площади Таб-Яхинский участок Уренгойского ГКМ 2. Температура воздуха: среднегодовая - 80 С максимальная летняя + 300 С минимальная зимняя - 540 С 3. Среднегодовое количество осадков: 500…600 мм 4. Максимальная глубина промерзания грунта: 0…600 мм 5. Продолжительность отопительного сезона: 284 сут. 6. Преобладающее направление ветра: южное 7. Наибольшая скорость ветра: 28…30 м/с 8. Сведения о площадке сторительства и подъездных путях: · Рельеф: Слабовосхолмленая, сильнозаболоченная равнина с большим количеством рек и озер · Состояние грунта: мерзлый · Толщина снежного покрова: 1…2 м · Мощность сезонооттаивающего слоя: 0,2…0,5 м · Характер растительного покрова: Тундра кустарниковая, по берегам рек – карликовые березы, лиственицы 9. Характеристика подъездных дорог: · Средняя продолжительность: 1,2 км · Характер покрытия: грунтовый · Высота насыпи: 2 м 10. Источник водоснабжения: Поверхностный водозабор 11. Источник энергоснабжения: ЛАЭС – 25000, Госсеть 12. Источник грунта: карьер 1. ГЕОЛОГО-ГЕОФИЗИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ Таблица 1.1 1.1. Литолого-стратиграфическая характеристика скважины Стратиграфическое подразделение Глубина залегания, м Мощность,м Элементы залегания (падения)пластов, угол, °¢ Стандартное описание горной породы: полное название, характерные признаки (структура, текстура, минеральный состав и т.д.) Название Индекс От (кровля) До (подошва) 1 2 3 4 5 6 7 Четвертичные О 0 90 90 0.30 Торф, супеси, глины, пески Некрасовская P3nk 90 120 30 0.30 Пески Чеганская P2-3cq 120 180 60 0.30 Пески, глины алевралитистые с включениями гальки и гравия Люлиноворская P2ll 180 320 140 0.30 Глины алевралитистые, диатомовые,опоковидные с прослоями песка Тибейсалинская P1tbs 320 580 260 0.30 Пески и песчаники сырые, тонкозернистые с прослоями глин, в нижней части глины с прослоями песка Ганькинская K1-2qn 580 855 275 До 1 Глины серые, алевритистые Березовская K2br 855 1131 276 0.40…1.0 Глины слабоалевритистые, в нижней части опоковидные Кузнецовская K2kz 1131 1165 34 До 1 Глины плотные, аргелитоподобные Покурская K2pk 1165 1300 135 0.30 Пески, песчаники, алевролиты с прослоями глин Таблица 1.2 1.2. Физико-механические свойства горных пород по разрезу скважины Индекс страт. Подразд. Интервал Краткое название горной породы Плотность, кг/м3 Пористость, % Глинистость, % Категория твердости Коэффициент пластичности Коэффициент абразивности Категория породы по промысловой классификации От До О 0 90 Пески, супеси, глины 1500, 2300, 2000 25 15…20 1...2 – 7…8 Мерзлая P3nk 90 120 Пески 2000 25 10…15 1...2 – 7...8 Мерзлая P2-3cq 120 180 Пески, глины 2000 25 15...20 1...2 – 7...8 Мерзлая P2ll 180 320 Глины опоков. 1800 30...35 95...100 2...3 – 3,0 Мягкая, средняя P1tbs 320 580 Пески, глины 2000 32 25...30 2...3 2...4 6,0 Средняя K1-2qn 580 855 Глины алевритистые 2200 28 90...100 2...3 4...6 4,0 Мягкая, средняя K2br 855 1131 Глины опоков. 1900 25 95 3 4...6 6,0 Средняя K2kz 1131 1165 Глины агрелитоподобные 2200 20 95...100 2...3 4...6 4,0 Мягкая K2pk 1165 1300 Песчаники, алевролиты 2000-2500 25...30 25 3 2...3 7...8 Средняя Таблица 1.3 1.3. Геологические данные разреза Интервал, м Глубина залегания нейтрального слоя, м Температура пород нейтрального слоя, °С Глубина нулевой изотермы Распределение температуры, °С Льдистость,% Интервалы залегания,м От (верх) До (низ) Межмерзлотных таликов Криопегов От До От До 0 40 8 -4 – -3…-4 30 – – – – 40 70 – – – -3…-4 30 40 70 – – 70 130 – – – -2…-3 20 – – 70 130 130 290 – – – -2 15 – – – – 290 400 – – 350 0 0 – – – – Таблица 1.4 1.4. Нефтегазоносность Индекс пласта Интервал, м Тип флюида Относительная плотность газа по воздуху Средний дебит, тыс. м3 /сут Температура в пласте, єС От (верх) До (низ) К 1-2 рК 1165 1250 газ 0,56 580 31 Таблица 1.5 1.5. Характеристика вскрываемых пластов Индекс пласта Интервал, м Тип коллектора Тип флюида Пористость, % Проницаемость, мДа Коэф. Газоконденсатонефте насыщенности Пластовое давление, МПа Коэф. Анамальности От (верх) До (низ) К 1-2 рК 1165 1250 Поровый Газ 25…30 100...500 0,6…0,7 9,0 0,8 Таблица 1.6 1.6. Водоносность Интервал, м Тип коллектора Плотность, кг/см3 Дебит, м3 /сут Тип воды по составу Минерализация, мг-экв/л Относится к источнику питьевого водоснабжения (да, нет) От (верх) До (низ) 0 160 Поровый 998 192…1728 Гидрокарбонатно-натриевые 0,25…2,6 Да 160 580 Поровый При опробировании притока не получено 580 1131 Поровый Региональный водоупор 1131 1300 Поровый Региональный водоупор Таблица 1.7 1.7. Градиенты давления по разрезу Интервал, м Градиенты От (верх) До (низ) Гидроразрыва пород, Мпа/м Горного давление, Мпа/м Геотермический ◦С/10м 0 90 0,02 0,02 – 90 120 0,02 0,02 – 120 180 0,0174 0,019 – 180 320 0,0174 0,019 – 320 580 0,0174-0,0162 0,021 – 580 855 0,0176 0,021 0,017 855 1131 0,0176 0,02 0,024 1131 1165 0,0178 0,022 0,025 1165 1250 0,0162 0,022 0,025 1250 1300 0,0162 0,022 0,025 Таблица 1.8 1.8. Возможные осложнения при бурении Интервал, м Вид, характеристика осложнения Условия возникновения осложнений От (верх) До (низ) 0 350 Размывы и обвалы стенок скважины, интенсивные кавернообразования При длительной остановке в процессе бурения, плохом качестве бурового раствора (низкая вязкость, большое содержание песка в растворе) 350 550 Прихват обсадной колонны При несоответствующей подготовке ствола скважины к спуску обсадной колонны. Низкое качество бурового раствора 550 1300 Прихват и затяжки бурильного инструмента, обвалы стенок скважины. Газопроявления При плохом качестве бурового раствора (высокая плотность, высокий коэффициент трения глинистой корки). Оставление бурового инструмента без движения более 5 мин. При снижение противодавления на газонасыщеный пласт во время СПО, бурения и др. Таблица 2.9 2.9 Комплекс геофизических исследований Наименование Вертикальная скважина Масштаб Интервал Кондуктор · Открытый ствол: – Стандартный каротаж (А2М0,5N) 1:500 0…550 – Кавернометрия 1:500 0…550 – РК (ГК +НГК) 1:500 0…550 – Инклинометрия ч/з 25м 0…550 · В колонне – АКЦ 1:500 0…550 – ГГК-Ц 1:500 0…550 Эксплуатационная колонна · Открытый ствол 1:500 550…1300 – Стандартный каротаж (потенциал зонд + ПС, градиент зонд l=4,0м) 1:200 1150…1300 – Микрозондирование 1:200 1150…1300 – БКЗ (4 зонда) 1:200 1150…1300 – Боковой каротаж 1:200 1150…1300 – Индукционный каротаж 1:200 1150…1300 – Акустический каротаж 1:200 1150…1300 – ГГК-П 1:200 1150…1300 – Кавернометрия 1:200 1150…1300 – Резистивеметрия 1:200 1150…1300 – РК (ГК, НКТ) 1:200 1150…1300 · В колонне – АКЦ 1:500 0…1300 – ГГК-Ц 1:500 0…1300 2. ТЕХНОЛОГИЯ СТРОИТЕЛЬСТВА СКВАЖИНЫ 2.1 Проектирование конструкции скважины 2.2.1 Вскрытие продуктивного пласта Под вскрытием понимается комплекс работ по разбуриванию пород и оборудованию скважины в интервале продуктивного пласта. При разбуривании продуктивного пласта и креплении ствола скважины должны быть приняты меры по предупреждению его загрязнения, то есть сохранению его проницаемости. Необходимо создать благоприятные условия для притока флюида из пласта в скважину. Получение начального притока зависит от параметров, состава и свойств промывочной жидкости, а также длительного воздействия ее на продуктивный пласт, а также от ряда других факторов. Для предупреждения проявления пластовых флюидов в процессе бурения в скважине обычно поддерживают давление Рс несколько больше, чем давление флюида в пласте. Следовательно, приразбуривании пласта в большинстве случаев на него действует перепад давления . Под действием этого перепада в проницаемые пласты, в зависимости от каналов может поступать фильтрат, частицы твердой и газовый фаз бурового раствора, а иногда и весь буровой раствор. Отсюда следует, что необходимо поддерживать DR как можно меньшим. Для вскрытия продуктивного пласта следует выбирать буровой раствор, по составу физико-химическим свойствам близким к пластовым жидкостям или газу. Для скважин, глубиной свыше 1200 м, техническими правилами ведения буровых работ, предусматривается следующая плотность бурового раствора из условия предупреждения проявления пластов. Условная вязкость раствора 25 –30 с. Для предотвращения отрицательного влияния фильтрата бурового раствора на коллекторские свойства пласта, показатель фильтрации не должен превышать 5-6 см3 /30 мин. Уточнение параметров бурового раствора будет проведено по графику совмещенных давлений, показанному в таблице 2.2. Продуктивные пласты вскрываются на полную мощность. После вскрытия ствол скважины крепится эксплуатационной колонной, цементируется с подъемом цементного раствора до устья скважины и перфорируется в интервале продуктивного пласта перфоратором ПК – 103 из расчета 15 отверстий на один погонный метр. 2.1.2 Обоснование числа обсадных колонн и глубины их спуска Обоснование производим, исходя из данных пункта 1 по график совмещенных давлений. Расчет коэффициента анамальности Ка и коэффициента гидроразрыва Кгр ; . При Н=180м =0,84 =2,32 При Н=550м =0,78 =2,51 При Н=1115м =0,75 =2,34 При Н=1130м =0,71 =2,32 Таблица 2.1 График совмещенных давлений По разрезу скважины несовместимых интервалов бурения нет. Поэтому, выбирая конструкцию скважины, следует исходить из других условий, в данном случае предусматривается перекрытие кондуктором неустойчивых четвертичных пород и всей толщи ММП, с расположением башмака кондуктора в интервале устойчивых горных пород и с целью оборудования устья ПВО для предотвращения выброса сеноманского газа. Глубина спуска кондуктора 550 м. Эксплуатационная колонна спускается до забоя (1300 м), с целью укрепления стенок скважины и размещением в ней технологического оборудования для эксплуатации скважины, разобщения пластов. Заполнение пространства между обсадной колонной и стенкой скважины цементным раствором, из которого в короткий срок образуется практически непроницаемый камень, является в данное время основным способом герметичного разобщения проницаемых горизонтов друг от друга, предотвращение перетоков пластовых жидкостей из одного горизонта в другой или на поверхность через заколонное пространство. Цементирование кондуктора и эксплуатационной колонны осуществляется прямым способом через башмак с подъемом цементного раствора до устья скважины. 2.1.2 Выбор диаметров обсадных колонн и долот Диаметр эксплуатационный колонны задается заказчиком, исходя из условий эксплуатации, проведения исследовательских, геофизических, ремонтных работ. Эксплуатационную колонну диаметром 168 мм выбираем в соответствии с требованиями заказчика. Диаметр долота: , ∆=5ч10 мм, где Dм = 0,186 м – диаметр муфты обсадной колонны, , Кондуктор: Dк =Dд +2*д, где д – зазор между долотом и внетренней поверхности кондуктора, принимается равным от 3 до 10 мм. Dк =0,2159+2*6*103 =0,2279 м. Диаметр кондуктора принимаем равным 0,2445 м. Определим диаметр долота при бурении кондуктора: Dд.к =0,270+2*8*10-3 =0,286 м. Диаметр долота при бурении под кондуктор 0,2953 м. Результаты расчетов представлены в таблице2.2 Таблица 2.2 Конструкция скважины Наименование колонны Глубина спуска, м dд. , мм dтруб , мм Кондуктор 0-550 295,3 245 Эксплуатационная колонна 550-1300 215,9 168 2.2 Выбор буровых растворов и их химическая обработка по интервалам Тип бурового раствора и его параметры выбираем из условия обеспечения устойчивости стенок скважины и обеспечения необходимого противодавления на флюидонасыщенные пласты, которые определяются физико-химическими свойствами горных пород слагающих разрез скважины (тбл. ) и пластовыми давлениями (таб. ). При выборе растворов следует руководствоваться опытом, накопленным при бурении в проектном горизонте. Выбор типов и параметров промывочной жидкости производим согласно регламента по буровым растворам, принятого на данном предприятии, который представлен в таблице 2.3 При бурении под кондуктор используется, наработанный на предыдущей скважине или приготовленный из глинопорошка, глинистый раствор. Бурение под эксплуатационную колонну ведется на полимерглинистом растворе, который получается из раствора оставшегося после бурения предыдущего интервала, путем его дообработки. Таблица 2.3 Поинтервальная химическая обработка буровых растворов Интервал бурения, м Наименование химреагентов и материалов Цель применения реагентов в растворе Норма расхода, кг/м3 Потребность компонентов, т 1 2 4 5 6 0-550 Бентонитовый глинопорошок Приготовление глинистой суспензии 50 27,5 Кальцинированная сода Нейтрализация ионов Са, повышение выхода глинистого раствора 0,4 0,22 КМЦ-700 (Tylose) Регулирование показателя фильтрации и вязкости бурового раствора 1 0,55 ТПНФ Понизитель вязкости 0,1 0,055 ЛТМ (СКЖ, ЖИРМА, ОТП) Снижение липкости глинистой корки 1,8 0,99 Графит ГС-1 Профилактика прихватов обсадных колонн 1,8 0,94 Smectex (DKS-extender) Снижение интенсивности кавернооброзования 0,2 0,11 550-1300 Кальцинированная сода Нейтрализация ионов Са 0,25 0,19 Унифлок Предотвращение деспергирования и наработки объема бурового раствора 0,3 0,23 КМЦ-700 (Tylose) Регулирование показателя фильтрации и вязкости бурового раствора 0,4 0,30 2.2.1 Обоснование параметров бурового раствора Обоснование плотности производится с учетом возможных осложнений по разрезу скважины и условий предупреждения проявления пластов. [кг/м3 ], где h – глубина залегания кровли пласта, м к – коэффициент превышения давления в скважине над пластовым. к = 1,1ч1,15 при h < 1200 м к = 1,05ч1,07 при1200 < h < 2500 м Бурение по кондуктор: кг/м3 . Для предотвращения осыпей обвалов, а так же полагаясь на опыт бурения в проектном районе, принимаем плотность бурового раствора: с = 1120 кг/м3 . Вскрытие продуктивного пласта: кг/м3 . Для обеспечения повышенных структурно-механических свойств примем плотность бурового раствора в данном интервале: с = 1100 кг/м3 . Далее представлены основные принципы выбора других параметров буровых растворов. Выбирая вязкость, нужно учитывать, что она в большинстве случаев оказывает отрицательное влияние на процесс бурения, поэтому нужно стремиться к ее минимальному значению (в данном случае УВ = 20…25 сек.), минимизация вязкости позволяет увеличить механическую скорость бурения, поддерживать на высоком уровне скорость восходящего потока в затрубном пространстве, то есть обеспечивать качественную очистку ствола скважины, струя маловязкого раствора теряет гораздо меньше энергии на пути от насадки долота до забоя, чем струя высоковязкого, что делает возможной более качественную очистку забоя скважины. Показатель фильтрации, при бурении в продуктивных горизонтах принимается не более 5…6 см3 за 30 мин по прибору ВМ-6 (в нашем случае 5…6 см3 за 30 мин), во избежание загрязнения пласта фильтратом раствора, что в дальнейшем затрудняет их освоение и эксплуатацию, вследствие почти необратимого ухудшения коллекторских свойств. В непродуктивных пластах допускается несколько большие значения показателя фильтрации. Способность бурового раствора выносить выбуренную породу на дневную поверхность и удерживать ее, после прекращения циркуляции, определяется статическим напряжением сдвига (СНС). Значение СНС для выполнения этой задачи должны быть не менее 15 – 20 дПа. Содержание абразивной фазы («песка») в буровом растворе, с целью уменьшения изнашивания инструмента и бурового оборудования, допускается не более 1%. Результаты расчетов сведем в таблицу 2.4. Таблица 2.4 Параметры бурового раствора Интервал бурения, м Плотность, кг/м3 Условная вязкость, с Фильтрация по ВМ-6, см3 /30 мин Толщина корки, мм СНС, Па Содержание Тв. Ф., % Содержание песка, % от до 1 мин 30 мин 0 50 120 30…35 6 1 0 5 22 1…2 550 1300 100 20…25 5…6 1 5 10 до 15 0,5 2.2.2 Определение потребного количества бурового раствора и материалов для его приготовления Количество промывочной жидкости, потребной для бурения скважины, по формуле: V=VП +VР +а*VC , где VП – объем приемных емкостей буровых установки VП =50м3 , VР – объем раствора, при фильтрации, поглощения и очистке от шлама, а – коэффициент запаса раствора, VC – объем скважины. VР = n * l, где n = 0,15м3 /м – норма расхода бурового раствра, l – длинна интервала. VC = 0,785*(DC *kк )2 *l, где – DC – диаметр ствола скважины, kк – коэффициент кавернозности kк = 1,3. Интервал 0–550: VР.К. = 0,15 * 550 = 82,5 м3 ; VC .К. = 0,785*(0,2953*1,3)2 *550 = 63,3 м3 ; VК = 50 + 82,5 + 1,5 * 63,3 = 227,5 м3 . При бурении под эксплуатационную колонну используем раствор, применяемый для бурения под кондуктор. Тогда дополнительный объем раствора найдем следующим образом: VР.ЭК. = 0,15*(1300-550) = 112,5 м3 ; VC .ЭК. = 0,785*(0,2953*1,3)2 *750 = 86,8 м3 ; VЭК = 50 + 112,5 + 1,5 * 86,8 = 292,7 м3 . Определим потребное количество материалов для приготовления бурового раствора. Количество глинопорошка необходимого для приготовления 1м3 глинистого раствора определяем по формуле: где rгл – плотность сухого глинопорошка, равная 2600 кг/м3 ; rв – плотность воды, равная 1000 кг/м3 ; m – влажность глинопоршка, равная 0,05. Количество воды для приготовления 1м3 глинистого раствора: где rр – плотность раствора. Количество воды для приготовления бурового раствора, для i – го интервала: где Vi – объем i – го интервала. Количество глинопорошка, потребное для i – го интервала: Результаты расчетов сводим в таблицу 2.5. Таблица 2.5 Результаты расчетов потребного количества воды и глинопорошка Интервал бурения, м Плотность бурового раствора, кг/м3 Объем раствора, Vi , м3 Потребность в глинопорошке Потребность в воде qгл , кг Qгл , кг qв , кг Qв , кг Кондуктор 0-550 1120 227,5 205 47*103 0,92 189 Эксплуатационная колонна 1100 292,7 171 50*103 0,95 162 Всего 97*103 351 Определим необходимое количество химических реагентов для обработки бурового раствора по интервалам бурения: где С1 – концентрация химического реагента в весовых процентах; Результаты расчетов сведены в таблицу 2.3. 2.3 Выбор способа бурения Основные требования к выбору способа вращения долота определяются необходимостью обеспечения успешной работы, проводки ствола скважины с высокими технико-экономическими показателями. Выбор способа бурения зависит от технической оснащенности предприятия (парк буровых установок, буровых труб, забойных двигателей и т.п.), опыта бурения в данном районе. Для бурения данной скважины выбираем бурение с помощью гидравлических забойных двигателей. Турбинный способ обладает рядом преимуществ по сравнению с роторным способом бурения: · механическая скорость выше, чем при роторном способе бурения; · облегчает отклонение ствола в требуемом направлении; · можно использовать все виды промывочной жидкости за исключением аэрированной; · возможность применения в колонне бурильных труб легкосплавных и тонкостенных стальных труб; · улучшаются условия работы, отсутствуют шум и вибрация. 2.4 Расчет бурильной колонны Исходные данные: · скважина вертикальная; · глубина бурения 1300 м; · способ бурения – турбинный; · диаметр долота Dд = 215,9 мм; · нагрузка на долото G = 170 кН; · плотность бурового раствора r = 1100 кг/м3 ; · турбобур 3ТСШ1-195; Расчет УБТ: Dубт = (0,75¸0,85)* Dд ; Dубт = 0,8*215,9 = 172,7 мм. Выбираем УБТ диаметром Dубт = 178 мм. Затем найдем диаметр СБТ для Dубт = 178 мм. Dсбт = 0,75*215,9 = 175,5 мм. Выбираем предварительно тип СБТ-ТДПВ 127х9, трубы группы прочности «Д» – бурильные трубы с приварными замками диаметром 127 мм, толщиной стенки трубы 9 мм. Найдем длину УБТ для бурения забойным двигателем: где Gд – нагрузка на долото при бурении забойными двигателями; b – коэффициент облегчения трубы в промывочной жидкости; q0 – вес УБТ диаметром 178 мм, q0 = 156 кг; Gзд – вес забойного двигателя, Gзд = 4790 кг; Ркр III – критическая нагрузка третьего порядка. где rп – плотность промывочной жидкости, rп = 1100 кг/м3 , r0 – плотность материала труб, r0 = 7800 кг/м3 ; где lкр – критическая длина УБТ; Примем lубт = 132 м, т.е. 5 свечей длинной по 24 метра и 1 секция УБТ, длинной 12 м. Определим вес УБТ: Определим длину СБТ: где q0 – вес 1 м СБТ диаметром 127 мм, q0 = 262 н/м; Gсбт – полный вес СБТ; Длина свечи 24 м, поэтому примем количество свечей равное 30, а длина стальных труб 720 м. Найдем длину ЛБТ: где L – глубина скважины по стволу Lсбт = 1300 м; Lсбт – длина СБТ = 720 м; Lубт – длина УБТ = 132 м; Lэд – длина ЗД = 26 м; Произведем расчет растягивающих напряжений при подъеме бурильной колонны. Разобьем колонну на характерные участки, т.е. отметим точки перехода одного вида труб в другой, переход УБТ в турбобур. Профиль скважины имеет 3 характерные точки. Данные занесем в таблицу 2.6. Таблица 2.6 Результаты разбивки бурильной колонны на участки. Участок l, м q, н/м 1 2 3 0 – 1 26 184,2 1 – 2 132 613,6 2 – 3 720 179,9 Расчет напряжений в колонне ведем по методу Сушона, основываясь на том, что в конце колонны усилия Тн = 0. где Тв – нагрузка в верхней части колонны; Тн – нагрузка в нижней части колонны; – средней зенитный угол; – изменение среднего угла на участке; l – длина участка; q – вес 1 метра трубы на участке длины l; в – коэффициент облегчения в промывочной жидкости бурильной колонны, в = 0,86; f – коэффициент сопротивления движения бурильной колонны о стенки cскважины, f = 0,3; Участок 0 – 1: Участок 1 – 2: Участок 2 – 3: Определим растягивающие напряжение: где Sк – площадь канала внутри трубы; Sт – площадь сечения трубы, м2 ; где dвн – внутренний диаметр ЛБТ равный 125 мм; где D – наружный диаметр трубы; ур для третьего участка: ур для второго участка: Определим результирующие напряжение для второго и третьего участков по следующей формуле: где урез – результирующее напряжение, Мпа; ур – растягивающее напряжение, Мпа; уи – изгибающие напряжение, Мпа; Изгибающие напряжение в нашем случае равно нулю т.к. сквжина вертикальная. где [nр ], nр – допустимый и фактический коэффициенты запаса прочности, [nр ] = 1,45; ут – предел текучести материала труб, ут = 300 Мпа; Проверим сечение третьего участка на прочность: ЛБТ 147х11 удовлетворяют прочности. Проведем расчет на прочность ЛБТ 147х11 в клиновом захвате: Т3 = 330 кН при f = 0; Для ЛБТ 147х11, Тдоп =1180 кН; Т3 = 330 кН < [Т] = 1180 кН; – Условие прочности в клиновом захвате выполняется. Сведем все результаты расчетов в таблицу 2.7. Таблица 2.7 Результаты расчетов № участка L, м Т, кН ур , МПа урез , МПа I 26 4,1 - - II 132 73,8 77,7 77,7 III 720 185,2 54,0 54,0 2.5 Выбор компоновок бурильного инструмента Правильно выбранная компоновка позволяет без осложнений, с наименьшими затратами пробурить скважину до проектной глубины. Для разрушения горной породы применяем трехшарошечные долота. С целью создания осевой нагрузки на долото и для повышения жесткости бурильной колонны применяем УБТ. Для передачи вращения долоту используют турбобуры. Бурение под кондуктор ведется ротором. Таблица 2.8 Компоновка бурильной колонны. №№ Элементы КНБК Типоразмер, шифр Наружный диаметр, мм Длина, м Масса, кг Примечание 1 2 3 4 5 6 1 Долото 259,3 мм 295,3 0,42 72 Бурение под кондуктор 2 Центратор 295,3 0,57 115,7 3 Колибратор 293,7 0,74 150 4 УБТ 203 10 2232 5 ТБПВ 127 1 Долото 215,9 мм 215,9 0,45 33 Бурение под эксплуатационную колонну 2 ГДК 178 0,4 65 3 3ТСШ1-195 195 25,7 4790 4 УБТ 178 132 870,5 5 ТБПВ 127 6 ЛБТ 147 2.6 Проектирование режима бурения 2.6.1 Разработка гидравлической программы проводки скважины Исходные данные: 1) Глубина скважины по стволу – 1300м; 2) Тип долота – III-215,9 Т-ЦВ; 3) Конструкция низа бурильной колонны: · долото III-215,9 Т-ЦВ; · центратор Æ 215,9 мм; · калибратор Æ 212,7 мм; · турбобур 3ТСШ1-195; · УБТ Æ 178 мм – 10 м; · ТБПВ 127х9; · ЛБТ 147х9; 4) Параметры промывочной жидкости: · r = 1100 кг/м3 ; · УВ = 25¸30 сек; · ПФ = 5¸6 см3 /30мин. а) Выбор расхода промывочной жидкости: – выбор расхода промывочной жидкости осуществляется исходя из условия удовлетворительной очистки забоя: где q = 0,65 м/с – удельный расход; Fз – площадь забоя; где Dc – диаметр скважины; где Dд – диаметр долота. Интервал 0 – 550 м: Dд = 259,3 мм; Dс = 0,2953*1,05 = 0,310 м; м2 ; м3 /с. Интервал 550 – 1300 м: Dд = 215,9 мм; Dс = 0,2159*1,05 = 0,227 м; м2 ; м3 /с. – выбор расхода, исходя из условий выноса наиболее крупных частиц шлама: где Uoc – скорость оседания крупных частиц шлама; Fкп – площадь кольцевого пространства, м2 ; где dш – средней диаметр крупных частиц шлама; rп – плотность породы, кг/м3 ; r - плотность промывочной жидкости, кг/м3 ; dш =0,0035+0,0037*Dд ; где Dтр – диаметр турбобура, м. Интервал 0 – 550 м: dш =0,0035+0,0037*0,2953 = 0,0046 м; 0,37м/с; м2 ; м3 /с. Интервал 550 –1300 м: dш =0,0035+0,0037*0,2159 = 0,0043 м; 0,39м/с; м2 ; м3 /с. – выбор расхода из условия нормальной работы турбобура: где Муд – удельный момент на долоте; G – вес турбобура; Мс – момент турбобура при расходе Qc жидкости rс ; r - плотность жидкости, при которой будет использоваться турбобур. к – коэффициент учитывающий потери момента в осевой опоре турбобура равный 0,03; Интервал 550 – 1300 м: Параметры забойного двигателя 3ТСШ1-195: G = 4790 кг; Мс = 1,5 кН*м; Qc = 0,03 м3 /с; rс = 1000 кг/м3 ; Муд = 6 Н*м/кН; r = 1100 кг/м3 . м3 /с. Из трех расходов Q1 , Q2 , Q3 выбираем максимальный расход: Q = 0,048 м3 /с в интервале 0 – 550 м; Q = 0,026 м3 /с в интервале 550 – 1300 м; и далее в расчетах будем принимать этот расход. б) Определим перепады давлений во всех элементах циркуляционной системы: Потери давления в ЛБТ: Dлбт = 147 мм; t = 9 мм; lлбт = 428 м; r = 1100кг/м3 ; - определим динамическое напряжение сдвига - t0 : t0 = 8,5*10-3 *r-7 = 8,5*10-3 *1100-7 = 2,35 Па; - определим динамическую вязкость раствора - h; h = (0,004¸0,005)* t0 = 0,005* 2,35 = 0,0118Па*с; - определим скорость течения потока – U; где Q = 0,026 м3 /с – выбранный расход; S – площадь рассматриваемого сечения; м2 ; 1,2 м/с; - определим число Ренольдса в ЛБТ (Re): 3159; - определим коэффициент гидравлического сопротивления в ЛБТ (l): 0,027; - потери давления в ЛБТ (DR): 0,07 Мпа; Результаты расчетов S, U, Re, l, DR сводим в таблицу 2.9. Потери давления в СБТ: Dcбт = 127 мм; t = 9 мм; lcбт = 720 м; S = 9.3*10-3 м2 ; r = 1100кг/м3 ; Динамическое напряжение сдвига – t0 и динамическая вязкость раствора – h, остаются без изменения. t0 =2,35 мПа; h = 0,0118 Па*с. - определение скорости течения потока жидкости (U): м/с; - определим число Рейнольдса в СБТ (Re): ; - определим l в СБТ: ; - потери давления в СБТ (DR): 0,65МПа; Потери давления в турбобуре 3ТСШ1-195: Потеря давления в долоте – Определим перепад давления в кольцевом пространстве между забойным двигателем и стенкой скважины, где Dc = 0,227 м; Dн = 0,195 м – наружный диаметр забойного двигателя; Lзд = 26 м. Методика расчетов аналогична. Результаты расчетов сводим в таблицу 2.8. Перепад давления в кольцевом пространстве СБТ и УБТ считаются аналогично. - Определим перепад давления в кольцевом пространстве между ЛБТ и кондуктором, где L = Lк = 550 м; Dc = Dвн к = 0,2267 м – внутренний диаметр кондуктора; Остальные расчеты аналогичны и сводятся в таблицу 2.9. - Определим перепад давления в замках ЛБТ по формуле: где eр – коэффициент, используемый при расчете; где Dвн = 0,129 м – внутренний диаметр ЛБТ 147х9; dн = 0,110 м – внутренний диаметр ниппеля; lт = 12 м – длина трубы ЛБТ; Результаты заносим в таблицу 2.9. - Определим потери давления в поверхностной обвязке буровой по формуле: где а – коэффициент потери давления; Определим потери давления в вертлюге, ведущей трубе, шланге, стояке, манифольде: Суммарные потери в поверхностной обвязке буровой: Общие потери равны: Таблица 2.9 Расчеты результатов Элементы циркуляционной системы L, м d, мм D, мм S, м2 U, м/с Re* l DR, МПа 1 2 3 4 5 6 7 8 9 Манифольд – – – – – – – 0,1 Стояк – – – – – – – 0,03 Грязевый шланг – – – – – – – 0,02 Вертлюг – – – – – – – 0,03 Квадрат – – – – – – – 0,02 ЛБТ 428 129 147 0,013 1,2 3159 0,027 0,07 СБТ 720 109 127 0,009 2,7 6699 0,025 0,65 УБТ 132 90 178 0,006 4,7 18247 0,022 0,41 Турбобур 26 – – – – – – 5,10 Долото – – f = 2,87*10-4 м; mu = 0,94 6,06 к.п. турбобура 26 195 227 0,01 2,5 3653 0,026 0,1 к.п. УБТ 139 178 227 0,015 1,7 6303 0,025 0,03 к.п. СБТ необсажен. 585 127 227 0,027 0,9 1875 0,029 0,6 к.п. СБТ обсаженное 122 127 227 0,027 0,9 1875 0,029 0,1 к.п. ЛБТ 428 147 227 0,023 1,1 2773 0,028 0,05 DRкпзамки необсажен. – – – – – – 0,001 DRкпзамки обсажен. – – – – – – 0,0001 SDR 13,39 Выбираем насос, исходя из суммарных потерь в циркуляционной системы. Выбираем из условия [P] > SDR, где [P] допускаемое рабочее давление насоса; SDR = 13,39 Мпа; По таблице 56 [] выбираем буровой насос с [P] = 13,9 МПа при диаметре втулок dвт = 170 мм –У8-6МА. Заключительной стадией гидравлического расчета скважины является построение НТС – номограммы. Для этого занесем в таблицу теоретические и фактические подачи и давления насоса при различных диаметрах втулки. Теоретические подачи и давления насоса берем из таблицы 56 []. Фактическая подача определяется по формуле: где к – коэффициент, учитывающий работу насоса на всасывании (к = 0,85); Q – теоретическая подача. Таблица 2.10 Давления и подачи У8-6МА       Диаметр втулки, мм Допустимое давление, МПа Теоретическая подача, м3 /с Фактическая подача, м3 /с 160 16 0,0317 0,0269 170 13,9 0,0355 0,03018 180