Технология строительства скважины - Геология, гидрология и геодезия дипломная работа

Главная

Геология, гидрология и геодезия
Технология строительства скважины

Условия проводки скважины, осложнения. Техника для строительства скважины. Безопасность и экологичность проекта: вопросы охраны труда и окружающей среды. Освоение скважины: выбор метода вызова притока из пласта. Выбор буровой установки, обогрев зимой.


посмотреть текст работы


скачать работу можно здесь


полная информация о работе


весь список подобных работ


Нужна помощь с учёбой? Наши эксперты готовы помочь!
Нажимая на кнопку, вы соглашаетесь с
политикой обработки персональных данных

Студенты, аспиранты, молодые ученые, использующие базу знаний в своей учебе и работе, будут вам очень благодарны.
Таблица 1 - Сведения о районе буровых работ
Максимальная глубина промерзания грунта, м:
Продолжительность отопительного периода в году, сутки
Азимут преобладающего направления ветра, град.
Интервал залегания многолетнемерзлой породы, м
Таблица 2 - Сведения о площадке строительства буровой
Вторая, частично заболочена, торф I типа (0,3-1,3 м)
Таблица 3 - Источники и характеристики водо- и энергоснабжения, связи и местных стройматериалов
Название вида снабжения: (водоснабжение:
энергоснабжение, связь, местные стройматериалы и т.п.)
Расстояние от источника до буровой, км
Характеристика водо- и энергопривода, связи и местных стройматериалов
Скважина для технического водоснабжения.*
Глубинный насос ЭЦНВ 6-72-75 с электроприводом. Водопровод диаметром 73 мм в две нитки на поверхности земли, теплоизолированный.
ЛЭП - 6 кВ. Опоры металлические. Провод АС-50/8.
* Групповой рабочий проект на строительство разведочно-эксплуатационных скважин для хозяйственно-питьевого и технического водоснабжения на кустовых (индивидуальных) площадках Крапивинского месторождения.
Данный дипломный проект выполнен на основе материалов производственной и преддипломной практики в районе деятельности БП ЗАО «Сибирская Сервисная Компания».
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 решением проблем вторичного вскрытия продуктивного пласта при использовании гидромеханических щелевых перфораторов.
Приводятся необходимые выводы и рекомендации.
Элементы залегания (падения) пластов, угол, град.
Стандартное описание горной породы: полное название, характерные признаки (структура, текстура, минеральный состав и т.д.)
Почвенно-растительный слой, пески и супеси желтые, разнозернистые, полимиктовые; глины, суглинки желтые.
Глины оливково-зеленые, жирные, пластичные, тонкослоистые, кварцевые, кварц-полевошпатовые.
Глины темно-серые, серые, с прослоями слабосцементированных алевролитов и песков полимиктовых.
Глины светло-серые, до темных. Зеленовато-серые, мелко- и крупнозернистые
Глины темно-серые, плотные, вязкие, иногда комковатые, алевролиты разнозернистые, в верхней части мергель серый с зеленоватым оттенком
Глины темно-серые, серые, алевритистые, плотные с прослоями опок.
Глины темно-зеленые, серые, опоковидные, плотные. Алевролиты песчанистые, темно-серые, плотные. Пески серые, мелкозернистые.
Чередование глин, песчаников и алевролитов. Глины, темно-серые, жирные на ощупь, плотные. Песчаники серые мелкозернистые; алевролиты серые, темно-серые песчанистые.
Глины темно-серые, жирные на ощупь, с ходами плоедов.
Неравномерное переслаивание аргил-литов, песчаников и алевролитов. Аргил-литы темно-серые, слоистые, плитчатые. Песчаники серые и светло-серые, разно-зернистые, полимиктовые, слабосцемен-тированные. Алевролиты серые, темно-серые плотные, слоистые, разнозерни-тые.
Категория породы по промысловой классификации
1.3. Нефтегазоводоносность, пластовые давления и температуры
Относительная плотность газа по воздуху, кг/м 3
Давление насыщения в пластовых условиях, МПа
Примечание: *- максимальное значение дебита при испытании.
Индекс стратиграфического подразделения
Тип воды по Сулину ГКН(М)- гидрокарбонатно-натриевый (магниевый) ХЛМ- хлормагниевый ХЛН- хлорнатриевый ХЛК- хлоркальциевый
Относится к источнику питьевого водоснабжения (да, нет)
Таблица 1.5 - Давление и температура по разрезу скважины (в графах 6, 9, 12, 15, 17 проставляются условные обозначения источника получения градиентов: ПСР- прогноз по сейсморазве-дочным данным, ПГФ- геофизическим исследованиям, РФЗ- расчет по фактическим замерам в скважинах)
1.4 Условия бурения. Осложнения при бурении
Таблица 1.6 - Поглощения бурового раствора
Макси-мальная интенсив-ность поглоще-ния, м 3 /ч
Расстояние от устья скважины до статического уровня при его максимальном снижении, м
Имеется ли потеря циркуля-ции (да, нет)
Градиент давления поглощения, кгс/см 2  на м
Увеличение плотности промывочной жидкости против проектной, репрессия на пласт >20% сверх гидростатического давления (частичное поглощение в песчаных породах)
Таблица 1.7 - Осыпи и обвалы стенок скважины
Буровые растворы, применявшиеся ранее
Мероприятия по ликвидации последствий (проработка, промывка и т.д)
дополнительные данные по раствору, влияющие на устойчивость пород
Проработка, промывка, увеличение плотности и снижение водоотдачи промывочной жидкости
Таблица 1.8 - Нефтегазоводопроявления
Длина столба газа при ликвидации газопроявле-ния, м
Плотность смеси при проявлении для расчета избыточных давлений, г/см 3
Снижение противо-давления на пласт ниже гидростатичес-кого. Несоблюдение проектных параметров бур. раствора
Таблица 1.9 - Прихватоопасные зоны
Раствор, при применении которого произошел прихват
Наличие ограниче-ний на ос-тавление инструмен-та без дви-жения или промывки (да, нет)
от обвала неустойчивых пород и зак-линки инстру-мента
от заклинки бур. инстру-мента и сальникообразования
1.5 Обоснование комплекса геофизических исследований в скважине
Таблица 1.10 - Геофизические исследования
Стандартный каротаж зондом А2.0 М0.5N, ПС*
Плотностная цементометрия (ЦМ-8-12)
Акустическая цементометрия (АКЦ с записью ФКД)
Акустическая цементометрия (АКЦ с записью ФКД)
Плотностная цементометрия (СГДТ-НВ)
Плотностная цементометрия (СГДТ-НВ)
Примечание: *) исследования проводятся в одной субвертикальной скважине куста; **) возможна запись ВИКИЗ.
2 . ТЕХНОЛОГИЯ СТРОИТЕЛЬСТВА СКВАЖИНЫ
2.1 Проектирование профиля скважины
1. Глубина скважины по вертикале (Н), м 2750
3. Длина вертикального участка (h 1 ), м 200
4. Глубина спуска кондуктора (L), м 650
Выбираем 4-х интервальный профиль с участками - вертикальный, набора, стабилизации, спада зенитного угла.
Набор зенитного угла осуществляется при бурении под кондуктор.
Определим вспомогательный угол ' по формуле
Очевидно, что максимальный зенитный угол будет больше ',
Выберем угол вхождения в пласт к =20 0 .
Средний радиус искривления в интервале увеличения зенитного угла 0…35 0 составит R 1 = 700 м.
Средний радиус кривизны на участке падения зенитного угла от 35 0 до 20 0 равен
Максимальный зенитный угол рассчитываем по формуле:
где A 1 = A+R 2 (1-cos к )=1500+2225(1-cos20 0 )=1634 м
H 1 = H+R 2 sin к = 2750+2225 sin20 0 = 3511 м
Подставляя полученные значения находим = 34 0
Находим длины участков ствола скважины ? i и их горизонтальные a i и вертикальные h i проекции.
а 1 = 0; h 1 = 200 м; ? 1 = h 1 = 200 м
a 2 = R 1 (1-cos ) = 700(1-cos 34 0 ) = 120 м
h 2 = R 1 sin = 700 sin 34 0 = 391,4 м
? 2 = R 1 /57,3 = 70034/57,3 = 415,4 м
a 3 = h 3 tg = 1675,4tg 34 0 = 1133 м
h 3 = H 1 - (h 1 +h 2 +h 4 ) = 2750 - (200+391,4+483,2) = 1675,4 м
? 3 = h 3 /cos = 1675,4/cos 34 0 = 2020,9 м
a 4 = R 2 (cos к - cos ) = 2225(сos 20 0 - cos 34 0 ) = 246,2 м
h 4 = R 2 (sin - sin к ) = 2225(sin 34 0 - sin 20 0 ) = 483,2 м
? 4 = R 2 (- к )/57,3 = 2225(34-20)/57,3 = 543,6 м
2.2 Проектирование конструкции скважины
2.2.1 Обоснование числа обсадных колонн и глубины их спуска
Обоснование производим по графику совмещенных давлений.
Как видно из графика, по разрезу скважины несовместимых интервалов бурения нет. Поэтому, выбирая конструкцию скважины следует исходить из других условий. В данном случае с целью перекрытия обвалоопасных глин люлинворской и талицкой свит, на глубину 650 м спускается кондуктор с установкой башмака в плотные ганькинские свиты.
Эксплуатационаая колонна спускается до забоя (2750 м) с целью укрепления стенок скважины и размещения в ней технологического оборудования для эксплуатации скважины, разобщения пластов.
2.2.2 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.
где D м = 0,186 м - диаметр муфты обсадной колонны,
Кондуктор: D к =D д +2д, где д - зазор между долотом и внутренней поверхностью кондуктора, принимается равным от 3 до 10 мм.
Диаметр кондуктора принимаем равным 0,2445 м.
Определим диаметр долота при бурении кондуктора:
D д.к =0,270+2 . 8 . 10 -3 =0,286 м.
Диаметр долота при бурении под кондуктор 0,2953 м.
Результаты расчетов представлены в таблице 2.2.
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 (таблица 1.2) и пластовыми давлениями (таблица 1.5). При выборе растворов следует руководствоваться опытом, накопленным при бурении в проектном горизонте. Выбор типов и параметров промывочной жидкости производим согласно регламенту 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
Наименование химреагентов и материалов
2.3.1 Обоснование параметров бурового раствора . Бурение под кондуктор
превышение гидростатического давления над пластовым (репрессия) 10-15%, принимается равным 15%:
С учетом горно-геологических условий и практики бурения эксплуатоционных скважин на близлежащем Крапивинском месторождении и разведочных скважин на Двуреченском месторождении плотность бурового раствора принята .
Бурение под эксплуатоционную колонну:
Бурение под эксплуатоционную колонну до глубины изменения параметров раствора для вскрытия продуктивного пласта превышение гидростатического давления над пластовым (репрессия) должно составлять 10-15% в интервале 650-1200 м и 5-10% в интервале 1200-2500 м., в интервале от 2500 м и до проектной глубины 4-7%:
превышение гидростатического давления над пластовым (репрессия) принимается 11%:
пластовое давление при вскрытии продуктивного пласта:
превышение гидростатического давления над пластовым (репрессия) с учетом технологических особенностей наработки бурового раствора и обеспечения устойчивости ствола скважины репрессия принимается равной 10%:
превышение гидростатического давления над пластовым (репрессия) из расчета 7%:
Бурение под эксплуатоционную колонну до вскрытия продуктивного пласта в интервале 2500-2650 м возможно с превышением гидростатического давления над пластовым не более чем на 35 кгс/см 2 .
плотность бурового раствора из расчета репрессии 35 кгс/см 2 :
Плотность бурового раствора для бурения интервала 2500-2650 м принимается 1,10 г/см 3 .
Бурение под эксплуатоционную колонну при вскрытии продуктивного пласта до глубины 2750 м должно осуществляться с превышением гидростатического давления над пластовым (репрессия) 4-7%. С учетом обеспечения устойчивости ствола скважины в вышележащих интервалах и предотвращения нефтеводопроявлений превышение гидростатического давления над пластовым принимается 7%:
пластовое давление при вскрытии продуктивного пласта:
- превышение гидростатического давления над пластовым (репрессия) из расчета 7%:
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 = 25…30 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 см 3 за 30 мин по прибору ВМ-6 (в нашем случае 5…6 см 3 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
2.3.2 Определение потребного количества бурового раствора
Объем запаса бурового раствора на поверхности дополнительно к объему раствора, находящегося в циркуляции, должен быть не менее двух объемов скважины.
Максимальный объем скважины прибурении под эксплуатоционную колонну составляет:
V скв = 0,785(Д к 2 . L к + d Д 2 (L 2 - L к ) . К к1 + d Д 2 ( L c -L 2 ) . К к2 ) = 0,785(0,2267 2 . 690 + 0,2159 2 . (2557 - 690) . 1,7 + 0,2159 2 (3180 - 2557) . 1,1)=208 м 3
Д к - внутренний диаметр кондуктора, м;
L к - глубина спуска кондуктора по стволу, м;
L 2 - начало интервала глубины скважины с коэффициентом кавернозности К к2 ;
L c - глубина скважины по стволу, м;
d Д - диаметр долота при бурении скважины под эксплуатоционную колонну, м;
К к1 , К к2 - коэффициенты кавернозности.
Необходимый объем запаса бурового раствора на поверхности должен составлять 2V скв = 416 м 3 .
Для хранения запаса бурового раствора в теле куста предусматривается строительство амбара объемом 500 м 3 .
2.5 Выбор компон овки и расчёт бурильной колонны
3) Глубина скважины по вертикали (Н с ), м 2750
4) Глубина вертикального участка (Н в ), м 200
5) R 1 = 700 м, R 2 =2225 м, L=3180 м
8) Длина турбобура (? 1 ), мм 25700
10) Перепад давления в турбобуре (Р т ), МПа 3,9
11) Плотность бурового раствора (), кг/м 3 1150
2.5.1 Расчёт утяжеленных бурильных труб ( УБТ )
Диаметр УБТ выбирается из конструкции скважины и условия обеспечения необходимой жесткости труб. Для нормальных условий при бурении долотом 215,9 мм принимается УБТ диаметром 178 мм. Диаметр бурильных труб принимаем Д бт = 127 мм.
необходимо в компоновку включить одну свечу УБТ 159 мм для недопущения большой концентрации напряжений в этом переходном сечении.
Длина УБТ определяется из условия, что бурильная колонна не переходила в III форму устойчивости
Находим ? кр = 45,8 м; Р кр III =93088,7 Н
Длина одной свечи УБТ составляет 24 м, следовательно длина УБТ
2.5.2 Расчет стальных бурильных труб ( СБТ )
где q 0 - вес 1 м СБТ диаметром 127 мм, q 0 = 262 н/м;
Длина свечи 24 м, поэтому примем количество свечей равное 21, а длина стальных труб 504 м.
2.5.3 Расчет легкосплавных бурильных труб ( ЛБТ )
? ЛБТ = Н скв - ? УБТ - ? СБТ = 3180 - 72 - 504 = 2604 м
принимаем ? ЛБТ = 2616 м (109 свечей).
2.5.4 Расчёт бурильной колонны на прочность
Т в = Т н ехр(f)+ q?exp(0.5f)(cos f sin), (2.7)
где f - коэффициент сопротивления движению;
- коэффициент учитывающий Архимедову силу;
“ - ” - участок набора зенитного угла.
Для удобства вычислений составим таблицу 2.5.
Таблица 2.5 - Характеристики опасных сечений бурильной колонны
Для примера приведём расчёт Т в для участка 2-3, остальные участки рассчитываются аналогично.
Т В2-3 = 203,410 3 ехр (00,18) +26232,40,86ехр (0,500,18)(cos34+0,18sin34) = 210,18 кН.
Далее проводится проверка условия сум [ ], (2.8)
Результаты расчётов для наглядности представлены в таблице 2.6.
Следовательно условие прочности выполняется.
Бурение вертикального интервала под кондуктор
Бурение под кондуктор с набором зенитного угла
Бурение под кондуктор со стабилизацией зенитного угла, проработка ствола скважины
Бурение под эксплуатационную колонну со стабилизацией зенитного угла, проработка ствола скважины
Бурение под эксплуатационную колонну со стабилизацией зенитного угла
Бурение под эксплуатационную колонну с естественным снижением зенитного угла (вскрытие продуктивного пласта одним долблением)
Резервная компоновка для корректировки ствола скважины
- выбор расхода промывочной жидкости осуществляется исходя из условия удовлетворительной очистки забоя:
где q = 0,65 м/с - удельный расход;
- выбор расхода, исходя из условий выноса наиболее крупных частиц шлама:
где U oc - скорость оседания крупных частиц шлама;
F кп - площадь кольцевого пространства, м 2 ;
где d ш - средней диаметр крупных частиц шлама;
- плотность промывочной жидкости, кг/м 3 .
d ш =0,0035+0,0037*0,2159 = 0,0043 м;
- выбор расхода из условия нормальной работы турбобура:
где М уд - удельный момент на долоте;
М с - момент турбобура при расходе Q c жидкости с ;
- плотность жидкости, при которой будет использоваться турбобур.
к - коэффициент учитывающий потери момента в осевой опоре турбобура равный 0,3.
Параметры забойного двигателя 3ТСШ1-195:
М g = 1200 Нм; Q c = 0,03 м 3 /с; с = 1000 кг/м 3 ; = 1100 кг/м 3 , М с =1500 Н/м.
Из трех расходов Q 1 , Q 2 , Q 3 выбираем максимальный расход: 0,03 м 3 /с и далее в расчетах будем принимать этот расход.
2.6.3 Расчёт потерь давления в циркуляционной системе
Потери давления в циркуляционной системе буровой установки определяются как сумма всех потерь давления в элементах циркуляционной системы состоящей из:
1) наземной обвязки, включающей стояк, буровой шланг, вертлюг, ведущую трубу;
3) соединительных элементах (замках) ЛБТ;
9) кольцевого пространства против вышеперечисленных элементов со 2) по 7).
Применительно к ЗД и долоту принято говорить не потери, а перепады давления, ибо последние создаются преднамеренно.
2.6.3.1 Расчет потерь давления в наземной обвязке
a = 3,3510 5 Пас 2 /м 3 кг; Р = 3,3510 5 0,03 2 1100 = 0,33 МПа
a = 1,210 5 Пас 2 /м 3 кг; Р = 1,210 5 0,03 2 1100 = 0,12 МПа
a = 0,910 5 Пас 2 /м 3 кг; Р = 0,910 5 0,03 2 1100 = 0,09 МПа
a = 1,810 5 Пас 2 /м 3 кг; Р = 1,810 5 0,03 2 1100 = 0,18 МПа
a = 13,210 5 Пас 2 /м 3 кг; Р = 13,210 5 0,03 2 1100 = 1,31 МПа
Р обв =0,33+0,12+0,09+0,18+1,31=2,03 МПа
2.6.3.2 Расчет потерь давления в ЛБТ
Внутренний диаметр Д в = Д н -2 = 0,147-20,009 = 0,129 м
Площадь проходного сечения S = Д в 2 /4= 3,14(0,129) 2 /4= 0,013 м 2
Скорость течения жидкости V = Q/S = 0,03/0,013 = 2,3 м/с
Обобщенный критерий Рейнольса определяются по формуле
где 0 - динамическое напряжение сдвига
0 =8,510 -3 -7=8,510 -3 10 -3 1100 -7=2,35 Па
= 0,03310 -3 -0,022= 0,03310 -3 1100-0,022= 0,0143 Пас
Т.к. Re * < 50000, то режим турбулентный, и коэффициент гидравлических сопротивлений определяется по формуле
2.6.3.3 Потери давления в замках ЛБТ
Потери давления определяются по формуле (2.19)
Р = 0,2910 5 0,03 2 1100=0,028 МПа.
2.6.3.4 Расчет потерь давления в СБТ
Потери давления определяются по формуле (2.20)
Внутренний диаметр Д в = Д н - 2 = 0,127-20,009=0,109 м
Площадь проходного сечения S = Д в 2 /4= 3,140,109 2 /4= 0,0093 м 2
Скорость течения жидкости V = Q/S =0,03/0,0093 = 3,3 м/с
Обобщенный критерий Рейнольдса определяется по формуле (2.21)
Т.к. Re < 50000, то режим турбулентный, и коэффициент гидравлических сопротивлений определяется по формуле (2.22)
2.6.3.5 Расчёт потерь давления в замках СБТ
Расчёт проводится по формулам (2.19), (2.23) и (2.24).
Р = 0,04810 5 0,03 2 1100=0,0047 МПа.
2.6.3.6 Расчёт потерь давления в УБТ
Расчёт проводится по формулам (2.20) - (2.22).
S = Д в 2 /4= 3,140,08 2 /4= 0,005 м 2 ;
Т.к. Re * < 50000, то режим турбулентный, и коэффициент гидравлических сопротивлений
2.6.3.7 Расчёт перепада давления в турбобуре 3ТСШ1-195
Для турбобура 3ТСШ1-195 имеем с =1000 кг/м 3 , Q с = 30 л/с, Р с = 3,9 МПа.
2.6.3.8 Расчет перепада давления в долоте
где f, н - площадь сечения и коэффициент расхода промывочных отверстий долота.
2.6.3.9 Расчёт потерь давления в кольцевом пространстве (КП) против ЛБТ
а) Потери давления в КП между ЛБТ и необсаженным стволом скважины (ЛБТ I )
Критическая скорость определяется по формуле
Т.к. V > V кр , то режим турбулентный и потери давления в КП против ЛБТ I рассчитываются по формуле
Д г = Д-d = 0,2159-0,147 = 0,0689 м
б) Потери давления в КП между ЛБТ и кондуктором (ЛБТ II ).
Т.к. V > V кр = 1,16 м/с, то режим турбулентный и потери давления в КП против ЛБТ II рассчитываются по формуле (2.29)
Д г = Д-d = 0,2267-0,147 = 0,0797 м
2.6.3.10 Расчёт потерь давления в КП против СБТ
Т.к. V > V кр = 1,18 м/с, то режим турбулентный и потери давления в КП против СБТ рассчитывается по формуле (2.29)
2.6.3.11 Расчёт потерь давления в КП против УБТ
Т.к. V > V кр = 1,18 м/с, то режим турбулентный и потери давления в КП против УБТ рассчитывается по формуле (2.29)
2.6.3.12 Расчёт потерь давления в КП против турбобура
Т.к. V < V кр = 1,18 м/с, то режим турбулентный и потери давления в КП против турбобура рассчитывается по формуле (2.29)
Для удобства все расчётные значения сводим в табл. 2.8
Выбор бурового насоса производится из условия обеспечения расхода бурового раствора, не ниже расчетного, при расчетном давлении. По результатам гидравлических расчетов для успешного доведения скважины до проектной глубины требуется насосы, развивающие производительность Q 0,03 м 3 /с при давлении Р 12,7 МПа.
По таблице 56 выбираем буровой насос с [P] = 13,9 МПа при диаметре втулок d вт = 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);
Таблица 2.9 - Давления и подачи У8-6МА
2.6.5 Построение НТС - номограммы и определение режима работы насоса
НТС - номограмма - это совмещенная характеристика насоса, турбобура и скважины.
Для того, чтобы обеспечить заданный расход Q = 0,03 м 3 /с при давлении Р 12,7 МПа необходимо использовать данные по насосу для трех втулок указанных в таблице 2.9.
Для значений расходов высчитываем характеристику скважины (это зависимость потерь давления в элементах бурильной колонны от подачи и глубины спуска).
Расчет ведется для 3-х расходов Q 1 = 26,9 л/с; Q 2 = 30 л/с; Q 3 = 34,3 л/с и для трех глубин Н 1 = 3180 м; Н 2 = 2000 м; Н 3 = 1000 м.
Потери давления в элементах бурильной колонны рассчитываются по формулам подобия:
2.6.5.1 Характеристика скважины при глубине спуска бурильной колонны на 3180 м
Таблица 2.10 - Потери давления в элементах бурильной колонны
2.6.5.2. Характеристика скважины при глубине спуска бурильной колонны на 2000 м
Таблица 2.11 - Потери давления в элементах бурильной колонны
2.6.5.3 Характеристика скважины при глубине спуска бурильной колонны на 1000 м
Таблица 2.12 - Потери давления в элементах бурильной колонны
Таблица 2.13 - Характеристика скважины
Таблица 2.14 - Характеристика турбобура
По НТС - номограмме выбираем втулку диаметром 0,17 м и подачей 0,030 м 3 /с, которая обеспечивает промывку скважины и очистку забоя скважины от шлама, бурения до заданной глубины 2750 м с минимальными потерями давления. В начале бурения будем иметь запас по давлению, что может быть использовано, например, для усиления гидромониторного эффекта.
2.6.6 Расчет рабочих характеристик забойных двигателей
Рабочей выходной характеристикой турбобура называется зависимость частоты вращения, момента и мощности на валу турбобура (на долоте) от осевой нагрузки на долото.
2.6.6.1 Определение необходимых данных для расчета
Параметры турбины n, M, P определяются из выражений
где n c , M c , P c - соответственно частота вращения, момент турбин и перепад давления в турбобуре при расходе жидкости Q c плотностью c .
Из n c = 6,33 об/с, М с = 1,5 кНм, P c = 3,9 МПа
Для турбобуров с шаровой опорой = 0,050,08
Определяем гидравлическую нагрузку в турбобуре
Р г = 0,785(P т Д с 2 +P д Д в 2 )+В, (2.36)
где Д с - средний диаметр турбин турбобура
Д в - диаметр вала турбобура (шпинделя) в место установки ниппеля (сальника), Д в = 0,135 м
Д 1 , Д 2 - размеры шаровой опоры или резинового кольца подпятника осевой резинометаллической опоры,
P т , P д - перепад давления в турбобуре и долоте
В - веса вращающихся деталей и узлов турбобура (валов и роторов турбин), маховых масс, центраторов, долота, В = 0,5М т g+М м g+М ц g+M г g,
где М м , М т , М г , М ц - маховая масса, масса турбобура, долота, центраторов соответственно;
Р г = 0,785(4,310 6 0,130 2 +2,110 6 0,135 2 )+23950 =110,6кН
Определим момент на долоте при G = 0, обусловленный трением долота о стенки скважины и промывочную жидкость,
М 0 = 550Д д = 5500,2159 = 118,7 Нм
- Определяем частоту вращения вала турбин по формуле (2.37)
n i = n/М [ 2M-(M 0 +M уд G i + / G i -P г /) ] (2.37)
- Определяем вырабатываемую мощность в турбобуре
Результаты расчетов сводим в таблице 2.15.
Из графика видно, что турбобур останавливается при n i < 0,4 n p , а при | Р г -G i | < 10 кН наблюдается усиленная вибрация турбобура и бурильного инструмента. На рис.2.3 видно, что турбобур устойчиво работает в области нагрузок (0100) 10 3 Н и (120250) 10 3 Н
Цементный раствор от 2557 до 2750 м. Облегченный цементный раствор от 2557 до 450 м. Выше 450 м находится буровой раствор. Продавку цементного раствора в заколонное пространство осуществляется технической водой с=1000 кг/м 3 .
2.7.2 Технологическая оснастка обсадных колонн
Под названием «технологическая оснастка» подразумевается набор устройств, которыми оснащают обсадную колонну для обеспечения ее спуска и качественного цементирования. Выбранная технологическая оснастка представлена в таблице 2.17.
Таблица 2.17 - Технологическая оснастка обсадных колонн
Элементы технологической оснастки колонны
ГОСТ, ОСТ, МРТУ, МУ и т.п. на изготовление
количество элементов на интервале, шт.
Комплект разделительных пробок с фиксатором
1. Количество и порядок расстановки элементов технологической оснастки уточняется в плане работ на крепление по результатам окончательного каротажа.
Основные этапы и факторы, влияющие на процесс вскрытия продуктивного пласта. Конструкция забоя скважины, ее структура и назначение основных элементов. Схема оборудования устья скважины для вызова притока нефти и газа, предъявляемые к нему требования. презентация [399,8 K], добавлен 14.12.2014
Характеристика газонефтеводоносности месторождения. Выбор и обоснование способа бурения. Конструкция и профиль проектной скважины. Выбор и обоснование буровой установки, ее комплектование. Расчет нормативной продолжительности строительства скважины. дипломная работа [557,7 K], добавлен 05.07.2010
Стратиграфический разрез скважины, ее нефте-, водо- и газоносность. Выбор и расчет конструкции и профиля наклонно-направленной скважины. Подготовка буровой установки к креплению нефтяных скважин. Показатели работы долот и режимы бурения скважины. курсовая работа [538,3 K], добавлен 12.03.2013
Краткие сведения о районе буровых работ. Стратиграфический разрез, нефтеносность, водоносность и газоносность скважины. Возможные осложнения по разрезу скважины. Выбор и расчет конструкции скважины. Расчет основных параметров и техника безопасности. курсовая работа [487,8 K], добавлен 27.02.2011
Литолого-стратиграфическая характеристика, физико-механические свойства горных пород по разрезу скважины. Осложнения при бурении. Работы по испытанию в эксплуатационной колонне и освоению скважины, сведения по эксплуатации. Выбор способа бурения. дипломная работа [185,5 K], добавлен 13.07.2010
Литолого-стратиграфическая характеристика и физико-механические свойства горных пород по разрезу скважины. Возможные осложнения при бурении. Обоснование, выбор и расчет типа профиля скважины и дополнительных стволов. Расчет диаметра насадок долота. дипломная работа [3,1 M], добавлен 22.01.2015
Характеристика буровой установки. Расчет конструкции скважины и цементирования эксплуатационной колонны. Выбор и обоснование способа и режимов бурения. Технология вскрытия и освоения водоносного пласта. Разработка мероприятий по увеличению его водоотдачи. курсовая работа [527,7 K], добавлен 30.05.2015
Работы в архивах красиво оформлены согласно требованиям ВУЗов и содержат рисунки, диаграммы, формулы и т.д. PPT, PPTX и PDF-файлы представлены только в архивах. Рекомендуем скачать работу .

© 2000 — 2021



Стандартный каротаж зондом А2.0 М0.5N, ПС*
Стандартный каротаж зондами, А2.0 М0.5N, N6.0 М0.5N, ПС
Кавернометрия*
Кавернометрия*
БКЗ зондами А0.4 М0.1N; А1.0 М0.1N; А4.0 М0.5N; А8.0 М0.5N; А0.5 М2.0А
Индукционный каротаж (ИК)**
Боковой каротаж (БК)
Акустический каротаж (АКШ)*
Микрозонды (МКЗ), микробоковой (МБК)*
Гамма-гамма плотностной каротаж (ГГП)*
Резистивиметрия*


650
2220
650
2600
2600
2220
в интерва-ле
БКЗ
2600
2600
2600


2750
2750
2600
2750
2750
2750
в интер-вале БКЗ
2750
2750
2750


Технология строительства скважины дипломная работа. Геология, гидрология и геодезия.
Контрольная работа по теме Правосознание и его роль в жизни общества
Соблюдать Традиции И Обычаи Эссе Почему
Реферат: Годовое общее собрание акционеров в условиях нового акционерного законодательства
Курсовая Работа На Тему Вивчення Правопису У 1-4 Класах З Допомогою Засобів Мультимедіа
Ерте Көшпелілер Дәуіріндегі Ұлы Дала Өркениеті Реферат
Контрольная работа: по Инновационному менеджменту 3
Курсовая работа по теме Внутригрупповая совместимость в социальной психологии
Реферат: Деньги и новая валюта euro и перспективы развития
Реферат по теме Полемика как искусство убеждения
Реферат: Здоровье населения и качество окружающей среды в системе общественных критериев
Контрольная Работа На Тему Потребности И Производство
Контрольная работа по теме Этика и психология делового общения
Дневник Производственная Практика Медицинской Сестры
Паллиативная Помощь Детям Реферат
Курсовая работа по теме Проектирование и формирование пейзажа
Курсовая работа: Формирование и учет затрат производства
Эссе Коррупция В России
Реферат: Механизмы антибиотикорезистентности
Курсовая работа: Теоретические аспекты социального служения как разновидности социальной работы
Сочинение По Картине Назаренко
Учет и анализ валютных операций - Бухгалтерский учет и аудит курсовая работа
Структура зоопланктонних угруповань річкової ділянки літоралі Каховського водосховища - Биология и естествознание статья
Эволюционная теория Ч. Дарвина и ее роль в биологии - Биология и естествознание презентация