Курсовой проект по бурению разведочной скважины

Российский Университет  Дружбы Народов

 

 

 

 

 

 

 

 

КУРСОВОЙ  ПРОЕКТ

 

ПО  БУРЕНИЮ РАЗВЕДОЧНОЙ СКВАЖИНЫ

 

НА  НЕФТЬ.

 

 

 

 

 

 

 

Исполнил: Г. Лее

Группа: ИГБ-302

Руководитель: Липницкий  Р.В.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Москва  2003 г.

1. Обоснования к заложению скважины.

 

Цель проекта –  бурение разведочной скважины на нефть.

Проектная глубина – 3000 м.

Вид энергии – ДВС.

Буровая установка –  Уралмаш. 3Д-67.

Способ бурения –  роторный.

 

2. Геологические условия бурения.

 

Интервал  бурения, м.	Отложения	Характеристика  пород
0-450	Четвертичная система-неоген	Аллювиальные отложения  песка, глина, суглинки, рыхлые песчаники, мягкие породы.
450-1400	ЭОЦЕН	Мягкие глины, чередование  песчеников и плотных глин, мягко-средние  породы.
1400-2100	Верхний мел	Переслаивание крепких известняков и доломитов, твердые породы.
2100-3000	Нижний мел	Плотные алевролиты, аргимиты и песчаники, твердые породы.

        

3. Конструкция скважины.

 

На основании анализа  геологического разреза в месте  заложения скважины, анализа картины изменения коэффициентов аномальности пластового давления, разрабатывается следующая конструкция скважины:

1. Направление, спускается на глубину 10 м.
2. Кондуктор, устанавливается на глубине 450 м.
3. Первая промежуточная колонна, спускается на глубину 1000 м.
4. Вторая промежуточная колонна, до глубины 2100 м.
5. Эксплуатационная колонна, до проектной глубины 3000 м.

          Все колонны цементируются до  устья.

 

 

 

 

 

Расчет диаметров  колонн и долот.

 

Тип колонны	Глубина спуска, м	Наружный диаметр колонны, мм	Диаметр долота, мм
Кондуктор	450	426	490
1-ая промежуточная	1000	323,9	393,7
2-ая промежуточная	2100	219,1	295,3
Эксплуатационная	3000	139,7	190,5

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Расчёт промежуточных  колонн и кондуктора на страгивание.

 

1. Расчёт первой промежуточной колонны.

 

Д_n1 = 323,9 мм         Длина: 1000 м

“Д”,d = 9                   Р_{стр. кр.}=190 т.      

 

К_стр. = 1,2-1,3    тогда

К_ст. = Р⁹ _ст./Р_ф = 190/ (72,1-10^-3 * 1000) =

= 2,6 > 1,3

что отвечает условию  прочности.

Вес колонны: 72,1.

       

2. Расчёт 1-й секции второй промежуточной колонны.

 

Д_n2 = 219,1            Длина: 1100           к = 1,4-1,5

“Д”, d = 7 мм             Р_стр. = 100

К_стр = Р⁷_стр/Р_ф = 2,4 > 1,5

что отвечает условию  прочности.

Вес 1-й секции: 42,02.

 

3. Расчёт 2-й секции второй промежуточной колонны.

 

Д_n2 = 219,1        Длина: 1000    “К”, d = 7 мм       Р_стр. = 130

тогда  К_стр = Р⁷_стр/Р_ф1 + Р_ф2 = 1,62 > 1,5

что отвечает условию  прочности.

   

4. Расчёт кондуктора на страгивание.

 

Д_к = 426        Длина: 450 м    “Д”, d = 10 мм  

К_стр = 5,2 , т.е. удовлетворяет условию прочности.

 

 

 

 

 

 

Наименова-ние колонны	Услов-ный диаметр (мм)	Груп-па стали	Толщи- на стенки (мм)	Глубина  спуска (м)		Дли-на  сек- ции (м)	Вес сек-ции (т)	Сум-марный вес (т)
				от	до
1. промежут.     колонна (1)	324	Д	9	0	1000	1000	72,1	72,1
2. 1-я секция   2-й п.к.	219	Д	7	0	1100	1100	42,0	80,2
2-я секция   2-й п.к.	219	К	7	1100	2100	1000	38,2
3.  кондуктор	426	Д	10	0	450	450	47,8	47,8

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Расчёт диаметров  колонн и долот.

 

1. Д _экс = 139,7 мм  =>  Д _{муф.экс} = 159 мм.

 

2. Диаметр долота для бурения под эксплуатационную колонну.

 

Д _д.экс  = Д _{м. экс} +2 ς ₁

ς ₁ = 15 мм  => Д _д.экс  =189 мм.

по ГОСТ 20692-75                              d – внутренний диаметр;

Д _{д.экс. н.}  =190,5 мм.                            Д – наружный диаметр;

ς ₁ = 15,75 мм                                     н – нормализованное значение.

 

3. Внутренний диаметр промежуточной колонны (3).

 

d _в.п.= Д _{д.экс. н.}  +2∆

∆ = 5÷10  ∆ = 8 

d _в.п.= 190,5

4. Диаметр долота для бурения под промежуточную колонну.

Д _д.п.1 = Д _м.п.1  + 2 ς

Д _м.п.1   = 245, ς = 25 => Д _д.п.1 = 295 по ГОСТ Д _{д.п.1 н.} = 295,3 мм.

 

5. Внутренний диаметр промеж. колонны (2).

 

d _п2 = Д _{д.п.1 н.}  + 2 ∆

∆ = 9 => d _п2 = 313,3 ,

что соответствует наружному  диаметру,

принимаем  Д _{п2 н.} =324 мм.

 

6. Диаметр долота для бурения под промежуточную колонну (2).

 

Д _п2  = Д _м2 + 2 ς, Д _м.п2  = 351, ς = 35 => Д _д.п.2 =421 => Д _{д.п.2 н.} = 393,7.

      

7. Внутренний диаметр кондуктора.

 

d _к = Д _{д.п.2 н.}  + 2∆, ∆ = 10

d _к = 413,7 => принимаем Д _к = 426/ ς = 5,9 мм.

 

 

 

 

 

8. Диаметр долота для бурения под кондуктор.

 

Д _д.к.  = Д _м.к. + 2 ς

451 +2,35 = 521

приимаем Д _{д.к. н.} = 490 с расширителем ς = 520 мм.

 

9. Внутренний диаметр направления.

 

d _нап = Д _скв  + 2 ∆, ∆ = 10

= 520 + 2 * 10 = 540 мм.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Расчет плотностей бурового раствора.

 

ρр = Кр * Ка* ρв

 

*

 

 

ρ1 = Кр1 * Ка1* ρв = 1,1*1,10*1000=1210 кг/м³

ρ2 = Кр2 * Ка2* ρв = 1,15*0,90*1000=1035 кг/м³

ρ3 = Кр3 * Ка3* ρв = 1,1*1,10*1000=1210 кг/м³

ρ4 = Кр4 * Ка4* ρв = 1,05*0,96*1000=1008 кг/м³

 

 

	Глубина, м	Ка	Кр	ρр, кг/м3	Рр, МПа	Пластовое давление Рпл, МПа	Рр - Рпл	Допустимое дифференц. давление ≤ Рдиф
1	450	1,10	1,1	1210	5,4	5,0	0,4	1,5
2	1000	0,90	1,15	1035	10,4	9,0	1,4	1,5
3	2100	1,10	1,1	1210	25,4	23,6	1,8	2,5
4	2800	0,96	1,05	1008	29,4	27,0	2,4	3,5

 

 

___________________________

(*) – Действующие правила бурения требуют соблюдения следующих соотношений между статическими давлением столба промывочной жидкости Рр и пластовым давлением Рпл:

Рр ≤ Кр Рпл              (1)

Рр  ─ Рпл ≤ Рдиф     (2),

где Кр  - коэффициент резерва; Рдиф – допустимое дифференциальное давление;

Интервал глубин, м ………………0 – 1200…..1200 – 2500…. >2500

Допустимый Кр…………………...1,1 – 1,15…...1,05 -1,1……1,04 – 1,07

Дифференц. давление……………......≤ 1,5……..≤ 2,5………≤ 3,5

Из (1) следует, что относительная  плотность промыв. Жидкости должна быть

 ρо ≤ Кр * Ка, где Ка – наибольший коэффициент аномальности в рассматрива-

емом интервале бурения ( т.е. ρо ≤ Кр * Ка* ρв).

(Е.М. Соловьев, 1988г.)

Промежуточные колонны  нельзя совмещать, т.к. статическое давление столба бурового раствора с плотностью ρр1 =1035 кг/м³   на глубине 2100 м будет равным 21,7 МПа, в то время как, пластовое давление на той же глубине равно 23,6, что противоречит правилам бурения.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Режим бурения.

 

     Выбор сочетания  осевой нагрузки на долото  и частоты его вращения определяют  следующие факторы: необходимость  получения минимума эксплуатационных затрат на 1 м проходки, за данного профиля скважины, прочность бурильной колонны и долота, а иногда также и мощность двигательного привода ротора. При бурении верхнего интервала скважины, сложенного обычно недостаточно твердыми породами, работают при сравнительно высокой частоте вращения ротора (например 220 об/мин). И хотя при этом проходки на долото может быть несколько меньше, чем при более низкой частоте вращения, эксплуатационные затраты на 1 м проходки оказываются более низкими, а рейсовая скорость – более высокой вследствие мылых затрат времени на спускоподъемные и вспомогательные работы (t_с+t_в).

     С увеличением  глубины затраты времени t_с+t_в быстро возрастают, и наступает момент, когда определяющее влияние на величину эксплуатационных затрат на 1 м проходки начинает оказывать не механическая скорость, а проходка за рейс. С этого момента частоту вращения приходится уменьшать сначала, скажем, до 140 об/мин, а позже до 70 об/мин или менее, насколько позволяет кинематика привода ротора.

     Снижение  механической скорости проходки  из-за уменьшения частоты вращения  в большей или меньшей степени стремятся компенсировать некоторым увеличением осевой нагрузки на долото. Это необходимо также в связи с тем, что с глубиной обычно твердость пород возрастает.

(Е.М. Соловьев, 1988, стр. 124-125).

       

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

1. При выборе режима бурения долотами серий ГНУ и ГАУ следует учитывать следующее: верхнему уровню величин осевых нагрузок на долота соответствует нижний уровень частот вращения и наоборот;
1. В плотных, вязких, глинистых, а также слабо сцементированных малообразивных песчано-глинистых и песчаных породах целесообразно бурить при близких к максимальным частотах вращения и пониженных величинах осевой нагрузки на долото;
2. В песчаных и других образивных породах, а также трещиноватых и обломочных целесообразно снижать частоту вращения ротора в избежание повышенного износа и разрушения вооружения, герметизирующих элементов опор шарошек, козырьков и спинок лап.
2. Режим бурения, особенно долотами с твердосплавными вооружением и герметизированными опорами, должен выбираться таким, чтобы не допускалось вибраций бурильной колонны.
3. Во многих случаях особенно при бурении в мягких необразивных породах существенное улучшение показателей работы долот достигается при повышении частоты вращения до 140-200 об/мин.
4. Осевая нагрузка на долото при бурении с повышенной частотой вращения обычно должна быть уменьшена на 20-25 % против величины, создаваемой при низкооборотном режиме в тех же условиях.
5. Не рекомендуется применение повышенной частоты вращения ротора при бурении в твердых породах с промывкой технической водой.
6. При появлении вибраций для их подавления необходимо уменьшить осевую нагрузку или изменить частоту вращающегося ротора.