Курсовой проект

Расчетная часть:Проводится расчет для первого технологического интервала соответствующему бурению под эксплуатационную колонну: кг/м3; МПа МПа (3,51÷5,23) МПакг/м3 кг/м3Для дальнейших расчётов выбираем кг/м3 соответствующему бурению продуктивной части разреза.Аналогично рассчитываем для остальных технологических интервалов. Результаты приведены в таблице 17.Таблица 17 – плотности промывочных жидкостей по интервалам буренияИнтервал по вертикали, мПлотность, кг/м3от (верх)до (низ)03011603086211408623174 1120225132341180Структурно-механические свойства бурового раствораВодоотдачу в первом приближении можно определить по формуле см3/30 мин (11)Толщина фильтрационной корки должна быть минимальной и обеспечить устойчивость крепи стенок скважины. В целях уплотнения, проводим уплотнения физико-химическими методами, преследуя цель достижения управляемой кольматации проницаемых пород.Технологические параметры бурового раствора, рассчитанные для каждого интервала, приведены в таблице 18.Таблица 18 - Типы и параметры бурового раствора по интервалам буренияНазвание (тип) раствораИнтервалбурения, мПлотность бурового раствора, г/см3Условная вязкость, сФильтрация, см3 за 30минСНС, 1/10 минКонцентрация водородных ионовТолщина глинистой корки, ммСодержание твердой фазы, %Полимер-глинистый0-862 1,16 30-35 6-8 15-20/ 25-30 8-9 1,0-1,5 5 Естественныйполимерглинистый862 -1498 1,12 19-20 6 3-6/ 15-20 7,5-8 0,8 5 Ингибированныйглинистыйраствор1498-3174 1,14 20-25 4-6 3-6/ 15-20 7,5-8 0,7 5 Для ЗБС:Хлор калиевый биополимерный2251-32341,1840-60<44-8/6-187,5-80,75ПБМА (глинопорошокбентонитовый модифицированный марки А)Натриевый монтмориллонит. Модифицируется кальцинированной содой и полимерами.Основная функция - структурообразовательная. Дополнительная функция - увеличение вязкости, контроль фильтрации.Для приготовления глинистого раствора, необходимо предварительно прогидрати- ровать расчётное количество глинопорошка в технической воде (без добавления хим. реагентов) в течение не менее 4 часов. Удельный вес ПМБА 1 сорта - 2,5 г/см3.Камцел-1000 «Экстра» - модификация КМЦ (карбоксилметилцеллюлоза).Для обработки бурового раствора используется 2 + 5 % водный раствор КМЦ.Приготовление водного раствора КМЦ производится с помощью глиномешалки МГТ4 или гидромешалки ГДМ-1. Глино- или гидромешалка заполняется на 2/3 водой, загружается расчётное количество реагента со скоростью 10 +15 минут на мешок, перемешивается до получения равномерной консистенции, доливается водой до полного объёма и дополнительно перемешивается 20 + 30 минут.СервейFL, Сервей Д1Частично гидролизованные полиакриламиды.Дополнительная функция - флокуляция выбуренной породы, улучшение смазочных свойств, предотвращение наработки, стабилизация реологических свойств раствора.Технология приготовления водного раствора аналогична приготовлению водного раствора КМЦ (описанному выше) из расчёта получения его 0,5 +1% концентрации.НТФ (нитрилотриметилфосфоновая кислота).Эффективный разжижитель буровых растворов. Уменьшает рН, СНС, реологические параметры. Водородный показатель (рН) однопроцентного водного раствора НТФ равен 1,46. НТФ хорошо растворяется в воде. Термостойкость в пределах 180 + 200 °С.Кальцинированная сода (карбонат натрия - Na2CO3).Дополнительная функция - регулирование щёлочности бурового раствора.КССБ (конденсированная сульфитспиртовая барда).2.6 Обоснование и выбор системы очистки бурового раствораТехнология очистки неутяжелённого бурового раствора по четырёхступенчатой системе представляет собой ряд последовательных операций, включающий в себя грубую очистку (от шлама) на виброситах, тонкую очистку (песко- и илоотделение) - на гидроциклонных установках и удаление коллоидных частиц на центрифуге. Методом четырёхступенчатой очистки достигается удаление частиц выбуренной породы размерами более 0,005мм. Очистка осуществляется по следующей принципиальной схеме (рисунок 3). Буровой раствор, содержащий выбуренную горную породу, после выхода из скважины (1) по линии R1 подвергается на первой ступени грубой очистке виброситами (2). Очищенный на виброситах раствор самотёком попадает в ёмкость (3), откуда центробежным насосом (4) по линии R2 подаётся для очистки на блок гидроциклонов (5), где из раствора удаляются частицы породы размером более 0,7мм. После очистки на гидроциклонных пескоотделительных установках буровой раствор по линии R3 направляется в активную ёмкость блока емкостей (6). Из ёмкости (6) центробежным насосом (7) по линии R4 раствор подаётся для очистки на илоотделитель (8), где из раствора удаляются частицы размером более 0,05мм; после чегораствор по линии R5 возвращается в блок емкостей (6). Из активной ёмкости (6) буровой раствор с помощью насоса 7-(9) по линии R6 подаётся на центрифугу) (10), где из раствора удаляются частицы размером более 0,005мм, после чего раствор по линии R7 возвращается в активную ёмкость блока емкостей (6). Очищенная промывочная жидкость буровыми насосами (11) по линии манифольда (М) подаётся в скважину (1).Выбуренная горная порода с вибросит, пульпа с гидроциклонов и илоотделителя, а также с центрифуги по линиям R8, R9, R10, R11 поступают в шламовый амбар (13).Во избежание излишнего загрязнения бурового раствора во время цементирования и при разбуривании цементных стаканов, пачки загрязнённого цементом раствора сбрасываются в специально отведённую для их последующей химобработки ёмкость или сразу удаляются в шламовый амбар. Рекомендуется произвести обработку промывочной жидкости кальцинированной содой для нейтрализации и осаждения цемента.В случае необходимости дегазации бурового раствора используется имеющийся на буровой установке дегазатор (16).Оборудование для приготовления и очистки бурового раствора приведено в таблице 19.Система очистки бурового раствора приведена на рисунке 2.2.Рисунок 2.2 Система очистки бурового раствораТаблица 19 - Оборудование для приготовления и очистки буровых растворовНаименованиеТипоразмер или шифрКоличество,шт.Применяется при бурении в интервале, мот(верх)до (низ)Циркуляционная системаЦС-БМ-БА-4500 ДЭП-3103174Сито вибрационное (в ЦС)ВМ-3 Полёт (СВ1ЛМ)303174Песооотделитель гидроциклонный (в комплекте ЦС)ГЦК-400М(ГЦК-360М)203174Илоотделитель (в комплекте ЦС)ИГ-45М18623174ЦентрифугаDerrick DE -1000 FHD (0ГС-352К-02 Полёт)28623174Блок химического усиления центрифуги (РСи)OLE -1070 Protec (БХУЦ Полёт)18623174Шнековый конвейер (шнековый транспортёр)КШ 40/12 (ТШ 40/12)103174Гидромешалка (глиномешалка)ГДМ-1 (МГТ 2-4)103174Смеситель вакуумный гидравлический (инжектор)СГВ-100103174Диспергатор циклонный шаровойДШ-100М103174Перемешиватель лопастной (в комплекте ЦС)ПЛМ1403174Перемешиватель гидравлический (в комплекте ЦС)ПГМ1803174Дегазатор вакуумный самовсасывающий«Касоад-40-02» («Касоад-40М», ДВС-3)1286931742.7 Гидравлический расчет промывки скважиныОпределим потери давления при промывке ствола скважины буровым раствором ρбр=1180 кг/м3, если глубина скважины по стволу Lст = 3234 м, по вертикали Lвер = 3086 м. Бурение ведется с применением бурильных труб диаметром 89 мм с толщиной стенки δ = 7,7 мм, долотом Dд = 123,8 мм. Расход бурового раствора Q = 12 дм3/с, структурная вязкость раствора η = 2*10-2 Н*с/м2, динамическое напряжение сдвига τ0 = 3,6 Н/м2.Определение потерь давления в бурильных трубах. Определим режим течения бурового раствора в бурильных трубах по формуле(12)где – средняя скорость течения жидкости в трубах(13)где – внутренний диаметр бурильных трубТогдаПодставляя данные из условия задачи, получаемСледовательно, режим течения ламинарный.Определим потери давления в бурильных трубах по формуле(14)где – безразмерный коэффициент гидравлических сопротивлений трубы.При ламинарном режимеПодставляя приведенные выше значения в (20), получаемОбозначивПолучим коэффициент потерь давления в бурильных трубах.Определение потерь давления в кольцевом пространстве.Определим режим течения бурового раствора в кольцевом пространстве: (15)где – средняя скорость течения жидкости по кольцевому пространству(16)где – внутренний диаметр бурильных трубТогдаПодставляя данные из условия задачи, получаемСледовательно, режим течения ламинарный.Определим потери давления в бурильных трубах по формуле(17)где – безразмерный коэффициент гидравлических сопротивлений трубы.При ламинарном режимеПодставляя приведенные выше значения в (14), получаемОбозначивПолучим коэффициент потерь давления в бурильных трубах.2.8 Обоснование плотности тампонажного раствора и тампонажных материаловОбоснование высоты подъема цементного раствора за колонной.По технике безопасности для газовых и газоконденсатных месторождений, все колонны цементируется до устья.Кондуктор, техническая колонна цементируются в одну ступень.Самым слабым пластом является АС10 продуктивный горизонт. Давление столба цементного раствора на поглощающий пласт с учетом гидродинамических потерь при цементировании должно удовлетворять условиюРПОГЛ1,1РЦ.Р..(18)Таким образом, давление столба цементного раствора не должно превышать величины В таблице 20 приведены данные по тампонажным растворам.Таблица 20 - Тампонажные материалыОБСАДНАЯ КОЛОННАРАСТВОР (ЖИДКОСТЬ)номер колонны в порядке спускаНазваниеколонныспособ цементирования (прямой, ступенчатый. обратный)интервал установки по стволу, мвысотацементногостакана.м№ раствора сверху- внизназвание порции тампонаж- ного раствораплотность.г/см3от(верх)ДО(низ)1направлениепрямой03051ПЦТ-1-501.832кондукторпрямой0862101ПЦТ-1-501.832ПЦТ 111-065 -100 (ОТМ-5)1.503ПЦТ-1-501.833эксплуатационнаяпрямой03174201ПЦТ III-065 -100 (ОТМ-5)1.502ПЦТ I-G-CC1 (РТМ-75. ДР- НПО. ЦТР-75)1.914Боковой стволпрямой22403234201ПЦТ I-G-CC1 (РТМ-75. ДР- НПО. ЦТР-75)1.91Список использованных источников1. Федеральные нормы и правила в области промышленной безопасности «Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности». Серия 08. Выпуск 19 [Текст]. - М.: ЗАО «Научно-технический центр исследований проблем промышленной безопасности», 2013. -288 с.2. Групповой рабочий проект № 45.002-100 на строительство скважин (пласт ЮВ,) Мыхпайского месторождения [Текст]: книга 1 Строительство скважин. ЗАО «СибНефтепроект», Тюмень, 2012. - 114 с.3. Заканчивание скважин [Текст]: учебн. пособ. /В.П. Овчинников [и др.] — Тюмень: ИПЦ «Экспресс, 2011. - 451 с.4. Абатуров, В.Г. Физико-механические свойства горных пород и породоразрушающий инструмент [Текст]: учебн. пособ. /В.Г. Абатуров, В.П. Овчинников.- Тюмень: Изд-во «Экспресс», 2008. - 240 с.5. Абатуров, В.Г. Методические указание к выполнению курсовой работы по дисциплине «Разрушение горных пород при бурении скважин» для студентов специальности 130504 [Текст]: метод, указание / В.Г. Абатуров, А.В. Кед. - Тюмень: ТюмГНГУ, 2011. - 26 с.6. Кулябин, Г.А. Методические указания по дисциплине «Технология бурения нефтяных и газовых скважин» для практических занятий и самостоятельной работы студентов для студентов специальности 130504 - Бурение нефтяных и газовых скважин всех форм обучения (часть 1) [Текст]: метод, указан. /П.В. Овчинников, М. В. Двойников, В. М. Гребенщиков. - Тюмень: ТюмГНГУ, 2011. -32 с.7. Овчинников, В.П. Буровые промывочные растворы [Текст]: учебное об. для вузов /В.П.Овчинников, Н.А. Аксенова, Ф.А. Агзамов. - Тюмень- ТюмГНГУ, 2011.-354 с.8. Аксенова, Н.А. Учебное пособие по дисциплине «Буровые промывочные жидкости» для студентов специальности 130504 очной и заочной форм обучения [Текст] / Н.А. Аксенова. - Тюмень: ИПЦ «Экспресс», 2008.9. Рязанов, Я.А. Энциклопедия по буровым растворам [Текст]: справочное пособие / Я.А. Рязанов - Оренбург: Изд-во «Летопись», 2005.-664 с.10. Баграмов Р.А. Буровые машины и комплексы: Учеб. для вузов. – М.: Недра, 1988. – 501 с.11. Басарыгин Ю.М., Булатов А.И., Проселков Ю.М. Заканчивание скважин: Учеб. пособие для вузов. – М: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2000. – 670 с.12. Басарыгин Ю.М., Булатов А.И., Проселков Ю.М. Осложнения и аварии при бурении нефтяных и газовых скважин: Учеб. для вузов. – М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2000. – 679 с.13. Басарыгин Ю.М., Булатов А.И., Проселков Ю.М. Технология бурения нефтяных и газовых скважин: Учеб. для вузов. – М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2001. – 679 с.14. Болденко Д.Ф., Болденко Ф.Д., Гноевых А.Н. Винтовые забойные двигатели. – М.: Недра, 1999. – 375 с.