Составление регламента на бурение скважины глубиной 2700 м на Сороминское месторождение

Интервал, м Q1, м3/с Q2, м3/с Q3, м3/с Q, м3/с 0 – 50 0,022 0,018 – 0,22 50 – 720 0,044 0,036 0,032 0,044 720 – 2700 0,021 0,012 0,016 0,018
5.11. Гидравлическая программа промывки скважины. Выбор типа буровых насосов. Расчет диаметра насадок долот. Корректировка расхода промывочной жидкости


Для более эффективного разрушения горной породы необходимо применять гидромониторные насадки.
f1=; (31)
где Q – расход промывочной жидкости в данном интервале, м3/с;
(рд – перепад давления в насадках долота для реализации гидромониторного эффекта, (рд=5 МПа;
При бурении под: кондуктор 222,3МСЗ-ГНУ
f1==0,00062 м2
выбираем 3 насадки диаметром 16 мм: f =3·0,785·0,0162= 0,0006 м2;
;
МПа;
эксплуатационную колонну 161,0МЗ-ГВ
f1==0,0003 м2
выбираем 3 насадки диаметром 12 мм: f =3·0,785·0,0122= 0,00034 м2;


Гидравлический расчет промывки скважины

Потери давлений в циркуляционной системе складываются из потерь давлений в каждой из её элементов. При течении жидкости в трубах и кольцевом пространстве потери давления определяются трением жидкости о стенки канала и зависят от режима течения, свойств жидкости и размеров канала, в частности, его длины.
Потери в долоте рассчитываются по формуле (1(:

, (32)
где ;
µн – коэффициент расхода, µн = 0,9;
f – площадь сечения насадок.
;
МПа;
Потери давления в турбобуре:

, (33)
где ∆Pс,Qс,pс – справочные данные турбобура;
3ТСШ1-195: ∆Pс=6,5 МПа, Qс=0,025 м3/с, pс=1000 кг/м3;
МПа;

Т2-127NGT.M1: ∆Pс=4,0 МПа, Qс=0,020 м3/с, pс=1000 кг/м3;
МПа;
Для расчёта потерь давления в трубах и кольцевом пространстве необходимо определить режим течения жидкости по числу Рейнольдса:

, (34)

где D( – гидравлический диаметр, м;
τ0=8,5·10-3·ρ–7 – динамическое напряжение сдвига раствора;
η=(0,004÷0,005)τ0 – пластическая вязкость бурового раствора;
U – скорость течения жидкости, м/с;

; ; (35)

Если Re*<2320, то режим ламинарный, тогда

, (36)
где L – длина участка, м;
β – коэффициент, зависящий от параметра Сен-Венана:

; (37)

Если Re*>2320, то режим течения турбулентный, тогда;

; (38)

где ( – коэффициент гидравлического сопротивления;
при 232050000, ;
Потери давления при бурении под направление.
Исходные данные: (=1160 кг/м³;Q=0,026 м3/с; Dc=339,7 мм; DУБТ=178 мм;dУБТ=90 мм; L=12 м;DСБТ=127 мм; dСБТ=109 мм; L=24 м; =1,1 МПа.
Потери давления при бурении под кондуктор.
Потери в кольцевом пространстве напротив забойного двигателя:
м/с;
D(=Dc–DT=0,298–0,240=0,058 м;
τ0=8,5·10-3·1160–7=2,86 Па;
η=0,0045·2,86=0,013 Па·с;
;
;
МПа;
Потери давления в трубах УБТ:
Исходные данные: Q=0,052 м3/с; Dc=339,7 мм; DУБТ=127 мм; dУБТ=90 мм; L=12 м;
м/с;
;
;
МПа;
Потери давления в кольцевом пространстве напротив УБТ:
м/с;
;
;
МПа;
Потери давления в СБТ:
Исходные данные: Q=0,052 м3/с; Dc=339,7 мм; DСБТ=127 мм; dСБТ=109 мм; L=432 м;
м/с;
;
;
МПа;
Потери давления в кольцевом пространстве напротив СБТ:
м/с;
;
;
по графику (17( определяем β=0,65;
МПа;
, (50)
где (а - коэффициент сопротивлений элементов обвязки, аi по (15(: стояк 0,4·105 м –
4;
буровой рукав 0,52·105 м -4; вертлюг 0,44·105 м-4; квадрат 0,4·105 м-4.
(Ро=((0,4+0,52+0,44+0,4)105·0,0522·1160=0,552 МПа.
Аналогично проведем расчеты потерь давления при бурении под направление (таблица 20).

Таблица 20 - Потери давления при бурении под направление

Участок L, м D, мм dв(dг), мм U, м/с Re* λ(β), ΔΡ,
МПа СБТ 24 127 109 2,8 11219 0,023 0,023 УБТ 12 127 90 3,6 16550 0,018 0,022 Долото 349,2 1,10 УБТ (кп) 12 127 192 0,5 693 (0,72) 0,005 СБТ (кп) 24 109 268 0,3 348 (0,80) 0,003 Наземная обвязка 0,17 Общие потери давления 1,33
Таблица 21 - Потери давления при бурении под кондуктор

Участок L, м D, мм dв(dг), мм U, м/с Re* λ(β), ΔΡ,
МПа ЛБТ 120 114 125 4,2 22611 0,021 0,206 СБТ 550 127 109 5,6 31783 0,020 1,835 УБТ 12 127 90 8,2 46955 0,019 0,099 3ТСШ1-195 11,5 195 6,26 Потери в обвязке 4,97 Общие потери 13,37
Общие потери давления в кондукторе составило ΔΡ=13,37 МПа;
Потери давления при бурении под эксплуатационную колонну находим аналогично, как и потери давления при бурении под кондуктор по формулам 43–50.
Исходные данные:
Q=0,026 м3/с;
p=1080 кг/м3 – плотность промывочной жидкости;
τ0=8,5·10-3·1080–7=2,18 Па – динамическое напряжение сдвига раствора;
η=0,0045·2,86=0,01 Па·с – пластическая вязкость бурового раствора.
Напротив забойного двигателя 3ТСШ1-195:
м/с;
; ;
МПа;
Таблица 22 - Потери давления при бурении под эксплуатационную колонну

Участок L, м D, мм dв(dг), мм U, м/с Re* λ(β), ΔΡ,
МПа ЛБТ 120 114 125 4,2 22611 0,021 0,206 СБТ 550 127 109 5,6 31783 0,020 1,835 УБТ 1968,5 127 90 6,4 52419 0,023 1,247 3ТСШ1-195 11,5 195 2,5 5897 0,025 0,068 Потери в обвязке 5,87 Общие потери 9,23
Общие потери давления в эксплуатационной колонне составило ΔΡ=9,23 МПа;

Таблица 23 - Потери давления при бурении под хвостовик

Участок L, м D, мм dв(dг), мм U, м/с Re* λ(β), ΔΡ,
МПа ЛБТ 120 114 125 4,2 22611 0,021 0,206 СБТ 550 127 109 5,6 31783 0,020 1,835 УБТ 2018,5 127 90 6,0 21784 0,017 0,847 3ТСШ1-195 11,5 195 1,8 4721 0,021 0,053 Потери в обвязке 2,14 Общие потери 5,08
Выводы

В ходе написания курсовой работы рассмотрены основные вопросы проводки горизонтальной скважины глубиной 2700 м на Сороминском месторождении
Произведены:
- выбор типа долота и его промывочного узла;
- выбор способа бурения;
- расчет осевой нагрузки на долото;
- расчет частоты вращения долота;
- выбор забойного двигателя;
- обоснование компоновки бурильной колонны;
- расчет бурильной колонны на прочность;
- проектирование расхода промывочной жидкости;
- гидравлическая программа промывки скважины;
-. расчет диаметра насадок долот;

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ

1. Современные составы буровых промывочных жидкостей Учебно-справочное пособие/ Овчинников В.П., Аксенова Н.А., Грошева Т.В., Рожкова О.В.- Тюмень: ТюмГНГУ, 2013.
2. Акбулатов Т.О., Левинсон Л.М. Расчеты при бурении наклонно-направленных скважин: Учебное пособие. – Уфа: Изд-во УГНТУ, 2013. – 68 с.
3. Технологии и технологические средства бурения искривленных скважин [Текст]: учебное пособие /Овчинников В.П. [и др.] -Тюмень:Изд-во «Экспресс», 2013.- 152 с.
4.Гречин, Е.Г. Теория и практика работы не ориентируемых компоновок низа бурильной колонны [Текст]: учебное пособие / Е.Г. Гречин, В.П. Овчинников, А.В. Будько.- Тюмень: Изд-во «Экспресс», 2011. -176 с.
5. Овчинников В.П., Аксенова Н.А., Овчинников П.В. Физико-химические процессы твердения, работа в скважине и коррозия цементного камня : Учебное пособие - Тюмень: Изд-во «Экспресс», 2011.- 368 с.
6. Болденко Д.Ф., Оганов А.С. Технология и техника восстановления бездействующих нефтяных и газовых скважин.// Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море.-Экспресс-информация / ВНИИОНГ.-2013.-Вып.8.-с.1-8.
7. Булатов А.И., Измайлов Л.Б., Лебедев О.А. Проектирование конструкций скважин.-М.: Недра, 2013.
8.Акбулатов Т.О., Гидравлические расчеты в бурении: Методические указания. – Уфа: Издательство УНИ, 1991. – 50 с.
9. Овчинников, В.П. Контроль и управление процессом бурения в условиях аномальных пластовых давлений [Текст]: учебное пособие / В. П.Овчинников, В.М. Гребенщиков.- Тюмень: ИНЦ «Экспресс», 2010.- 123 с.
10. Моделирование процессов строительства скважин [Электронный ресурс]: электронное учебное пособие / В. Г. Кузнецов [и др.]. - Электрон. прикладная прогр. - Тюмень : [б. и.], 2010. - эл. опт. диск (CD-ROM).
11. Клещенко, И.И. Теория и практика ремонтно-изоляционных работ в нефтяных и газовых скважинах [Текст]: учебное пособие / И. И. Клещенко, Г. П. Зозуля, А. К. Ягафаров. - Тюмень: ТюмГНГУ, 2010. – 340 с.
12. Герасимов, Г. Т. Макет рабочего проекта и технического задания на строительство нефтяных и газовых скважин [Электронный ресурс]:электронное учебное пособие / Г. Т. Герасимов, Р. Ю. Кузнецов, П. В. Овчинников; ТюмГНГУ. - Электрон. текстовые дан. - Тюмень : [б. и.], 2009. -эл. опт. диск (CD-ROM).
13. Методические указания по дисциплине "Вскрытие и разобщение продуктивных пластов" [Текст]: для лабораторных работ специальности 130504.65 - "Бурение нефтяных и газовых скважин" всех форм обучения / ТюмГНГУ; сост.: А. А. Балуев, А. Ф. Семененко. - Тюмень: ТюмГНГУ, 2009. - 32 с.
14. Овчинников В.П. Салтыков В.В. Нагарев О.В. Промывочные жидкости для вскрытия терригенных коллекторов Уренгойской группы месторождений- Тюмень:- Изд-во «Нефтегазовый университет». 2006. -218 с.
15.Методические указания по дисциплине "Вскрытие и разобщение продуктивных пластов" [Текст]: для лабораторных работ специальности 130504.65 - "Бурение нефтяных и газовых скважин" всех форм обучения / ТюмГНГУ; сост.: А. А. Балуев, А. Ф. Семененко. - Тюмень: ТюмГНГУ, 2009. - 32 с.
16.Клещенко И.И.Теория и практика ремонтно-изоляционных работ в нефтяных и газовых скважинах [Текст]: учебное пособие для студентов вузов / И. И. Клещенко, Г. П. Зозуля, А. К. Ягафаров; ТюмГНГУ. - Тюмень: ТюмГНГУ, 2010. - 340 с.
17. Справочник бурового мастера [Текст]: научно-практическое пособие в 2-х т. / ТюмГНГУ; ред.: В. П. Овчинников, С. И. Грачев, А. А. Фролов. – М.: Инфра-Инженерия. Т. I. - 2006. - 606 с.
18. Справочник бурового мастера [Текст] : научно-практическое пособие в 2-х т. / ТюмГНГУ ; ред.: В. П. Овчинников, С. И. Грачев, А. А. Фролов. - М. : Инфра-Инженерия. Том II. - 2006. - 606 с.
19. Газонаполненные тампонажные системы для крепления скважин [Текст] / В. П. Овчинников [и др.]; ТюмГНГУ. - Тюмень: ТюмГНГУ, 2007. - 162 с.
Приложение 1 Расчет профиля горизонтальной скважины

Расчет профиля горизонтальной скважины ведется по следующим формулам
Длина скважины
по стволу, м Проекции
вертикальная, м горизонтальная, м Вертикальный - Набор зенитного угла Наклонно направленный участок Резко искривленный участок Горизонтальный участок - Всего
Ниже приведены расчеты.

l1=150 м;
h1 = 150 м
a1=0;
l2 = 0,01745∙500(34°= 8,7 м;
а2 = 500∙ (1-cos 34°) = 85,5 м;
h2 = 500∙sin 34°= 279,6 м;
h4 = 3607∙(sin10-sin34)=1393,0 м;
h3 = 2700-150-279,6-1393,0=877,4 м;
l3 = 877,4/0,829=1058,3 м;
a3 = 877,4∙tg 34°=591,8 м;
l4 = 0,01745∙500∙24=209,4 м;
a4 = 3607∙(cos10-cos34)=566,3 м;
l5 = 500 м;
L=150+8,7+1058,3+209,4+500=1926,4 м;
A = 0+85,5+591,8+566,3=1243,6 м.

Профиль скважины представлен на рисунке

Рисунок 2 – Расчетный профиль горизонтальной скважины










4


5




6





13


16




19




39




42






Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Лист

4



Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Лист

5



Разраб.

Мушкарев

Провер.

Тулубаев

Реценз.



Н. Контр.



Утверд.




1 ГЕОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

Лит.

Листов

74






Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Лист

6



Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Лист

7



Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Лист

8



Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Лист

9



Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Лист

10



Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Лист

11



Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Лист

12



Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Лист

13



Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Лист

14



Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Лист

15



Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Лист

16



Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Лист

17



Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Лист

18



Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Лист

19



Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Лист

20



Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Лист

21



Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Лист

22



Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Лист

23



Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Лист

24



Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Лист

25



Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Лист

26



Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Лист

27



Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Лист

28



Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Лист

29



Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Лист

30



Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Лист

31



Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Лист

32



Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Лист

33



Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Лист

34



Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Лист

35



Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Лист

36



Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Лист

37



Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Лист

38



Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Лист

39



Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Лист

40



Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Лист

41