- •2.3 Крепление скважины 36
- •Введение.
- •1 Геологический раздел
- •1.1 Общие сведения о районе работ
- •1.2.1 Стратиграфический разрез скважины
- •1.2.2 Литология разреза
- •1.2.3 Нефтеносность разреза
- •1.2.4 Характеристика давлений и температур по стволу скважины
- •1.3 Исследование разреза скважины
- •1.4 Осложнения при бурении скважины
- •1.5 Объекты для испытания скважины
- •2 Технологический раздел
- •2.1 Конструкция скважины
- •2.1.1 Выбор и обоснование конструкции
- •2.1.2 Расчет конструкции скважины
- •2.1.3 Обоснование высоты подъема цементного раствора за обсадными колоннами
- •2.1.4 Обобщенные данные о конструкции скважины
- •2.1.5 Профиль ствола скважины Выбор типа профиля скважины
- •Расчет профиля скважины
- •Геометрическая характеристика профиля скважины
- •2.2 Углубление скважины
- •2.2.1 Буровые растворы Выбор типов буровых растворов и их основных параметров по интервалам бурения
- •Расчет необходимого количества буровых растворов на бурение всей скважины приведено в таблице 13.
- •Расчет необходимого количества буровых растворов на бурение всей скважины
- •Расчёт необходимого количества химреагентов и буровых материалов для приготовления и обработки бурового раствора
- •Расчет подачи бурового раствора при промывке для обеспечения необходимой скорости восходящего потока в затрубном пространстве при бурении
- •2.2.2 Буровые долота, рекомендуемые для бурения скважины
- •295,3- 3 Насадки по 11мм
- •215,9- 3 Насадки по 11 мм
- •2.2.3 Выбор бурильных труб и компоновок низа бурильной колонны Расчет бурильных труб
- •Проверочный расчет на статическую прочность
- •Проверочный расчет на кручение и на усталостную прочность
- •Расчеты на прочность в клиновом захвате
- •2.2.4 Расчёт потерь давления
- •2.2.5 Выбор буровых насосов и параметров их работы
- •2.2.6 Параметры режима бурения по интервалам
- •Продолжение таблицы №18
- •2.2.7 Расчёт потребного количества долот для бурения проектируемой скважины
- •2.3 Крепление скважины
- •2.3.1 Расчёт эксплуатационной колонны на прочность
- •2.3.2 Оснастка обсадных колонн
- •2.3.3 Процесс спуска обсадных колонн Подготовка оборудования и скважины к спуску обсадных колонн
- •Режим спуска обсадных труб
- •2.3.4 Расчет цементирования эксплуатационной колонны
- •Выбор тампонажных материалов
- •Выбор буферной жидкости и плотности тампонажного раствора
- •2.3.5 Расчёт количества материалов для приготовления тампонажного раствора
- •Технологический регламент на крепление скважины
- •2.3.6 Проверка обсадных колонн на герметичность после озц
- •2.4 Испытание скважин на продуктивность
- •2.4.1 В процессе бурения испытателем пластов
- •2.4.2 В обсадной колонне после окончания бурения
- •3 Технический раздел
- •3.1 Выбор буровой установки
- •3.1.1 Расчет необходимой грузоподъемности буровой установки
- •3.1.2 Выбор буровой установки и её техническая характеристика
- •Технические характеристики буровой установки
- •3.1.3 Комплектность выбранной установки
- •3.2 Выбор приспособлений и механизмов для приготовления и очистки бурового раствора
- •3.3 Выбор колонной головки для обвязки обсадных колонн, противовыбросового оборудования при бурении и фонтанной арматуры Выбор противовыбросового оборудования
- •Выбор колонной головки и фонтанной арматуры
- •3.4 Охрана труда и техника безопасности
- •Промышленная санитария
- •Противопожарные мероприятия
- •3.5 Охрана недр при бурении и испытании
- •3.6 Охрана окружающей среды в процессе строительства скважины, включая монтаж и демонтаж бурового оборудования
Расчет подачи бурового раствора при промывке для обеспечения необходимой скорости восходящего потока в затрубном пространстве при бурении
Расход промывочной жидкости из условия очистки забоя от выбуренной породы
рассчитываем по рекомендации Акбулатова Т.О.
Q>q*F3, где
q= 0,35 на 1 м2площади забоя при бурении долотом с гидромониторными насадками;
F3- площадь забоя
F3= 0,785*Д2д(м2)
Кондуктор:
F3=0,785*393,72=0,121 м2
Q>0.35*0.121
Q>0.042 м3/с*1000= 42 л/с
Промежуточная колонна:
F3=0,785*295,32= 0,785*0,29532=0,068 м2
Q>0.35*0.068
Q>0.024 м3/с*1000=24 л/с
Эксплуатационная колонна:
F3=0,785*215,92=0,037м2
Q>0.35*0.037
Q>0.0128м3/с *1000= 12,8 л/с
2.2.2 Буровые долота, рекомендуемые для бурения скважины
Типы долот выбираются с учетом технических характеристик долот, механической, рейсовой скоростей бурения, проходки на долото полученных по результатам бурения скважин на площадях (в интервалах) со сходными горно-геологическими условиями.
Типы долот, рекомендуемые для бурения проектируемой скважины приведены в таблице 15.
Таблица№15
№ |
Бурение под колонну |
Интервал бурения, м |
Типы долот и бурголовок. |
1 |
Кондуктор |
30-480 |
393,7 DSJC(1x14;3x16) |
2 |
Промежуточная колонна |
480-1923 |
295,3XR+C(3x18;1x22) PDC295,3M516 LKHPX(7x14) |
3 |
Эксплуатационная колонна |
1923-3000 |
PDC 215,9 MDi713NPX(1x14;4x12 |
4 |
Хвостовик
|
3000-3090 |
155,6 К505ВРХ (imp) |
Рекомендуемые насадки для долот:
393,7- 3 насадки по 12мм
295,3- 3 Насадки по 11мм
215,9- 3 Насадки по 11 мм
Для отбора керна используется долото К212,7/80 С3
2.2.3 Выбор бурильных труб и компоновок низа бурильной колонны Расчет бурильных труб
Расчет бурильной колонны (для бурения в интервале 1923-3000 м).
Для данной колонны принимаем одноступенчатую компоновку УБТС диаметром 178 мм.
Длина комплекта УБТС определяется исходя из заданной нагрузки на долоте.
Общий вес УБТ должен быть равен: Qт=(1,20+1,25)*15=18-19 т.
Принимаем длину УБТ – 115 м.
Проектирование бурильной колонны включает в себя выбор длин секций бурильной колонны, различающихся маркой стали, наружным диаметром и толщиной стенки. После того, как базовая бурильная колонна будет спроектирована, производят проверочный расчет колонны на прочность и усталость. В случае, когда коэффициенты запаса прочности секции существенно превышают нормативные, предлагается выбрать бурильные трубы с меньшей толщиной стенки и/или худшей маркой стали. Это позволит сократить затраты на применение труб дорогих марок стали и металлозатраты. Таким образом, бурильная колонна должна состоять из секций, каждая из которых будет иметь минимальный запас прочности (он должен превышать номинальный на 5-10%).
Согласно [8, подраздел 2.3], конструирование колонны для ННС рекомендуется выполнить, как для вертикальной скважины с глубиной, равной длине наклонного ствола (т.е. 3000 м).
Длина очередной i-й секции (1, 2 и т.д.) базовой части бурильной колонны вычисляется по формуле:
, где [Qт.i] – допускаемая растягивающая нагрузка наi-ю секцию, которая вычисляется по формуле:
[Qт.i] =σтi fтi/nσ,
где i– порядковый номер секции базовой части бурильной колонны;kτ– коэффициент, учитывающий влияние касательных напряжений на напряженное состояние трубы; при приближенных расчетах допускается принимать: для вертикальных скважинkτ=1,04, а для наклонно направленных – 1,10; при наличии прихватоопасных условий коэффициентыkτможно увеличить соответственно до 1,10 и 1,15.K– коэффициент, учитывающий влияние сил трения, в том числе сил гидродинамического происхождения, и инерционных сил; рекомендуется приниматьKне менее 1,10;ΣQб(i-1)– сумма весов секций бурильной колонны в буровом растворе , находящихся ниже рассматриваемой (рассчитываемой); вес отдельно взятой секции в буровом растворе вычисляют по формуле:
Qб=l*q*g*k0,
где Qкнб– вес КНБК с учетом облегчения в жидкости; рди рзд– соответственно перепад на долоте и забойном двигателе, Па;fкi,fтi – площадь сечения соответственно канала и тела рассматриваемой секции бурильной колонны;qi– масса пог. м трубы, выбранной для формирования рассматриваемойi-той секции; σтi - предел текучести материала, из которого изготовлена рассматриваемая труба;nσ– нормативный коэффициент запаса прочности, принимаемый в соответствии с [8, Приложение 3].nσ= 1,40.
Для увеличения жесткости компоновки колонны и повышения усталостной прочности колонны устанавливаем над УБТС трубы ТБПК 127х9,2Д (q= 31,22 кг/м). Тогда σт= 372 МПа. Рд+ Рз= 12,0 МПа.
fт= 0,785*(0,1272-0,10862) = 3,403*10-3м2,
fк= 0,785*0,10862= 9,258*10-3м2.
Для бурения ВЗД принимаем K= 1,1,kτ= 1,04.
[Qт.1] = 372*106*3,403*10-3/1,4 = 904227 Н.
.
До устья необходимо собрать 3000-115=2885 м.
Принимаем l1= 2885 м.