- •Введение
- •Проектная часть.
- •Цель планируемых буровых работ.
- •Географо-экономическая характеристика буровых работ.
- •Геология месторождения
- •Стратиграфия и литология нефтегазоносных комплексов пород.
- •Физико-механическая характеристика пород
- •Нефтегазоносность месторождения
- •Характеристика коллекторских и гидродинамических свойств продуктивного горизонта
- •Зоны возможных геологических осложнений
- •Технологическая часть
- •Выбор способа бурения
- •Проектирование профиля скважины
- •Обоснование и расчёт профиля проектной скважины
- •Расчёт профиля
- •Обоснование конструкции эксплуатационного забоя
- •Обоснование и конструкция скважины
- •Обоснование конструкции скважины
- •Расчёт глубины спуска и диаметров обсадных колонн Расчёт глубины спуска обсадных колон
- •Обоснование высоты подъема тампонажного раствора
- •Разработка схем обвязки устья скважины
- •Проектирование процесса углубления
- •Выбор буровых долот
- •Расчет осевой нагрузки на долото по интервалам горных пород
- •Расчет вращения долота
- •Выбор и обоснование типа забойного двигателя
- •Назначение и конструктивные особенности двигателя дру-172pс
- •Расчёт компоновки бурильной колонны
- •Интервал 30-620 м.
- •Интервал 620-1854 м.
- •Обоснование типов и компонентного состава буровых растворов Выбор буровых растворов и их химическая обработка по интервалам.
- •Расчёт гидравлической программы промывки скважины
- •Интервал 0 - 3384 м
- •Интервал 0 — 1854 м
- •Интервал 0 — 620 м
- •Обоснование рациональной отработки долот
- •Проектирование процессов закачивания
- •Расчет обсадных колон
- •Рассчитывается эксплуатационная колонна диаметром 178 мм
- •Построение эпюр внутренних давлений
- •Построение эпюр наружных давлений
- •Построение эпюр избыточных наружных давлений
- •Построение эпюр избыточных внутренних давлений
- •Расчет эксплуатационной колонны на прочность
- •Рассчитывается техническая колонна диаметром 244.5 мм
- •Построение эпюр внутренних давлений
- •Построение эпюр наружных давлений
- •Построение эпюр избыточных наружных давлений
- •Построение эпюр избыточных внутренних давлений
- •Выбор типа обсадных труб и расчет технической колонны на прочность
- •Расчёт кондуктора
- •Выбор оснастки и режима спуска обсадных колон
- •Расчет давления в конце цементирования:
- •Расчет коэффициента безопасности:
- •Спуск обсадной колонны в скважину. Кондуктор
- •Соблюдать предельную осторожность при прохождении центраторов через устье скважины
- •Спуск обсадной колонны в скважину, Техническая
- •Соблюдать предельную осторожность при прохождении центраторов через устьевое оборудование скважины.
- •Спуск обсадной колонны в скважину, Эксплуатационная.
- •Соблюдать предельную осторожность при прохождении центраторов через блок пво.
- •Выбор способа цементирования обсадных колон.
- •Цементирование ø244.5мм, технической колонны
- •Цементирование ø177.8мм, эксплуатационной колонны
- •Выбор состава тампонажной смеси
- •Компонентный состав жидкостей для цементирования и характеристика компонентов.
- •Расчет параметров и технологии цементирования Термокейс 0 — 30 метров
- •Цементирование в интервале 0 — 30 метров
- •Кондуктор 30 — 620 метров
- •Цементирование в интервале 30 — 620 метров
- •3 Агрегата
- •Техническая колонна 620 — 1854 метров
- •Цементирование I ступени в интервале 1854 — 500 метров
- •Цементирование ступени в интервале от 500 метров до устья
- •Эксплуатационная колонна 1854 — 3384 метров
- •Цементирование 1 ступени в интервале 3384 — 1400 метров
- •Цементирование II ступени в интервале от — 1400 метров до устья
- •Обоснование типа буровой установки
- •Специальная часть проекта
- •Введение
- •Традиционная технология и технические средства для искусственного искривления скважины
- •Искривление скважины турбинными отклонителями
- •Бурение наклонно-прямолинейного участка скважины
- •Телеметрические системы для ориентирования отклоняющих компоновок
- •Выбор альтернативного устройства для бурения наклонно-направленной и горизонтальной части ствола скважины
- •Основные особенности и преимущества:
- •Особенности:
- •Управляющая система роторного бурения PowerDrive
- •Безопасность жизнедеятельности
- •Исследование и оценка опасных и вредных производственных факторов
- •Исследование и оценка обеспечения работающих средствами индивидуальной защиты
- •Оценка условий труда по параметрам микроклимата в производственных помещениях
- •Исследование и оценка воздуха рабочей зоны на содержание газов и паров.
- •Организация и расчет освещения производственных помещений
- •Расчёт искусственного освещения буровой
- •Мероприятия по обеспечению безопасности производственного оборудования, технических устройств, инструмента.
- •Обеспечение пожарной безопасности.
- •Экономика и организация производства
- •Основные проектные данные
- •Организация работ и оплата труда
- •Расчёт сметной стоимости строительства скважины
- •Заработная плата
- •Дополнительная заработная плата
- •Социальное страхование
- •Материальные затраты
- •Затраты гсм
- •Затраты на трубы
- •Затраты на хим. Реагенты
- •Амортизационные отчисления
- •Сводная смета строительства скважины
- •Технико-экономические показатели
- •Заключение
- •Список использованных источников
Расчёт гидравлической программы промывки скважины
Гидравлический расчёт промывки скважины выполнен согласно
методическим рекомендациям.
Интервал 0 - 3384 м
1. Определяем расход промывочной жидкости из условия выноса
шлама при минимальном наружном диаметре труб бурильной колонны ,
=0,127мм заданной скорости подъема жидкости в затрубном
пространстве = 0,85 м/с по формуле:
2. Определяем расход промывочной жидкости из условия очистки
забоя скважины:
где, а = 0,7 м/с, так как применяется ВЗД.
3. По наибольшему значению Q = 0,0256 выбираем диаметр втулок
буровых насосов. На практике часто из двух установленных
насосов используют один, а другой находится в резерве. Однако если
гидравлическая часть насосов будет надежной, то для подвода большей
гидравлической мощности к долоту, обеспечивая Q ≥ 0,0256 ,
целесообразно применять оба насоса. Принимаем диаметр втулок 150мм;
Рн= 16,2 МПа и определяем подачу одного насоса (n = 1):
= 1,0-0,9-0,0339 = 0,0305 .
где, m = 0,9 (для бурения забойным двигателем) - коэффициент
наполнения;
- подача насоса при дан ном диаметре втулок, ;
n - число насосов.
Найденная подача приемлема, так как она не меньше подач, полученных
выше по формулам. Тогда минимальная скорость жидкости в кольцевом
канале за ТБПВ:
4. Определим плотность промывочной жидкости, исходя из условия создания
противодавления, препятствующего притоку в скважину пластового
флюида, по формуле:
где, - плотность промывочной жидкости, кг/м3;
Рпл - пластовое давление, Па;
g - ускорение свободного падения, м/с2;
- глубина залегания кровли пласта с максимальным градиентом
пластового давления, м;
- коэффициент резерва.
Согласно существующим правилам рекомендуются следующие значения , и :
= 1.1/1.15, = 1.5 МПа при L<1200 м;
= 1.05/1.1, = 2.5 МПа при L=1200-2500 м;
= 1.04 /1.07, = 3.5 МПа при Lk>2500 м.
В дальнейших расчетах примем р = 1118,2кг/м3.
5. Выбираем ВЗД типа ДРУ 172РС, который при работе на воде
плотностью =1000кг/м3 имеет тормозной момент = 11000 Н*М при
номинальном расходе = 0,041 и передаче давления = 5,2MПа;
длина ВЗД, 1 = 8,65 м; наружный диаметр d = 0,171м.
Проверяем дает ли выбранный ВЗД при расходе Q крутящий момент,
необходимый для разрушения породы по соотношению:
Полученный момент Мт превышает заданный, необходимый для
разрушения породы = 1450 Нм более чем на 20 %. Следовательно, мы
можем использовать этот ВЗД и втулки диаметром 150 мм насоса НБТ-600.
6. Определяем критическую плотность промывочной жидкости, при
которой может произойти гидроразрыв наиболее слабого из пластов,
слагающих разбуриваемый интервал. Для этого необходимо предварительно
вычислить параметры . Значение определяем по заданной
скорости механического бурения vмех = 0,015м/с и принятому расходу Q=0,0305м3/с.:
Отсюда легко найти содержание шлама в промывочной жидкости:
1- =1-0,98 = 0,02.
Для определения величины вычисляем линейные и
потери давления в затрубном пространстве до глубины залегания подошвы
слабого пласта. Определяем критическое значения числа Рейнольдса
промывочной жидкости ,при котором происходит переход от
структурного режима к турбулентному, по формуле для течения в кольцевом
канале:
где, Не = - число Хедстрема;
- пластическая (динамическая) вязкость промывочной жидкости, Па/с;
- динамическое напряжение сдвига, Па.:
за ТБПВ
За УБТ-165
За ВЗД
Вычисляем действительные числа Рейнольдса при течении жидкости в
кольцевом пространстве:
за ТБПВ
за УБТ -165
за ВЗД
Так как получены значения < , то движение жидкости везде в
кольцевом канале происходит при ламинарном режиме. Определим числа
Сен- Венана:
за ТБПВ
за УБТ -165
за ВЗД
По кривой зависимости (S) определяем параметр :
для течения жидкости в кольцевом канале за ТБПВ – 0,73, за УБТ – 0,6
за ВЗД – 0,55.
Рассчитываем потери давления по длине кольцевого пространства на
участке за ТБПВ до глубины слабого пласта по формуле:
Местные потери давления от замков в кольцевом пространстве:
Согласно исходным данным, = 12м, = 0,152м.
на участке за УБТ -165
за ВЗД
Суммируя значение , получим необходимую для
вычисления из условия:
5,1 + 0,044 + 0,31+ 0,036 = 5,49 МПа.
Давление гидроразрыва
= 56,2 МПа
Определяем
Так как полученное значение больше принятого р=1118.2 , то
условие недопущения гидроразрыва пластов выполняется.
7. Вычисляем потери давления внутри бурильных труб. Для этого
определяем значение критических чисел Рейнольдса в бурильной колонне по
формуле для течения жидкости:
в ТБПВ
в УБТ -165
Вычислим действительные числа Рейнольдса жидкости в трубах и в
замковых соединениях, составляющих бурильную колонну по формуле
в ТБПВ
в УБТ -165
Потери давления определяются по формуле Дерси-Вейсбаха.
Рассчитываем значение коэффициентов гидравлического сопротивления по
формуле
участков затрубного пространства .
где, = - шероховатость для стенок трубного и обсаженных
в ТБПВ
в УБТ -165
Вычислим потери давления внутри ТБПВ и УБТ бурильной колонны у
УБТ по формуле
где, 1 - длина секции бурильных труб одинакового диаметра dг или dн м;
- коэффициенты гидравлического сопротивления трению в трубах
и кольцевом пространстве.
в ТБПВ
в УБТ -165
8. Вычислим потери давления в наземной обвязке по формуле
где, - табличные коэффициенты гидравлических
сопротивлений различных элементов обвязки.
.
Определим перепад давления в ВЗД по формуле:
где, , Qтн - справочные данные ВЗД при номинальном режиме его
работы на жидкости известной плотности :
10.Перепад давления:
11. Вычислим сумму потерь давления во всех элементах
циркуляционной системы за исключением потерь давления в долоте по
формуле:
где, - потери давления на трение по длине в трубах и
кольцевом пространстве, Па;
- потери давления в местных сопротивлениях в трубах и кольцевом
пространстве, Па;
- потери давления в наземной обвязке, Па;
- перепад давления в ВЗД, Па;
- потери давления в промывочных отверстиях долота, Па;
- разность между гидростатическими давлениями столбов жидкости
в кольцевом пространстве и трубах, Па.:
= (6,7 + 0,7729+ 0,31+ 0,036+ 0,936+ 3,11+ 0,77)*
12. Рассчитаем резерв давления на долоте при, b = 0,8 :
13. Определим возможность гидромониторного эффекта, вычислим
скорость течения жидкости в насадках долота при = 0.95:
где, - коэффициент расхода следует принимать равным 0,95.
Если полученное исходя из резерва давления значение > 80 м/с, то это
означает, что рассматриваемый интервал можно бурить с использованием
гидромониторных долот.
Так как > 80 м/с перепад давления Ард < Aркр = 12МПа, то бурение
данного интервала возможно с использованием гидромониторных долот.
14. Приняв > 80 м/с, вычислим перепад давления в долоте:
Таким образом, расчетное рабочее давление в насосе составит:
= 12,76 + 8,5 = 21,26 МПа