Введение
Район, область, республика: Сургутский район, Ханты-Мансийский Автономный Округ, Тюменская область.
Месторождение: Самотлорское нефтяное месторождение.
Проектный горизонт: песчаный горизонт
Проектная глубина: Н=3400м
Мощность продуктивного пласта, подлежащего вскрытию: 300м
Профиль скважины: вертикальная
Ожидаемый дебит: нефть — 100 т/сут , газ-240т/сут
Пластовое давление: 34 МПа
В процессе проводки скважины подъемная система выполняет различные операции. В одном случае она служит для проведения СПО с целью замены изношенного долота, спуска, подъема и удержания на весу бурильных колонн при отборе керна, ловильных или других работах в скважине, а также для спуска обсадных труб. В других случаях обеспечивает создание на крюке необходимого усилия для извлечения из скважины прихваченной бурильной колонны или при авариях с ней. Для обеспечения высокой эффективности при этих разнообразных работах подъемная система имеет два вида скоростей подъемного крюка: техническую для СПО и технологические для остальных операций.
В связи с изменением веса бурильной колонны при подъеме для обеспечения минимума затрат времени подъемная система должна обладать способностью изменять скорости подъема в соответствии с нагрузкой. Она также служит для удержания бурильной колонны, спущенной в скважину, в процессе бурения.
Подъемная система установки (рис. 1.1) представляет собой полиспастный механизм, состоящий из кронблока 4, талевого (подвижного) блока 2, стального каната 3, являющегося гибкой связью между буровой лебедкой 6 и механизмом 7 крепления неподвижного конца каната. Кронблок 4 устанавливается на верхней площадке буровой вышки 5. Подвижный конец А каната 3 крепится к барабану лебедки 6, а неподвижный конец Б — через приспособление 7 к основанию вышки. К талевому блоку присоединяется крюк 1, на котором подвешивается на штропах элеватор для труб или вертлюг. В настоящее время талевый блок и подъемный крюк во многих случаях объединяют в один механизм — крюкоблок.
Рис.1.1
Нужна помощь в написании курсовой?
Мы - биржа профессиональных авторов (преподавателей и доцентов вузов). Наша система гарантирует сдачу работы к сроку без плагиата. Правки вносим бесплатно.
1.
Геологические условия бурения
.1 Коэффициент аномальности
Ка =Рп.ф. / Рп.н.
1. Ка =4 / 3 = 1,35
2. Ка =19 / 22 = 0,86
. Ка =34 / 34 = 1
Рп.н. = 
в 
g h
. Рп.н. = 
10 300= 3 МПа
. Рп.н. = 1000 10 2200= 22 МПа
. Рп.н. = 10 3400 = 34 МПа
.2 Расчет плотности растворов
p-ов = Ка 
в
1. p-ов = 1,33 1 = 1330 кг/м3
2. p-ов = 0,86 
кг/м3
3. p-ов = 1 1 = 1000 кг/м3
2.
Выбор конструкции скважины
Расчет ведем снизу-вверх для всей конструкции скважины. Диаметр последней спускаемой в скважину колонны известен до начала расчета:эк1(услов)=140мм Dэк1 (по ГОСТу)=139.7ммм1 (по ГОСТу)=153.7мм
Нужна помощь в написании курсовой?
Мы - биржа профессиональных авторов (преподавателей и доцентов вузов). Наша система гарантирует сдачу работы к сроку без плагиата. Правки вносим бесплатно.
1. Определение диаметра долота для бурения первого снизу.
д1=Dм1 + 2a1 (2.1)
м1 — наружный диаметр соединительной муфты обсадной колонны.1 — рекомендуемый зазор между муфтой и стенками скважины; он зависит от диаметра обсадной колонны и выхода обсадной колонны из-под башмака предыдущей.1=20ммд1=153.7мм + 40мм=193.7мм
Dд1 (по ГОСТу)=200мм
3. Определение внутреннего диаметра второй (снизу) обсадной колонны.
ok2=Dд1 + 2b (2.2)
ок2= 200 + 2 x 5=210ммок2 (по ГОСТу)= 216.9ммрекомендуемый радиальный зазор между долотом и внутренней стеной обсадной трубы.=5
4. Определение наружного нормализованного диаметра второй обсадной колонны. По расчетному значению внутреннего диаметра второй обсадной колонны с использованием таблиц ГОСТа отыскивается наружный нормализованный диаметр обсадной колонны Dок2.
Dок2 (по ГОСТу)=244.5ммм2 (по ГОСТу)=269.9мм
5. Определение диаметра долота для бурения под вторую колонну.
д2=Dм2 + 2а2 (2.3)
а2 -условный диаметр обсадных труб (по таблице 3)
а2=30мм
6. Подбор нормализованного долота Dд2 по расчетному значению
Нужна помощь в написании курсовой?
Мы - биржа профессиональных авторов (преподавателей и доцентов вузов). Наша система гарантирует сдачу работы к сроку без плагиата. Правки вносим бесплатно.
Dд2=269.9 + 60=329.9ммд2 (по ГОСТу)=349.2мм
7. Определение внутреннего диаметра третьей снизу обсадной колонны. dk3
k3=Dд2 + 2b (2.4)
k3=349.2 + 10=359.2ммk3 (по ГОСТу)= 373.0мм
8. Определение наружного нормализованного диаметра третьей обсадной колонны. По расчетному значению внутреннего диаметра второй обсадной колонны с использованием таблиц ГОСТа отыскивается наружный нормализованный диаметр обсадной колонны Dок3
Dk3 (по ГОСТу)=406.4ммм3 (по ГОСТу)=431.8мм
9. Определение диаметра долота для бурения под третью колонну.
Dд3=Dм3 + 2a3 (2.5)
3=35ммд3=431.8 + 2 x 35=501.8мм
Подбор нормализованного долота Dд3 по расчетному значению.д3 (по ГОСТу)=508.0мм
Таблица 2. Конструкция скважины
Выбор способа бурения
В ходе выполнения проекта мы используем роторный способ, без отбора керна.
Нужна помощь в написании курсовой?
Мы - биржа профессиональных авторов (преподавателей и доцентов вузов). Наша система гарантирует сдачу работы к сроку без плагиата. Правки вносим бесплатно.
Выбор типа долот и режима бурения
Осевая нагрузка
Для хорошо изученных районов осевая нагрузка может быть определена по формуле Шрейнера Л.А.
G=α x Рш х Sk (5.1)
α — коэффициент равный
для мягких пород 1.0 — 1.5
для средних пород 0.7 — 1.0
для твердых пород 0.1 — 0.7
Рш — твердость породы по Шрейнеру Л.А, МПаk — площадь контакта зубьев с забоем, м2 может быть определена по формуле Федорова В.С. для шарошечных долот.
k = Дд х б х η/2 (5.2)
Дд — диаметр долота, м.
η — коэффициент перекрытия долота (1.2 — 1.7)
б — начальное притупление зубьев, м ((0.7 — 1.5)>10-3)k1 =0.508 х (1.5/2) х (0.7 x 10-3)=0.00027 м2k3 =0.3492 х (1.5/2) х (1 x 10-3)=0.00027 м2k3 =0.200 х (1.5/2) х (1.5 x 10-3)=0.0002 м2
Таблица 3 Твердость пород по Шрейнеру Л.А.
Нужна помощь в написании курсовой?
Мы - биржа профессиональных авторов (преподавателей и доцентов вузов). Наша система гарантирует сдачу работы к сроку без плагиата. Правки вносим бесплатно.
Число оборотов долота
Определяется по формуле Владиславлева В.С.
n=Gmax x nmin/G (5.3)
n- частота вращения долота, об/мин.min — минимальная частота вращения ротора, берется по характеристике буровой установки, об/мин.min =100 об/минmax — максимальная нагрузка на долото, рассчитанная по формуле Шрейнера Л.А., кг (кН)max=0.286 кН- фактическая нагрузка на долото, выбранная для данного долота кг (кН)песчаник(0-150м)= 0.286 x 100/0.286 =100 об/минизвестняк(150-300м)= 0.286 x 100/0.054=530 об/минмергель(300-1000м)= 0.286 x 100/0.068=421 об/минизвестняк(1000-1800м)= 0.286 x 100/0.054=530 об/минглина(1800-2200м)= 0.286 x 100/0.04=715 об/минсланец(2200-3000м)= 0.286 x 100/0.04=715 об/минизвестняк(3000-3400м)= 0.286 x 100/0.04=715 об/мин
Расход промывочной жидкости
Определяется по формуле
= 0.785 x (D2д — D2т) x Vв , м3/с (5.4)
д — диаметр долота, мт — диаметр бурильных труб, мв — скорость восходящего потока промывочной жидкости м/с
для мягких пород 1.2 — 1.5 м/с
для пород средней твердости 0.9 — 1.2 м/с
для твердых пород 0.6 — 0.9 м/спесчаник(0-150м)=0.785 х (0.5082 — 0.1682) х 1.0=0.180 м3/с=180 л/сизвестняк(150-300м)=0.785 x (0.5082 — 0.1682) x 0,9=0.162 м3/с=162 л/смергель(300-1000м)=0.785 x (0.34922 — 0.1272) x 1.5=0.124 м3/с=124 л/сизвестняк(1000-1800м)=0.785 x (0.34922 — 0.1272) x 0,9=0.074 м3/с=74 л/сглина(1800-2200м)=0.785 x (0.34922 — 0.1272) x 1.5=0.124 м3/с=124 л/ссланец(2200-3000м)=0.785 x (0.2002 — 0.1142) x 0.9=0.019 м3/с=19 л/сизвестняк(3000-3400м)=0.785 x (0.2002 — 0.1142) x 0.9=0.019 м3/с=19 л/с
Таблица 4
Нужна помощь в написании курсовой?
Мы - биржа профессиональных авторов (преподавателей и доцентов вузов). Наша система гарантирует сдачу работы к сроку без плагиата. Правки вносим бесплатно.
3.Выбор бурильной колонны
В зависимости от геологических условий и величины запроектированной нагрузки на долота, выбираем диаметр и тип бурильных труб, диаметр и длину утяжеленных бурильных труб (УБТ.)
Длина УБТ (Lубт) определяется по формуле:
убт=k x G/[q(1 — ρр/ρм)],м. (6.1)
— коэффициент равный 1.25- нагрузка на долото, Н- масса 1 м. труб УБТ, кг
ρр , ρм — плотность раствора и металла труб, кг/м3
Тип бурильных труб — бурильных труб с высаженными внутрь концами.
Тип утяжеленных бурильных труб- сбалансированные.б.т.(1слой)=168 ммб.т.(2слой)=127 ммб.т.(3слой)=114 ммубт(1слой)=273 мм (шифр — УБТС2-273)убт(2слой)=203 мм (шифр — УБТС2-203)убт(3слой)=146 мм (шифр — УБТС2-146)убт(1слой)=360 кгубт(2слой)=192 кгубт(3слой)=98 кг
(1 — ρр/ρм) — коэффициент потери веса колонны УБТ в буровом растворе
при ρр(860)=0,886 кг/м3
при ρр(1000)=0,873 кг/м3
при ρр(1330)=0,834 кг/м3убт песчаник(0-150м)= 1.25 x 286 /[360(0.834)=1.19 мубт известняк(150-300м)= 1.25 x 54 /[360(0.834)=0.22 мубт мергель(300-1000м)= 1.25 x 68 /[192(0.886)=0.49 мубт известняк(1000-1800м)= 1.25 x 54 /[192(0.886)=0.39 мубт глина(1800-2200м)= 1.25 x 40 /[192(0.886)=0.29 мубт сланец(2200-3000м)= 1.25 x 40 /[98(0.873)=0.58 мубт известняк(3000-3400м)= 1.25 x 40 /[98(0.873)=0.58 м
4.Выбор гидравлической программы бурения скважины
Суммарные потери давления при циркуляции промывочной жидкости по скважине в процессе бурения будут равны:
Нужна помощь в написании курсовой?
Мы - биржа профессиональных авторов (преподавателей и доцентов вузов). Наша система гарантирует сдачу работы к сроку без плагиата. Правки вносим бесплатно.
ΣP=Pобв + Pбт + Pубт + Pкп.бт. + Pкп.убт +Pд + Pзаб.дв.
обв — потери напора в обвязке буровых насосовбт — потери напора в бурильных трубахубт — потери напора в УБТкп.бт. — потери напора в кольцевом пространстве бурильных трубкп.убт — потери напора в кольцевом пространстве УБТд — потери напора в долотезаб.дв. — потери напора в забойном двигателе
При роторном бурении последний член формулы Pзаб.дв. — отсутствует.
5.Выбор типа промывочной жидкости и её параметров
Таблица 5
Цементирование обсадных колонн
Способ цементирования — одноступенчатое с двумя пробками
Расчет цементирования обсадных колонн.
При расчёте цементирования скважины определяются следующие показатели:
цр=0,785 х К1[Кк х Нц х (D2д — D2ок) + d2ок х hc], м3 (9.1)
К1 — коэффициент потерь цемента (1.03 — 1.05)
Кк — коэффициент кавернозности
(Определяется по кавернометрии 1.20-1.25)д — диаметр долота, мок — диаметр обсадной колонны, мок — внутренний диаметр обсадной колонны, м
Нужна помощь в написании курсовой?
Мы - биржа профессиональных авторов (преподавателей и доцентов вузов). Наша система гарантирует сдачу работы к сроку без плагиата. Правки вносим бесплатно.
Нц — высота подъема цементного раствора в затрубном пространстве, м (1200)c — высота цементного стакана, м (обычно 10-15м.)цр=0,785 х 1.03 [1.20 х 1200 х (0.2002 — 0.13972) + 0.3732 x 10]=24.97 м3
Количество сухого цемента
ц= Vцр x qц, т (9.2)
ц — норма расхода сухого цемента для приготовления 1м3 цементного раствора (1.22 т/ м3)ц=24.97х 1.22=30.46 т
3. Объем воды Vв для приготовления цементного раствора
в = Gц x m/ρв (9.3)
водоцементный фактор (0.5)
ρв- плотность воды кг/м3в =30.46х (0.5/1000)=0.015 м3
4. Объем продавочной жидкости Vпж равен
пж= Кж х 0.785 х D2экс.в.н х (Н — hc), м3 (9.4)
Кж — коэффициент потери воды (1.1 — 1.2)экс.в.н — внутренний средний диаметр эксплуатационной колонны, м; (0.1243 м)
5. Максимальное давление цементирования
ц.max=Pг+Pρ (9.5)
г= 0.02 x H + 16 — гидростатическое давление цементирования (9.6)ρ=(Hц — hc)(ρцр — ρцж)/10 — давление разности плотности жидкостей, участвующих в цементировании. (9.7)
Нужна помощь в написании курсовой?
Мы - биржа профессиональных авторов (преподавателей и доцентов вузов). Наша система гарантирует сдачу работы к сроку без плагиата. Правки вносим бесплатно.
ρцр=1080 кг/м3
ρпж=1860 кг/м3г=0.02 x 1200 + 16=40 МПаρ=(1200 — 10)(1080 — 1860)/10= -0.093 МПац.max=40 — 0.093= 39.9МПа
Количество цементирующих агрегатов, необходимых для цементирования.
ца=Qца/qср + 1 (9.8)
ца — суммарная производительность агрегата.ср — средняя производительность цементирующего агрегата за время цементирования скважины м3/с (берется из справочника и усредняется по применяемым скоростям цементирования)ца=40/6.7+ 1= 6
Так, как я собираюсь использовать 3 и 4 скорости агрегата , беру среднее число qср =6.7
Принимаем 6 агрегатов ЦА — 300
Таблица 5
ца=F3 x Vкр, дм3/с (9.9)
F3 — площадь поперечного сечения затрубного пространства, м2кр — скорость подъема цементого раствора в затрубном пространстве (2 м/с)
3=0.785 x K x (D2д — D2эн), м2 (9.10)
— коэффициент кавернозностид — диаметр долота, мэн — наружный диаметр эксплуатационной колонны, м3=0.785 х 1.2 х (0.2002 — 0.13972) = 0.019 м2ца=0.019 х 2 = 0.038 м3/с = 38дм3/с
Число цементосмесительных машин nсм принимается из расчета одна цементосмесительная машина на два цементировочных агрегата
см= nца/2= 6/2=3 (9.11)
Нужна помощь в написании курсовой?
Мы - биржа профессиональных авторов (преподавателей и доцентов вузов). Наша система гарантирует сдачу работы к сроку без плагиата. Правки вносим бесплатно.
Принимаем 3 цементных машины (УС6-30)
Время цементирования Тц равно:
Тц = (Vцр + Vпж)/(nца х qср) + 10 (9.12)
Тц =(24.97 x 15.9)/(6 х 6.7) + 10=19.9 мин
6. Расчет обсадных колонн на прочность
Расчёт приводится в следующем порядке:
1. Выбираем самую дешевую марку прочности стали эксплуатационной колонны (Д)
2. Из таблиц выписываем давление смятия для каждой толщины стенки выбранной трубы. Например: трубы марки Д, диаметром 146мм.
Таблица 7
Определяем допустимую глубину спуска выбранных обсадных труб для каждой толщины стенки по формуле:
доп=Ркр.см/(ρр х g x Ксм), м
ρр — плотность раствора, кг/м3
Ксм — коэффициент запаса прочности на смятие ( 1.0-1.3)- ускорение свободного падения 9.8 м/сдоп=177/(1000 х 9.8 х 1)=0.018 м
Нужна помощь в написании курсовой?
Мы - биржа профессиональных авторов (преподавателей и доцентов вузов). Наша система гарантирует сдачу работы к сроку без плагиата. Правки вносим бесплатно.
4. Результаты расчётов заносятся в таблицу (таблица 8)
Таблица 8
Проверяем верхнее сечение эксплуатационной колонны на страгивание по формуле:
Кстр>Рст/Рф
Кстр — коэффициент запаса прочности на страгивание, берется из таблиц. (1.15)
Рст — страгивающая нагрузка, при которой в резьбовом соединении трубы напряжение достигает предела прочности. Берется из таблиц(637)
Рф — фактическая нагрузка на резьбовое соединение. Она равна весу обсадной колонны
1.15<<637/28.56(22.3)
Рф =q1 x l1 + q2 x l2 + … qn x ln
q- вес 1м труб отдельных секции, т.длина отдельных секции труб, м
Будем считать, что длина секции равна длине эксплуатационной колонне.
В целом нефтепереработчики стремятся получить как можно меньше других продуктов одновременно с нефтью. Вода до продажи должна быть отделена от сырой нефти — и чем больше объем воды, которую придется отделять, тем меньше останется нефти на продажу. Желательно также снизить объем добываемого газа либо совсем исключить его (кроме тех случаев, когда скважина ведет в газовый коллектор). В нефтяном коллекторе газ играет роль той силы, которая выталкивает флюиды в ствол скважины. Поэтому имеет смысл сохранять его как можно дольше — это увеличивает продолжительность эксплуатации месторождения.
Во многих коллекторах поверх нефтеносной зоны располагается газоносная, либо снизу находится зона воды, либо вместе и то и другое. В этих случаях заканчивание скважины нужно провести таким образом, чтобы не допустить попадания в нее свободного газа или воды. Следовательно, важное значение приобретает правильный выбор горизонта в пределах интересующей зоны.
Нужна помощь в написании курсовой?
Мы - биржа профессиональных авторов (преподавателей и доцентов вузов). Наша система гарантирует сдачу работы к сроку без плагиата. Правки вносим бесплатно.
Исследование продуктивных пластов
При исследовании по методу “снизу вверх” скважину доводят до проектной глубины, закрепляют обсадной колонной и цементной оболочкой за ней. Испытания начинают с самого нижнего объекта, для чего обсадную колонну против этого пласта перфорируют осуществляют вызов притока, отбирают пробы пластовой жидкости и проводят необходимые измерения. После завершения испытания нижнего объекта устанавливают цементный мост или резиновый тампон выше перфорированного участка , рассчитанный на перепад давления 25 МПа. Затем перфорируют обсадную колонну против выше расположенного объекта, испытывают его и переходят к следующему объекту, перемещаясь вверх.
7. Выбор бурильной установки
Выбор бурового оборудования определяется проектной конструкцией скважины, способом бурения, параметрами бурового инструмента, а также требованиями к транспортабельности буровой установки.
БУ 3000 ЭУ-1
Глубина бурения в пласте
при конечном диаметре скв………………………..3200 м
Начальный диаметр скв., мм………………………. 295
Диаметр бурильных труб,мм……………………….146.1;244.5;406.4
Частота вращения.Об/мин……….100;157;661;750;833;1125
Общая установочная мощность, кВт……………………..1900
Наибольшая оснастка талевого механизма………….…5х6
Диаметр талевого механизма, мм………………………28
Привод буровой установки………………Переменный ток
Нужна помощь в написании курсовой?
Мы - биржа профессиональных авторов (преподавателей и доцентов вузов). Наша система гарантирует сдачу работы к сроку без плагиата. Правки вносим бесплатно.
Лебедка…………………………………ЛБУ — 1200КА
Мощность лебедки, кВт……………………………645
Число скоростей подъема…………………………….6
Буровой насос ………………………………….ЧУНБТ-950
Число насосов……………………………………………2
Мощность насоса, кВт………………………………630
Мощность привода ротора, кВт……………………..368
Статическая грузоподъёмность ротора, т……………………..250
Вышка………………………………………СБ-01-01/БУ2500ЭУ
Полезная высота вышки, м …………………………………………2
Грузоподъемность вышки, т………………………………………185
Заключение
бурение скважина колонна
Задача данной курсовой работы заключалась в построении геологоразведочной скважины с учетом определения типа промывочной жидкости, выбора бурильного оборудования и инструмента, расчета всех необходимых параметров для строительства конструкции скважины.
Нужна помощь в написании курсовой?
Мы - биржа профессиональных авторов (преподавателей и доцентов вузов). Наша система гарантирует сдачу работы к сроку без плагиата. Правки вносим бесплатно.
Все аспекты данной работы были соблюдены и успешно выполнены.
Список литературы
1. А.Г. Калинин и др. Разведочное бурение. Москва. Недра 2000 г.
. Н.И. Сердюк и др. Бурение скважин различного назначения. Москва. РГГРУ 2006 г.