Буріння нафтових і газових свердловин Опис змісту

[ виправити ] текст може містити помилки, будь ласка перевіряйте перш ніж використовувати.


Нажми чтобы узнать.
скачати

Федеральне агентство з освіти

Державна освітня установа

вищої професійної освіти

«Томський політехнічний університет»

Методичні вказівки для самостійної роботи

Буріння нафтових і газових свердловин

Томськ 2005

Зміст і структура курсової роботи з буріння нафтових і газових свердловин

Курсова робота представляє рішення конкретних завдань спорудження свердловин на нафту і газ.

Курсова робота складається з використанням даних вивчення керна, матеріалів геофізичних досліджень свердловин, даних їх експлуатації. Залучаються фондові та опубліковані матеріали. Курсовий проект дозволяється представляти в рукописному вигляді або у комп'ютерному наборі тексту. Робота повинна включати в зазначеній нижче послідовності:

титульний лист (додаток 1);

завдання (коротка анотація 0,5 стор);

зміст;

введення (1 - 2 станиці тексту);

геологічну будову і нафтогазоносність родовища (3 - 4 сторінки тексту);

промислово-геологічне вивчення даного об'єкта (8 - 13 сторінок тексту);

спеціальна частина проекту (10 - 16 сторінок тексту);

висновок (4 - 5 сторінок тексту);

список використаної літератури (додаток 2);

список графічних додатків і таблиць із зазначенням їх номерів і сторінок;

додатки (малюнки, креслення, графіки і т.д.)

Таким чином, загальний обсяг курсового проекту повинен становити 30 - 40 сторінок тексту.

Розділи «запровадження», «геологічну будову і нафтогазоносність» зазвичай складаються з літературних і фондових матеріалів.

Розділи «промислово-геологічне вивчення», «спец. частина »і« висновок »складаються на основі первинних і фондових матеріалів зібраних в організації, де проходилася практика (для студентів очної форми навчання).

Захист курсового проекту проходить у формі доповіді. Ілюстративний матеріал до доповіді надається або на ватмані або у вигляді презентації, створеної в програмі Power Point.

Нижче даються пояснення по кожному з розділів курсового проекту.

Введення

У вступі коротко викладаються такі відомості:

-Обгрунтування вибору об'єкта дослідження;

-Актуальність теми проекту; зв'язок теми проекту з завданнями, розв'язуваними підприємством (організацією);

-Методи, які застосовуються при вирішенні курсового проекту;

-Використання обчислювальної техніки при виконанні проекту;

-Обсяг і зміст матеріалів, використаних при виконанні курсового проекту.

Введення і висновок не нумеруються.

Частина № 1. Розробка конструкції свердловини

Конструкцію свердловини характеризують такі параметри:

- Число обсадних колон;

- Глибина спуску обсадних колон;

- Інтервали затрубного цементування;

- Діаметри обсадних колон;

- Діаметри ствола свердловини під обсадні колони.

Загальна методика

Загальна методика розробки конструкції свердловини зводиться до наступного:

1. Виходячи із заданих геологічних умов визначається необхідна кількість обсадних колон.

2. Для кожної колони відповідно до призначення визначається глибина спуску і інтервал затрубного цементування (слід пам'ятати, що в газових свердловинах затрубний простір цементується до устя, а в нафтових основні колони цементуються з перекриттям попередніх не менше 300 м.).

3. Вибирається діаметр експлуатаційної колони по передбачуваному дебиту корисної копалини (табл. 1).

Таблиця 1

Рекомендовані діаметри експлуатаційних колон (мм) при очікуваному дебіте

нафти, м 3 / доб.

газу, тис.м 3 / доб.

до 100

до150

до 300

більше 300

до 250

до 500

до 1000

до 5000

127-140

140-146

168-178

178-194

114-146

146-168

178-219

219 - 273


4. Визначається діаметр муфт dм.е. і радіальний зазор δ е.. (між муфтою і стінкою свердловини) для експлуатаційної колони (табл. 2).

Таблиця 2.

Зовнішній діаметр, мм

Величина радіального зазору, мм

обсадних труб

муфт


140; 146; 168

178; 194

219; 245

273; 299

324; 340; 351

159; 166; 188

198; 216

245; 270

299; 324

351; 365; 376

10-15

15-20

20-25

25-30

30-40

5. Розраховується необхідний мінімальний діаметр стовбура свердловини в інтервалі експлуатаційної колони з виразу (1).

6. За розрахованим діаметру свердловини підбирається діаметр долота для буріння стовбура під експлуатаційну колону dд.е. (190,5; 215,9; 244,5; 269,6; 295,3; 320; 346; 370; 394; 445; 490).

7. Розраховується необхідний внутрішній діаметр технічної колони dвн.т. за формулою (2) і підбирається зовнішній діаметр технічної колони (табл. 3).

Таблиця 3. Значення внутрішніх діаметрів (мм)

Значення внутрішніх діаметрів (мм)

Для обсадних труб з різною товщиною стінок

Товщина стінок,

мм

Зовнішній діаметр, мм


116

168

178

194

219

245

273

299

324

340

351

377

407

426

6

6; 5

7

8

9

10

11

12

-

133

132

130

128

126

124

-

-

155

154

152

150

148

146

144

-

-

146

162

160

158

156

154

-

-

180

178

176

174

-

170

-

-

205

203

201

199

-

195

-

-

231

229

227

225

-

221

-

-

259

257

255

253

-

249

-

-

-

283

281

279

277

275

-

-

-


306

304

302

300

-

-

-

-

322

320

318

316

-

-

-

-

333

331

329

327

-

-

-

-

359

357

355

353

-

-

-

-

389

387

385

383

-

-

-

-

-

406

404

402

8. Визначається необхідний діаметр свердловини dс.т. і діаметр долота dд.т. для буріння стовбура під технічну колону точно також, як і під експлуатаційну (пункти 4, 5, 6).

9. Аналогічно знаходяться діаметри попередніх обсадних колон і доліт.

10. Всі отримані дані про конструкцію свердловини зводяться в табл.

Частина № 2. Розробка режиму буріння свердловини

1. Розрахунок осьового навантаження на долото

Осьова навантаження на долото, як режимний параметр буріння, забезпечує впровадження породоруйнуючих елементів у гірську породу.

У практиці буріння для наближеного розрахунку осьової навантаження використовується вираз

(1)

де q - питома навантаження на 1 см діаметр долота для відповідних порід, кгс / см;

dд - діаметр долота, див.

Значення питомих навантажень для порід різної категорії за буримости наведено в табл. 1.

Таблиця 1.

Категорія за буримости

Питоме навантаження, кгс / см

М'які (М)

Середньої м'якості (С)

Тверді (Т)

Міцні (К)

Дуже міцні (ОК)

200-600

600-1000

1000-1400

1400-1600

1600-1800

Розрахункове значення осьового навантаження в будь-якому випадку не повинно перевищувати 80% від гранично допустимого навантаження Рдоп. на долото, зазначеної в табл. 2.

Таблиця 2.

Діаметр долота, мм

Гранична навантаження Р доп., Т з

190,5

215,3

244,5

269,9

295,3-490

22

26

30

32

40

Тип опор долота

Гранична частота обертів, об / хв

У

70

Н (НУ)

400

А (АУ)

600

2. Розрахунок частоти обертів долота

Частота обертів, як режимний параметр забезпечує темпи поглиблення забою в одиницю часу.

Для наближеного розрахунку частоти оборотів використовується вираз

(2)

або (3)

або (3)

гле n - частота обертів долота, об / хв;

Vл - рекомендована лінійна швидкість на периферії долота, м / с;

dд - діаметр долота, м;

π = 3,14.

Значення рекомендованої лінійної швидкості Vл для порід різної категорії наведено в табл. 3.

Таблиця 3.

Категорія за буримости

Лінійна швидкість, м / с

М; МОЗ

МС; МСЗ

С; СЗ

СТ; Т

ТЗ; ТК

ТКЗ; До

ОК

3,4-2,8

2,8-1,8

1,8-1,3

1,3-1,1

1,1-1,0

1,0-0,8

0,8 і менше

Розрахункове значення частоти обертів не повинно перевищувати 80% від допустимої частоти обертання долота nдоп, зазначеної в табл. 2.

(4)

За результатами розрахунку осьового навантаження і частоти оборотів визначається типорозмір і конструкція шарошкового долота. Наприклад, 215,3 ССЗ-ГВ (Г-бічна схема промивки рекомендується при бурінні порід м'яких (М) і середньої твердості (С), для порід твердих (Т) і міцних (К, ОК) рекомендується використання центральної схеми промивки (індекс Ц або не вказується).

3. Розрахунок витрати промивної рідини

Промивна рідина повинна забезпечувати очищення вибою свердловини від шламу і транспортування його на поверхню. Інтенсивність промивки (витрата рідини) оцінюється об'ємом рідини прокачується через свердловину в одиницю часу і вимірюється, як правило, в л / с. Практикою встановлено, що витрата промивальної рідини, при якому відбувається задовільна очищення вибою свердловини, складає в середньому 0,05 - 0,065 л / с на 1 см2 площі вибою свердловини при мінімальному значенні 0,03 - 0,04 л / с.

Виходячи з цього витрата промивальної рідини визначається з виразу

(5)

де К - коефіцієнт питомої витрати, рівний 0,03 - 0,065 л / с на 1 см2 площі вибою;

Sз - площа забою (см2), яка визначається як

де dд - діаметр долота в см.

Винесення продуктів руйнування по затрубному кільцевому простору забезпечується при швидкостях висхідного потоку, що перевищують швидкість падіння частинок в нерухомій рідині. Значення швидкостей висхідного потоку промивної рідини Vвосх. рекомендується від 0,5 - 0,8 м / с до 1,5 - 1,8 м / с. Великі значення рекомендується застосовувати для більш м'яких порід.

З цієї умови витрата промивальної рідини складе

(6)

де Vвосх .- швидкість висхідного потоку, м / с;

Sк.п. - Площа кільцевого зазору між стінками свердловин і бурильними трубами, м2.

(7)

де dд - діаметр стовбура свердловини, що дорівнює діаметру долота, м;

dб.т. - Діаметр бурильних труб, м.

4. Вибір якості бурової промивної рідини

Найбільш універсальною і найбільш широко застосовується бурової промивної рідиною в умови Томської області є глинистий розчин. Якість глинистого розчину оцінюється цілою низкою характеристик, основними з яких є:

1. Щільність ().

2. Умовна в'язкість (УВ).

3. Фільтрація (Ф).

4. Статична напруга зсуву (с.н.с.).

Щільність - зміст маси речовини в одиниці об'єму, вимірюється ареометром в г/см3.

Щільність бурової промивної рідини (БПЖ) визначає величину гідростатичного тиску в свердловині. Підвищення тиску в свердловині знижує механічну швидкість буріння і проходку на долото, призводить до посиленого поглинання промивної рідини при бурінні тріщинуватих порід. При бурінні свердловин в неускладнених умовах значення щільності має бути мінімальним, щоб отримати максимальні показники буріння. В умовах Томської області задається щільність рівна 1,08 - 1,1 г/см3. У той же час збільшення тиску на стінки свердловини підвищує їх стійкість. При бурінні інтервалів пухких нестійких порід задається щільність 1,12-1,14 г/см3.

При розкритті продуктивних горизонтів щільність БПЖ задається рівної 1,1-1,12 г/см3. Умовна в'язкість промивної рідини визначає ступінь її рухливості або плинності при прокачування. Вимірюється умовна в'язкість в секундах з допомогою віскозиметра СПВ - 5.

При відсутності поглинань в'язкість розчину задають мінімальною в межах 18 - 25 с. (Для води в нормальних умовах в'язкість складає 15с). У разі наявності поглинань в'язкість розчину в залежності від інтенсивності поглинань до 40-60 і більше секунд. Фільтрація характеризує здатність розчину відфільтрувати рідку фазу в навколишнє середовище. За одиницю фільтрації прийнятий обсяг відфільтрованої рідкої фази (води) в см3 через паперовий фільтр Ø 75 мм при надлишковому тиску в 0,1 мПа за 30 хвилин.

При бурінні порід, в умови Томської області, інертних до дії води, фільтрація може досягати 15-25 см3/30 хв. При бурінні в породах, схильних до набухання і обвалообразованію, необхідно застосовувати розчин з фільтрацією 10-12 см3/30 хв. При розкритті продуктивних горизонтів фільтрації знижують до 6-10 см3/30 хв. Статична напруга зсуву (с.н.с.) характеризує міцність структури розчину в нерухомому стані. Вимірюється с.н.с. величиною зусилля, необхідного для руйнування структури, віднесеної до одиниці площі (ДПА). Здатність розчину утворити структуру в спокійному стані дозволяє утримувати частинки гірської породи в затрубному просторі в підвішеному стані при припиненні циркуляції. Практично значення с.н.с. в більшості випадків достатньо в межах 20-30 ДПА.

Всі отримані дані про параметри режиму буріння зводяться в табл. 4.

Інтервал

G ос,

Т з

n, об / хв

Q, л / с

Параметри БПЖ

Конструкція долота





r г / см 3

УВ, з

Ф, см 3 /

30хв

СНР, ДПА





























Продуктивний горизонт, м

от___до___









Частина № 3. Розробка режиму цементування свердловини

При розробці режиму цементування визначають:

- Обсяг затрубного простору, що підлягає цементування;

- Обсяг необхідної кількості тампонажний рідини (цементного розчину);

- Питома вага тампонажний рідини;

- Кількість складових компонентів для приготування потрібного обсягу тампонажний рідини;

- Обсяг продавочной рідини;

- Тиск на цементувальних голівці в кінці продавкі суміші та тип цементувальних агрегату;

- Час цементування і кількість цементувальних агрегатів.

Обсяг затрубного простору Vз.п. визначається відповідно до схеми, зображеної на рис. 1.

(1)

де К - коефіцієнт, що враховує збільшення обсягу затрубного простору за рахунок розробки діаметру свердловин, наявності каверн і тріщин. Інші позначення вказані в підписах до рис. 1.

Значення коефіцієнта для конкретних умов з використанням кавернограмм й досвіду робіт по цементування. Зазвичай До змінюється від 1,2 до 2,5.

Обсяг тампонажний рідини Vц.р., необхідної для цементування, визначається з виразу

(2)

де Vст. - Об'єм цементного стакана.

(3)

Висота цементного стакана Нст. задається з таких міркувань. При існуючій схемі цементування тампонажних рідина витісняється в затрубний простір за допомогою продавочной рідини (зазвичай це глинистий розчин або вода). При такій схемі продавочной рідину в процесі продавкі постійно контактує з тампонажний рідиною, в результаті чого відбувається взаємне їх перемішування. В інтервалі перемішування тампонажних суміш втрачає своє основне властивість - тверднути з утворенням міцного і щільного штучного каменю. Постановка розділової пробки між тампонажних сумішей і продавочной рідиною зменшує інтервал перемішування, але не виключає його повністю. Щоб не погіршити якість цементування, інтервал тампонажний рідини, забруднений продавочной рідиною, залишають всередині колони обсадних труб у вигляді цементного стакана. Величина цього інтервалу Нст. залежить в основному від часу контакту (час продавкі) і буде тим більше, чим довше обсадна колона, що підлягає цементування.

Значення Нст. в залежності від глибини свердловини змінюється від 5-10 м. до 30-50 м. Залишення цементного стакана практично вирішується установкою на висоті Нст. кільця «стоп», нижче якого розділова пробка і продавочной рідина переміщатися не можуть.

Складовими компонентами тампонажний рідини є: вода, цемент, пісок, бентонітовий глінопорошок, обважнювачі і хімреагенти для регулювання властивостей тампонажних сумішей. Головними з них є вода і цемент, які утворюють водоцементне суміш, звану цементним розчином.

Щільність цементного розчину визначається за формулою

т/м2 (г/см3), (4)

де т - водо-цементне відношення, характеризує вагове відношення води до цементу у цьому розчині. Практично значення т змінюється в межах

0,4 ÷ 0,6;  ц. - Щільність сухого цементу, змінюється в межах 3-3,2 т/м3. При розрахунках приймається рівним 3,15 т/м3 (3,15 г/см3);  ст. - Щільність води, приймається рівним 1,000 т/м3 (1 г/см3).

Кількість сухого цементу для приготування 1 м3 цементного розчину визначається з виразу

т/м3, (5)

Для приготування всього обсягу цементного розчину потрібно Gц.

т, (6)

з урахуванням втрат при приготуванні розчину

т, (7)

де Кп - коефіцієнт, що враховує неминучі втрати цементу при приготуванні цементного розчину. Значення Кп практично змінюється в межах 1,05 ÷ 1,15.

Кількість води, необхідної для приготування 1м3 цементного розчину, визначається з виразу

м3, (8)

Обсяг продавочной рідини визначиться виразом

м3, (9)

де КСЖ. - Коефіцієнт, що враховує стиснення продавочной рідини, КСЖ .= 1,03 ÷ 1,05.

Тиск на цементувальних голівці, що розвивається насосом в кінці закачування продавочной рідини (Рmax), складається з гідростатичного (РГС) і гідродинамічного (РГД):

(10)

Гідростатичний тиск за величиною повинно зрівноважити стовбур цементного розчину в затрубному просторі. Приймаючи в якості продавочной рідини глинистий розчин п.ж. = γ р.н.), відповідно до рис. 1 можна записати

атм, (11)

де НЦ і Нст - в метрах,  ц.р. і  р.н. - У т/м3 або г/см3.

Гідродинамічний тиск, необхідний для подолання опорів при русі рідини, визначається за емпіричною формулою

атм, (12)

де Нскв - в метрах.

По знайденому максимальному тиску в кінці процесу цементування вибирається тип цементувальних агрегату і режим його роботи по табл. 1. Тип агрегату, діаметр поршня та швидкість повинні бути обрані такими, щоб була забезпечена максимальна подача розчину, при цьому зазначене в таблиці тиск повинен бути більше розрахованого за формулою 10.

Таблиця 1.

Тип

агрегату

Швидкість

Характеристики агрегатів при різних діаметрах поршня



подача,

л / с

тиск,

атм

подача,

л / с

тиск,

атм

подача,

л / с

тиск,

атм

ЦА-320


I

II

III

IV

d = 100 мм

d = 115 мм

d = 127 мм



1,40

2,55

4,80

8,65

400

320

165

95

1,74

3,16

5,98

10,70

320

266

140

78

2,35

4,28

8,10

14,5

240

196

103

58

ЦА-400


I

II

III

IV

d = 110 мм

d = 125 мм

d = 140 мм



6,60

9,50

14,10

19,50

400

275

185

135

8,80

12,60

18,60

23,40

300

210

140

100

11,20

16,10

23,80

33,0

235

160

110

80

Час цементування обмежується часом до початку схоплювання приготованого цементного розчину. У будь-якому випадку процес закачування цементного розчину в обсадних колон і його витіснення в затрубний простір продавочной рідиною повинен закінчитися раніше, ніж цементний розчин почне втрачати свою рухливість (схоплюватися). Виділяють цементний розчин для «холодних» свердловин (температура на вибої до 40 º С) початок схоплювання якого становить Тсхв = 2-7 годин і цементний розчин для «гарячих» свердловин (температура на вибої більше 40 º С), початок схоплювання якого становить Тсхв = 1год 45хв. - 2 години. 45хв.

Для успішного цементування вважається, що час цементування повинно бути менше початку схоплювання Тсхв.

(13)

Таким чином, за час Тц. Необхідно закачати в свердловину цементний розчин об'ємом Vц.р., розрахований за формулою (2) і продавочной рідина об'ємом Vп.ж., розраховану за формулою (9). Тобто сумарний об'єм рідини, який необхідно закачати в свердловину, складе

(14)

Необхідна сумарна продуктивність закачування рідини в свердловину П визначиться з виразу

л / с, (15)

де V - обсяг в літрах, Тц. - Час у секундах.

Знаючи продуктивність одного агрегату, обраного за максимальним розрахунковим тиску з табл. 1, можна знайти необхідну кількість агрегатів

(16)

де П - сумарна продуктивність, знайдена за висловом (15), л / с;

П1 - продуктивність агрегату, знайдена за табл. 1, л / с;

n - потрібне кількість агрегатів; I - резервний агрегат.

Практично число цементувальних агрегатів може відрізнятися від розрахованого за викладеною методикою. Справа в тому, що в початковий період закачування цементного розчину тиск, який розвиває насос, буде мінімальним, тобто насос може розвивати велику продуктивність, що приймається за даною методикою. Тому при більш ретельному розрахунку число агрегатів може бути зменшена.

З іншого боку виникає необхідність підвищення якості цементування створювати в затрубному просторі високу швидкість підйому цементного розчину. При цьому число агрегатів буде потрібно більше.

Додати в блог або на сайт

Цей текст може містити помилки.

Геологія, гідрологія та геодезія | Методичка
87.6кб. | скачати


Схожі роботи:
Буріння нафтових свердловин
Класифікація вод нафтових і газових родовищ за умовами залягання
Класифікація вод нафтових і газових родовищ за умовами залі
Буріння свердловин
Буріння свердловин на морі
Буріння свердловин Вибір і
Турбобур у буріння свердловин
Оптимізація процесів буріння свердловин
Новітні технології по відновленню нафтових свердловин і підвищення видобутку нафти
© Усі права захищені
написати до нас