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 | |||