Бурение эксплуатационной скважины на Западно - Тэбукском месторождении

Диаметр эксплуатационной колонны зависит от способа заканчивания скважины, условий ее эксплуатации и задается заказчиком на буровые работы. Конструкция скважины (рис.2) выбрана на основании анализа совмещенного графика градиентов давлений, геологического разреза скважины, возможных осложнений в процессе  бурения. Конструкция состоит из направления спускаемого на глубину 20 м, кондуктора – на 550 м и эксплуатационной колонны – на 1940 м.

Диаметры обсадных колонн выбираем снизу вверх, начиная с эксплуатационной. Ее диаметр зависит от условий эксплуатации скважины и задаётся в соответствии с требованиями заказчика на буровые работы диаметром 146,1 мм.

1.Наружный диаметр соединительной  муфты для эксплуатационной колонны  по ГОСТ 632 – 80 dмэ = 166 мм.

2.Расчетный диаметр долота для бурения под эксплуатационную колонну определяют по формуле:

Dд = dмэ + 2

,  

где, - радикальный зазор между муфтой обсадной колонны и стенкой.

Dдр = 166 + 2×10 = 186 мм

3.Выбор ближайшего нормализованного диаметра долота по ГОСТ 20692 – 80:

Dдн = 190,5 мм  > 186 мм

4.Внутренний расчетный диаметр  кондуктора:

dвнк = Dдн + 2

,

- радикальный зазор между долотом  и наружным диаметром предыдущей обсадной колонны.

dвнк = 190,5 + 2×5 = 200,5 мм

5.Нормализованный диаметр кондуктора  по ГОСТ 632 – 80 dк = 219,1 мм с максимально допустимой толщиной стенки dк = 8,9 мм; наружный диаметр муфты dм = 244,5 мм.

6.Расчетный диаметр долота для  бурения под кондуктор:

Dдр = 244,5 + 25 = 269,5 мм,

где зазор 2d = 25 мм.

7. Выбор ближайшего нормализованного  диаметра долота по ГОСТ 20692 – 80:

Dдн = 269,9 мм  > 269,5 мм

8. Внутренний расчетный диаметр  направления:

dвннапр = 269,9 + 15 = 284,9 мм.

9. Нормализованный диаметр обсадных труб под направление по ГОСТ 632 – 80 dнапр = 323,9 мм с максимально допустимой толщиной стенки dк = 14 мм; наружный диаметр муфты dм = 351,0 мм.

10. Расчетный диаметр долота  для бурения под направление:

Dдр = 351,0 + 40 = 391,0 мм,

11. Ближайший нормализованный диаметр  долота для бурения под направление  по ГОСТ 20692 – 80:

Dдн = 393,7 мм  > 391,0 мм.

2.4 Выбор породоразрушающего инструмента

Долота для бурения являются инструментом, при помощи которого разрушается горная порода на забое и образуется собственно скважина. Выбор типа породоразрушающего инструмента во многом зависит от конкретных региональных условий, которые обуславливают возможные механические скорости проходки на долото и стоимость 1м проходки. Для выбора долот используются классификационные таблицы соответствия горных пород категориям твердости и абразивности. Тип, конструкция долот и их размеры определяются способом бурения, физико-механическими свойствами разбуриваемых пород и геометрическими параметрами скважины. С точки зрения наибольшей эффективности бурения для каждой породы необходимо подобрать долото соответствующего типа, что практически невыполнимо.

Таблица 4                 

Характеристика горных пород

Интервал	Литология	Абрази - вность	Категория твердости
0-100	Пески с гравием, песчаники разнозернистые.	4	2
100-910	Мергели, песчаники трещиноватые известковые, известняки слабо доломитизированные, доломиты.	4	4
910-1230	Известняки и доломиты мелко- и тонко зернистые окремнелые.	5	5
1230-1940	Известняки с прослоями мергелей, песчаники глинистые, нефть, глина.	6	4

 

Учитывая данные таблицы 4, а также конструкцию скважины, подбираем типоразмер долота и сводим в таблицу 5:

Таблица 5                          

Типоразмер долот

Номер пачки	интервал	Тип долота
I	0-20	393,7М – ЦВ 269,9М – ГНУ
	20-100
II	100-550	269,9С – ГНУ
III	550-910	190,5С – ЦВ
IV	910-1230	190,5ТЗ – ГНУ
V	1230-1940	190,5СЗ – ГВ

 

 

2.5 Выбор типа бурового раствора

На основании совмещенного графика градиентов давлений (рис.1) найдена оптимальная плотность бурового раствора (см 2.3).

Оптимальную плотность бурового раствора:

rоптим = 1060 г/см3 на глубинах до 550 м,

rоптим = 1110 г/см3 на глубинах от 550 м до 1940 м.

Выбранный тип бурового раствора сведем в таблицу 6.

Таблица 6

Интервалы бурения и тип бурового раствора

Интервал бурения, м	Область применения	Тип бурового раствора	Основа раствора	Плотность, кг/м3
0 - 100	Устойчивые песчаники, отсутствие набухающих и диспергирующих пород	Гуматные растворы	водная	1060
100 - 200	Трещиноватые песчаники, зона поглощений, пластовое давление ниже гидростатического	АБР	нефтяная	1060
200 - 350	Устойчивые известняки, отсутствие набухающих и диспергирующих пород	Гуматные растворы	водная	1060
350 - 550	Трещиноватые песчаники с послоями мергелей, зона поглощений, пластовое давление ниже гидростатического	АБР	нефтяная	1060
550 - 1800	Устойчивый интервал, сложенный малопроницаемыми породами (в основном доломитизированные известняки)	Нестабильные глинистые суспензии и суспензии из вырубленных пород	водная	1110
1800 - 1940	Песчаники, мергели, глины, продуктивный пласт	Эмульсионный (ЭИБР)	нефтяная	1110

 

2.6.Обоснование выбора способа  бурения скважины

Основные требования к выбору способа бурения - необходимость обеспечения успешной проводки ствола скважины при возможных осложнениях с высокими технико-экономическими показателями. В данном курсовом проекте я выбираю роторный способ бурения, так как он соответствует всем заданным условиям бурения.

Выбор типа буровой установки производится согласно ГОСТ 16243-89 с учетом геологических, климатических, дорожно-транспортных условий района строительства. Проектная глубина скважины 1940 м. Для бурения, в соответствии с заданием, предусмотрено использование буровой установки  БУ – 80БрЭ.

Максимальная нагрузка на крюке от веса бурильной колонны с УБТ с учетом коэффициента расхаживания составит:

Gбк = 0,65×1,15 = 0,75 МН,

0,75 МН  – вес бурильной колонны с УБТ;

1,15 – при расхаживании наиболее  тяжелой бурильной колонны нагрузку  следует увеличить на 15%.

Максимальная нагрузка на крюке от веса эксплуатационной колонны с учетом коэффициента расхаживания составит:

Gэк = 0,58´1,25=0,73 МН,

0,58 МН  – вес эксплуатационной колонны;

1,25 – при расхаживании бурильной колонны нагрузку следует увеличить на 25%.

Технические характеристики буровой установки БУ – 80БрЭ позволяют бурить скважины глубиной до 2800 м. Нагрузка на крюке, допускаемая в процессе проводки и крепления скважины 1,2 МН. Тип привода – электрический переменного тока; лебедка – ЛБ – 20Бр; буровой насос – У8 – 6МА2; число насосов – 2; вышка – А-образная мачтовая, оснаска талевой системы – 4 ´ 5.

Диаметр проходного отверстия ротора должен быть достаточным для спуска долот и обсадных труб, используемых при бурении скважин:  Dп.о= Dд.н+ δ, где Dд.н – диаметр долота при бурении под направление, мм; δ – диаметральный зазор, мм (30-50). Следовательно Dп.о=393,7+50=443,7 мм.  Техническая характеристика, выбранного ротора представлена в таблице 7.

Таблица 7

Параметры	ВЗБТ   Р-460
Допускаемая нагрузка на ствол, МН          – статическая          – при  частоте вращения 100 об/мин	2,7 1,2
Наибольшая частота вращения ствола, об/мин	300
Наименьшая частота вращения ствола, об/мин	68
Диаметр отверстия в стволе, мм	460
Диапазон глубин бурения, м	1600-2500
Статическая грузоподъемность подшипника основной опоры, МН	2,58
Передаточное отношение конической пары	3,15
Максимальная мощность, кВт	200
Масса, т	3,1

 Техническая характеристика ротора

2.7. Проектирование технологического  режима бурения

Производительность роторного бурения определяется технологическими параметрами. При разработке технологии бурения для каждого интервала геологического разреза проектируются параметры бурения: осевая (предельная) нагрузка на инструмент Р; частота вращения бурового снаряда n; расход очистного реагента Q и его качество. Сочетание перечисленных параметров позволяющее получить наиболее высокие качественные показатели работы и минимальную стоимость 1м бурения, является –оптимальным режимом бурения. Исходные данные сведем в таблицу 8.

Таблица 8

Исходные данные

Номер пачки	интервал	Тип долота	h	d, 10-3 м	Рш, МПа	h1	Vвп, м/с
I	20-100	269,9М – ГНУ	1,02	2,5	200	1,2	0,5
II	100-550	269,9С – ГНУ	1,36	1,5	1000	1,15	0,6
III	550-910	190,5С – ЦВ	0,99	2	1000	1,15	0,9
IV	910-1230	190,5ТЗ – ГНУ	0,94	2	1500	1,1	0,9
V	1230-1940	190,5СЗ – ГВ	0,99	2	1000	1,15	1

 

Решение:

I пачка.

Решение для долота 269,9М – ГНУ:

По формуле В.С. Федорова

Fк = ,

h - коэффициент перекрытия;

d - притупление зубьев.

Fк =

Осевая нагрузка на долото:

Рд = Рш Fк,

Рш – твердость пород по штампу, МПа;

Fк – площадь контакта зубьев долота с забоем, м2.

Рд = 200×3,4×10-4 = 0,07 МН

Руд = 0,003 МН/см

Частота вращения ствола ротора:

,

nmin – минимальная частота вращения стола ротора, nmin = 68.

мин-1.

Расход промывочной жидкости:

,

h1 – коэффициент, учитывающий увеличение диаметра скважины;

Vвп – скорость восходящего потока.

дм3/с.

II пачка.

Решение для долота 269,9С – ГНУ:

Fк =

Рд = 1000×2,7×10-4 = 0,27 МН

Руд = 0,007 МН/см

мин-1.

Так как минимальная частота вращения стола ротора 68 мин-1, принимаем n = 68 мин-1.

дм3/с.

III пачка.

Решение для долота 190,5С – ЦВ:

Fк =

Рд = 1000×2,7×10-4 = 0,27 МН

Но для долота 190,5С – ЦВ максимально допустимая нагрузка равна 0,2 МН, поэтому в расчёте выбираем это значение:

Руд = 0,007 МН/см

мин-1.

Принимаем n = 68 мин-1.

дм3/с.

IV пачка.

Fк =

Рд = 1500×2,5×10-4 = 0,38 МН

Но для долота 190,5ТЗ – ГНУ максимально допустимая нагрузка равна 0,21 МН, поэтому в расчёте выбираем это значение:

Руд = 0,009 МН/см

мин-1.

Принимаем n = 68 мин-1.

дм3/с.

V пачка.

Fк =

Рд = 1000×2,7×10-4 = 0,27 МН

Но для долота 190,5СЗ – ГВ максимально допустимая нагрузка равна 0,2 МН, поэтому в расчёте выбираем это значение:

Руд = 0,007 МН/см

мин-1.

Принимаем n = 68 мин-1.

дм3/с.

Рациональное сочетание и изменение параметров режима работы породоразрушающего инструмента – один из основных факторов управления процессом бурения. Данные сведем в таблицу 9.

Таблица 9

Параметры режима бурения

Номер пачки	Тип долота	Fк,    10-4м2	Рд, МН	Рмах, МН	Руд, МН	n, мин-1	Q, дм3/с
I	269,9М – ГНУ	3,4	0,07	0,35	0,003	74	28
II	269,9С – ГНУ	2,7	0,27	0,35	0,007	68	32
III	190,5С – ЦВ	2,7	0,2	0,2	0,007	68	19
IV	190,5ТЗ – ГНУ	2,5	0,2	0,2	0,009	68	18
V	190,5СЗ – ГВ	2,7	0,2	0,2	0,007	68	21