Автор работы: Пользователь скрыл имя, 02 Января 2015 в 16:51, курсовая работа
Тенденции развития технологии в последнее время направлены на минимизацию вредного воздействия на продуктивный пласт во время бурения, качественное крепление и цементирование, использование новых технологий для идеализации профиля ствола скважин, уменьшение вредного воздействия на окружающую среду во время бурения.
Введение
1. Общая и геологическая часть
1.1 Географо-экономическая характеристика района работ
1.2 Геологические условия
1.3 Характеристика газонефтеводоносности месторождения
2. Технологическая часть
2.1 Выбор и обоснование способа бурения
2.2 Конструкция и профиль проектной скважины
2.2.1 Проектирование и обоснование конструкции скважины
2.2.2 Обоснование и расчёт профиля проектной скважины
2.3 Разработка режимов бурения
2.3.1 Обоснование класса и типоразмеров долот по интервалам бурения
2.3.2 Расчет осевой нагрузки на долото
2.3.3 Расчет частоты вращения долота
2.3.4 Обоснование и выбор очистного агента
2.3.5 Расчет необходимого расхода очистного агента
2.4 Разработка рецептур бурового раствора
2.5 Выбор и обоснование типа забойного двигателя
2.6 Гидравлический расчет промывки скважины
2.7 Режимы бурения при вскрытии продуктивных горизонтов
2.8 Обоснование критериев рациональной отработки долот
2.9 Разработка мероприятий по предупреждению осложнений и аварий при сооружении скважины
2.10 Проектирование и обоснование компоновки бурильной колонны и её расчет
2.11 Проектирование конструкции обсадных колонн из условия равнопрочности по длине
2.12 Расчёт параметров цементирования
2.13 Технология спуска обсадных колонн и цементирования
2.14.1 Вторичное вскрытие пласта
2.14.2 Вызов притока из пласта
2.15 Выбор и обоснование буровой установки, ее комплектование
3. Вспомогательные цехи и службы
3.1 Ремонтная база
3.2 Энергетическая база
3.3 Водные ресурсы и водоснабжение
3.4 Приготовление раствора
3.5 Транспорт
3.6 Связь и диспетчерская служба
3.7 Культурно-бытовое и медицинское обслуживание
4. Безопасность жизнедеятельности
4.1 Безопасность в рабочей зоне
4.2 Охрана окружающей среды
4.3 Чрезвычайные ситуации
5. Организационно-экономическая часть
5.1 Структура и организационные формы работы бурового предприятия Стрежевской филиал ЗАО " Сибирская сервисная компания " (СФ ЗАО "ССК")
5.2 Анализ основных технико-экономических показателей (ТЭП) и баланса рабочего времени буровых бригад
5.3 План организационно-технических мероприятий (ОТМ) по повышению ТЭП
5.4 Определение нормативной продолжительности строительства скважин
5.5 Расчет экономической эффективности разработанных ОТМ
6. Специальная часть
Заключение
Литература
Рпл =grad Рпл ·Н МПа, (2.25)
где grad Рпл - градиент пластового давления в интервале, МПа/м;
Н - глубина интервала, м. Удельный вес бурового раствора, исходя из пластового давления, определяется по формуле:
qБР=Рпл/g·Н+ (0,1…0,15) · Рпл/g·Н Н/см3, (2.26)
где g - ускорение свободного падения, м/с2; g=9,8 м/с2
0,1…1,5 - необходимое превышение гидростатического давления над пластовым.
Величина статистического напряжения сдвига через 10 минут определяется по формуле:
СНС10 >5· (2-exp (-110·d)) ·d· (qП-qБР) дПа, (2.27)
где d - диаметр частицы шлама, м;
qП - удельный вес горной породы, Н/см3.
Величина статистического напряжения сдвига через 1 минуту определяется по формуле:
СНС1 > (d· (qП-qБР) ·g·К) /6 дПа, (2.28)
где К -коэффициент, учитывающий реальную форму частицы шлама, принимаем К=1,5.
Условная вязкость по рекомендации ВНИИКр нефти определяется как:
УВ< 21· qБР·10-4сек. (2.29)
Показатель водоотдачи по рекомендации ВНИИКр нефти определяется как:
Ф< (6·104/ qБР) +3 см3/30 мин. (2.30)
При бурении под кондуктор удельный вес бурового раствора на интервале 0 - 600 м (по вертикали), имея grad Рпл=0,01 (табл.1.4), по (2.26) составит:
qБР=0,01·600 /9,8·600+ (0,1…0,15) · 0,01·600 /9,8·600=1,12…1,18·104 Н/см3.
Так как породы в этом интервале склонны к осыпям и обвалам, то принимаем дельный вес бурового раствора 1,18·104 Н/см3.
Величина статистического напряжения сдвига через 10 минут при бурении под кондуктор на интервале 0 - 600 м, имея qП=2,4·104 Н/см3 и d =8·10-3м, по (2.27) составит:
СНС10 >5· (2-exp (-110·5·10-3)) ·8·10-3 · (2,4-1,18) ·104=40 дПа.
Величина статистического напряжения сдвига через 1 минуту при бурении под кондуктор на интервале 0 - 600 м по формуле (2.28) составит:
СНС1 > (8·10-3 · (2,4-1,18) ·104·9,8·1,5) /6=20 дПа.
Условная вязкость при бурении под кондуктор на интервале 0 - 600 м по формуле (2.29) составит:
УВ< 21·1,18·104 ·10-4=25сек.
Показатель водоотдачи при бурении под кондуктор на интервале 0 - 600 м по формуле (2.30) составит:
Ф< (6·104/ 1,18·104) +3=8 см3/30 мин.
Примем значение показателя водоотдачи Ф=8 см3/30 мин.
При бурении под эксплуатационную колонну удельный вес бурового раствора на интервале 600 - 1200 м при grad Рпл=0,01, по формуле (2.26) составит:
qБР=0,01·1200 /9,8·1200+ (0,1…1,5) · 0,01·1200 /9,8·1200=1,12…1,18·104 Н/см3.
Принимаем удельный вес бурового раствора при бурении на интервале 600 - 1200 м равный 1,12·104 Н/см3, так как приняв минимально допустимый удельный вес увеличивается механическая скорость при турбинном способе бурения.
При бурении под эксплуатационную колонну удельный вес бурового раствора на интервале 1200 - 2500 м при grad Рпл=0,01, по формуле (2.26) составит:
qБР=0,01·1200 /9,8·2500+ (0,1…0,07) · 0,01·1200 /9,8·2500=1,09…1,12·104 Н/см3.
Принимаем дельный вес бурового раствора при бурении на интервале 1200 - 2500 м равный 1,12·104 Н/см3, так как на интервале возможны прихваты и осыпи стенок скважины.
Величина статистического напряжения сдвига через 10 минут при бурении под эксплуатационную колонну на интервале 600 - 2500 м при qП=2,4·104 Н/см3 и d =3·10-3м, по форм. (2.27) составит:
СНС10 >5· (2-exp (-110·5·10-3)) ·3·10-3 · (2,4-1,12) ·104=20 дПа.
Величина статистического напряжения сдвига через 1 минуту при бурении под эксплуатационную колонну на интервале 600 - 2500 м по формуле (2.28) составит:
СНС1 > (3·10-3 · (2,4-1,12) ·104·9,8·1,5) /6=10 дПа.
Условная вязкость при бурении под эксплуатационную колонну на интервале 600 - 2500 м по формуле (2.29) составит:
УВ< 21·1,12·104 ·10-4=24сек.
Показатель водоотдачи при бурении под эксплуатационную колонну на интервале 600 - 2500 м по формуле (2.30) составит:
Ф< (6·104/ 1,12·104) +3=8 см3/30 мин.
Примем значение показателя водоотдачи Ф=8 см3/30 мин.
При бурении под эксплуатационную колонну удельный вес бурового раствора на интервале 2500 - 2830 м, имея grad Рпл=0,0102, по формуле (2.26) составит:
qБР=0,0102·2830/9,8·2830+
(0,04…0,07) ·0,0101·2830/9,8·2830=1,08…1,
Так как на этом интервале вскрывается продуктивный нефтеносный пласт, то принимаем дельный вес бурового раствора 1,08·104 Н/см3.
Величина статистического напряжения сдвига через 10 минут при бурении под эксплуатационную колонну на интервале 2500 - 2830 м, имея qП=2,4·104 Н/см3 и d =3·10-3м;, по формуле (2.27) составит:
СНС10 >5· (2-exp (-110·5·10-3)) ·3·10-3 · (2,4-1,08) ·104=20 дПа.
Величина статистического напряжения сдвига через 1 минуту при бурении под эксплуатационную колонну на интервале 2500 - 2830 м по формуле (2.28) составит:
СНС1 > (3·10-3 · (2,4-1,08) ·104·9,8·1,5) /6=10 дПа.
Условная вязкость при бурении под эксплуатационную колонну на интервале 2500 - 2830 м по формуле (2.29) составит:
УВ< 21·1,08·104 ·10-4=23сек.
Показатель водоотдачи при бурении под эксплуатационную колонну на интервале 2500 - 2830 м по формуле (2.30) составит:
Ф< (6·104/ 1,08·104) +3=8 см3/30 мин.
Примем значение показателя водоотдачи Ф=6…4 см3/30 мин.
Уровень рН по всем интервалам принимаем равный 8, так как применяемый комплекс химреагентов обеспечивает стабильную работу при уровне рН>8.
Показатель содержания песка, исходя из опыта бурения скважин на данной площади, по всем интервалам принимаем равный 1%.
Так как проектируемая скважина является наклонно направленной, то проектируемые параметры бурового раствора представлены по длине ствола и сведены в табл.2.6
Таблица 2.6 Параметры бурового раствора на интервалах бурения
Интервал бурения, м |
Удельный вес, 104 Н/см3 |
СНС10 дПа |
СНС1 дПа |
Условная вязкость, сек |
Показатель фильтрации, см3/30 мин |
рН |
П,% | |
от |
до | |||||||
0 |
650 |
1,18 |
40 |
20 |
25 |
8 |
8 |
1 |
650 |
2650 |
1,12 |
20 |
10 |
24 |
8 |
8 |
1 |
2650 |
3105 |
1,08 |
20 |
10 |
23 |
6 - 4 |
8 |
1 |
Расход промывочной жидкости должен обеспечить:
эффективную очистку забоя скважины от шлама;
транспортирование шлама на поверхность без аккумуляции его в кольцевом пространстве между бурильными трубами и стенками скважины;
нормальную (устойчивую) работу забойного двигателя;
сохранение целостности и нормального диаметра ствола скважины (предупреждение эрозии стенок скважины и гидроразрыва пород).
Расчет расхода промывочной жидкости для эффективности очистки забоя скважины делается по формуле:
Q=К· SЗАБ л/сек, (2.31)
где
К - коэффициент удельного расхода жидкости равный 0,3…0,65 м3/сек на 1 м2 забоя, принимается К=0,65;
SЗАБ - площадь забоя м2, определяется по формуле:
SЗАБ =0,785·ДД2 м2. (2.32)
При бурении под кондуктор долотом диаметром 0,2953 м по формуле (2.31):
Q=0,65·0,785·0,29532 =0,044 м3/сек.
При бурении эксплуатационную колонну долотом диаметром 0,2159 м по формуле (2.31):
Q=0,65·0,785·0,21592 =0,023 м3/сек.
Расчет расхода промывочной жидкости по скорости восходящего потока определяется по формуле:
Q=VВОСХ·SКП м3/сек, (2.33)
где VВОСХ - скорость восходящего потока; рекомендуемая скорость согласно промысловой классификации горных пород находится в пределах: М=0,9…1,3 м/сек, С=0,7…0,9 м/сек.
SКП - площадь кольцевого пространства, м2, которая рассчитывается по формуле:
SКП =0,785· (ДД2 - dБТ2) м2, (2.34)
где dБТ - диаметр бурильных труб, м2; принимаем dБТ =0,147 метра.
При бурении под кондуктор долотом диаметром 0,2953 м принимаем VВОСХ =0,9 согласно промысловой классификации, по формуле (2.33):
Q=0,9·0,785· (0,29532 - 0,1472) =0,046 м3/сек.
При бурении под эксплуатационную колонну долотом диаметром 0,2159 м на интервале 650 -1400 метров принимаем VВОСХ =0,9 согласно промысловой классификации, по формуле (2.33):
Q=0,9·0,785· (0,21592 - 0,1472) =0,017 м3/сек.
При бурении под эксплуатационную колонну долотом диаметром 0,2159 м на интервале 1400 - 3105 метров принимаем VВОСХ =0,7 согласно промысловой классификации, по формуле (2.33):
Q=0,7·0,785· (0,21592 - 0,1472) =0,014 м3/сек.
Расчет расхода промывочной жидкости, исходя из условия создания гидромониторного эффекта, рассчитывается по формуле:
Q=Fн·0,75 м3/сек, (2.35)
где Fн - площадь поперечного сечения насадок, м2; определяется по формуле:
Fн = π·dН/4·m м2, (2.36)
где dН - диаметр насадок, м;
m - число насадок, m=3.
При бурении под кондуктор долотом III 295,3 СЗ-ГВ, имеющем dН =0,015 м по формуле (2.35):
Q=3,14·0,015/4·3·0,75=0,039 м3/сек.
При бурении под эксплуатационную колонну долотами III 215,9 МЗ-ГВ, III 215,9 С-ГВ, 8 ½ MF - 15 имеющими dН =0,01 м по формуле (2.35):
Q=3,14·0,01/4·3·0,75=0,017 м3/сек.
Расчет расхода промывочной жидкости, обеспечивающий вынос шлама ведется по формуле:
Q= VКР·SMAX+ (SЗАБ ·VMЕХ· (jП -jЖ)) / (jСМ - jЖ) м3/сек, (2.37)
где VКР - скорость частиц шлама относительно промывочной жидкости, м/сек; VКР =0,5 м/сек;
SMAX - максимальная площадь кольцевого пространства в открытом стволе, м2, определяемая по формуле (2.34);
VMЕХ - механическая скорость бурения, м/сек; применяем VMЕХ =0,005 м/сек;
jП - удельный вес породы, Н/м3;
jЖ - удельный вес промывочной жидкости, Н/м3;
jСМ - удельный вес смеси шлама и промывочной жидкости, Н/м3;
jСМ - jЖ=0,01…0,02·104 Н/м3; принимаем 0,02·104 Н/м3.
При бурении под кондуктор расход промывочной жидкости, обеспечивающий вынос шлама, по формуле (2.37) составит:
Q=1,5·0,785· (0,29532 - 0,1472) + (0,785·0,29532· 0,005· (2,4·104 - 1,18·104)) /0,02·104 =0,049 м3/с.
При бурении под эксплуатационную колонну расход промывочной жидкости, обеспечивающий вынос шлама, по формуле (2.38) составит:
Q=0,5·0,785· (0,21592 - 0,1472) + (0,785·0,21592· 0,05· (2,4·104-1,08·104)) /0,02·104 =0,029 м3/с.
Расчет расхода промывочной жидкости, предотвращающего размыв стенок скважины, ведется по формуле:
Q= VКП MAX·SMIN м3/сек, (2.38)
где SMIN - минимальная площадь кольцевого пространства;
VКП MAX - максимально допустимая скорость течения, жидкости в кольцевом пространстве, м/сек; принимаем VКП MAX =1,5 м/сек.
Максимальные диаметры бурового инструмента: при бурении под кондуктор - турбобур диаметром 0,240 м, при бурении под эксплуатационную колонну - турбобур диаметром 0, 195 м.
При бурении под кондуктор расход промывочной жидкости, предотвращающий размыв стенок скважины по формуле (2.38) составит:
Q=1,5·0,785· (0,29532 - 0,2402) =0,035 м3/сек.
При бурении под эксплуатационную колонну расход промывочной жидкости, предотвращающий размыв стенок скважины составит по формуле (2.38):
Q=1,5·0,785· (0,21592 - 0, 1952) =0,01 м3/сек.
Расчет расхода промывочной жидкости, для предотвращения прихватов ведется по формуле:
Q= VКП MIN·SMAX м3/сек, (2.39)
Где VКП MIN - минимально допустимая скорость промывочной жидкости в кольцевом пространстве;
принимаем VКП MIN =0,5 м/сек;
SMAX - максимальная площадь кольцевого пространства; минимальный диаметр бурового инструмента у бурильных труб диаметр =0,127 м.
При бурении под кондуктор расход промывочной жидкости, предотвращающий прихваты составит по формуле (2.39):
Q=0,5·0,785· (0,29532 - 0,1272) ·103=0,027 м3/сек.
При бурении под эксплуатационную колонну расход промывочной жидкости, предотвращающий прихваты составит по формуле (2.39):
Q=0,5·0,785· (0,21592 - 0,1272) ·103=0,012 м3/сек.
Окончательный выбор расхода промывочной жидкости обусловлен производительностью насосов при заданном коэффициенте наполнения по формуле:
Q=m·n·Qн м3/сек, (2.40)
где m - коэффициент наполнения (m=0,8);
n - число насосов;
Qн - производительность насоса с коэффициент наполнения m=1,0.
В расчете принимаеются4 показатели бурового насоса УНБТ - 950 с диаметром втулок равным 160 мм Qн=0,037 м3/сек.
При бурении под кондуктор расход промывочной жидкости составит по формуле (2.40):
Q=0,8·2·0,037=0,059 м3/сек
При бурении под эксплуатационную колонну расход составит:
Q=0,8·1·0,037=0,029 м3/сек
Расчетные значения расхода промывочной жидкости на интервалах бурения заносим в табл. 2.7.
Таблица 2.7 Расход промывочной жидкости по интервалам бурения
Интервал, метр |
Расход промывочной жидкости, м3/сек |
0 - 650 650 - 3105 |
0,059 0,029 |
В данном разделе обосновывается рецептура приготовления бурового раствора с параметрами, рассчитанными в разделе 2.3.4
Приготовление бурового раствора производится из бентонитового глинопорошка марки ПБМА и технической воды. Расчет количества применяемых компонентов ведется по методике, представленной в [6].
Исходные данные:
mГ, mВ - масса глины и воды, кг;
Vг,Vв - объем глины и воды, м3;
qГ, q БР, qВ - удельный вес глины, бурового раствора и воды, Н/м3;
n - влажность глины в долях единицы.
Расчет количественных показателей для приготовления 1 м3 глинистого раствора с заданным удельным весом ведется по формулам:
mГ = qГ· (q БР - qВ) / (qГ - qВ · (1-n+ n·qГ)) кг; (2.41)
Vг= mГ · (1-n+ n·qГ) / qГ м3; (2.42)
Vв=1 - Vг м3; (2.43)
mВ= Vв · qВ кг. (2.44)
Качественные показатели бентонитового глинопорошка марки ПБМА, применяемого для приготовления бурового раствора: qГ =2,25·104, n = 0,08.
По представленным формулам рассчитывается:
mГ = 2,25·104· (1,18·104 - 1,0·104) / (2,25·104 - 1,0·104 · (1-0,08+ 0,08·2,25·104)) =358 кг;
Vг=358 · (1-0,08+ 0,08·2,25·104) / 2,25·104 =0,175м3;
Vв=1 - 0,175=0,825 м3;
mВ= 0,825 · 1,0·104 =825кг.
Для бурения кондуктора необходимо приготовление 80 м3 бурового раствора с заданным удельным весом, для этого потребуется:
mГ =358 ·80=30800 кг;
Vг=0,175 ·80=14 м3;
Vв=0,825 · 80=66 м3;
mВ=825 · 80=66000 кг.
Регулирование фильтрации бурового раствора осуществляется реагентами: сайпан или КМЦ. Для обработки бурового раствора сайпаном готовится 1,5% - и водный раствор (15 кг сухого реагента на 1 м3 воды). При первичной обработке добавка сайпана составляет 0,1%, то есть 1 кг сухого реагента на 1 м3 бурового раствора. Раствор сайпана вводится за 1 цикл циркуляции. Для последующих обработок достаточно введения 1% - го (10 кг на 1 м3 воды) водного раствора сайпана из расчета 0,5 кг на 1 м3 бурового раствора. Раствор реагента вводится за 2 цикла.
При бурении под кондуктор сайпан вводится из расчета не более 0,3 кг на 1 м3 бурового раствора, что обеспечивает вязкость 35 - 40 секунд и фильтрацию 8 см3 за 30 мин, при бурении интервала 670 - 1300 м в количестве 0,7 кг/м3 бурового раствора, при бурении интервала 1300 - 1830 м 1,4 кг/м3 раствора для снижения фильтрации до 5 см3/30 мин.