Проект бурения нефтяной добывающей скважины

    ПАА – применяется в качестве флокулянта для очистки вод от грубодиспергированных и коллоидных частиц

    Графит – применяется в качестве смазывающей добавки 
 

 

    

      

3.5 Выбор и обоснование  типов и количества долот, способов бурения, отклонителей 

Методика  заключается в  следующем:

1. Каждая карточка отработки долот разбивается по нормативным пачкам по одинаковым стратиграфическим горизонтам и типоразмеров долот; граница проводится карандашом.

2. По каждой пачке,  по каждой скважине  определяется средняя  проходка на долото 

h_ср1¹=h₁+h₂+...+h_n/n     h_ср2¹=h₁+h₂+...+h_n/n 

Верхняя единица означает номер горизонта ;

Нижний  индекс означает номер  скважины;

h₁ h₂ и т.д. это проходка отдельными долотами ;

n – число долот израсходованных в данном горизонте, в данной скважине;

3. Затем определяется  усредненная проходка на долото, по рассматриваемой пачке или горизонту 

h_уср=h₁+h₂h_ср/3 

Примечание: в одну нормативную  пачку иногда включают две и более  горизонтов, если свойства пород одинаковые, и наоборот в одном  горизонте выделяют две и более пачки если они бурятся долотами разного диаметра

В этой формуле число 3 означает количество скважин.

4. Определяется проектная  проходка на долото  по рассматриваемой  пачке 

h_ср = h_уср + h_ср.max/2

Число 2 всегда ставится;

h_ср.max  - это наибольшая средняя проходка из трех средних проходок

5. Определяем количество  долот для разбуривания  по новой проектировочной скважине

n_д = H/h_пр

 

Н – мощность пород рассматриваемой пачки, берется из таблицы (стратиграфия по графе мощность)

Здесь же указывает тип  долота на которой  приходится наибольшая проходка из трех проходок Н_ср1, Н_ср2, Н_ср3 нагрузка на долото, вид привода или способа бурения – роторное, турбинное или ВЗД.

По  той же методике заменяем букву “Н” буквой “t”.

Этим  величины подчитываются, здесь “t” означает время работы долота. Далее определяется механическая скорость проходка  данной нормативной пачки 

υ_мех = h_пр/ t_пр   м/ч 

Определяем  время механического  бурения данной нормативной  пачки 

t_мех = H/ υ_мех

  

На  основании этой проделанной  работы составляется карточка по четвертой проектной скважине под названием “режим бурения проектной скважины”.

Данные  по этому вопросу приводятся далее

 

3.6 Выбор и обоснование  режима бурения. Контроль параметров 

     Под режимом бурения  понимается определенное сочетание регулируемых параметров, влияющих на показатели бурения. К числу таких параметров относятся:

1. Осевая нагрузка на долото Р_д
2. Частота вращения долота n
3. Количество прокачиваемого бурового раствора Q
4. Качество бурового раствора – плотность, вязкость, показатель фильтрации, статическое напряжение сдвига.

     Сочетание этих параметров, позволяющее  получать наиболее высокие качественные и количественные показатели бурения, называется рациональным или оптимальным режимом бурения.

     Учитывая  опыт бурения на моем месторождении, выбираем следующие режимы бурения:

1. Под кондуктор выбираем турбинный способ бурения турбобуром 2ТСШ-240 с осевой нагрузкой на долото 14-16 тс, производительность насосов должна составлять 45 л/с.
2. Под техническую колонну выбираем турбинный способ бурения турбобуром 2ТСШ-240 с осевой нагрузкой на долото 16-18 тс, производительность насосов должна составлять 45 л/с.
3. Под «потайную» колонну выбираем турбинный способ бурения турбобуром 2ТСШ-240 с осевой нагрузкой на долото 16-18 тс, производительность насосов должна составлять 45 л/с.
4. Под эксплуатационную колонну выбираем роторный способ бурения, с частотой вращения ротора n=60 об/мин, с осевой нагрузкой на долото 14-16 тс, производительность насосов должна составлять 21 л/с.

     Контроль, за параметрами бурения  имеет большое  значение. Он осуществляется с помощью следующих  основных приборов: индикатора веса, манометра, тахометра, а также приборов для измерения механической скорости и проходки. Осевая нагрузка на долото в каждый момент определяется индикатором веса. По этому прибору находят также нагрузку, действующую на крюк талевой системы. Наибольшее распространение получили гидравлические индикаторы веса. Давление бурового раствора измеряется датчиком, который монтируется на трубопроводе между насосами и стояком или на стояке нагнетательной линии буровых насосов.

     Частота вращения ротора измеряется тахометрами разных конструкций. Существуют также приборы, измеряющие механическую скорость проходки, а также регистрирующие и показывающие забойные параметры процессов бурения. 

3.7 Выбор и расчет  бурильной колонны, ее компоновка при бурении под эксплуатационную колонну 

Исходные данные:

1. n = 60 об/мин – частота вращения бурильной колонны
2. Д_д = 215,9 мм – диаметр долота при бурении под эксплуатационную колонну

3. ρ_б.р. = 1,10 г/см³ – плотность бурового раствора
4. L = 2818 м – глубина скважины по профилю
5. Q_д = 14 тс – нагрузка на долото
6. Условия бурения – осложнённые
7. К_у = 1,1 – коэффициент увеличения диаметра ствола скважины за счет кавернозности

 

Расчет  УБТ 

1. Так как условия  бурения осложнённые  принимаем УБТ  с наружным диаметром Д_УБД = 178 мм (внутренний диаметр d_УБТ = 80 мм, вес 1 м труб q_УБТ1 = 0,00156 МН (табл. 5.4 К.В. Иогансен)

Над УБТ устанавливаем  бурильные трубы  диаметром 127 мм

Проверяем плотность перехода по жёсткости от УБТ  к бурильным трубам 

Д_БТ/Д_УБТ ≥ 0,75    

 

Как видно, условие плавности  перехода не соблюдается.

2. Принимаем переходное  УБТ диаметром   

Д_УБТ2=146 мм, внутренний диаметр

d_УБТ2=74 мм, вес 1 м трубы, q_УБТ2 = 0,000977 МН 

Д_БТ/Д_УБТ2=

>0,75

 

Условие плавности перехода по жесткости выполняется.

Длину УБТ переходной ступени  принимаем l₂=12 м, вес её составит: 

Д_УБТ2=12∙0,000977=0,011724 Н

 

4. Длину основной  ступени УБТ определяем  по формуле: 

l₁=(1/q_УБТ1*cosα)*[К_д*Q_д/1-ρ_б.р./ρ_м-(Q_Σ+Q_УБТ)*cosα] 

где q _УБТ1– вес 1м длины УБТ основной ступени, Н;

    α – угол наклона профиля ствола скважины, α = 20° = 0,9397;

    К_д – коэффициент нагрузки на долото, К_д = 1,175;

    Q_д – необходимая нагрузка на долото, Н;

    ρ_б.р.– плотность бурового раствора и металла УБТ;

    ρ_м – 7,85 г/см³;

Q_Σ – суммарный вес всех элементов КНБК, за исключением УБТ Q_Σ=0,02 МН

    Q _УБТ2 – вес переходной ступени УБТ, Н

    В данном случае принимаем  Q_з.д. = 0; Q_Σ = 0; α = 0°, тогда  

l₁=

 

Общая длина УБТ

l₀ = l₁+ l₂ =115+12 = 127

Принимаем l₀ =125 м (5 свечей по 25 м)

Общий вес компоновки УБТ  составит 

Q_УБТ=q_УБТ*l₁+q_УБТ2*l₂= 0,00156×115+0,00097×12 = 0,19 МН 

С учетом погружения в  жидкость 

Q_км=Q₀×(1-ρ_б.р./ρ_м) = 227,004×(1-1,16/7,85) = 133631 Н 

 

      Для ограничения  прогибов и площади  контакта УБТ со стенками скважины рекомендуется устанавливать промежуточные опоры, если