Курсовое проектирование по теме: бурение эксплуатационной и строительство наклонно направленной скважины № 9622 на Покачёвском нефтяном месторождении
Технология бурения нефтяных и газовых скважин • • Введение Общая характеристика предприятия Геологический раздел Технологический раздел Безопасность жизнедеятельности Охрана окружающей среды Заключение Список использованной литературы
Введение • Бурение скважин является самой капиталоемкой отраслью нефтегазодобывающей промышленности. Необходимость быстрейшего развития экономики нашей страны ставит перед работниками нефтяной промышленности задачу – повысить эффективность добычи нефти и одним из основных этапов этой задачи является увеличение скоростных показателей бурения и повышения качества самих буровых работ. • Один из важнейших факторов повышения качества – проведение бурения наклонно направленных скважин строго по проекту. • Задачей создания данного проекта является строительство наклонно направленных скважин на Покачёвском месторождении.
1. 1. Географо экономическая характеристика района • В административном отношении Покачевское месторождение находится на территории РФ, Ханты Мансийский Автономный Округ, Тюменской области. • представляет собой равнинную, слабовсхолмленную местность, сильно заболоченную с большим количеством рек и озёр. Климат района – континентальный, с продолжительной суровой зимой и коротким, тёплым летом. Температура воздуха колеблется от 500 С зимой до +300 С летом. • Ближайшими месторождениями являются: Нивагальское, Урьевское, Кечимовское и др.
1. 2. Обзорная карта района
1. 3. Стратиграфическое деление разреза скважины Глубина залегания, м Стратиграфическое деление разреза Название Коэффициент кавернозност от до Индекс 0 50 Четвертичные отложения Q 1, 5 50 200 Новомихайловская свита P 3/2 1, 43 200 300 Атлымская свита P 3/1 P 3/2 1, 43 300 460 Чеганская свита P 2/3 P 3/1 1, 43 460 660 Люлинворская свита. P 2 1, 43 660 750 Талицкая свита. P 1 1, 43 750 830 Ганькинская свита. K 2 1, 43 830 950 Березовская свита. K 2 1, 25 950 970 Кузнецовская свита. K 2 1, 25 970 1760 Покурская свита. K 2 K 1 1, 25 1760 1860 Алымская свита. K 1 1, 25 1860 2280 Вартовская свита. K 1 1, 25 2280 2650 Мегионская свита K 1 1, 25 и
1. 4. Литологическая характеристика разреза скважины Индекс Интервал, м стратигра фического подразде Стандартное описание горной породы: от до (верх) (низ) полное название, характерные признаки (структура, текстура, минеральный состав и т. п. ) ления 1 2 3 4 Озерно аллювиальные супеси, серые и желтовато Q 0 50 серые пески с прослоями серых и коричневых охристых песчаных глин и суглинков. Неравномерное переслаивание глин коричневато P 3/2 50 200 серых, алевритовых с песками светло серыми, мелкозернистыми, кварц полевошпатовыми с прослоями бурых углей и лигнита. Пески светло серые, средне и мелкозернистые, P 3/1 P 3/2 200 300 кварцевые. Глины буровато серые, алевритистые с включениями растительного детрита. P 2/3 P 3/1 Глины зеленовато серые, вязкие с линзами и 300 460 прослоями тонкозернистого кварцевого песка, с включениями сидерита и известняка.
Твердость, кгс/мм 2 ого 3 7 9 213 10 15 2, 1 26 0, 41 17 2, 6 9 213 10 20 2, 1 23 0, 25 9 3, 8 9 213 10 20 2570 2650 Доломит 2, 2 18 0, 40 16 10 9 213 10 20 названи е горной от До K 2 K 1(ПК) 970 1760 K 1(АС 4 6) 1830 1860 Гипсы подраз породы деления Маргели т 1, 1 4, 5 III VIII МС III VIII С Доломит K 1(БС 10) 2265 2295 ы, алеврол 1, 1 4, 5 иты K 1(БС 16) 1, 1 4, 5 классификации Предел текучести, кгс/мм 2 2, 5 афическ промысловой Карбонатность, % 0, 50 Краткое Категория породы по Глинистость, % 32 м стратигр Категория абразивности Проницаемость, мкм 2 2, 2 Интервал, Коэффициент пластичности Пористость, % Индекс Плотность, г/см 3 1. 5. Физико механические свойства горных пород по разрезу скважины
1. 6. Характеристика газо нефте водоносности месторождения Интервалы залегания, м Тип коллектора Плотность, г/см 3 Свободный дебит, м 3/сут от до 980 1720 поровый 1, 01 1500 2000 1865 1875 поровый 1, 01 26 1905 1915 поровый 1, 01 30
1. 7. Физико механические свойства горных пород по стратегрофическому разделению • • • Глубина Литологический разрез Краткое название пород Пластовое давление Давление гидроразрыва Твердость Плотность Категория абразивности Проницательность Категория породы по промысловой классификации Предполагаемые осложнения
Нефтеносность Интервалы залегания, м Тип Плотность, Свободный Газовый коллектора г/см 3 дебит, м 3/сут фактор, м 3/т от до 2265 2295 поровый 0, 845 40 91 2570 2650 поровый 0, 831 178 33
1. 8. Возможные осложнения при сооружении скважин Интервалы залегания, м от Вид осложнения Характер возможных осложнений до Поглощения 0 500 Интенсивность поглощения Прихватоопасные зоны до 1 м 3/час Обвал неустойчивых пород Поглощения 1830 2650 Сальникообразование Нефтегазоводопроявле Увеличение водоотдачи, ния перелив бурового раствора Возможна потеря циркуляции Прихватоопасные зоны Поглощения 1720 до 1 м 3/час 940 Интенсивность поглощения Перепад пластового давления в системе скважина пласт. Нефтегазоводопроявле Перелив бурового раствора на устье, слабые и сильные пузырьки газа ния
1. 9. Разделение геологического разреза скважины на пачки одинаковой буримости • • • ü ü На первом этапе в соответствии с комплексной методикой необходимо провести классификацию горных пород геологического разреза и выделить характерные пачки. Классификация горных пород осуществляется на основе их классификационных характеристик горных пород: относятся твердость, абразивность и сплошность. Понятие сплошность горных пород предложено для оценки структурного состояния горных пород и их можно разделень на четыре категории сплошности 1. К первой категории сплошности относятся горные породы, внутрь которых может проникать исходный глинистый раствор 2. Ко второй категории сплошности отнесены породы, внутрь которых проникает не только жидкость, но и твердые (глинистые) частицы. 3. К третьей категории сплошности отнесены породы, внутрь которых передается давление только маловязкой жидкости (типа воды). 4. К четвертой категории сплошности отнесены породы, внутрь которых внешнее гидравлическое давление не передается (передается на тело в целом через его внешнюю поверхность).
4. ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ 3. 1. ВЫБОР СПОСОБА БУРЕНИЯ
При бурении скважин в основном используются следующие способы бурения: Турбинное бурение: -Роторное бурение: • При роторном бурении породоразрушающий инструмент (ПРИ) вращается вместе со всей колонной бурильных труб. Вращение передаётся через ведущую трубу (труба полая внутри, квадратного или шестигранного сечения) от ротора. При роторном бурении в отличие от бурения забойными двигателями, меньше опасность прилипания бурильной колонны, её зависания, прихвата. Осевая нагрузка на долото, определяемая по показаниям индикатора веса • При турбинном бурении ПРИ соединяется с валом турбины турбобура, которая приводится во вращение движением потока жидкости через систему статоров и роторов. При этом верхний участок, состоящий из бурильных труб не вращается. При бурении с турбобурами, в отличие от роторного способа улучшаются условия работы бурильной колонны, что позволяет облегчить и удешевить её, применить легкосплавные и тонкостенные стальные трубы, длина УБТ может быть уменьшена.
способы бурения: -Бурение с использованием винтовых (объёмных) двигателей: -Бурение с электробурами: • • • При бурении с винтовыми двигателями, проходка на долото в твёрдых породах увеличивается более чем в два раза, а в мягких на 20 -50%, по сравнению с турбинным способом. Эти двигатели проще по конструкции, имеют меньшую длину и массу. Винтовые двигатели выдают на валу большой крутящий момент, что даёт возможность успешно применять долота, требующие высоких крутящих моментов. Относительно низкая частота вращения позволяет использовать эти двигатели с большей эффективностью, чем турбобуры и при разбуривании абразивных пород. Вращение ПРИ осуществляется электрическим (трёхфазным) двигателем переменного тока. При бурении электробурами проще контролировать отработку долот, как и при роторном бурении, имеются два канала передачи энергии на забой, на забой можно подать большую гидравлическую энергию и можно использовать гидромониторные долота. Преимущество электрического двигателя перед гидравлическим состоит в том, что у электробура параметры не зависят от промывочной жидкости и глубины скважины.
С учётом достоинств и недостатков основных способов бурения, исходя из геологических условий, а также учитывая опыт бурения на месторождении, для бурения под направление будет использован роторный способ. Для бурения под кондуктор, эксплуатационную колонны выбирается турбинное бурение, так как этот способ наиболее надёжен, обеспечивает наиболее высокую механическую скорость бурения и позволяет применять различные типы и классы долот.
Проектирование профиля и конструкции скважины
3. 2. Обоснование и расчет профиля проектной скважины • Проектирование профиля наклонно направленной скважины заключается, во первых, в выборе типа профиля, во вторых, в определении интенсивности искривления на отдельных участках ствола, и, в третьих, в расчете профиля, включающем расчет длин, глубин по вертикали и отходов по горизонтали для каждого интервала ствола и скважины в целом. • Выбор того или иного профиля скважины имеет большое значение для дальнейшего проектирования, так как в значительной степени обуславливает выбор способа бурения, тип долота, гидравлическую программу бурения, а также параметры режима бурения. • Профиль выбирается так, чтобы при минимальных затратах средств и времени на проходку скважины было обеспечено её попадание в заданную точку продуктивного пласта при допустимом отклонении. • Наклонные скважины бурятся, как правило, по трех и четырех интервальному профилю. Для скважин со смещением забоя по вертикали более 300 м принимают четырех интервальные профили.
Для обеспечения успешной проводки скважины радиусы ствола скважины должны обеспечить: возможность спуска приборов; Ø нормальное прохождение КБТ и обсадных колонн; Ø нормальную эксплуатацию обсадных колонн и глубинного насосного оборудования.
Схема четырех интервального профиля приведен на (рис. 2. ) Четырех интервальный тип профиля включает: Н 1 - вертикальный участок; Н 2 - участок набора зенитного угла; Н 3 - участок стабилизации зенитного угла; Н 4 - участок уменьшения зенитного угла. На рисунке 2 и в приведенных ниже формулах приняты следующие условные обозначения: h – глубина скважины по вертикали, м; S – общий отход скважины (смещение), м; Нn – вертикальная проекция nинтервала, м; Sn – горизонтальная проекция nинтервала, м; ln – длина n-интервала, м; Rn – радиус кривизны n-интервала, м; n – зенитный угол скважины в конце n-интервала, град; L – глубина скважины по стволу, м.
Расчет профиля скважины Общую длину скважины можно определить по формуле: Общий отход (смещение) составит • L = H 1 + l 2 + l 3+ l 4 • S = S 2 + S 3 + S 4 • L = 100 + 134, 98 + 1638, 79 + • S = 23, 61 + 567, 21 + 258, 49 916, 12= 2790 м. = 849, 31 м
Программа на проводку наклонно-направленной скважины Интервал, м Зенитный Отклонение, м угол, град от до длин нач. конеч. а Глубина по на всего стволу, м интер в 0 100 0 0 100 232 132 0 20, 25 24 24 234, 98 232 1770 1538 20, 25 567 591 1873, 77 1770 2650 880 20, 25 12, 55 591 850 2790
3. 3. График совмещенных условий бурения • • Для определения необходимого количества обсадных колонн для крепления ствола скважины и глубины спуска каждой колонны с выделе нием зон возможных осложнений и указанием пластовых давле ний и давлений гидроразрыва пород по интервалам. При выборе схемы (определении способа вхождения в продуктивную толщу) следует оценить мощность продуктивной толщи, выяснить число проницаемых пластов на всем интервале от кровли толщи до проектной глубины скважины. Определить характер насыщенности всех проницаемых пластов, учесть соотношение коэффициентов анамальности пластовых давлений Ка Выявить устойчивость пород продуктивной толщи. При изучении геологического разреза в нем выделяются ос ложненные интервалы (катастрофических поглощений, высоко пластичных глин, соленосные и т. п. ), которые необходимо изо лировать обсадными колоннами, и интервалы с несовместимыми условиями бурения. (Несовместимыми считаются условия в тех смежных интервалах, которые по показателям пластовых давлений (коэффициент анамальности пластового давления ka) и давлений гидроразрыва (индекс давления поглощения) невозможно про ходить открытым стволом с буровым раствором одной плотности без угрозы возникновения осложнений в виде перетоков. )
Коэффициент запаса и величина репрессии на пласт Интервал <1200 -2500 >2500 Кз 1, 15 1, 05 1, 1 1, 04 1, 07 1, 5 2, 5 3, 5 Репрессия на пласт
Определим коэффициенты анамальности, гидроразрыва и максимальную репрессию на пласт относительную плотность бурового раствора на основании данных геофизических исследований и литологического состава пород Интервал 2600 -2650 м. : Интервал 0 – 100 м. • •
Глубина ρотн 1 ρотн 2 Ка ρmax 0 -100 1, 12 1, 17 1, 02 1, 50 100 -200 0, 95 1, 0 0, 87 1, 63 200 -300 1, 12 1, 17 1, 02 1, 53 300 -500 1, 19 1, 24 1, 08 1, 43 500 -800 1, 15 1, 2 1, 04 1, 28 800 -1200 1, 12 1, 16 1, 01 1, 44 1200 -1500 1, 06 1, 12 1, 01 1, 22 1500 -1800 1, 06 1, 11 1, 01 1, 19 1800 -2100 0, 98 1, 03 0, 93 1, 09 2100 -2300 1, 03 1, 08 0, 98 1, 13 2300 -2500 1, 03 1, 08 0, 98 1, 16 2500 -2600 1, 06 1, 09 1, 02 1, 20 2600 -2650 1, 01 1, 03 0, 97 1, 13 Таблица 13. Полученные значения в результате расчетов
3. 4. Обоснование конструкции скважины • Конструкция скважины выбирается исходя из требований охраны недр и окружающей среды, с учетом следующих основных факторов: Ø предполагаемого дебита Ø наличия в разрезе неустойчивых многолетнемерзлых горных пород Ø распределение давлений по стволу скважины Ø профиля проектируемой скважины Ø необходимости установки противовыбросового оборудования
3. 5. Расчёт диаметров обсадных колон и диаметров породоразрушающего инструмента • В конструкцию скважины включены следующие типы обсадных колонн: направление, кондуктор и эксплуатационная колонны. • Исходя из геологических характеристик и графика совмещённых давлений, запроектирована следующая конструкция скважины: ü направление (30 м. ) ü кондуктор (600 м. ) ü эксплуатационная колонна (2650 м. )
Определение диаметров обсадных колонн и скважины под каждую колонну q Расчёт диаметров обсадных колонн скважины осуществляется снизу вверх. При этом исходным является диаметр эксплуатационной колонны, который выбирается в зависимости от ожидаемого притока и условий опробования, эксплуата ции и ремонта скважин. q Диаметр скважины под эксплуатационную колонну рассчитывается с учетом габаритного размера колонны (по муфтам) и рекомендуемого зазора между муфтой и стенками скважины. q В дальнейшем диаметры выбирают из условий проходимости долот внутри предыдущей колонны и проходимости последующей колонны с рекомендуемыми зазорами. Из (табл. 14. ) выберем ориентированный диаметр.
Рекомендуемые диаметры эксплуатационных колонн Нефтяная скважина Газовая скважина Суммарный дебит, Ориентированный м 3/сут. диаметр, мм. <40 114, 3 <75 114, 3 40 -100 127, 0 – 139, 7 75 250 114, 3 – 146, 1 100 -150 139, 7 – 146, 1 250 500 146, 1 – 177, 8 150 -300 168, 3 – 177, 8 500 1000 168, 3 – 219, 1 >300 177, 8 – 193, 7 1000 5000 219, 1 – 273, 1
Диаметр долота для бурения ствола скважины под эксплуатационную колонну рассчитывается по формуле: Dдэ = dэм + 2δ м где dэ – наружный диаметр муфт обсадной колонны, мм ; 2δ – разность диаметров (из табл. 2. 3. , Калинин А. Г. ), 25 мм. Dдэ = 187, 7 + 25 = 212, 7 мм. Принимаем диаметр долота 215, 9 мм.
3. 6. Обоснование высот подъема тампонажного раствора • кондуктор цементируется по всей длине, а эксплуатационная колонна с учётом перекрытия башмака кондуктора на высоту не менее 150 м.
Наименование Интервал спуска, м колонны Интервалы цементирования, м от до Направление 0 30 Кондуктор 0 600 2650 450 2650 Эксплуатационная 0 колонна Таблица 16 Интервалы цементирования обсадных колонн
3. 7. Выбор противовыбросового оборудования для обвязки устья скважины • Критериями выбора ПВО являются максимальное давление, возникающее на устье скважины при полном замещении промывочной жидкости пластовым флюидом при закрытом превенторе и диаметры проходных отверстий превенторов, позволяющих нормально вести углубление скважины или проводить в ней любые работы. • Величина максимального устьевого давления Рму рассчитывается по формуле: • Рму= Рпл gh, • где Рпл пластовое давление в кровле продуктивного пласта, МПа ; Ø плотность флюида, кг/м 3 ; Ø g ускорение свободного падения, м/с2 ; Ø h глубина залегания кровли продуктивного пласта, м.
превенторная установка типа ППР 180 21 (280 диаметр проходного отверстия, мм; 80 диаметр проходного отверстия манифольда, мм; 35 рабочее давление, МПа). Схема состоит из двух плашечных превенторов (один с глухими, другой с трубными плашками) и одного универсального превентора.
Схема обвязки устья скважины: 1 - плашечный превентор; 2 задвижка с гидравлическим управлением; 3 - устьевая крестовина; 4 - манометр с запорным и разрядным устройствами и разделителем сред; 5 - кольцевой превентер; 6 - дроссель регулируемый с ручным управлением; 7 задвижка с ручным управлением; 8 - гаситель потока; 9 - вспомогательный пульт; 10 - станция гидропривода; 11 - обратный клапан; 12 - ротор; 13 бурильные трубы; 14 - элеватор; 15 - устьевая головка; 16 - кран высокого давления.
3. 8. Выбор буровых долот • По характеру разрушения породы все буровые долота классифицируются следующим образом: • 1) Долото режуще скалывающего действия • 2) Долота дробяще скалывающего действия • 3) Долота истирающе режущего действия
Наибольшое распространение получили шарошечные долота, так как они имеют следующие преимущества по сравнению с другими типами ПРИ: • 1) Шарошки долота перекатываются по забою в отличие от лезвий лопастного долота, скользящих по нему • 2) Вследствие перекатывания шарошек по забою снижается сопротивление крутящему моменту, поэтому опасность заклинивания шарошек долота сводится к минимуму.
Интервал, м Типоразмеры долот 0 -30 III-393, 7 М-ГВ 30 -600 III-295, 3 МС-ГВ 600 -1760 III-215, 9 МС-ГВ 1760 -2650 III-215, 9 С-ГВ Таблица 17 Типоразмер долот по интервалам бурения
М-ГВ МС-ГВ
3. 9. Расчёт осевой нагрузки на долото по интервалам горных пород • Осевая нагрузка на долото, как режимный параметр бурения, обеспечивает внедрение породоразрушающих элементов в горную породу • Расчет осевой нагрузки ведется по интервалам бурения
Категория по буримости. Удельная нагрузка, кгс/см. Категория М <200 Категория МС 200 -400 Категория С 400 -800 Таблица 18 Значение удельной нагрузки
осевые нагрузки на долото Ø Интервал от 0 до 30 м. Д=39, 37 см СОС 1=200 39, 37=7874 кгс=78, 74 к. Н Ø Интервал от 30 до 600 м. Д=29, 53 см СОС 1=300 29, 53=8859 кгс=88, 59 к. Н Ø Интервал от 600 до 1760 м. Д=21, 59 см СОС 1=300 21, 59=6477 кгс=64, 77 к. Н Ø Интервал от 1760 до 2650 м. Д=21, 59 см СОС 1=400 21, 59=8636 кгс=86, 36 к. Н
3. 2. 1. Расчет частоты вращения долота • Эффективное разрушение горной породы при бурении происходит при условии, что время контакта рабочих элементов долота с породой было не меньше времени, которое необходимо для разрушения породы при данной нагрузке на ПРИ.
Интервал, м. Число оборотов, об/мин. 0 -30 200 30 -600 240 600 -1760 310 1760 -2650 280 Таблица 20 Частота вращения долота по интервалам
3. 2. 2. Выбор и обоснование типа забойного двигателя • Выбор типа забойного двигателя осуществляется в зависимости от класса и типоразмера долот, режимных параметров и свойств бурового раствора. • При выборе турбобура необходимо учитывать диаметр долота и номинальный момент на валу. Диаметр турбобура:
Турбобур 3 ТСШ 1 – 195
ВЗД Д 2 – 195
Технические характеристики турбобуров Ø Турбобуры секционные шпиндельные типа ТСШ (ЗТСШ 172, ЗТСШ 195 ТЛ и ЗТСШ 240) предназначены длябурения глубоких вертикальных и наклонно направленных скважин различно го назначения с применением буровых растворов при температуре не выше 120 °С. Ø Турбобуры типа ТСШ выпускаются с наружным диаметром 172, 195 и 240 мм в одно, двух или трехсекционном исполнении и в зависимости от технологических требований строительства скважин могут применяться при бурении шарошечными и безопорными долотами Характеристики ТСШ 240 ТО 240 К 3 ТСШ 1 195 Д 2 – 195 Наружный диаметр корпуса, м 0, 240 0, 195 Дина в сборе, м 23, 3 10, 2 25, 7 6, 5 Угол перекоса, град 1, 5 Расход бурового раствора, м 3/сек 0, 045 35 3060 2352 1800 5200 7000 5700 4700 3100 10400 246 398 470 90 114 5, 5 3, 4 5, 0 4, 5 32 32 32 48 1200 400 180 6125 2700 4740 1100 Момент силы на выходном валу, Н м В рабочем режиме В тормозном режиме Частота вращения вала в рабочем режиме, об/мин Перепад давления в рабочем режиме, МПа КПД, % не менее Наработка на отказ турбинной секции, ч Масса, кг 0, 025 0, 035
3. 2. 3. Выбор компоновки и расчет бурильной колонны • • • Проектирование бурильной колонны. Определение типа и диаметра основной ступени УБТ Проверочный расчет на жесткость обсадной колонны и УБТ Расчет количества промежуточных опор Определение момента затяжки резьб УБТ Расчет на прочность первой секции КБТ Проверка условия прочности первой секции КБТ на избыточное давление Проверка условия прочности замковых соединений (ЗС) первой секции КБТ Расчет наибольшей глубины спуска первой секции КБТ в клиновом захвате. Расчет на прочность второй секции КБТ Расчет замковых соединений второй секции Расчет наибольшей глубины спуска второй секции КБТ в клиновом захвате. (9823 м)
Конструкция бурильной колонны Название секции Шифр труб Длина, м Вес, кг I секция УБТ – 178 – 90 120 16831, 748 II секция УБТ – 146 – 74 8 781 I секция КБТ ТБПВ – 127 10 250 8728 II секция КБТ ЛБТ – 147 11 2405 23968 2783 50308, 748 Итого:
Клиновой захват
Интервал Элементы КНБК № Назначени III 393, 7 М ГВ ГОСТ 20692 75 Калибратор 8 КС 295, 3 МС ТУ 26 02 839 79 направлен ТСШ – 240 № изготовление ГОСТ 26673 85 ие ТУ 14 3 835 79 III 295, 3 МC-ГВ ГОСТ 20692 -75 Калибратор 8 КС 295, 3 МС ТУ 26 -02 -839 -79 вертикаль ТСШ-240 ГОСТ 26673 -85 ный ТУ 14 -3 -835 -79 ЛБТ 147 x 11 до шифр УБТ 178 -90 от ГОСТ, ТУ на УБТ 178 90 КНБК Типоразмер, ГОСТ 23786 -79 участок е 1 2 3 4 1 0 30 1 2 3 4 5 2 30 100 Таблица 22 Компоновка низа бурильной колонны
1 3 2 участок 4 ТО – 240 К ГОСТ 26673 -85 параметров УМП ГОСТ 7360 -82 кривизны ЛБТ 147 x 11 ТУ 14 -3 -835 -79 III 295, 3 МC ГВ ГОСТ 20692 75 3 Калибратор 8 КС 295, 3 МС ТУ 26 02 839 79 стабилизация 4 ТСШ 240 ГОСТ 26673 85 параметров 5 УБТ 178 90 ТУ 14 3 835 79 кривизны ЛБТ 147 x 11 ГОСТ 23786 79 2 III 215, 9 МC ГВ ГОСТ 20692 75 3 Калибратор 9 К 215, 9 МС ТУ 26 02 963 83 4 3 ТСШ 1 – 195 ГОСТ 26673 85 5 УБТ – 178 x 90 ТУ 39 076 74 6 Телесистема «ЗИС – 4» 7 УБТ – 146 x 74 ТУ 39 076 74 8 ТБПВ 127 x 10 ГОСТ 23786 79 ЛБТ 147 x 11 ГОСТ 23786 79 2 III 215, 9 МC-ГВ ГОСТ 20692 -75 3 Калибратор 9 К 215, 9 ТУ-26 -02 -963 -83 4 Д 2 – 195 ГОСТ 26673 -85 5 232 ТУ 26 -02 -839 -79 5 100 ГОСТ 20692 -75 Калибратор 8 КС 295, 3 МС 2 III 295, 3 МС-ГВ 3 УБТ – 178 x 90 ТУ-39 -076 -74 снижение 6 Телесистема «ЗИС – 4» 7 зенитного угла УБТ – 146 x 74 ТУ-39 -076 -74 8 ТБПВ 127 x 10 ГОСТ 23786 -79 ЛБТ 147 x 11 ГОСТ 23786 -79 набора 1 4 232 630 1 5 630 1875 стабилизация параметров кривизны 1 6 1875 2790
КНБК
3. 2. 4. Обоснование типов и компонентного состава промывочной жидкости • Буровые растворы выполняют функции, которые определяют не только успешность и скорость бурения, но и ввод скважины в эксплуатацию с максимальной продуктивностью. • При выборе типа бурового промывочного раствора ставится цель достичь такого соответствия свойств раствора геолого техническим условиям, при котором исключаются или сводятся к минимуму нарушения устойчивости или другие осложнения процесса бурения. • При бурении будем применять промывочные жидкости на водной основе (глинистые растворы). Глинистые растворы целесообразно применять по следующим причинам: Ø способность глинизировать стенки скважины; Ø способность удерживать частицы выбуренной породы во взвешенном состоянии в период прекращения циркуляции.
Интервал Плотность бур. СНС 1, бурения, м раствора, г/см 3 д. Па СНС 10, УВ, сек П, ьтрации, д. Па Показателфил р. Н % см 3/30 мин от до 0 30 1, 15 17 36 24 8 8 1 30 600 1, 15 17 36 24 8 8 1 600 2650 1, 10 7 18 23 4 6 7 8 1 Таблица 23 Параметры бурового раствора
3. 2. 5. Расчёт необходимого расхода бурового раствора • При бурении промывочная жидкость прежде всего должна: Ø очищать скважину от обломков выбуренной породы (шлама) и выносить их на поверхность; Ø охлаждать ПРИ и облегчать разрушение породы в призабойной зоне; Ø создавать давление на стенки скважины для предупреждения газонефтепроявления; Ø оказывать механическое действие на стенки скважины, предупреждая их обрушение; Ø передавать энергию гидравлическому забойному двигателю; Ø обеспечить сохранение проницаемости продуктивного пласта при его вскрытии;
Интервал, м Расход промывочной жидкости, м 3/сек от до 0 30 0, 059 30 600 0, 059 600 2650 0, 029 Таблица 24 Расхода бурового раствора
Конструкция УНБ-600 Общий вид насоса УНБ-600 1 – пневмокомпенсатор; 2 – клапан предохранительный; 3 – блок гидравлический; 4 – рама; 5 - подогреватель
3. 2. 6. Расчёт параметров и технология цементирования • Выбираем воду в качестве буферной жидкости при цементировании эксплуатационной колонны. Перед закачкой в скважину в воду добавляется ПАВ, которые улучшают смывание остатков бурового раствора со стенок скважины. • Определяем необходимый для цементирования объём буферной жидкости
Скорость агрегата Подача, л/с Давление, МПа II 4, 9 18, 5 III 8, 7 10, 7 IV 13, 3 7, 0 V 20, 0 4, 7 Таблица 25 Технические характеристики цементировочного агрегата ЦА-320 М
ЦА-320 М ЦА 320 М: 1 — шасси автомобиля Кр. АЗ-219; 2 — коробка отбора мощности; 3 — насос 1 В; 4 — оборудование верхнего двигателя; 5 — карданный вал; 6 — насос 9 т; 7 — манифольд; 8 — защитный кожух; 9 — электрооборудование агрегата; 10 — мерный бак; 11 — шарнирные колена; 12 — донные клапаны; 13, 14 — трубы; 15 — площадка.
3. 2. 7. Технология бурения на участках искусственного искривления скважины и вскрытия продуктивного пласта • Непреднамеренное искривление называется естественным, а искривление скважин с помощью различных технологических и технических приёмов – искусственным. • Технологические причины искривления скважины связаны с режимными параметрами процесса бурения. Для участка искусственного искривления скважины проектируется повышение осевой нагрузки до 90 к. Н, так как повышение осевой нагрузки приводит к увеличению интенсивности искривления скважины. Частота вращения долота должна составлять 240 об/мин. • В мягких породах при повышенном расходе промывочной жидкости, угол перекоса инструмента увеличивается, в связи с этим расход бурового раствора проектируется в пределах 0, 059 м 3/сек. • Конечная цель бурения скважин – получение нефти и газа из продуктивного горизонта
Вызов притока флюида • Перед тем, как приступить к вызову притока из пласта, устье скважины оборудуется фонтанной арматурой. Ещё до установки на устье скважины фонтанная арматура испытывается на давление, равное двойному рабочему давлению. • С учетом требования заказчика выбираем для герметизации устья скважины фонтанную арматуру типа АФК 1 – 65 х21.
Схема фонтанной арматуры (1 – манометр; 2 – трехходовой кран; 3 – верхний буфер; 4 – запорное приспособление; 5 – тройник; 6 – штуцер; 7 – планшайба; 8 – крестовина трубной головки; 9 – верхний фланец колонной голо вки; 10 – нижний буфер).
3. 2. 8. Разработка мероприятий по предупреждению осложнений и аварий при сооружении скважины Главные причины аварий в скважине происходят в результате несоблюдения утвержденного режима бурения, неисправности бурильного инструмента и бурового оборудования, недостаточной квалификации или халатности членов буровой бригады. • Осложнения: Основными видами осложнений являются поломка в скважине долот и турбобуров, поломка и отвинчивание бурильных труб, падение инструмента и других предметов в скважину • Для предотвращения обвалов необходимо выполнять следующие мероприятия: Ø Для предотвращения резких колебаний на стенки скважины при СПО обязательно производят, долив скважины через каждые 5 – 7 свечей. Ø Перед подъемом инструмента делается промывка скважины, обрабатывается и производится очистка промывочной жидкости по циклу. Не допускается подъем инструмента при повышенных значений вязкости и СНС. Ø Подъем инструмента с сальником, в интервале затяжек производится на пониженной скорости, до 0, 4 м/с. •
3. 2. 9. Выбор буровой установки • Выбор буровой установки проводится по ее максимальной грузоподъемности, исходя из веса наиболее тяжелой колонны бурильных или обсадных труб. Расчет максимальных нагрузок действующих на крюк производим из учета, что прихватах и затяжках в процессе спуска и подъема колонны бурильных труб необходимо приложить дополнительные усилия при подъеме колонны • Данная установка удовлетворяет всем требованиям, как по максимально допустимой нагрузке на крюке, так и по условной глубине бурения • Для данного района бурения, способа и условий бурения, как показала практика, БУ 3000 ЭУК является наиболее экономичной установкой при кустовом методе бурения.
БУ 3000 – ЭУК Состав и компоновка буро вой установки БУ 3000 – ЭУК: 1 — кронблок: 2 — вышка: 3 — полаты вышки: 4—талевый канат: 5 — талевый блок: 6— крюк: 7 — вертлюг; 8 — бурой рукав; 9 — успокоитель талевого каната; 10 — автоматически буровой ключ: 11 — подсвечник: 12 — ротор: 13 — лебедка: 14 — коробка передач: 15 — наклонная передача: 16 — силовые агрегаты: 17 — компрессорная станция; 18 — циркуляционная си стема: 19 — буровой насос; 20 — манифольд: 21 — суммирующий редуктор силовых агрегатов. 22 — регулятор подачи до лота; 23 гидродинамический тормоз; 24 — гидроциклоны: 25 — вибросито: 26 — осно вание лебедочного блока: 27 — приемные мостки и стеллажи; 28 консольно поворотный кран.
Условная глубина бурения, м 3000 Допустимая нагрузка на крюке, к. Н 2000 Оснастка талевой системы 5× 6 Ротор Р 560 Клиновой захват ПКР 560 Тип бурового насоса УНБ 600 Мощность бурового насоса, к. Вт 600 Буровой вертлюг УВ 250 Компрессор АВШ 6/10 Талевый блок УТБК 5× 200 Буровая лебедка ЛБ 750 Объем емкости для долива, м 3 12 Таблица 26 Техническая характеристика БУ 3000 – ЭУК.
3. 3. 1. Средства механизации и автоматизации БУ 3000 ЭУК Ротор Р-560 состоит из следующих основных элементов: корпус 1; станина – 7; стол ротора – 2; разъемные вкладыши – 4; зажимы – 5; шаровые опоры 3 и вспомогательная – 8; горизонтальный приводной вал – 6; цепная звездочка – 9; стопорное устройство – 10
Вертлюг УВ-250 Грузоподъемность, тс - 250 Динамическая грузоподъемность (по нормам API), тс - 145 Наибольшее рабочее давление, МПа - 25 Диаметр проходного отверстия, мм - 75 Резьба переводника для соединения с ведущей трубой (левая) - 3152 Л Присоединительная резьба ствола (левая) - 3 -152 Л Высота (без переводника), мм - 2411 Ширина по пальцам штропа, мм - 1090 Масса, кг - 2200
Буровая лебедка ЛБ-750 Смонти рованная на общей раме 1 с вспомогательным тормозом 7 и стан цией управления 8. Эта лебедка имеет главный вал с бараба ном 5, цепные трансмиссии, главный тормоз 4 и тормозную рукоятку 2, которая служит для управления лебедкой с поста бурильщика.
4. Техническая характеристика Безопасность жизнедеятельности
Безопасность в рабочей зоне, анализ опасных и вредных факторов • В нефтяной и газовой промышленности при неправильной организации труда и производства не соблюдении мероприятий по проводке скважин возможны следующие опасности: Ø Механические травмы. Ø Поражение электрическим током. Ø Пожары. Ø Взрывы. Ø Ожоги. Также возможно появление следующих вредностей: Ø Климатические условия. Ø Шум. Ø Вибрация. Ø Освещение. Ø Запыленность и загазованность.
Пожарная безопасность. • • Основные факторы и методы предупреждения возникновения пожара: открытый огонь (сварка, курение) должен быть оборудован сварочный пост, курение в строго отведенных местах; случайные искры (выхлопные трубы ДВС, неомедненный инструмент, короткое замыкание) выхлопные трубы должны быть оборудованы искрогасителями, применение омедненного инструмента, ЛЭП должны быть ограждены от а) прямого механического воздействия, б) сечение проводов должно соответствовать нагрузке, в) в электрической цепи предусматривается установка предохранителей и автоматов отключения; разряд статического электричества – для отвода статического электричества на буровой предусматривается монтаж контура заземления; удар молнии применение молниеотводов;
5. Охрана окружающей среды • Учитывая, что нефтяная и газовая промышленность в силу своей специфики является отраслью загрязнителем, где все технологические процессы могут вызывать нарушение экологической обстановки, необходимо уделять большое внимание охране окружающей среды.
Разработка мероприятий по охране окружающей среды. • С целью предотвращения загрязнения почвы, поверхностных и подземных вод необходимо обеспечить выполнение следующих мероприятий: Ø произвести оформление земельного участка для строительства буровой установки и жилого поселка; Ø на основании норм отвода земельных участков и руководствуясь схемой расположения оборудования, установить по периметру границы участка и по ним оборудовать обваловку.
6. Заключение • В ходе выполнения курсовой работы изучен значительный объём информации научного и производственного характера, касающийся организации и технологии бурения нефтяных и газовых скважин Покачёвского месторождения, проведено описание организации работ и применяемого оборудования, приведена характеристика месторождения.
Скачать презентацию Курсовое проектирование по теме бурение эксплуатационной и строительство
New Microsoft PowerPoint Presentation.pptx