Анализ технологии зарезки боковых стволов на Самотлорском месторождении силами общества с ограниченной ответственностью

м;τк- время контакта, млс;β - угол между осью долота и осью шарошки.(5)где: GСТ – статическая составляющая осевой нагрузки на долото, Н.(6)интервал 0-1580 м: Расчет остальных интервалов аналогичен. Результаты расчета представлены в таблице 14.Таблица 14 - Частота вращения долотаИнтервал, мЕ. Н\м2F, м2КВДGСТ,КнGД, Кнnτ об\мин0-170043,057144801700-262514,046123002625-298015,0170434203.6 Выбор и обоснование забойного двигателяИспользуя данные о величинах статической части осевой нагрузки и об удельном моменте на долото рассчитывается вращательный момент на долоте и находится необходимая величина оптимального вращательного момента на валу турбобура по формулам:(7)где: МВ- вращающий момент на валу турбобура Нм;МУ - удельный момент на долоте, Нм/кН;(8)где: μгл =0,4…….0,1 - коэффициент трения вооружения долота о горную породу (0,4- для мягких пород; 0,3 – для средних, 0,1- для твердых пород);Rм – мгновенный радиус вращения долота, м(9)Gе – статическая составляющая осевой нагрузки, кН;(10)М0 – момент на трение долота о стенки скважины, Нм;(11)МП – момент на сопротивление в пяте турбобура Нм(12)где: GП – осевая нагрузка на пяту забойного двигателя, меняется от твердости горных пород;GП= (+30-(-30)), кН;μн–коэффициент сопротивления в осевой опоре турбобура; μ=0,1;τП – средний радиус трения в пяте, н.(13)где: τн, τв – соответственно наружный и внутренний радиус пяты, м.Мв = Моп (Мв = Мд+дМ или Мв = Мд)(14)Интервал 0-230 м:Интервал 230-1700 м:Интервал 1700-2625 м:Интервал 2625-2980 м:Определяется необходимый момент, который возникает при работе долота по формуле: (15)где, Мд – вращающий момент при работе долота, НмИнтервал 0-230 м:Интервал 230 - 1700 м:Интервал 1700 - 2625 м:Интервал 2625 - 2980 м:По расчетным значениям Qтн, Мв и nτ осуществляется первичный выбор забойного двигателя. По формулам пересчета уточняются полученные величины. , Нм(16)где: Мопсп, Qсп, ρсп – справочные величины.(17)где: nсп – справочная величина.Интервал 0-1700 м:По результатам расчета приняты типы забойных двигателей таблица 15.Таблица 15 - Технические характеристики выбранных двигателейИнтервал, мШифр турбобураQ, л\сМоп, Нмnоп, об\мин0-1700Т12РТ-24055,02400720,01700-2625ЗТСШ1-19530,01480396,02625-2980Д-1-19530,0310090,03.7Выбор компоновки и расчет бурильной колонныОпределяем длину УБТ требуемую для создания нагрузки и придания жесткости КНБК.(18)где с- скорость звука в материале труб;Т- период продольных вибраций долота;l - расстояние от забоя до УБТ;l2 - расстояние от забоя до осевой опоры ГЗД.Для создания осевой нагрузки применяем УБТС-2 в интервале 0-1700 м длину УБТС-2 203х61,5 принимаем 12м, а в интервале 1700-2625 м и 2625-2980 м длину УБТС –2 178х49 принимаем 13м \1\.Длину секции ПК 127х9 определяем по формуле:(19)где: lПК – длина секции ПК (ТБПВ), м;G – осевая нагрузка на долото, Н;GУБТ- вес УБТ; GУБТ =1530 н\м-178 мм;GУБТ=2105 н\м – 203мм:G3 – вес забойного двигателя, Н;gПК – вес труб ПК 127х9; gПК=305 н\мb – коэффициент учитывающий архимедову силу(20)где: ρ- плотность материала труб = 7850кг/м3, ρПК – плотность бурового раствора =1100 кг/м3Длину секции ЛБТ 147х11 Д16Т находим по формуле \10\.(21)где: lЛБТ – длина секции ЛБТ Д16Т, м;lк – длина бурильной колонны. м;lУБТ – длина труб УБТ, м;l3 – длина забойного двигателя, м;l1 – длина инструмента от забоя до верхней осевой опоры забойного двигателя, м;Производим расчет:интервал 0-1700 м:Длину секций труб ПК принимаем равным lПК=240 м или 10 секций.интервал 1700- 2625 м:Максимально необходимую длину секций труб ТБПВ принимаем равным lПК=120 м или 5 свечи.интервал 2625-2980 м:Для бурения интервала на эксплуатационную колонну длину секций труб ПК принимаем равным lПК=840 м или 35 секций.При расчете длин секций ЛБТ принимаются во внимание удлинение ствола скважины из-за профиля скважины.Интервал 0-1700 м:Длину секций ЛБТ принимаем равным lЛБТ=1320 м или 55 свечей.Интервал 1700-2625 м:Длину секций ЛБТ принимаем равным lЛБТ=1992 м или 83 свечи.Интервал 2625-2980 м: Длину секций ЛБТ принимаем равнымlЛБТ=2040м или 85 свечей.Расчёт колонны на прочность проводим для турбинного бурения по методике /5/. Определяем растягивающие напряжения σр в верхнем сечении колонны при наиболее тяжелых условиях, когда колонна поднимается из искривлённой части скважины с большей скоростью при циркулирующей жидкости по формуле:(22)где Кд =1,3-коэффициент динамичности при СПО с включенными буровыми насосами /5/.- площадь поперечного сечения типа ЛБТ.- площадь поперечного канала труб [6].- силы трения колонны о стенки скважины /5/.После расчёта необходимо проверить выполняется ли следующее условие:(23) где σт = 274 МПа. - предел текучести сплава Д16-Т из которого изготовлен ЛБТ.К3 =1,3- коэффициент запаса прочности [6].Если приведённое условие не выполняется, то необходимо перекомпоновка и соответственно перерасчёт колонны на прочность.Расчеты приведены в таблице 16.Таблица 16 - Прочность бурильной колонныFтл, м2Fв, м2bAД16ТbACМ(ПК)σр, МПаσт, МПа[σp], МПа0,00470,012270,860,86108274182,7Таким образом, исходя из расчётов можно сделать вывод, что бурильная колонна которую мы подобрали, устраивает нас и по компоновке, и по растягивающему напряжению в данных геологических условиях.3.8 Обоснование типов и компонентного состава буровых растворовСогласно [9] проектируется следующие типы буровых растворов по интервалам условно одинаковой буримости:направление и кондуктор (0-1700м) бурение производится на глинистом растворе;эксплуатационная колонна (1700-2980м) бурится на полимерглинистом растворе.В соответствии с требованиями [3] плотность бурового раствора в интервалах совместимых условий бурения определяется из расчета создания столбом жидкости гидростатического давления в скважине уравновешивающее пластовое давление.Необходимая величина плотности бурового раствора рассчитывается по формуле:(24)где: ρБР- плотность бурового раствора, кг/м3;К3 – коэфициент запаса [12, таблица 5.1];ρпл – пластовое давление, МПа;Lк – глубина залегания кровли пласта с максимальным градиентом пластового давления, м.(25)где: РДИФ- допустимое дифференциальное давление в скважине, МПа [11, таблица 5.1]Окончательно в качестве проектного значения плотности бурового раствора принимается меньшее значение.Усредненное значение динамического напряжения сдвига глинистого раствора можно определить по формуле: (26)Пластическую вязкость бурового раствора рекомендуется поддерживать минимально возможной. При использовании трехступенчатой очистки бурового раствора и вязкость оценивают по формуле:(27)Для качественного первичного вскрытия продуктивного пласта реологические параметры бурового раствора должны выдерживаться в пределах: PY – 0,004……0,010 Пас, YP- 1……2Па.Выбор остальных показателей бурового раствора производится на основе геологической информации о горных породах, слагающих разрез скважины. Институтом ВНИИКр нефть разработана классификационная Результаты использования методики [11] и расчетов представлены в таблице 17.Таблица 17 - Рассчитанные параметры бурового раствора по интервалам условно одинаковой буримостиИнтервал, мρ,кг\м3Т.сYP,ПаPY,ПасВ1, см3\замСНС V1\V10рНК, ммП.%Минерализация, г\л0-2301120-117055-852,500,018-1010-15\70-1008-91-1,41,5-20,1230-17001120-117055-802,520,018-1010-15\70-1008-91-1,51,5-20,21700-26251130-118025-502,610,01100-3\0-070,512-32625-29801150-120028-302,780,016-40-10\0-1570,510,5-13.9 Расчет процессов цементирования скважиныЦементирование кондуктора производится только прямым, одноступенчатым способом цементирования.Цементирование эксплуатационной колонны производится в две ступени – сначала спускается и цементируется первая секция, затем вторая. 3.9.1 Расчет объемов буферной жидкости, тампонажногораствора и продавочной жидкостиРасчет объема «бездобавочного» тампонажного раствора (Vб) производится по формуле. (28)где k – коэффициент кавернозности (k = 1,25-1,5);Dд–диаметр долота,м;dн – наружный диаметр колонны, м;dв – внутренний диаметр обсадной колонны вблизи башмака, м;Lб - высота подъема «бездобавочного» тампонажного раствора в заколонном пространстве, м;lс – расстояние от башмака обсадной колонны до кольца «стоп», м;h – уровень подъема цементного раствора от устья, м.Рассчитаем объем тампонажного раствора, необходимого для цементирования кондуктора:Бездобавочного ПЦТ-II-50 (0-1700 м)м3Рассчитаем объем тампонажного раствора, необходимого для цементирования эксплуатационной колонны 168 мм:Бездобавочного ПЦТ-I-G-100 (1700-2980)м3Количество тамонажного материала (портландцемента) gб (т) для приготовления 1 м3 «бездобавочного» тампонажного раствора определяется по формуле:gб = ρб (1+В/Т).(29)Необходимое количество материалов (gо) для приготовления 1 м3 единицы объема тампонажного раствора необходимой плотности (ρ0) определяетсяg0 =.(30)где В/Т – водоцементное отношение, определяется по результатам лабораторных исследований из условия обеспечения растекаемости тампонажного раствора по конусу АзНИИ равным 0,18÷0,20м;pб, рж – плотность, соответственно, бездобавочного тампонажного раствора и жидкости затворения, кг/м3 ;аi – массовая доля i-го компонента твердого вещества;ρi – плотность i-го компонента твердого вещества, кг/м3.Общая масса тампонажного материала для приготовления тампонажных растворов (Мiтр)(Мiтр) = kтgiViт.р..(31)где gi - количество i-го материала для приготовления 1 м3 тампонажного раствора;kт = 1,03-1,06 – коэффициент, учитывающий потери цемента при транспортировке и затворении;Viтр = потребный объем i-го тампонажного раствора.Масса компонентов тампонажной смеси (Маi)Маi = аi Miтм.(32)Количество жидкости затворения для приготовления тампонажных растворов (Мжi)Мжi = Кв·(В/Т) Мiтм.(33)где Кв = 1,08 - 1,10 – коэффициент, учитывающий потери воды при затворении.3.9.2 Определение необходимых количеств компонентовтампонажного раствораКоличество химических реагентов для регулирования свойств тампонажных растворов (тампонажного камня) определяется в зависимости от процентного содержания химреагента по отношению к массе сухого тампонажного материала.Рассчитаем необходимое количество материалов для приготовления раствора для цементирования хвостовика 114 мм:gб = ρб (1+В/Т)=1840/(1+0,5)=1227 кг(Мiтр) = kтgiViт.р=1,03122760,34=76258,3 кг=76,26 тМжi = Кв·(В/Т) Мiтм=1,080,576258,3=41179,5 кг=41,18 тМcacl = а cacl Miтм=0,0476258,3=3050 кг=3,05 тНеобходимый объем продавочной жидкости рассчитывается:.(34)где kсж - коэффициент сжимаемости промывочной жидкости, принимается равным kсж= 1,02 – 1,05;dв – внутренний диаметр колонны, м;Lс– длина скважины по ее оси, м;Vм – объем трубопроводов, связывающих цементировочные агрегаты с цементировочной головкой, м3, принимается равным – 0,5 м3.Рассчитаем необходимый объем продавочной жидкости для цементирования кондуктора: м3Рассчитаем необходимый объем продавочной жидкости для цементирования эксплуатационной колонны, учитывая прирост длинны скважины за счет искривления ствола:м3Рассчитывается необходимый объем буферной жидкости для предотвращения смешения промывочной жидкости и тампонажного раствора по формулеМБ.Ж = .(35)МБ.Ж = 0,785(1,25 0,22072-0,1782) 100=2,5 м3Данные о необходимом количестве материалов для цементирования приведены в таблице 26.3.9.3 Гидравлический расчет цементирования скважиныДля приготовления тампонажного раствора выбирается тип и определяется число смесительных машин (nсм). (36)Таблица 19 - Необходимое количество материалов для цементирования бокового стволаНазвание или шифрГОСТ, ОСТ, ТУ на изготовлениеЕдиница измеренияПотребное количествоБоковой стволБездобавочный тампонажный растворм360,34ПЦТ I-G-100ГОСТ 1581-96т76,26Расшир. добавка ДР-100ОСТ 39-202-86т13,6Сульфацелл-т0,0267 Пластификатор С-3ТУ 6-36-0204229-625-90т0,0282Техническая вода-м341,18Продавочная жидкостьм343,66где m – насыпная масса сухой тампонажной смеси, кг/м3;Vбун – емкость бункера смесительной машины, м3.Процесс закачивания тампонажного раствора должен осуществляться с максимальной производительностью. При этом производительность цементировочных агрегатов должна примерно соответствовать производительности смесительных машин. Число цементировочных агрегатов в этом случае определяем соотношением.(37)А их общая производительность.(38)где qсм – производительность одной смесительной машины, м3/с;QЦА – суммарная производительность цементировочных агрегатов, м3/с;qЦА – максимальная производительность цементировочного агрегата, м3/с.В соответствии с расчетными значениями ΔРкп и QЦА выбираем тип цементировочных агрегатов.При закачивании продавочной жидкости число цементировочных агрегатов увеличиваем на один агрегат, что связано с необходимостью «стравливания»разделительной пробки.Принимаем цементировочные агрегаты ЦА – 320М и смесительные машины УС6-30.Рассчитаем количество необходимой техники для цементирования эксплуатационной колонны:ПЦТ I-G-100:; - принимаем nсм = 3 м3/сС тремя СМН-20 работает шесть агрегатов ЦА-320М с производительностью 10,7 л/с при диаметре втулок 115 мм.ЗАКЛЮЧЕНИЕДанная дипломная работа представляет собой проект на строительство эксплуатационной скважины глубиной 3030 метров на Самотлорском месторождении. В работе приводятся расчеты и обоснования всех необходимых параметров для проектирования бурения скважины.Основными результатами общей и геологической части являются приведенные в ней данные о районе работ, где планируется строительство скважины, данные о геологическом строении и геологических условиях бурения, а также сведения о нефтегазоводоносности месторождения, геологический очерк района работ, выявлены основные факторы, влияющие на технологию строительства скважины. Принимая во внимание все особенности, была разработана конструкция скважины и выбраны технологические режимы бурения.СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ1. Соловьев Е.М. Заканчивание скважин - М: Недра, 1979.-303 с.2. Середа Н.Г., Соловьев Е.М. Бурение нефтяных и газовых скважин. - М: Недра, 1988. – 360 с.3. Справочник по механическим и абразивным свойствам горных пород нефтяных и газовых месторождений/М.Г. Абрамсон и др. - М: Недра 1984-207 с.4. Леонов Е.Г., Исаев В.И. Гидромеханика в бурении. - М.: Недра, 1987.-304 с.5. Булатов А.И., Данюшевский В.С. Тампонажные материалы. - М.: Недра, 1987 - 280 с.6. РД 39-7/1-0001-89. Инструкция по расчету обсадных колонн для нефтяных и газовых скважин. - Куйбышев: ВНИИТ нефть,1979. - 303 с.7. Справочник по креплению нефтяных и газовых скважин \А.И. Булатов и др. - М.: Недра 1981. – 240 с.8. Калинин А.Г., Никитин Б.А., Солодкий К.М., Султанов Б.З.. Бурение наклонных и горизонтальных скважин: Справочник. /Под ред. А.Г. Калинина. – М.: Недра, 1997, 648 с.9. Булатов А.И., Проселков Ю.М., Шаманов С.А. Техника и технология бурения нефтяных и газовых скважин: Учеб.для вузов. – М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2003, 503 с.10. Булатов А.И., Долгов С.В. Спутник буровика: Справ.пособие: В 2 кн. – М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2006.11. Ганджумян Р.А., Калинин А.Г., Никитин Б.А. Инженерные расчеты при бурении глубоких скважин: Справочное пособие. /Под ред. А.Г. Калинина. – М.: ОАО «Издательство «Недра», 2000, 489 с.12. Иогансен К.В. Спутник буровика: Справочник. – М.: Недра, 1990, 303 с.13. Осипов П.Ф. Расчет бурильных колонн. Справ. Пособие – Издательство Пермского технического университета, 2008.14. Проектирование профилей наклонно направленных, пологих и горизонтальных скважин и расчет усилий на буровом крюке [Текст]: учеб.пособие /В.М. Шенбергер [и др.]. – Тюмень: Издательство «Вектор Бук», 2003. – 88с.15. Инструкция по расчету обсадных колонн для нефтяных и газовых скважин [Текст]. – Введ.1997. – М.: АО ВНИИТнефть, 1997. – 194 с.: ил.16. Долота шарошечные. Типы и основные размеры. Технические требования [Текст]: ГОСТ 20692-2003. – Введ. 2004-07-01. – М.: Изд-во стандартов, 2003. – 25 с.: ил.17. Трубы обсадные и муфты к ним. Технические условия [Текст]: ГОСТ 632-80. – Введ. 2004-07-01. – М.: Изд-во стандартов, 2001. – 69 с.: ил.18. Абрамсон, М.Г. Справочник по механическим и абразивным свойствам горных пород нефтяных и газовых месторождений [Текст]: справочник / М.Г. Абрамсон М.: Недра, 1979 –180 с.19. Справочник бурового мастера [Текст]: учебно-практическое пособие в 2-х томах /В.П. Овчинников [и др.]. – Москва: Издательство «Инфра-Инженерия», 2006–605с. 20. Спивак, А.И. Разрушение гонных пород при бурении скважин [Текст]: учебн. для вузов / А.И. Спивак, А.Н. Попов. – М.: Недра, 1994. – 261 с.21. Рябченко, И.В. Управление свойствами буровых растворов [Текст] / И.В. Рябченко. – М.: Недра, 1990. – 230 с.22. Булатов, А.И. справочник по промывке скважин [Текст] / А.И. Булатов, А.И. Пеньков, Ю.М. Проселков – М.: Недра,1984. – 327 с.23. Булатов, А.И. Справочник по креплению нефтяных и газовых скважин [Текст] / А.И. Булатов, Л.Б. Измайлов, В.И. Крылов – М.: Недра, 1981. – 240 с.24. Современные технологии и технические средства для крепления нефтяных и газовых скважин [Текст]: монография / С.А. Рябоконь [и др.]. –Краснодар, 2003.НПО «Бурение», 2003 – 366 с. ISBN 5-902187-01-1.25. Инструкция по бурению наклонных скважин с кустовых площадок на нефтяных месторождениях Западной Сибири [Текст]: РД 39-0148070-6.027-86. – Тюмень: СибНИИНП, 1986. – 138 с.26. Рябоконь С.А. Технологические жидкости для заканчивания и ремонта [Текст]. Краснодар, 2002. – 274 с.27. Горная энциклопедия http://www.mining-enc.ru/g/gornoe-davlenie/