Смекни!
smekni.com

Проект технологии бурения разведочной скважины глубиной 1822м на Кристаллический горизонт Елгин (стр. 17 из 17)

Pc' = φ·ρ·q·L+(1-φ)·ρш·q·L= 0,999·1150·9,81·1822+(1-0,999)·2350·9,81·1822 =

20,57 МПа

Построим график распределения давления в циркуляционной системе .

1. Слева изобразим геометрию кольцевого канала и компоновку бурильного инструмента с соблюдением вертикального масштаба.

2. Проводим горизонтальные линии через точки соединения различных элементов бурильной колонны:

1-1 – соединение ТБПК с УБТ-165;

2-2 – соединении УБТ-165 с УБТ-178

3-3 – соединение УБТ-178 с турбобуром (забойным двигателем) либо УБТ-178 с долотом

4-4 – соединение турбобура (забойного двигателя) с долотом – забой скважины.

3. Откладываем значения Рс и Рс΄ по горизонтали 4-4, получим точки d и d΄.

4. Соединив точки d и d΄ с началом координат, получим линии изменения гидростатического давления в затрубном пространстве. В пересечении линии Od΄ с горизонталями 1-1, 2-2 и 3-3 получим точки а, в и с.

5. От а, в, с и d по горизонталям вправо откладываем значения суммарных гидродинамических потерь давления получаем точки а΄, в΄, с΄ и d΄.

При этом длина отрезков равна:

аа’=ΔpкпТБПК+ ΔpмкТБПК

вв’= ΔpкпТБПК+ ΔpмкТБПК+ ΔpкпУБТ-146

сс’= ΔpкпТБПК+ ΔpмкТБПК+ ΔpкпУБТ-146+ ΔpкпУБТ-178

d’d”= ΔpкпТБПК+ ΔpмкТБПК+ ΔpкпУБТ-146+ ΔpкпУБТ-178 +Δpкптурбобур

6. Соединив точки О, а΄, в΄, с΄ и d˝ построим кривую изменения гидродинамического давления в затрубном пространстве при циркуляции.

7. Из точки d˝ восстанавливаем вертикаль до пересечения с осью давлений. Получаем точку, соответствующую величине забойного давления при бурении скважины Рз.nn΄

8. Через точку d˝ проводим прямую, Оd. В пересечении с горизонталями получим точки k, m, n и точку s в пересечении с осью давлений.

9. Отложив по горизонтали от точки d˝ отрезок, соответствующей перепаду давления в долоте, получаем точку е. При этом длина d”e=ΔpТб.

10. Длина отрезка kk΄ равна сумме перепадов давления в долоте ∆Рд и турбобуре ∆Ртб.

11. длины отрезков mm΄, nn΄, ss΄ определяем по формуле:

mm’= Δpд+ Δpтб+ ΔpтУБТ-178

nn’= Δpд+ Δpтб+ ΔpтУБТ-178+ ΔpкпУБТ-146

ss’= Δpд+ Δpтб+ ΔpтУБТ-178+ ΔpкпУБТ-146 +ΔpмтТБПК

Р = ∆Рд + ∆Ртб + Σ(∆Ртi),

где Σ(∆Ртi) - суммарное гидродинамические потери давления внутри i-й секции бурильной колонны.

12. Вправо от точки s΄ откладываем отрезок, равный потерям давления в наземной обвязке ∆Ро. Получаем точку, соответствующую давлению в насосе Рн.

13. Соединив точки е, k΄, m΄, n΄, s΄, Рн получаем график изменения давления от забоя скважины до насоса.

1 – Долото;

2 – УБТ ;

3 – ТБПВ-127;

4 – кондуктор;

5 – слабый пласт.

10.2 Расчет профиля скважины №921-Р ( типа Б)

1. Данные для расчета профиля:

2. Вертикальная проекция ствола скважины Н0=1822м;

3. Отклонение забоя скважины от вертикали А=75.5м;

4. Интенсивность падения кривизны i2=2,50 на 100м ствола скважины;

5. Конечный зенитный угол αк=10,90;

6. Интенсивность набора зенитного угла i1=140 на 100м. ствола скважины.

Решение:

1. Определим необходимый максимальный зенитный угол для получения проектного профиля ствола скважины:

2. вычисляем вертикальную проекцию не вертикальной части ствола скважины:

3. найдем длину верхнего вертикального участка ствола скважины:

4. рассчитаем длину участка набора кривизны:

5. Найдем горизонтальную проекцию участка набора зенитного угла:

6. Определим вертикальную проекцию участка набора кривизны:

7. рассчитаем радиус искривления ствола скважины на участке снижения зенитного угла:

8. Найдем длину участка снижения зенитного угла:

9. рассчитаем горизонтальную проекцию участка падения кривизны:

10. Вычисляем вертикальную проекцию участка падения кривизны:

11. определим общую длину ствола скважины:

12. найдем удлинение ствола скважины за счет скважины:

Произведем построение профиля ствола наклонно-направленной скважины. Откладываем на вертикальной линии отрезки АВ=Н0=1759 м.; ВС=Нв=240 м.;

Полученная ломанная линия АСЕFбудет представлять собой профиль наклонно-направленной скважины 2-го типа Б:

13. Литература

  1. Н.Е. Зозуля. Курсовое проектирование по дисциплине «Технология бурения нефтяных и газовых скважин». – Альметьевск: АГНИ, 2003
  2. Н.Е. Зозуля, Р.Х. Фаткуллин, Н.В. Соловьева. Заканчивание скважин строительством. – Альметьевск: АГНИ, 2003-124с.
  3. Зозуля Н.Е.

Курсовое проектирование по дисциплине «Технология бурения нефтяных и газовых скважин»: Учебно-методическое пособие. – Альметьевск: Альметьевский государственный нефтяной институт, 2003. – 240 с.

4 Зозуля Н.Е., Соловьева Н.В.

Режим бурения: Учебное пособие по дисциплине «Технология бурения нефтяных и газовых скважин» для студентов, обучающихся по специальности 130504.65 «Бурение нефтяных и газовых скважин» / Под редакцией профессора Зозули В.П. – Альметьевск: Альметьевский государственный нефтяной институт, 2005. – 136с.

1. Спивак А. И., Попов А.Н., Акбулатов Т.О.

Бурение нефтяных и газовых скважин: Учебник для вузов.- М.:ООО «Недра-Бизнесцентр»,2003.-510 с.


14.Необходимая информация о процессе проводки скважины и способы ее получения

Измеряемый параметр

Метод опреде-

ления

Способ измерения Необходи-мость канала связи Прибор

Выпуск

про-

мышл.

Досто-

инства

Недостатки
1 2 3 4 5 6 7 8
I. 1) Нагрузки на вышку и талевую систему 2) Давление в сосудах, находящихся под давле-нием

прямой

прямой

определение усилий в талевой канате

-

-

индикатор веса

манометры

+

+

простота, достаточная точность

простота, достаточная точность

II. Режимные параметры: 1) Нагрузка на долото

прямой

измерение усилий в переводнике над долотом

+

забойный датчик усилий

-

высокая точность

сложность измери-тельной системы

косвен. определение на-грузки на крюке - индикатор веса + простота системы Невысокая точность, особенно в наклонных скважинах
2) Частота вращения долота:роторное бурение
прямой по частоте вращения ротора - роторный тахометр + простота, дос-таточная точ-ность Мгновенная частота вращения долота и ро-тора в переходных режимах не совпадают
турбинное бурение прямой по частоте пульсаций давления забой-ного датчика + турботахо-метр ± достаточная точность Недостаточная надеж-ность, необходимость использования сложной аппаратуры
1 2 3 4 5 6 7 8
косвен.

по изменению давления на стояке при бурении турбо-бурами серии А

- манометр + простота Невысокая точность
3) Момент на долоте:роторное бурение
прямой измерение момента - роторный моментомер + простота Поскольку Мд≠Мротопределяется качест-венно изменение мо-мента на долоте
турбинное бурение прямой

измерение реактивного момента на

роторе

- роторный моментомер + простота Возможно лишь при небольшой глубине скважины
косвен. а) по изменению частоты вращения долота при нали-чии турботахо-метра + турботахо-метр ± Определяется качест-венно изменение мо-мента на долоте. Необходимость теле-метрии

б) по изменению давления на стояке при бурении турбобу-ром серии А или объемным (винтовым) двигателем

- манометр + простота определения Определяется качест-венно изменение мо-мента
электробурение косвен. по изменению силы тока электробура - амперметр + простота

Определяется качест-венно изменение мо-мента

1 2 3 4 5 6 7 8
4) Расход промывочной жидкости прямой

измерение

подачи

насоса

- расходомер РГР-7 + простота определения Может применяться для измерения расхода только электропрово-дящих жидкостей
косвен. по частоте ходов насоса - счетчик ходов насоса (тахо-метр) + простота На точность измере-ний влияет износ поршней и клапанов, условия всасывания
косвен. по изменению давления на стояке - манометр + простота Дает качественную информацию об изме-нении расхода
III. Состояние (износ) долота: 1) Состояние вооруже-ния
косвен. по изменению механической скорости - датчик проходки + простота Погрешности из-за изменения прочност-ных свойств разбури-ваемых пород
2) Состояние опор: роторное бурение
косвен.

по изменению момента на

долоте

- роторный моментомер + простота Погрешности из-за изменения свойств пород
турбинное бурение косвен.

по изменению давления на стояке (при бурении тур-бобурами се-

рии А и вин-товыми дви-гателями)

- манометр на стояке + простота Погрешности из-за изменения свойств пород
электробурение косвен. по изменению силы тока + амперметр + простота Погрешности из-за изменения свойств пород
1 2 3 4 5 6 7 8
IV. Бурильная колонна: 1) Целостность бу-рильной колонны
прямой

по изменению нагрузки на

крюке

- ГИВ + простота Не дает информацию о потере целостности в виде трещины и свища, при сломе или отвин-чивании части колонны труб, вес которой меньшей погрешности ГИВ
косвен. по изменению давления на стояке - манометр + простота Давление на стояке может меняться и по другим причинам (кроме нарушения целостности бурильной колонны)
2) Прихват прямой

по потере подвижности колонны труб

- индикатор веса + простота
V. Определения положе-ния ствола скважины, в т.ч. забоя, в пространстве прямой

пеленгация

шумов долота сейсмодатчи-

ками

каналом связи служит горная порода Сейсмодат-чики - постоянство контроля по-ложения забоя Сложность, высокая стоимость сейсмоаппа-ратуры, наличие помех из-за шумов, создавае-мых бурильной колон-ной, наземным обору-дованием и т.д.
косвен. измерение значений зенит-ного угла и азимута кабель инклинометр +

достаточно вы-сокая точность определения координат

1 2 3 4 5 6 7 8
VI. Приток пластового флюида прямой

по изменению свойств промы-вочной жидкости, выходящей из скважины

- приборы измерения свойств промывочной жидкости + простота метода Большой промежуток времени между нача-лом поступления плас-тового флюида и мо-ментом обнаружения
прямой

по изменению свойств про-мывочной жидкости на

забое

+ забойный датчик ± быстрота обнаружения притока

Сложность и высокая стоимость оборудова-ния. Не выпускается в России

косвен.

по увеличе-

нию объема промывочной жидкости в емкостях

- уровнемер + простота кон-струкции, от-носительная дешевизна В случае слабого при-тока обнаружение с большим запазды-ванием
косвен.

нарушение соотношения между объемами поднятых (спущенных)

труб и объемам закаченной в скважину (вытесненной) промывочной жидкости

- уровнемер, счетчик поднятых (спущенных) труб, процессор Слабые притоки плохо диагностируются. Необходима специаль-ная обвязка емкости долива
1 2 3 4 5 6 7 8
VII. Приближение к пластам с АВПД косвен. по изменению экспоненты - датчик проходки + простота метода Достоверные данные получаются при бурении однородных пород
косвен. по изменению скорости пробега звуковой волны в породе кабель геофизич. аппаратура + простота метода Возможно в перерывах бурения во время геофиз. измерений