Бурение нефтяных и газовых скважин Описание содержания (стр. 1 из 3)

Федеральное агентство по образованию

Государственное образовательное учреждение

высшего профессионального образования

«Томский политехнический университет»

Методические указания для самостоятельной работы

Бурение нефтяных и газовых скважин

Томск 2005

Содержание и структура курсовой работы по бурению нефтяных и газовых скважин

Курсовая работа представляет решение конкретных задач сооружения скважин на нефть и газ.

Курсовая работа составляется с использованием данных изучения керна, материалов геофизических исследований скважин, данных их эксплуатации. Привлекаются фондовые и опубликованные материалы. Курсовой проект разрешается представлять в рукописном виде или в компьютерном наборе текста. Работа должна включать в указанной ниже последовательности:

 титульный лист (приложение 1);

 задание (краткая аннотация 0,5 стр.);

 содержание;

 введение (1 – 2 станицы текста);

 геологическое строение и нефтегазоносность месторождения (3 – 4 страницы текста);

 промыслово-геологическое изучение рассматриваемого объекта (8 – 13 страниц текста);

 специальная часть проекта (10 – 16 страниц текста);

 заключение (4 – 5 страниц текста);

 список использованной литературы (приложение 2);

 список графических приложений и таблиц с указанием их номеров и страниц;

 приложения (рисунки, чертежи, графики и т.д.)

Таким образом, общий объем курсового проекта должен составлять 30 – 40 страниц текста.

Разделы «введение», «геологическое строение и нефтегазоносность» обычно составляются по литературным и фондовым материалам.

Разделы «промыслово-геологическое изучение», «спец. часть» и «заключение» составляются на основе первичных и фондовых материалов собранных в организации, где проходилась практика (для студентов очной формы обучения).

Защита курсового проекта проходит в форме доклада. Иллюстрационный материал к докладу представляется или на ватмане или в виде презентации, созданной в программе Power Point.

Ниже даются пояснения по каждому из разделов курсового проекта.

Введение

Во введении кратко излагаются следующие сведения:

-обоснование выбора объекта исследования;

-актуальность темы проекта; связь темы проекта с задачами, решаемыми предприятием (организацией);

-методы, применяемые при решении курсового проекта;

-использование вычислительной техники при выполнении проекта;

-объем и содержание материалов, использованных при выполнении курсового проекта.

Введение и заключение не нумеруются.

Часть №1. Разработка конструкции скважины

Конструкцию скважины характеризуют следующие параметры:

— число обсадных колонн;

— глубина спуска обсадных колонн;

— интервалы затрубного цементирования;

— диаметры обсадных колонн;

— диаметры ствола скважины под обсадные колонны.

Общая методика

Общая методика разработки конструкции скважины сводится к следующему:

1. Исходя из заданных геологических условий определяется необходимое число обсадных колонн.

2. Для каждой колонны в соответствии с назначением определяется глубина спуска и интервал затрубного цементирования (следует помнить, что в газовых скважинах затрубное пространство цементируется до устья, а в нефтяных основные колонны цементируются с перекрытием предыдущих не менее 300 м.).

3. Выбирается диаметр эксплуатационной колонны по предполагаемому дебиту полезного ископаемого (табл. 1).

Таблица 1

Рекомендуемые диаметры эксплуатационных колонн (мм) при ожидаемом дебите
нефти, м3/сут.				газа, тыс.м3/сут.
до 100	до150	до 300	более 300	до 250	до 500	до 1000	до 5000
127-140	140-146	168-178	178-194	114-146	146-168	178-219	219--273

4. Определяется диаметр муфт dм.э. и радиальный зазор δэ.(между муфтой и стенкой скважины) для эксплуатационной колонны (табл. 2).

Таблица 2.

Наружный диаметр, мм		Величина радиального зазора, мм
обсадных труб	муфт
140; 146; 168178; 194219; 245273; 299324; 340; 351	159; 166; 188198; 216245; 270299; 324351; 365; 376	10-1515-2020-2525-3030-40

5. Рассчитывается необходимый минимальный диаметр ствола скважины в интервале эксплуатационной колонны из выражения (1).

6. По рассчитанному диаметру скважины подбирается диаметр долота для бурения ствола под эксплуатационную колонну dд.э. (190,5; 215,9; 244,5; 269,6; 295,3; 320; 346; 370; 394; 445; 490).

7. Рассчитывается необходимый внутренний диаметр технической колонны dвн.т. по формуле (2) и подбирается наружный диаметр технической колонны (табл. 3).

Таблица 3. Значение внутренних диаметров (мм)

Значение внутренних диаметров (мм)Для обсадных труб с различной толщиной стенок
Толщина стенок,мм	Наружный диаметр, мм
	116	168	178	194	219	245	273	299	324	340	351	377	407	426
66; 5789101112	-133132130128126124-	-155154152150148146144	--146162160158156154	--180178176174-170	--205203201199-195	--231229227225-221	--259257255253-249	---283281279277275	---306304302300	----322320318316	----333331329327	----359357355353	----389387385383	-----406404402

8. Определяется необходимый диаметр скважины dс.т. и диаметр долота dд.т. для бурения ствола под техническую колонну точно также, как и под эксплуатационную (пункты 4, 5, 6).

9. Аналогично находятся диаметры предыдущих обсадных колонн и долот.

10. Все полученные данные о конструкции скважины сводятся в табл.

Часть №2. Разработка режима бурения скважины

1. Расчет осевой нагрузки на долото

Осевая нагрузка на долото, как режимный параметр бурения, обеспечивает внедрение породоразрушающих элементов в горную породу.

В практике бурения для приближенного расчета осевой нагрузки используется выражение

(1)

где q – удельная нагрузка на 1 см диаметр долота для соответствующих пород, кгс/см;

dд – диаметр долота, см.

Значения удельных нагрузок для пород различной категории по буримости приведены в табл. 1.

Таблица 1.

Категория по буримости	Удельная нагрузка, кгс/см
Мягкие (М)Средней мягкости (С)Твердые (Т)Крепкие (К)Очень крепкие (ОК)	200-600600-10001000-14001400-16001600-1800

Расчетное значение осевой нагрузки в любом случае не должно превышать 80 % от предельно допустимой нагрузки Рдоп. на долото, указанной в табл. 2.

Таблица 2.

Диаметр долота, мм	Предельная нагрузка Рдоп., Тс
190,5215,3244,5269,9295,3-490	2226303240
Тип опор долота	Предельная частота оборотов, об/мин
В	70
Н (НУ)	400
А (АУ)	600

2. Расчет частоты оборотов долота

Частота оборотов, как режимный параметр обеспечивает темпы углубления забоя в единицу времени.

Для приближенного расчета частоты оборотов используется выражение

(2)

или (3)

или (3)

гле n - частота оборотов долота, об/мин;

Vл – рекомендуемая линейная скорость на периферии долота, м/с;

dд – диаметр долота, м;

π=3,14.

Значения рекомендуемой линейной скорости Vл для пород различной категории приведены в табл. 3.

Таблица 3.

Категория по буримости	Линейная скорость, м/с
М; МЗМС; МСЗС; СЗСТ; ТТЗ; ТКТКЗ; КОК	3,4-2,82,8-1,81,8-1,31,3-1,11,1-1,01,0-0,80,8 и менее

Расчетное значение частоты оборотов не должно превышать 80 % от допустимой частоты вращения долота nдоп, указанной в табл. 2.

(4)

По результатам расчета осевой нагрузки и частоты оборотов определяется типоразмер и конструкция шарошечного долота. Например, 215,3 МСЗ-ГВ (Г- боковая схема промывки рекомендуется при бурении пород мягких (М) и средней твердости (С), для пород твердых (Т) и крепких (К,ОК) рекомендуется использование центральной схемы промывки (индекс Ц или не указывается).

3. Расчет расхода промывочной жидкости

Промывочная жидкость должна обеспечивать очистку забоя скважины от шлама и транспортировку его на поверхность. Интенсивность промывки (расход жидкости) оценивается объемом жидкости прокачиваемой через скважину в единицу времени и измеряется, как правило, в л/с. Практикой установлено, что расход промывочной жидкости, при котором происходит удовлетворительная очистка забоя скважины, составляет в среднем 0,05 – 0,065 л/с на 1 см2 площади забоя скважины при минимальном значении 0,03 – 0,04 л/с.

Исходя из этого расход промывочной жидкости определяется из выражения

(5)

где К – коэффициент удельного расхода, равный 0,03 – 0,065 л/с на 1 см2 площади забоя;

Sз – площадь забоя (см2), определяемая как

где dд – диаметр долота в см.

Вынос продуктов разрушения по затрубному кольцевому пространству обеспечивается при скоростях восходящего потока, превышающих скорость падения частиц в неподвижной жидкости. Значение скоростей восходящего потока промывочной жидкости Vвосх. рекомендуется от 0,5 – 0,8 м/с до 1,5 – 1,8 м/с. Большие значения рекомендуется применять для более мягких пород.