Файл: Выпускная квалификационная работа на тему " Технология бурения эксплуатационной скважины глубиной 4800 метров в условиях поглощения бурового раствора на месторождении Южный Небитдаг (Республика Туркменистан) " Выпускную квалификационную.docx
ВУЗ: Не указан
Категория: Не указан
Дисциплина: Не указана
Добавлен: 02.05.2024
Просмотров: 175
Скачиваний: 0
СОДЕРЖАНИЕ
1. основные сведения о районе буровых работ
1.1. Состояние и изученности месторождения и анализ ранее проведенных работ
1.2. Целевое назначение скважины
1.3. Методика и объем ранее выполненных работ
2. Описание геологического месторождения
Рисунок 2.1. Структурная карта месторождения Юж.Небитдаг
2.5. Коллекторские свойства пород
2.6. Геотермическая характеристика месторождения
2.7. Возможные осложнения и авария при проводке
2.7.1. Поглощение бурового раствора
2.7.2. Нефтегазоводопроявления
2.7.3. Прочие возможные осложнения
2.8. Физико-механические свойства горных пород по разрезу скважины
2.9. Геофизические исследования при проводке
3.2. Выбор конструкции скважины
Рисунок 3.2. Буровая установка Уралмаш-3Д
3.5. Выбор породоразрушающего инструмента
3.6. Расчёт параметров режима бурения
3.7. Выбор вида и промывочной жидкости по слоям горных пород
3.8. Выбор бурильной колонны, компоновки ее низа, расчет бурильной колонны
3.9. Выбор аппаратуры для контроля процесса бурения, средств механизации и автоматизации
3.11. Выбор способа и расчет цементирования скважины
3.11.1. Технология цементирования
3.11.2. Расчёт одноступенчатого цементирования
3.13. Освоение и испытание скважины
3.14. Заканчивание и обоснование конструкции забоя
Предупреждение и борьба с поглощениями бурового раствора при бурении скважин
4.1. Причины поглощения промывочной жидкости
4.2. Методы исследования поглощающих зон в скважинах
4.3. Методы предупреждения и ликвидации поглощений.
4.4. Изоляция поглощающих горизонтов глиноцементными растворами
4.5. Тампонажные устройства для изоляции поглощающих зон
5. ОХРАНА ОКРУЖАЮЩЕЙ СРЕДЫ И ТЕХНИКА БЕЗОПАСНОСТИ ПРИ БУРЕНИИ СКВАЖИН
5.1. Техника безопасности при бурении скважин
6. ЭКОНОМИКА И ОРГАНИЗАЦИЯ РАБОТ
6.1. Геолого-экономическое обоснование необходимости строительства эксплуатационной скважины
3.8. Выбор бурильной колонны, компоновки ее низа, расчет бурильной колонны
При роторном бурении производится расчет на статическую и усталостную прочность (выносливость).
Расчет на выносливость является проверочным. Его выполняют после выбора типа труб, их диаметра, толщины стенки, группы прочности материала.
Затем производится расчет на статическую прочность как с целью проверки заданного варианта компоновки колонны (расчет напряжений и соответствующих коэффициентов запаса прочности), так и с целью определения длин секций колонны по допускаемым нагрузкам. Расчет колонны ведется от УБТ к устью скважины.
Согласно таблицы 2 «Инструкции по расчету бурильных колонн» РД 39-0147014-502-85 принимаем следующие коэффициенты запаса прочности для расчетов бурильной колонны:
- на статическую прочность при роторном бурении для осложненных условий бурения К = 1,45;
- на выносливость нормативный коэффициент запаса прочности при роторном бурении равен К = 2,0.
Основные расчетные уравнения
I. Расчет на выносливость
Для вертикальных скважин на выносливость рассчитывают нижние секции колонны, расположенные над УБТ на длине 200-250 м.
Величина искривления колонны в процессе бурения.
где: n-частота вращения об/мин
q - вес 1м трубы, кгс
J - осевой момент инерции сечения тела трубы, см4.
Длина полуволны изогнутой колонны, м
Стрела прогиба бурильной колонны, м
м
где:
4. Радиус кривизны бурильной колонны, м
5. Изгибающий момент в бурильной колонне, кгс*м
= 2,1*104 *593,68 / 100*1150,4 = 108,4
где: E –модуль упругости материала трубы. E=2,1*10
4 кгс/мм2
Напряжение изгиба, кгс/мм2
= 108,4 / 93,49 = 1,2
где: Wн-осевой момент сопротивления рассматриваемого сечения бурильной трубы, см3
Постоянное среднее напряжение, кгс/мм2
= 1,2 кгс / мм2
Амплитуда переменного напряжения, кгс/мм2
= 1,2 * 0,5 = 0,60
Запас прочности по усталости:
>2
где: - предел выносливости трубы
- предел прочности (временное сопротивление)
II. Расчет на статическую прочность.
Растягивающее напряжение для верхней трубы бурильной колонны
= 2227 / 3403 = 0,65
где: Qp- растягивающая нагрузка, н (кгс)
F-площадь поперечного сечения трубы, мм2
Растягивающая нагрузка, н (кгс) можно найти по формуле и техническим данным труб.
Вес секции бурильной колонны
Вес КНБК, н (кгс)
Коэффициент запаса прочности на растяжение
где - эквивалентное напряжение с учетом напряжений изгиба и
кручения.
- коэффициент, учитывающий влияние сил трения, К = 1.15
- перепад давления на долоте, кгс/мм2;
- площадь поперечного сечения канала трубы, мм2;
- приведенный вес 1 м трубы, кгс/м;
- длина секции бурильной колонны, м;
- плотность бурового раствора, г/см3;
- вес долота, компоновки УБТ, элементов КНБК, кгс.
Расчет проводится на основании РД 39-0147014-502-85, формулы и обозначения соответствуют принятым в РД обозначениям. Результаты расчёта для промежуточных колонн приводиться в таблице 3.5.
Таблица 3.5. Конструкция бурильных колонн
Вид технологической операции (бурение скважины, спуск частей обсадной колонны, разбуривание цемента) | Интервал по стволу, м | Допустимая глубина спуска на клиньях, м | Номер секции бурильной колонны снизу вверх без КНБК | Характеристика бурильной трубы | Масса, тн | Коэффицент запаса прочности трубы на | ||||||||||||
от (верх) | до (низ) | тип (шифр) | наружный диаметр, мм | марка (группа прочности) материала | толщина стенки, мм | тип замкового соединения | секции | нарастающая с учетом КНБК | статическую проч ость | выносливость | ||||||||
Бурение под кондуктор | 0 | 400 | > 400 | 1 | I EU | 127 | G-105 | 9,19 | 51/2"FH | 20,1 | 35 | >1,45 | >1.5 | |||||
Бурение под 1-ую техколонну | 0 | 1500 | > 1500 | 1 | I EU | 127 | G-105 | 9,19 | 51/2"FH | 59,7 | 75 | >1,45 | >1.5 | |||||
Бурение под 2-ую техколонну | 0 | 3500 | > 3500 | 1 | I EU | 127 | G-105 | 9,19 | 51/2"FH | 120,5 | 139 | >1,45 | >1.5 | |||||
Бурение под эксплуатационную колонну | 0 | 4800 | > 4800 | 1 | I EU | 127 | G-105 | 9,19 | 51/2"FH | 135,2 | 152 | >1,45 | >1.5 |
Таблица 3.6. Выбор компоновки низа бурильных колонн ( КНБК)
Элементы КНБК ( до бурильных труб ) | ||||||||
номер по порядку | типоразмер, шифр | расстояние от забоя до места установки, м | Техническая характеристика | суммарная длина КНБК, м | суммарная масса КНБК, т | Примечание | ||
наружный диаметр, мм | длина, м | масса, кг | ||||||
1 | III 490 IADC-111 | 0 | 490 | 0,5 | 316 | 30 | 8 | Для обеспечения вертикальности ствола . |
2 | КС 490 СТ | 0,5 | 490 | 0,5 | 465 | |||
3 | УБТ-245 | 1 | 245 | 5 | 1335 | |||
4 | Ц-490 | 6 | 490 | 0,5 | 465 | |||
5 | УБТС-229 | 6,5 | 229 | 13 | 3554 | |||
6 | Ц-490 | 19,5 | 490 | 0,5 | 465 | |||
7 | УБТС-203 | 20 | 203 | 10 | 2146 | |||
| ||||||||
1 | III-393.7 IADC 215 | 0 | 393,7 | 0,5 | 176 | 107 | 23 | Для обеспечения вертикальности ствола . |
2 | КС 393.7СТ | 0,5 | 393,7 | 1,3 | 486 | |||
3 | УБТ-245 | 1,8 | 245 | 5 | 1335 | |||
4 | КС 393.7СТ | 6,8 | 393,7 | 1,3 | 486 | |||
5 | УБТС-229 | 8,1 | 229 | 13 | 3554 | |||
6 | КС 393.7СТ | 21,1 | 393,7 | 1,3 | 486 | |||
7 | УБТС-203 | 22,4 | 203 | 48 | 10301 | |||
8 | УБТС-178 | 70,4 | 178 | 37 | 5772 | |||
| ||||||||
1 | III295.3 IADC 217 | 0 | 295,3 | 0,4 | 90 | 98 | 20 | Для обеспечения вертикальности ствола и проектной нагрузки на долото. |
2 | КС295.3СТ | 0,4 | 295,3 | 1,3 | 315 | |||
3 | УБТ-245 | 1,7 | 245 | 5 | 1335 | |||
4 | КС295.3СТ | 6,7 | 295,3 | 1,3 | 315 | |||
5 | УБТС-229 | 8 | 229 | 13 | 3554 | |||
6 | КС295.3СТ | 21 | 295,3 | 1,3 | 315 |
Продолжение таблицы 3.6.
7 | УБТС-203 | 22,3 | 203 | 39 | 8369 | | | |
8 | УБТС-178 | 61,3 | 178 | 37 | 5772 | |||
| ||||||||
1 | III 215.9 IADC 137 | 0 | 215,9 | 0,4 | 40 | 97 | 15 | Для обеспечения вертикальности ствола и проектной нагрузки на долото. |
2 | КС215.9СТ | 0,4 | 215,9 | 0,4 | 49 | |||
3 | УБТС-178 | 0,8 | 178 | 3 | 468 | |||
4 | КС215.9СТ | 3,8 | 215,9 | 0,4 | 49 | |||
5 | УБТС-178 | 4,2 | 178 | 12 | 1872 | |||
6 | КС215.9СТ | 16,2 | 215,9 | 0,4 | 49 | |||
7 | УБТС-178 | 16,6 | 178 | 80 | 12480 |