Курсовая с практикой на тему Технология бурения нефтяных и газовых скважин

Содержание:

Исходные
данные. 2

1. Построение конструкции
скважины. 5

1.1.
Определение глубин спуска обсадных колонн. 5

1.2.
Определение диаметра эксплуатационной колонны и конечного диаметра скважины. 7

1.3.
Определение диаметра промежуточной обсадной колонны и долота под ее бурение. 8

1.4.
Определение диаметра кондуктора и долота под ее бурение. 8

1.5
Определение диаметр долота под направляющую: 8

1.
6.  Конструкция скважины. 9

2.
Выбор породоразрушающего инструмента. 10

2.1.
Определение средней твердости средневзвешенной абразивности. 10

2.2.
Выбор шарошечных долот (в соответствии с 2.1.) 10

3.
Выбор буровой установки. 11

3.1.
Определение предельной нагрузки на крюке с использованием  труб весом 30 кг/м.. 11

3.2.
Определение нагрузки на крюке при расхаживании самой тяжелой бурильной колонны.. 11

3.3.
Определение нагрузки на крюке при расхаживании самой тяжелой обсадной колонны.. 11

3.4.
Определим запас грузоподъемности выбранной БУ.. 11

4.
Определение параметров режимов роторного бурения. 13

4.1.
Интервал _______ м для долота ________. 13

4.2.
Интервал _______ м для долота ________. 13

4.3.
Интервал _______ м для долота ________. 13

4.4.
Интервал _______ м для долота ________. 13

4.5.
Интервал _______ м для долота ________. 13

4.6.
Интервал _______ м для долота ________. 13

4.7.
Интервал _______ м для долота ________. 13

5.
Расчет бурильных труб при роторном бурении. 14

5.1.
Расчет переменных напряжений изгиба. 14

5.2.
Определение коэффициента запаса прочности. 14

5.3.
Расчет выбранной бурильной колонны на статическую прочность. 15

5.4.
Определение касательных напряжений. 15

5.4.1.
Мощность на вращение бурильной колонны.. 15

5.4.2.
Мощность на вращение долота. 15

5.4.3.
Определение крутящего момента. 15

5.4.4.
Определение полярного момента сопротивления. 15

5.5.
Расчет коэффициента запаса прочности при совместном действии нормальных и
касательных напряжений. 15

6.
Выбор компоновки низа бурильной колонны (КНБК) 17

6.1.
Расчет отвесной компоновки КНБК при роторном бурении. 17

7.
Расчет эксплуатационной колонны.. 18

7.1.
Наружное избыточное давление на колонну. 18

7.2.
Расчет внутреннего давления в колонне: 18

7.3.
Построение эпюры наружного избыточного давления. 19

7.4. Эпюра нагружения
эксплуатационной колонны.. 19

8. Цементирование
эксплуатационной колонны.. 20 – пластовое давление, МПа. 20

8.1.
Требуемый объем цементного раствора: 21

8.2.
Определяем число цементировочных агрегатов из условия обеспечения определенной
скорости течения цементного раствора в кольцевом пространстве : 21

9. Выбор способа перфорации. 24

10. Очистка призабойной зоны.. 27

10.1.
Очистка ПЗП при выводе из бурения. 27

10.2.
Очистка перфоканалов от шлама и корки. 27

10.3. Периодическая очистка ПЗП.. 29

10.4. Снижение вязкости нефти в
призабойной зоне. 29

11. Вызов притока. 31

12.Испытание
и опробование. 33

13.
Борьба с газонефтеводопроявлениями в скважине. 36

Список
использованной литературы: 39

Введение:

Заключение:

Фрагмент текста работы:

1.
Построение конструкции скважины.

1.1. Определение глубин спуска обсадных колонн.

Для разделения проектного геологического разреза на
характерные пачки используется метод реперных долот, который позволяет
обоснованно группировать смежные разности горных пород в характерные пачки или
разделять эти разности в отдельные пачки, а также устанавливать четкие границы
залегания этих пачек пород.

Применение метода «реперных» долот для разделения
рассматриваемого геологического разреза на характерные пачки пород, как
правило, возможно начиная со стадии промышленной разведки месторождения, а при
наличии достаточного объема информации о геологическом строении месторождения и
работе долот использование этого метода в ряде случаев возможно и на стадии
структурного и поискового бурения.

Характерными в рассматриваемом геологическом разрезе пачками
пород являются интервалы, сложенные смежными разностями горных пород, в
пределах совокупности которых различие величин проходок на «реперные» долота
статически незначимо, т.е. указанные пачки пород однородны по величине проходки
на реперные долота, являющейся критериальным признаком.

В качестве «реперных» долот, являющихся носителями
информации в неявном виде о свойствах пород и условиях эксплуатации долот,
следует принимать такие конструкции долот определенных типоразмеров, для
которых характерно следующее:

аналогичный характер и близкие значения уровней износа
элементов (по коду оценки износа долот);

 достаточно близкие
(при равных уровнях технологических факторов) значения проходок на долото.

Обязательным требованием метода «реперных» долот является
то, чтобы мощность каждой разности горных пород была или соизмерима с величиной
проходки на «реперное» долото при бурении в этих породах, или превосходила ее
кратно.

На основании данных, занесенных в колонки классификационных
характеристик пород, включенных в одну пачку, на уровне подошвы пачки строятся
гистограммы содержания в пачке различных по твердости и абразивности пород,
вычисляются и наносятся на поле гистограмм средневзвешенные для пачки категории
твердости и абразивности слагающих пачку пород.

В случае отсутствия достаточного объема информации о
геологическом строении месторождения и работе долот, можно ориентировочно
разделить геологический разрез на пачки, объединяя горные породы по близким
значениям твердости и абразивности. При этом необходимо соблюдать принцип
кратности или соизмеримости мощностей намечаемых пачек.

Средневзвешанная категория твердости горных пород в пределах
выделенных пачек определяется по формуле 1.1 где Ti — категория твердости пород i-й разновидности; mi —
мощность i-го прослоя горной породы, м; M -мощность выделенной пачки, м.

Средневзвешанная категория абразивности определяется по
формуле 1.2 где Ai -категория абразивности пород i-й разновидности.

В соответствии с геологическими данными и данными по
категориям твердости и абразивности, а также с учетом зон осложнений и
водонефтегазопроявлений (табл.1.14.) разделим весь геологический разрез на
пачки пород, сходные приближенно по твердости и абразивности, а затем подберем
необходимые для бурения в каждой из этих пачек пород долота. В нашем случае
геологический разрез разделим на пять пачек пород. № слоев Литологический разрез Наименование пород,
описание Интервал, м Примечание Категория по твердости Т Категория по абразивности
А от до всего 1 Известняк с прослойками глины 0 380 380 обвалы стенок 4 4 2 Глины с прослойками песка 380 490 110 осыпи несвязных пород 5 6 3 Песок с прослойками глины и песчаника 490 610 120 5 4 4 Известняки плотные 610 825 215 коагуляция бурового
раствора 6 5 5 Известняки плотные 825 930 105 6 5 6 Глины с прослойками песка 930 1150 220 приток минерализованных
вод 5 6 7 Глины с прослойками песка 1150 1840 690 5 6 8 Известняки плотные 1840 2320 480 6 5 9 Доломиты окремненные с прослойками известняка 2320 2890 570 7 3 10 Песчаники с прослойкой глины 2890 3100 210 нефтепроявления 5 7 11 Пески и глины с песчаником 3100 3180 80 5 7 В соответствии с геологическими данными и данными по
категориям твердости и абразивности, а также с учетом зон осложнений и
водонефтегазопроявлений (табл.1.14.) разделим весь геологический разрез на
пачки пород, сходные приближенно по твердости и абразивности, а затем подберем
необходимые для бурения в каждой из этих пачек пород долота.

Подставляя данные из табл. 1.14 и используя формулы (1.1) и
(1.2), получаем:

I пачка состоит из одного пласта:

=
5; II пачка состоит из двух пластов (2, 3) Таблица 1 – Полученные данные по пачкам необходимо свести в
таблицу. № пачки Интервал Долото от до I 0 380 4 4 С II 380 610 5 4,96 М3 III 610 1840 5,26 5,74 МС3 IV 1840 2890 6,54 3,914 СТ V 2890 3180 5 7 ОК III
пачка состоит из четырех пластов (4, 5, 6, 7) IV
пачка состоит из двух пластов (8,9) V пачка состоит из двух пластов
(10, 11) 1.2. Определение диаметра эксплуатационной колонны и
конечного диаметра скважины.

Диаметр эксплуатационной колонны
зависит от предполагаемого дебита скважины и добываемого флюида: Таблица 2.

Рекомендуемые
диаметры эксплуатационных колонн Нефтяная
скважин Газовая
скважин Суммарный
дебит, м3/
сут Ориентировочный
диаметр, мм Суммарный
дебит, м3/
сут Ориентировочный
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 Таблица 3.

Минимальная
допустимая разность диаметров ствола скважин и муфты обсадной колонны Номинальный
диаметр обсадной колонны, мм Разность
диаметров 2δ, мм 114,3 15,0 127,0 139,7 20,0 146,1 168,3 25,0 244,5 273,1 35,0 298,5 323,9 35,0
– 45,0 426,0 где 2δ – это радиальный зазор между
стенкой скважины и муфтой.

Наружный диаметр соединительной муфты для эксплуатационной
колонны по ГОСТ 632-80 (см. табл. 2.4) dм.э = 114.3 мм. Рассчитаем диаметр долота, необходимый
для бурения под эксплуатационную колонну: