Технология бурения нефтяных и газовых скважин

1.3.5 Задание по курсовому  проектированию (приложение 2) подшивается между титульным листом и оглавлением.

Все замечания руководителя, сделанные в тексте пояснительной  записки, исправляются студентом на оборотной стороне листа.

1.4 Порядок защиты курсового проекта

Защита курсового проекта  производятся перед комиссией, созданной  кафедрой. В комиссии участвует 2-3 преподавателя кафедры с участием руководителя проекта и в присутствии всех желающих студентов,

Защита курсового проекта  состоит в кратком докладе (5…10 минут) студента и в ответах на заданные ему вопросы. В докладе  студент сообщает, какая задача была поставлена при проектировании, дает обоснование принятых методов решения и приводит полученные результаты отдельно по каждому расчету. Вопросы студенту могут задаваться не только членами комиссии, но и присутствующими студентами. Проект с учетом качества его выполнения, доклада и ответов на вопросы оценивается дифференцированной оценкой.

2 Рекомендации  к выполнению отдельных разделов  проекта

2.1 Введение

Во введении коротко  освещаются задачи буровых организаций  в увеличении добычи нефти и газа в районе бурения (например, в Тюменской области), освещаются пути повышения эффективности буровых работ, приводятся следующие сведения:

- область (край, республика) ..............………….…...

- месторождение (или  площадь) .......……………….

- организация, осуществляющая  бурение ...….......…

- назначение скважины ........…………....................…

- проектный горизонт .........……………..................…

Здесь также ставятся основные задачи и цель выполнения курсового проекта.

2.2 Геологическая часть

Материалы собираются на практике в основном в геологическом отделе предприятия. В проекте коротко освещаются вопросы нефтегазоносности, водоносности, тектоники, осложнений и более подробно - вопросы литологии. После текста общего плана материал лучше оформить в виде таблиц (например, согласно приложения 4), предварительно указав источник информации.

В этом разделе можно  решить вопрос о возможных и фактических  осложнениях в скважине в процессе её углубления.

2.3 В разделе "Анализ  состояния техники и технологии  бурения скважин в районе строительства скважин" приводятся метод анализа и результаты анализа промысловой информации о работе наземного и скважинного оборудования для углубления скважин, об эффективных параметрах режима бурения, компоновке бурильного инструмента и технологии проводки скважины в заданном направлении, позволяющих повысить проходку на долото и механическую скорость проходки.

2.4 Выявление зон (интервалов) осложнений  в скважине. Здесь представляется материал результатов обработки промысловых данных.

2.5 Конструкция скважины. Конструкция в основном принимается по промысловым данным. Возможно уточнение диаметров долот для бурения скважины под каждую обсадную колонну. Поясняется необходимость в принятой конструкции скважины [5, с.90-927].

2.6 Тип и свойства  проявочной жидкости. Тип и параметры промывочной жидкости принимаются по данным, привезенным студентом из района практики (можно привлечь результаты выполнения курсовой работы по курсу "Промывочные жидкости"). Материал можно представить в виде таблиц и коротко пояснить необходимость принятых величин параметров промывочной жидкости.

2.7 Анализ физико-механических свойств  горных пород разреза. При анализе  физико-механических свойств горных  пород в первую очередь необходимо определить твердость пород по штампу (Р_ш), категории их твердости и абразивности, подготовить данные к разделению геологического разреза скважин на интервалы условно одинаковой буримости, к определению времени контакта (t_к) вооружения долота с забоем необходимого для объемного разрушения пород. Для анализа следует использовать материалы, приведенные в "геологической части" проекта и работ [1; 2; 6. таблица 10.1, 12.6].

2.8 Разделение разреза скважины  на интервалы по буримости.  Разделение геологического разреза, скважины на интервалы условно одинаковой буримости пород можно провести с использованием известных (но обоснованных) рекомендаций (например, по данным работы [7]) или самостоятельно по твердости пород с уточнением с помощью известных рекомендаций. После разделения разреза на интервалы по буримости необходимо определить средне - взвешенные по интервалам величины Р_ш, t_к и категории твердости (К_т) и абразивности (Ка) пород. Необходимо отметить, что от точности определения Р_ш, t_к, К_т и К_а - зависит качество режима бурения скважин, запроектированного в записке. Для разделения разреза на интервалы можно использовать метод приведенный в указаниях [8].

2.9 Выбор долот и типа их промывочных узлов

Выбор типа долот следует  начинать с рекомендаций ВНИИБТ [1, 9], учитывающих твердость и абразивность горных пород. Затем на основании обработки данных о работе долот на данной площади с использованием рекомендаций, полученных при испытании новых долот, выбрать наиболее эффективные долота для бурения скважины в каждом интервале условно одинаковой буримости. В качестве базовых скважин желательно выбирать опорно-технологические или такие, на которых проводились исследования по режиму бурения, по испытанию долот и т.д.

Оценить эффективность работы долота для каждого рейса следует  по критерию минимума стоимости метра  проходки (h_д)

,    (2.1)

где Т_б - время механического бурения за рейс, ч;

Т_сп - время спуско-подъемных операций и наращивания, усредненное

        для данного интервала по буримости, ч.

Его берут из суточных рапортов и  индикаторных диаграмм как среднее арифметическое или расчитывают по нормам [10] для средней глубины характерного интервала по буримости;

Т_п - продолжительность подготовительно-заключительных работ

      отнесенных на один рейс, ч (берется из тех же источников, что и

     Т_сп);

С_в - сметная стоимость одного часа работы установки по затратам,

       зависящим от времени, скорректированная по фактической

       коммерческой скорости руб./м;

С_д - стоимость долота с районной надбавкой, руб. (С_в и С_д необходимо

       взять в плановом отделе УБР или НРЭ).

Окончательный выбор  типоразмеров долот для разбуривания каждого интервала бурения делают на основании результатов анализа  их работы в конкретных условиях. При  прогнозировании работы долот возможный  технологический эффект можно оценивать по данным, полученным из опыта бурения в других районах со сходными теологическими условиями.

Ввиду громоздкости работ  по сбору и обработке промысловых  данных по отработке долот с целью выбора эффективного типа долота для бурения скважин в интервалах одинаковой буримости пород в данном курсовом проекте допускается выбор типа долота согласно классификационным таблицам соответствия (КТС) типа шарошечных долот свойствам горных пород [1, таблица 8]. Для этого достаточно на эталонной таблице отложить найденные выше для определенного интервала бурения значения К_т, и К_а и найти требуемый тип долота, а затем уточнить модель долота на основе анализа промысловых данных раздела 2.1 рекомендуемого плана к выполнение проекту. Тип долота можно выбрать, используя обобщенные КТС [1, таблица 7]. В этом случае необходимо строить фактические гистограммы процентного содержания пород с различными значениями К_т и К_а и,. сравнивая их (гистограммы) с эталонными, находить требуемый тип долота.

Тип промывочного узла долот выбирают по промысловым материалами, информации литературных источников [11, 12, 13] и др. Наиболее эффективно применять центральные насадки, насадки с вибрирующей струей, выходящей из насадок, две боковые насадки, приближенные к забою при отсутствии третьего бокового промывочного узла (для свободного выхода шлама из - под долота).

При этом стенки скважины не будут разрушаться от воздействия  встречных: потоков жидкости, движущейся на забой и с забоя [11].

2.10 Выбор способа бурения

При курсовом проектировании целесообразно выбрать способ бурения согласно рекомендациям работы [2], т.е. выявить условия, способствующие эффективному применению одного из способов вращательного бурения, определить частоты вращения долота (n), обеспечивающие необходимые величины (t_к) в каждом интервале одинаковой буримости (n_t).

Если тип долота обоснован  до выбора способа бурения, то при  выборе способа бурения можно  ориентироваться на частоты вращения долота рекомендованные ВНИИБТ на основания обобщения промысловой и литературной информации (таблица 2.1).

Таблица 2.1

 

Тип долота	Рекомендуемый диапазон изменения частоты вращения долота, об/мин,
Алмазные, ИСМ шарошечные, М шарошечные, МС шарошечные, С, СТ шарошечные, Т шарошечные, К	500 -600 250 - 400 150 - 300 100 - 200 менее 150 менее 100

 

Если имеется фактический  материал по применению разных способов бурения на месторождении, для которого выполняется курсовой проект, то можно запроектировать способ бурения по стоимости 1 метра бурения.

В том случае, когда  в разных интервалах разреза скважины оказываются эффективными разные способы бурения, следует учесть затраты, связанные с заменой способов в интервалах и принять ограничения в чередовании способов в течение бурения одной скважины.

2.11 Обоснование компоновки  и расчет бурильной колонны. С учетом конструкции скважин на данной площади (месторождении) выбирается компоновка бурильной колонны (длина, диаметр и толщина стенки стальных бурильных труб; длина, диаметр и толщина стенки легкосплавных бурильных тpy6; диаметр утяжеленных бурильных труб; наличие и количество стабилизаторов, калибраторов, их диаметры и т.д.). Обосновывается или рассчитывается длина утяжеленных бурильных труб, а также производится расчет бурильной колонны на прочность с учетом способа бурения, запланированного в проекте.

При турбинном бурении  длина УБТ l_у, м определяется согласно известной методике или по формуле

,     (2.1)

где С₁ - скорость распространения звука в материале труб, можно принять

              С₁ = 5100 м/с;

Т_д - период продольных зубцовых вибраций долота [2], с;

l_m, l_n - соответственно, длина турбобура и расстояние от забоя до

          осевой опоры турбобура, м.

При роторном способе l_у рассчитывается согласно [25]. Для бурения с забойными двигателями в данном проекте в первую очередь производится статический расчет на допускаемые напряжения [15, 25]. По согласованию с руководителем может производиться расчет на допускаемую глубину спуска бурильной колонны или расчет на устойчивость нижней части колонны. При роторном бурении скважин производится статический расчет колонны и дополнительно - расчет колонны на выносливость (для нижней части колонны обязательно, для верхней - по согласованию с руководителем по курсовому проектированию).

2.12 Определение осевой  нагрузки на долото

Величину осевой нагрузки на долото (G) в первую очередь определяют из условия объемного разрушения пород на забое скважины, для чего следует использовать твердость Р_ш [6,24]. Далее, в зависимости от условий бурения, можно рассчитывать нагрузку для обеспечения максимальной проходки на долото (G_h), но при этом необходима дополнительная информация о свойствах пород [4], т.е. необходима обработка промысловых данных с целью получения коэффициентов А, х, у зависимости V_м = А×G^х×n^у (здесь: V_м - механическая скорость проходки; А, х, у - коэффициенты, учитывающие свойства горных пород, n - частота вращения долота).

При роторном бурения  используют [4] эмпирическую зависимость для расчета n или G (при одном известном параметре).

,      (2.2)

где D - диаметр долота, м;

G - кН;

n - об/мин.

2.13 Расчет максимальной  величины давления на выкиде  бурового насоса

Для расчета максимального  давления на выкиде насосов (Р_max) при буренки с забойными двигателями следует применить метод, приведенный в работе [5], а затем откорректировать Р_max по промысловой информации, в связи с недостаточной работоспособностью некоторого устьевого оборудования и малой наработкой на отказ узлов гидравлической части отечественных буровых насосов. Кроме того при роторном бурении Р_max в значительной степени определяется возможностью использования гидравлической мощности для улучшения очистки забоя скважины струями жидкости, выходящей из насадок долот. Так как для количественной оценки такого эффекта расчетов пока нет, то Р_max оценивают еще по промысловым наблюдениям.

2.14 Проектирование расхода  промывочной жидкости