Технология бурения нефтяных и газовых скважин

В первую очередь определяется расход Q =Q_min, обеспечивающий хорошую очистку забоя и скважины от выбуренной породы (по методике работы [17]). Затем определяется технологически - необходимая величина Q =Q_т [25] , после чего производятся расчеты Q для проверки специфических yсловий проводки скважин в конкретном районе. Проверяются расчетные Q из условий недопущения: сальникообразования в отдельных интервалах бурения [17], вторичного перемалывания шлама набегающей шарошкой [4] и др. Ограничивают величину Q при отборе керна, вносят коррективы при осложнениях в скважине, например [19, с. 99] и т.д.

2.15 Расчет гидравлической  мощности буровых насосов, их  типа и количества

При известных Р_max и Q гидравлическую мощность насосов (N_г) определяют как N_г = Р_max×Q. Выбирают лучшую марку бурового насоса (на основе промысловой или литературной информации) и определяют по N_г (или по Р_max и Q_max) количество насосов для успешной проводки скважины, диаметры цилиндровых втулок и поршней насосов. По характеристике насосов окончательно корректируют рабочие Р_max и Q для каждого характерного интервала условно одинаковой буримости пород (этот этап осуществляется и при современных насосах с регулируемой подачей промывочной жидкости). При проектировании Q следует учитывать возможность снижения [20, 23] фактических Q =Q_ф при увеличении фактического давления на выкиде насосов, а также снижения Q при нетехнологичном расположении всаса насоса или снижения Q в зависимости от свойств промывочной жидкости.

2.16 Расчет диаметра насадок долот

Обосновать диаметр  насадок долота (d_н) можно, как и любой параметр, методом статистической обработки промысловых данных о применяемых d_н, или методом, когда задается скорость истечения жидкости (V_н) из насадок. Первому методу присущ недостаток общий для статистических методов: обрабатывается информация за проведший период. Кроме того, для накопления достоверной информации необходим длительный период времени, поскольку число вариаций с изменением различного оборудования в бурении почти бесконечно. Для эффективной реализации идеи выбора d_н при втором методе в настоящее время нет возможности подвести к забою достаточную гидравлическую мощность для разрушения пород струей жидкости [12, 23]. Наиболее технологичен метод определения d_н предложенный в работе [5], где перепаду давления в долоте, отводится роль одного из эффективных регуляторов гидравлической осевой нагрузки на вал ГЗД и на долото.

2.17 Выбор забойного  двигателя. Модель забойного двигателя выбирают несколькими способами. Один из способов [4,5, 24] предусматривает выбор турбобура по постоянным для данного типа двигателя коэффициентам (С_м - по моменту, С_р - по перепаду). Так как С_м и С_р берутся для известной модели, то этот метод пригоден по сути для обоснования числа ступеней известной заранее модели турбины (с помощью номограмм [24]). Можно выбирать турбобур по НТС - диаграмме ("насос - турбобур - скважина"), где фактически зашифрован метод выбора турбобура по его потребляемой мощности (N_т^*). Очевидно, что N_т^* далеко не полностью характеризует эффективность затрат энергии на разрушение пород в конкретных условиях, а следовательно и эффективность выбранного турбобура. Из вышесказанного ясно, что эти способы не сформировались как методы проектирования ГЗД.

2.17.1 В этой связи  рекомендуется [5] выбирать турбобур (и практически любой забойный двигатель) согласно следующей методике.

2.17.2 Рассчитывают n = n_t, уточняют n_t-применительно к предполагаемому типу ГЗД (проектируют коэффициенты, учитывающие влияние воздействия породы на характер изменения n двигателя, динамическую нагрузку на корпус ГЗД). Используя данные о величинах статической части G (G_c) и об удельном моменте на долоте (М_у), расчитывают вращательный момент на долоте и находят необходимую величину оптимального вращательного момента на валу турбобура (М_в)

,     (2.3)

где М_о, М_п - момент на трение долота о жидкость и стенки скважины, а

                     также в осевой опоре ГЗД.

При заданном Q, с привлечением справочных данных о характеристике турбобуров (ГЗД) и формул для пересчета этих характеристик, находят наилучшие модели ГЗД с эффективными n_р и М_в [26, 27]. Затем определяют КПД (h_т) турбобура и коэффициента способа бурения [5] и окончательно выбирают модель ГЗД с учетом лучших h_т и h_сп . Достоинство этого (и по существу единственного самостоятельного и обоснованного) метода заключается в его простоте и универсальности, а также в четкой взаимосвязи цели и средства достижения цели (углубление забоя в данных породах с использованием экономичного агрегата - ГЗД).

2.18 Проектирование профиля  и расчеты, связанные с проводкой  скважины в заданном направлении

При выборе типа профиля  учитывают глубину скважины, величины отхода забоя по горизонтали, количество продуктивных пластов и влияние самопроизвольного искривления ствола скважины на различных глубинах. При этом руководствуются указаниями работ [29, 30]. При этом следует учитывать, что: а) смещение забоя скважины от вертикали (больше или меньше 300 м) не является единственной предпосылкой для обоснования 3-х или 4-х интервального профиля; б) допустимые радиусы искривления оси скважин расчитывают в том случае, если это необходимо.

Далее выбираются и уточняются типоразмеры забойных двигателей для  бурения на каждом участке профиля; выбираются (а иногда рассчитываются элементы компоновок) компоновка низа бурильной колонны для тех же участков скважины; указываются методы и оборудование для контроля положения ствола скважины в пространстве, способы исправления отклонений от проектного профиля по зенитному углу и азимуту.

Если скважина вертикальная, то в этом разделе разрабатываются мероприятия, обеспечивающие качественную проводку такой скважины.

2.19 Выбор буровой установки

Выбор буровой установки  определенного класса производится в зависимости от глубины бурения [31]. Расчетами можно проверить ее по грузоподъемности. Все характеристики БУ приводить в проекте не надо, но можно привести схему расположения основного оборудования или схему какого-либо отдельного оборудования (по необходимости).

2.20 Аварий и осложнения

В пояснительной записке  следует описать аварии и осложнения, имевшие место на буровых, на которых  работал практикант; предложить способы  предупреждения и ликвидации их [32]. В крайнем случае, описать аварии, произошедшие на разбуриваемой площади за определенный период и также предложить мероприятия по предупреждению и их ликвидации, Текст из монографии переписывать нельзя.

2.21 Техника безопасности и охрана труда

Здесь следует кратко изложить основные правила безопасности ведения работ в процессе углубления скважины и мероприятия, проводимые на предприятии по охране груда работников.

2.22 Охрана недр и окружающей среды в процессе бурения скважины

В этом разделе кратко освещаются работы, проводимые на предприятии (УБР, НРЭ или объединения) по охране недр и окружающей среды.

 

 

Приложение 1

Министерство образования и  науки российской федерации           федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования «ТЮМЕНСКИЙ  ГОСУДАРСТВЕННЫЙ НЕФТЕГАЗОВЫЙ УНИВЕРСИТЕТ» ИНСТИТУТ ГЕОЛОГИИ И НЕФТЕГАЗОДОБЫЧИ

 

Рисунок А1 - Оформление титульного листа ПЗ курсового проекта

 

Приложение 2

МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ  И НАУКИ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ

ФЕДЕРАЛЬНОЕ ГОСУДАРСТВЕННОЕ БЮДЖЕТНОЕ ОБРАЗОВАТЕЛЬНОЕ УЧРЕЖДЕНИЕ

ВЫСШЕГО ПРОФЕССИОНАЛЬНОГО  ОБРАЗОВАНИЯ 

"ТЮМЕНСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ  НЕФТЕГАЗОВЫЙ УНИВЕРСИТЕТ"

(ТюмГНГУ)

Институт  «Геологии и нефтегазодобычи»

Кафедра "Бурение нефтяных и газовых скважин"

КУРСОВОЙ     ПРОЕКТ

по дисциплине "Технология бурения нефтяных и газовых скважин"

Задание _______________________________

Группа НБ ____________________

Студент __________________________________________________________________

Дата выдачи ___________________________ Срок предоставления ________________

Тема _____________________________________________________________________

__________________________________________________________________________

 

СОСТАВ ПОЯСНИТЕЛЬНОЙ  ЗАПИСКИ:

Титульный лист

Задание

Содержание 

Введение

1. Геологическая часть.
2. Техническая часть.

 

1. Анализ состояния техники и технологии бурения скважин на месторождении или в районе строительства скважины.
2. Выявление вида и зон осложнений в скважине.
3. Конструкция скважин.
4. Тип и свойства промывочной жидкости.
5. Анализ физико-механических свойств горных пород разреза.
6. Разделение геологического разреза скважины на интервалы по буримости.
7. Выбор типа долота и его промывочного узла.
8. Выбор способа бурения.
9. Обоснование компоновки бурильной колонны.

2.10. Проектирование режима бурения.

1. Расчет осевой нагрузки на долото.
2. Расчет максимальной величины давлений на выкиде бурового насоса.
3. Проектирование расхода промывочной жидкости.
4. Расчет частоты вращения долота.

 

11. Расчет гидравлической мощности буровых насосов, их типа и количества, 
    корректировка расхода промывочной жидкости.

12. Выбор забойного двигателя.

13. Расчет диаметра насадок долот.
14. Расчет бурильной колонны на прочность.
15. Выбор буровой установки.
16. Аварии и осложнения.
17. Мероприятия по технике безопасности при углублении скважины и СПО и но охране природы.
18. Выводы.

Список использованных источников.

ПРИЛОЖЕНИЕ: Геолого-технический наряд разработанный студентом, на формате А3 (297x420) мм.

Оформление  курсового проекта должно соответствовать требованиям задания и МУ по оформлению пояснительной записки дипломных, курсовых проектов (работ), контрольных работ, отчетов по практикам для студентов направления 130500.65 «Нефтегазовое дело» специальности 130504.65 «Бурение нефтяных и газовых скважин» всех форм обучения [Текст] /В.П.Овчинников [и др.], ч. 1 и 2-Тюмень: ТюмГНГУ, 2011.

ПРИМЕЧАНИЕ: Содержание разделов обязательно согласовать с руководителем курсового проекта.

Задание к выполнению принял студент__________________________

Руководитель_____________________________

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Приложение 3

Основная надпись на пояснительной записке и ее заполнение

 

Пояснительная записка  выполняется на листах формата А4 (210´297 мм) по ГОСТ 2.301 [1].

Курсовой проект имеет основную надпись.

Начальные листы разделов (геологическая, техническая), «Введение» курсового проекта  выполняются  на листах с основной надписью 185´40 мм (рисунок Б.1), остальные – 120´15 мм (рисунок Б.2).

«Список использованных источников», «Содержание» в ПЗ курсового проекта основной надписи не имеют.

В графах основной надписи (номера граф на рисунках Б.1 и Б.2 в скобках) указывают:

В графе 1 – наименование темы курсового проекта.

В графе 2 – обозначение курсового проекта:

 

Курсовой проект

 

104.ТБС.КП.012.2011.ПЗ

 

104 – шифр кафедры «Бурение нефтяных и газовых скважин»,

          закрепленный за кафедрой в ТюмГНГУ;

ТБ – индекс дисциплины;

КП - курсовой проект;

012 - три последние цифры  зачетной книжки студента;

2011 - год выполнения КП;

ПЗ - шифр записки по ГОСТ 2.102 [2].

В графе 3 – литера («у» – учебный).

В графе 4 – порядковый номер документа.

Нумерацию страниц КП начинают с титульного листа. На титульном  листе номер страницы «1» не проставляется.

В графе 5 – общее количество листов в курсовом проекте. Общее количество страниц следует нумеровать арабскими цифрами, соблюдая сквозную нумерацию по всей ПЗ. Номер страницы проставляют в правом верхнем углу без точки в конце.

В графе 6 – сокращенное наименование университета (ТюмГНГУ), шифр кафедры и студенческой группы (НБ-07-1).

В графе 7 – характер работы, выполняемой лицом, подписывающей документ.

В графе 8 – фамилии лиц подписывающих документ.

В графе 9 – подписи лиц, фамилии которых указаны в графе 8.

В графе 10 – дату подписания документа.

 

 

Приложение 4

Описание геологического разреза площади

Группа (эра)	Система (период)		Ярус	Мощность, м	Литологический состав пород	Состав пластового флюида	Пластовое давление, МПа	Давление гидроразрыва, МПа	Угол падения пластов, град	Осложнения
1	2		3	4	5	6	7	8	9	10
Кайнозойская	Четвертичная		верхний           средний       нижний		Отложения представлены алювиально-делювиальными наносами, бурыми суглинками, галечниками и  песчаниками.   В основном песчано-алевролитовые разновидности пород с прослоями глин. В нижней части горизонта - песчаники с прослоями мергелей   Представлен рыхлыми  песками, алевролитам и серыми песчаниками. В нижней части - плотные глины  с отдельными прослойками мергелей.   Сложен темно-серыми глинами, встречаются тонкие прослои песчаников и серых мергелей
	Неогеновая	Сармат