Проект технологии бурения разведочной скважины глубиной 1822м на Кристаллический горизонт Елгин (стр. 17 из 17)

P_c^' = φ·ρ·q·L+(1-φ)·ρ_ш·q·L= 0,999·1150·9,81·1822+(1-0,999)·2350·9,81·1822 =

20,57 МПа

Построим график распределения давления в циркуляционной системе .

1. Слева изобразим геометрию кольцевого канала и компоновку бурильного инструмента с соблюдением вертикального масштаба.

2. Проводим горизонтальные линии через точки соединения различных элементов бурильной колонны:

1-1 – соединение ТБПК с УБТ-165;

2-2 – соединении УБТ-165 с УБТ-178

3-3 – соединение УБТ-178 с турбобуром (забойным двигателем) либо УБТ-178 с долотом

4-4 – соединение турбобура (забойного двигателя) с долотом – забой скважины.

3. Откладываем значения Р_с и Р_с΄ по горизонтали 4-4, получим точки d и d΄.

4. Соединив точки d и d΄ с началом координат, получим линии изменения гидростатического давления в затрубном пространстве. В пересечении линии Od΄ с горизонталями 1-1, 2-2 и 3-3 получим точки а, в и с.

5. От а, в, с и d по горизонталям вправо откладываем значения суммарных гидродинамических потерь давления получаем точки а΄, в΄, с΄ и d΄.

При этом длина отрезков равна:

аа’=Δp_кп^ТБПК+ Δp_мк^ТБПК

вв’= Δp_кп^ТБПК+ Δp_мк^ТБПК+ Δp_кп^УБТ-146

сс’= Δp_кп^ТБПК+ Δp_мк^ТБПК+ Δp_кп^УБТ-146+ Δp_кп^УБТ-178

d’d”= Δp_кп^ТБПК+ Δp_мк^ТБПК+ Δp_кп^УБТ-146+ Δp_кп^УБТ-178 +Δp_кп^{турбобур}

6. Соединив точки О, а΄, в΄, с΄ и d˝ построим кривую изменения гидродинамического давления в затрубном пространстве при циркуляции.

7. Из точки d˝ восстанавливаем вертикаль до пересечения с осью давлений. Получаем точку, соответствующую величине забойного давления при бурении скважины Р_з.nn΄

8. Через точку d˝ проводим прямую, Оd. В пересечении с горизонталями получим точки k, m, n и точку s в пересечении с осью давлений.

9. Отложив по горизонтали от точки d˝ отрезок, соответствующей перепаду давления в долоте, получаем точку е. При этом длина d”e=Δp_Тб.

10. Длина отрезка kk΄ равна сумме перепадов давления в долоте ∆Р_д и турбобуре ∆Р_тб.

11. длины отрезков mm΄, nn΄, ss΄ определяем по формуле:

mm’= Δp_д+ Δp_тб+ Δp_т^УБТ-178

nn’= Δp_д+ Δp_тб+ Δp_т^УБТ-178+ Δp_кп^УБТ-146

ss’= Δp_д+ Δp_тб+ Δp_т^УБТ-178+ Δp_кп^УБТ-146 +Δp_мт^ТБПК

Р = ∆Р_д + ∆Р_тб + Σ(∆Р_тi),

где Σ(∆Р_тi) - суммарное гидродинамические потери давления внутри i-й секции бурильной колонны.

12. Вправо от точки s΄ откладываем отрезок, равный потерям давления в наземной обвязке ∆Р_о. Получаем точку, соответствующую давлению в насосе Р_н.

13. Соединив точки е, k΄, m΄, n΄, s΄, Р_н получаем график изменения давления от забоя скважины до насоса.

1 – Долото;

2 – УБТ ;

3 – ТБПВ-127;

4 – кондуктор;

5 – слабый пласт.

10.2 Расчет профиля скважины №921-Р ( типа Б)

1. Данные для расчета профиля:

2. Вертикальная проекция ствола скважины Н₀=1822м;

3. Отклонение забоя скважины от вертикали А=75.5м;

4. Интенсивность падения кривизны i₂=2,5⁰ на 100м ствола скважины;

5. Конечный зенитный угол α_к=10,9⁰;

6. Интенсивность набора зенитного угла i₁=14⁰ на 100м. ствола скважины.

Решение:

1. Определим необходимый максимальный зенитный угол для получения проектного профиля ствола скважины:

2. вычисляем вертикальную проекцию не вертикальной части ствола скважины:

3. найдем длину верхнего вертикального участка ствола скважины:

4. рассчитаем длину участка набора кривизны:

5. Найдем горизонтальную проекцию участка набора зенитного угла:

6. Определим вертикальную проекцию участка набора кривизны:

7. рассчитаем радиус искривления ствола скважины на участке снижения зенитного угла:

8. Найдем длину участка снижения зенитного угла:

9. рассчитаем горизонтальную проекцию участка падения кривизны:

10. Вычисляем вертикальную проекцию участка падения кривизны:

11. определим общую длину ствола скважины:

12. найдем удлинение ствола скважины за счет скважины:

Произведем построение профиля ствола наклонно-направленной скважины. Откладываем на вертикальной линии отрезки АВ=Н₀=1759 м.; ВС=Н_в=240 м.;

Полученная ломанная линия АСЕFбудет представлять собой профиль наклонно-направленной скважины 2-го типа Б:

13. Литература

1. Н.Е. Зозуля. Курсовое проектирование по дисциплине «Технология бурения нефтяных и газовых скважин». – Альметьевск: АГНИ, 2003
2. Н.Е. Зозуля, Р.Х. Фаткуллин, Н.В. Соловьева. Заканчивание скважин строительством. – Альметьевск: АГНИ, 2003-124с.
3. Зозуля Н.Е.

Курсовое проектирование по дисциплине «Технология бурения нефтяных и газовых скважин»: Учебно-методическое пособие. – Альметьевск: Альметьевский государственный нефтяной институт, 2003. – 240 с.

4 Зозуля Н.Е., Соловьева Н.В.

Режим бурения: Учебное пособие по дисциплине «Технология бурения нефтяных и газовых скважин» для студентов, обучающихся по специальности 130504.65 «Бурение нефтяных и газовых скважин» / Под редакцией профессора Зозули В.П. – Альметьевск: Альметьевский государственный нефтяной институт, 2005. – 136с.

1. Спивак А. И., Попов А.Н., Акбулатов Т.О.

Бурение нефтяных и газовых скважин: Учебник для вузов.- М.:ООО «Недра-Бизнесцентр»,2003.-510 с.

14.Необходимая информация о процессе проводки скважины и способы ее получения

Измеряемый параметр	Метод опреде- ления	Способ измерения	Необходи-мость канала связи	Прибор	Выпуск про- мышл.	Досто- инства	Недостатки
1	2	3	4	5	6	7	8
I. 1) Нагрузки на вышку и талевую систему 2) Давление в сосудах, находящихся под давле-нием	прямой прямой	определение усилий в талевой канате	- -	индикатор веса манометры	+ +	простота, достаточная точность простота, достаточная точность
II. Режимные параметры: 1) Нагрузка на долото	прямой	измерение усилий в переводнике над долотом	+	забойный датчик усилий	-	высокая точность	сложность измери-тельной системы
	косвен.	определение на-грузки на крюке	-	индикатор веса	+	простота системы	Невысокая точность, особенно в наклонных скважинах
2) Частота вращения долота:роторное бурение
	прямой	по частоте вращения ротора	-	роторный тахометр	+	простота, дос-таточная точ-ность	Мгновенная частота вращения долота и ро-тора в переходных режимах не совпадают
турбинное бурение	прямой	по частоте пульсаций давления забой-ного датчика	+	турботахо-метр	±	достаточная точность	Недостаточная надеж-ность, необходимость использования сложной аппаратуры
1	2	3	4	5	6	7	8
косвен.	по изменению давления на стояке при бурении турбо-бурами серии А	-	манометр	+	простота	Невысокая точность
3) Момент на долоте:роторное бурение
	прямой	измерение момента	-	роторный моментомер	+	простота	Поскольку Мд≠Мротопределяется качест-венно изменение мо-мента на долоте
турбинное бурение	прямой	измерение реактивного момента на роторе	-	роторный моментомер	+	простота	Возможно лишь при небольшой глубине скважины
	косвен.	а) по изменению частоты вращения долота при нали-чии турботахо-метра	+	турботахо-метр	±	Определяется качест-венно изменение мо-мента на долоте. Необходимость теле-метрии
		б) по изменению давления на стояке при бурении турбобу-ром серии А или объемным (винтовым) двигателем	-	манометр	+	простота определения	Определяется качест-венно изменение мо-мента
электробурение	косвен.	по изменению силы тока электробура	-	амперметр	+	простота	Определяется качест-венно изменение мо-мента
1	2	3	4	5	6	7	8
4) Расход промывочной жидкости	прямой	измерение подачи насоса	-	расходомер РГР-7	+	простота определения	Может применяться для измерения расхода только электропрово-дящих жидкостей
	косвен.	по частоте ходов насоса	-	счетчик ходов насоса (тахо-метр)	+	простота	На точность измере-ний влияет износ поршней и клапанов, условия всасывания
	косвен.	по изменению давления на стояке	-	манометр	+	простота	Дает качественную информацию об изме-нении расхода
III. Состояние (износ) долота: 1) Состояние вооруже-ния
	косвен.	по изменению механической скорости	-	датчик проходки	+	простота	Погрешности из-за изменения прочност-ных свойств разбури-ваемых пород
2) Состояние опор: роторное бурение
	косвен.	по изменению момента на долоте	-	роторный моментомер	+	простота	Погрешности из-за изменения свойств пород
турбинное бурение	косвен.	по изменению давления на стояке (при бурении тур-бобурами се- рии А и вин-товыми дви-гателями)	-	манометр на стояке	+	простота	Погрешности из-за изменения свойств пород
электробурение	косвен.	по изменению силы тока	+	амперметр	+	простота	Погрешности из-за изменения свойств пород
1	2	3	4	5	6	7	8
IV. Бурильная колонна: 1) Целостность бу-рильной колонны
	прямой	по изменению нагрузки на крюке	-	ГИВ	+	простота	Не дает информацию о потере целостности в виде трещины и свища, при сломе или отвин-чивании части колонны труб, вес которой меньшей погрешности ГИВ
	косвен.	по изменению давления на стояке	-	манометр	+	простота	Давление на стояке может меняться и по другим причинам (кроме нарушения целостности бурильной колонны)
2) Прихват	прямой	по потере подвижности колонны труб	-	индикатор веса	+	простота
V. Определения положе-ния ствола скважины, в т.ч. забоя, в пространстве	прямой	пеленгация шумов долота сейсмодатчи- ками	каналом связи служит горная порода	Сейсмодат-чики	-	постоянство контроля по-ложения забоя	Сложность, высокая стоимость сейсмоаппа-ратуры, наличие помех из-за шумов, создавае-мых бурильной колон-ной, наземным обору-дованием и т.д.
	косвен.	измерение значений зенит-ного угла и азимута	кабель	инклинометр	+	достаточно вы-сокая точность определения координат
1	2	3	4	5	6	7	8
VI. Приток пластового флюида	прямой	по изменению свойств промы-вочной жидкости, выходящей из скважины	-	приборы измерения свойств промывочной жидкости	+	простота метода	Большой промежуток времени между нача-лом поступления плас-тового флюида и мо-ментом обнаружения
	прямой	по изменению свойств про-мывочной жидкости на забое	+	забойный датчик	±	быстрота обнаружения притока	Сложность и высокая стоимость оборудова-ния. Не выпускается в России
	косвен.	по увеличе- нию объема промывочной жидкости в емкостях	-	уровнемер	+	простота кон-струкции, от-носительная дешевизна	В случае слабого при-тока обнаружение с большим запазды-ванием
	косвен.	нарушение соотношения между объемами поднятых (спущенных) труб и объемам закаченной в скважину (вытесненной) промывочной жидкости	-	уровнемер, счетчик поднятых (спущенных) труб, процессор	Слабые притоки плохо диагностируются. Необходима специаль-ная обвязка емкости долива
1	2	3	4	5	6	7	8
VII. Приближение к пластам с АВПД	косвен.	по изменению экспоненты	-	датчик проходки	+	простота метода	Достоверные данные получаются при бурении однородных пород
	косвен.	по изменению скорости пробега звуковой волны в породе	кабель	геофизич. аппаратура	+	простота метода	Возможно в перерывах бурения во время геофиз. измерений