close

Вход

Забыли?

вход по аккаунту

?

Курсач(2)

код для вставкиСкачать
МИНОБРНАУКИ РОССИИ
Государственное образовательное учреждение высшего профессионального образования
«САМАРСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙТЕХНИЧЕСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ»
Факультет «Нефтетехнологический»
Кафедра «БУРЕНИЕ НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ СКВАЖИН»
КУРСОВАЯ РАБОТА
по дисциплине
«Бурение наклонно направленных и
горизонтальных скважин»
Выполнил: студент: 4-НТФ-2.
Мельниченко А.М.
Проверил: преподаватель Доровских И.В.
Самара 2012
Содержание
ВВЕДЕНИЕ ________________________________________________________3
1ГЕОЛОГИЧЕСКИЙ РАЗДЕЛ ________________________________________5
1.1 ГЕОЛОГИЧЕСКИЙ РАЗРЕЗ СКВАЖИНЫ _______________________________5
1.2 ЗОНЫ ОСЛОЖНЕНИЙ _____________________________________________6
2 ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЙ РАЗДЕЛ _____________________________________7
2.1 ВЫБОР КОНСТРУКЦИИ СКВАЖИНЫ _________________________________7
2.2 ВЫБОР И РАСЧЕТ ПРОФИЛЯ СТВОЛА СКВАЖИНЫ В ПРОГРАММНОМ
КОМПЛЕКСЕ "БУРСОФТПРОЕКТ" ________________________________________9
2.3 ВЫБОР КНБК С УЧЕТОМ КОНСТРУКЦИИ СКВАЖИНЫ И ИНТЕРВАЛОВ
ПРОЕКТНОГО ПРОФИЛЯ____________________________________________12
2.4ГИДРАВЛИЧЕСКИЙ РАСЧЕТ_______________________________________20
2.5 СИСТЕМЫ УПРАВЛЯЕМОГО РОТОРНОГО
БУРЕНИЯ________________________________________________________35
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ_____________________________________________40
2
Введение:
Потребности человечества в углеводородном сырье, отсутствие
надежной альтернативы нефти и газу как топливу требуют
совершенствования технологий по извлечению разведанных запасов.
Основным средством изучения горных пород, вскрытых скважинами, стали в
настоящее время геофизические методы исследований – измерения
различных физических параметров, позволяющие определять геологические
характеристики пород и контролировать режим работы пластов в процессе
бурения скважин. Наклонно-направленное бурение - способ сооружения
скважин c отклонением от вертикали по заранее заданному направлению.
Наиболее эффективная область использования наклонно-направленное
бурение - при разработке месторождений в акваториях, в болотистых или
сильно пересечённых местностях и в случаях, когда строительство буровых
может нарушить условия охраны окружающей среды. Наклоннонаправленное бурение нефтяных и газовых скважин осуществляется по
специальным профилям. Профили скважин могут варьироваться, но при этом
верхний интервал ствола наклонной скважины должен быть вертикальным, c
последующим отклонением в запроектированном азимуте. В практике
бурения скважин существуют понятия «вертикальная скважина» и
«наклонно-направленная (горизонтальная) скважина».
Вертикальными называются скважины, при бурении которых
предпринимаются меры по ограничению естественного искривления и не
используются методы искусственного искривления её оси. Обычно, в
подавляющем большинстве случаев, все скважины искривлены. Поэтому,
если максимальный зенитный угол скважины не превышает 5°, её принято
считать условно вертикальной. Целью направленного бурения является
попадание конечного забоя скважины в предварительно заданную точку
продуктивного пласта. Как правило, эта точка задаётся на кровле
продуктивного пласта и является центром круга допуска. При попадании
забоя в этот круг проектное задание считается выполненным. Для различных
горно-геологических условий, назначения скважины, ёе глубины (по
вертикали) величина радиуса круга допуска колеблется в пределах 15-60м.
Для горизонтальных скважин проект считается выполненным, если
горизонтальная часть ствола не вышла за пределы проектных значений
коридора, ограниченного двумя вертикальными и двумя горизонтальными
плоскостями. Иногда направленное бурение производится с целью
пересечения ствола аварийной, фонтанирующей нефтью или газом скважины
для ее глушения.
Задачами, решаемыми с помощью направленного бурения, могут быть:
3
1) снижение затрат на разработку месторождения при бурении наклоннонаправленных скважин с кустовых площадок (кустовое бурение);
2) вскрытие продуктивного пласта под определенным углом для увеличения
площади фильтрации;
3) проводка нескольких скважин с эстакад, платформ, расположенных в море
или на озере;
4) проводка скважин до продуктивных пластов, расположенных под
участками земли с сильно пересеченным рельефом (овраги, холмы, горы);
5) вскрытие продуктивных пластов под дном океанов, морей, озер, рек и
болот;
6) уход в сторону из аварийной или малопродуктивной скважины путем
забуривания бокового ствола;
7) вскрытие продуктивных пластов, залегающих под пологим сбросом или
между двумя параллельными сбросами;
8) отклонение ствола от сбросовой зоны (зоны разрыва) в направлении
продуктивного горизонта;
9) вскрытие продуктивных пластов под соляными куполами в связи со
сложностью бурения через них.
4
1.Геологический раздел
1.1Геологический разрез скважины
Пласт
Название
Параметры
Индекс
Глубина от
(верт.), м
Глубина до
(верт.), м
Коэффициент
кавернозности
Твёрдость по
штампу, кгс/см2
Плотность,
г/см3
Четвертичная система
Q
0
80
1,50
175,00
2,20
Верхний пермский
P2
80
180
1,50
175,00
2,50
Верхний пермский
P2
180
366
1,50
175,00
2,50
Калиновская св.
P2 kzkal
366
490
1,50
200,00
2,50
Калиновская св.
P2 kzkal
490
706
1,50
560,00
2,60
Талицкая
Pg 1 tl
706
799
1,50
1000,00
2,70
Ганькинская
K 2 gn
799
922
1,50
1000,00
2,70
Берёзовская
К2 (cn-cmp)
922
1046
1,60
1000,00
2,30
Берёзовская
К2 (cn-cmp)
1046
1077
1,50
1000,00
2,70
Покурская
К2-1 (albsm)
1077
1880
1,50
1500,00
2,70
Атлымская
P3/atl
1880
1952
1,50
1500,00
2,70
Ванденовский
К1
1952
2529
1,50
1600,00
2,70
Мегионская
К1 (qt-bar)
2529
2831
1,50
1600,00
2,70
Баженовская
J3 / baj
2831
2843
1,50
1650,00
2,70
Георгиевская
J3/gr
2843
2847
1,50
1700,00
2,70
Васюганская
J3+J2/vs
2847
2912
1,50
1700,00
2,70
Пласт
Давление, кгс/см2
Градиент давления, кгс/см2/м
Глубина Глубина
Индекс
Пластовое Пластовое Гидроразр. Гидроразр. Пластовый Пластовый Гидроразр. Гидроразр.
от
до
стратиграфического
в начале
в конце
в начале
в конце
в начале
в конце
в начале
в конце
(верт.), (верт.),
подразделения
интервала интервала интервала интервала интервала интервала интервала интервала
м
м
0
5000
0,00
500,00
0,00
725,00
0,100
0,100
0,180
0,180
5
Вид осложнения
Поглощение
бурового
р-ра
1.2 Зоны осложнений
Интервал
Свита
0-366 м
Четвертичные
1077-1480 м отложения
Покурская
1952-2529 м Ванденская
Обвалы, осыпи
366-490 м
Тавдинская
Водопроявления
1077-1480 м
1952-2529 м
Покурская
Ванденская
Нефтепроявления
2831-2912 м
Баженовская
Георгиевская
Васюганская
Методы предотвращения
Контроль за параметрами
бурового раствора.
Ввод добавок
кольмататоров.
Использование пен.
Быстрое и качественное
бурение интервала.
Избегать значительных
колебаний бурового р-ра.
Небольшие скорости
СПО.
Контроль за параметрами
бурового раствора.
Контроль за параметрами
бурового раствора.
6
2 Технологический раздел
2.1
Выбор конструкции скважины
Обсадная колонна
№
колон.
Тип колонны
1
Направление
2
Кондуктор
3
Эксплуатационная
0
Секции обсадной колонны
№
Диам.
се
долота,
кц
мм
.
Наруж Толщи
Группа
н.
на
Вес 1 м,
прочнос
диам., стенки,
кг/м
ти
мм
мм
Глубина
(ствол), м
Глубина
(верт.), м
Диам.
колонн
ы, мм
50
50,0
324,0
393,7
1
Обсадная
труба
До
устья
НОРМКА
324,0
10,00
Д
106,50
736
736,0
244,5
295,3
1
Обсадная
труба
До
устья
НОРМКА
244,5
9,50
Д
75,90
2907
2899,0
146,1
190,5
1
Обсадная
труба
До
устья
ОТТМА
146,1
6,20
Д
20,90
Описание
Тип
Длина, м
соединения
НОРМКА 324x10 Д
Направление
200
400
600
800
НОРМКА 244,5x9,5 Д
Кондуктор
1 000
1 200
1 400
1 600
1 800
2 000
2 200
2 400
2 600
ОТТМА 146,1x6,2 Д
2 800
3 000
3 200
Эксплуатационная
0
7
Обсадная колонна
№
колон.
Тип колонны
1
Направление
2
Кондуктор
3
Эксплуатационная
Глубина
(ствол), м
Секции обсадной колонны
Глубина Диам.
(верт.), колонн
м
ы, мм
Диам.
долота,
мм
№
секц.
Описание
Длина, м
Тип
соединения
Толщин
Наружн
а
Группа
Вес 1
. диам.,
стенки, прочности м, кг/м
мм
мм
50
50,0
324,0
393,7
1
Обсадная
труба
До устья
НОРМКА
324,0
10,00
Д
106,5
0
736
736,0
244,5
295,3
1
Обсадная
труба
До устья
НОРМКА
244,5
9,50
Д
75,90
2907
2899,0
146,1
190,5
1
Обсадная
труба
До устья
ОТТМА
146,1
6,20
Д
20,90
8
2.2Выбор и расчет профиля ствола скважины в программном комплексе
"Бурсофтпроект"
Глубина (ствол),
м
Зенитный угол,
град
Азимут, град
Глубина (верт.), м
Отклонение с-ю,
м
Отклонение в-з, м
Интенсивность
искривления,
град/10 м
0,0
0,00
0,00
0,0
0,00
0,00
0,00
60,0
0,00
0,00
60,0
0,00
0,00
0,00
198,3
0,00
0,00
198,3
0,00
0,00
0,00
252,0
0,00
0,00
252,0
0,00
0,00
0,00
263,0
0,00
0,00
263,0
0,00
0,00
0,00
736,0
0,00
0,00
736,0
0,00
0,00
0,00
2451,0
8,00
0,00
2445,4
119,54
0,00
0,05
2696,0
7,00
0,00
2688,3
151,51
0,00
0,04
2721,0
5,00
0,00
2713,2
154,13
0,00
0,80
2736,0
3,50
0,00
2728,2
155,24
0,00
1,00
2822,0
3,00
0,00
2814,0
160,11
0,00
0,06
2832,0
2,00
0,00
2824,0
160,55
0,00
1,00
2846,0
2,00
0,00
2838,0
161,04
0,00
0,00
2850,0
0,00
0,00
2842,0
161,11
0,00
5,00
2861,0
0,00
0,00
2853,0
161,11
0,00
0,00
2911,0
0,00
0,00
2903,0
161,11
0,00
0,00
160
140
120
100
80
60
40
20
0
0
Смещение на в осток, м
9
0
100
100
200
200
300
300
400
400
500
500
600
600
700
700
800
800
900
900
1 000
1 000
1 100
1 100
1 200
1 200
1 300
1 300
Глубина, м
Глубина, м
0
1 400
1 500
1 400
1 500
1 600
1 600
1 700
1 700
1 800
1 800
1 900
1 900
2 000
2 000
2 100
2 100
2 200
2 200
2 300
2 300
2 400
2 400
2 500
2 500
2 600
2 600
2 700
2 700
2 800
2 800
2 900
2 900
0
20
40 60 80 100 120 140 160
Смещение на сев ер, м
0
Смещение на в осток, м
10
0
100
200
300
400
500
600
700
800
900
1 000
1 100
Глубина, м
1 200
1 300
1 400
1 500
1 600
1 700
1 800
1 900
2 000
2 100
2 200
2 300
2 400
2 500
2 600
2 700
2 800
2 900
-1 100
-1 000
-900-800-700-600-500-400-300-200-1000
-1 300
-1 200
1 400
1 500
1 100
1 200
1 300
100 200 300 400 500 600 700 800 900 1 000
Смещение на север, м
11
2.3Выбор КНБК с учетом конструкции скважины и интервалов
проектного профиля
1)КНБК под
направление:
-2
0
2
4
6
8
10
12
14
БТ 147х11
16
18
20
22
24
26
28
30
32
34
36
УБТ УБТС2-203(8)
38
40
Калибратор КЛС 485
42
44
УБТ УБТС2-203(8)
46
48
50
Долото Ш393,7 М-ЦВ
52
54
56
58
60
62
64
66
0
12
Эскиз
Описание
БТ 147х11
Длина, Нарастающ.
м
длина, м
Глубина Наруж. Внутр.
Вес /
Толщ.стенки,
Замковое
от
диам, диам.,
Вес 1 м, Группапрочности
мм
соединение
устья, м
мм
мм
кг
32,00
50,00
0,00
147
125
13,9
УБТ УБТС2-203(8)
8,00
18,00
32,00
203
76
215
Калибратор КЛС
485
1,21
10,00
40,00
324
100
465
УБТ УБТС2-203(8)
8,00
8,79
41,21
203
76
215
Долото Ш393,7 МЦВ
0,53
0,79
49,21
393,7
145
13
2)КНБК под кондуктор:
-20
0
20
40
60
НОРМКА 324x10 Д
Направление
80
100
120
140
160
180
200
220
240
БТ 147х11
260
280
300
320
340
360
380
400
420
440
460
480
500
520
540
560
580
УБТ УБТ197
УБТ УБТ197
УБТ УБТ197
УБТ УБТ197
УБТ УБТ197
ЗТС АЗИМУТ-4
Центратор З-ЦДП 290/240 МС
Калибратор ИСМ-292Ш
600
620
УБТ УБТ197
640
660
680
700
720
Двигатель 3ТСШ-195
Долото Ш295,3 М-ГВ
740
760
780
800
820
0
14
Эскиз
Описание
БТ 147х11
Длина,
м
Глубина Наруж. Внутр.
Вес /
Нарастающ.
Толщ.стенки,
от устья, диам, диам.,
Вес 1 м, Группапрочности
длина, м
мм
м
мм
мм
кг
525,00
736,00
0,00
147
125
13,9
УБТ УБТ197
12,00
211,00
525,00
197
90
188
УБТ УБТ197
12,00
199,00
537,00
197
90
188
УБТ УБТ197
12,00
187,00
549,00
197
90
188
УБТ УБТ197
12,00
175,00
561,00
197
90
188
УБТ УБТ197
12,00
163,00
573,00
197
90
188
Центратор З-ЦДП
290/240 МС
0,75
151,00
585,00
290
236
0
Калибратор
ИСМ-292Ш
0,80
150,25
585,75
292
94
100
Замковое
соединение
15
Эскиз
Описание
ЗТС АЗИМУТ-4
УБТ УБТ197
Двигатель 3ТСШ195
Долото Ш295,3
М-ГВ
Длина,
м
Глубина Наруж. Внутр.
Вес /
Нарастающ.
Толщ.стенки,
от устья, диам, диам.,
Вес 1 м, Группапрочности
длина, м
мм
м
мм
мм
кг
5,70
149,45
586,55
170
100
150
120,00
143,75
592,25
197
90
188
23,50
23,75
712,25
195
4165
0,42
0,25
735,75
295,3
73
Замковое
соединение
16
3)КНБК под эксплуатационную колонну:
-100
0
100
200
300
400
500
600
700
800
НОРМКА 244,5x9,5 Д
Кондуктор
900
1 000
1 100
1 200
ЛБТ АБТ 129х9
1 300
1 400
1 500
1 600
1 700
1 800
1 900
2 000
2 100
2 200
2 300
2 400
2 500
УБТ УБТС1-133
УБТ
УБТС1-133
УБТЦентратор
УБТС1-133 ЦУ-190/120
УБТ
ЯсУБТС1-133
гидрав. Jar-121
УБТ
УБТ УБТС1-133
УБТС1-133
УБТС1-133
УБТ
УБТС1-133
Калибратор КСУБТ
190,5
СТ-1
ЗТС AT-3-108
2 600
УБТ УБТС1-133
2 700
2 800
2 900
Двигатель 5" D1000H
Долото 190.5 МЗ-ГВ
3 000
3 100
3 200
0
17
Эскиз
Описание
БТ 129х9
Длина, м
Глубина Наруж. Внутр.
Вес /
Нарастающ.
Толщ.стенки,
Замковое
от устья, диам, диам.,
Вес 1 м, Группапрочности
длина, м
мм
соединение
м
мм
мм
кг
2487,00
2907,00
0,00
129
111
10,2
УБТ УБТС1-133
12,00
420,00
2487,00
133
64
84
УБТ УБТС1-133
12,00
408,00
2499,00
133
64
84
Центратор ЦУ190/120
1,59
396,00
2511,00
190,5
60
275
УБТ УБТС1-133
12,00
394,41
2512,59
133
64
84
УБТ УБТС1-133
12,00
382,41
2524,59
133
64
84
Калибратор КС
190,5 СТ-1
0,44
370,41
2536,59
190,5
78
46
УБТ УБТС1-133
12,00
369,97
2537,03
133
64
84
УБТ УБТС1-133
12,00
357,97
2549,03
133
64
84
18
Эскиз
Описание
Яс гидрав. Jar121
Длина, м
Глубина Наруж. Внутр.
Вес /
Нарастающ.
Толщ.стенки,
Замковое
от устья, диам, диам.,
Вес 1 м, Группапрочности
длина, м
мм
соединение
м
мм
мм
кг
4,00
345,97
2561,03
121
57,2
0
УБТ УБТС1-133
12,00
341,97
2565,03
133
64
84
УБТ УБТС1-133
12,00
329,97
2577,03
133
64
84
6,00
317,97
2589,03
108
64
150
304,00
311,97
2595,03
133
64
84
Двигатель 5"
D1000H
6,20
7,97
2899,03
127
499
Долото 190.5
МЗ-ГВ
0,35
1,77
2905,23
190,5
27,4
ЗТС AT-3-108
УБТ УБТС1-133
19
2.4Гидравлика
Бурение 0-50 м, глубина (ствол): 50 м
Скважина
20
Давление гидроразрыва
Расчётное давление при циркуляции
Расчётное давление порш невания (спуск)
Пластовое давление
Расчётное давление свабирования (подъём)
0
5
10
15
20
25
30
35
40
45
50
0 0,20,40,60,81 1,21,41,61,8 2 2,22,42,62,83 3,23,43,63,84 4,24,44,64,8 5 5,25,45,65,86 6,26,46,66,87 7,27,47,67,8 8 8,28,48,68,89
Давления в открытом стволе, кгс/см2
Внутри БТ / КНБК
Снаружи БТ / КНБК
Вынос ш лама
0
5
10
Глубина по стволу, м
15
20
25
30
35
40
45
50
0,5
1
1,5
2
2,5
3
3,5
4
4,5
5
Скорость, м/с
5,5
6
6,5
7
7,5
8
21
Плотность бурового раствора
ЭПЦ + Шлам
ЭПЦ в кольцевом пространстве
0
5
10
15
20
25
30
35
40
45
50
1 150
1 155
1 160
1 165
1 170
1 175
1 180
1 185
ЭПЦ в кольцевом пространстве, кг/м3
Внутри БТ / КНБК
1 190
1 195
1 200
90
100
Снаружи БТ / КНБК
0
5
10
Глубина по стволу, м
15
20
25
30
35
40
45
50
0
10
20
30
40
50
60
70
Потери давления на трение, кгс/см2
80
22
Глубина по стволу, м
b
c
d
e
f
g
Концентрация ш лама, %
0
2,156
Концентрация ш лама, %
Буровой раствор
Модель жидкости
Бингамовская
Наименование
полимерглинистый
Плотность, г/см3
1,16
Вязкость, мПа∙с
11,00
ДНС, Па
29,00
Двигатель
Наименование
?
Тип
Долото
Типоразмер
Ш393,7 М-ЦВ
Схема промывки
Периферийная
Насадки
11,1x3
Площадь насадок, см2
3,10
Скор.на насадках, м/с
120,00
Гидромощность, кВт
367,10
2
Удельный расход, л/с/см
0,094
Мин. скор.в стволе, м/с
0,23
Буровой насос
Тип насоса
2ПН-1300
Количество насосов, шт.
2
Потери давления, кгс/см2
Суммарные
115,30
Наземное оборудование
14,60
Внутри БК / КНБК
2,00
Двигатель
0,00
Долото
98,70
Кольцевое пространство
0,10
Бурение, СПО
Скорость бурения, м/ч
15,00
3
Плотн. породы, г/см
2,40
Скорость СПО, м/сек
1,00
Параметры
Глубина (ствол), м
50
Время циркуляции, мин
4
Время цирк.внутри, мин
0
Время цирк.снаружи, мин
4
Объём внутри, м3
0,52
Объём снаружи, м3
7,85
Суммарный объём, м3
8,37
Объём без инструм., м3
9,08
Давление на забое, кгс/см2
5,90
23
Коэффициент мощности
Диаметр поршней, мм
Норма наполнения, %
Двойных ходов, 1/мин
Расход одного насоса, л/с
Суммарный расход, л/с
Предельн. давлен., кгс/см2
Наземное оборудование (диам., мм / длина, м)
Манифольд
100/30
Шланг
50/15
Вертлюг
50/1,5
Квадрат
80/12
0,90
203
85
65
18,60
37,20
270,0
32
,3
32
,3
32
,3
40
,3
8
40
,3
41
,5
1,
2
41
,5
49
,5
8
49
,5
50
0,
5
50
0,
5
49
,5
41
,5
40
,3
32
,3
0,
3
49
,5
41
,5
40
,3
32
,3
8
1,
2
8
32
ЛБТ
АБТ
147х11
УБТ
УБТС2203(8)
Калибра
тор КЛС
485
УБТ
УБТС2203(8)
Долото
Ш393,7
М-ЦВ
Открыты
й ствол
Открыты
й ствол
Открыты
й ствол
Открыты
й ствол
Открыты
й ствол
0
3,
74
0,3
0
0,
93
0,8
2
0
0,
14
0,0
3
0
0,
93
0,8
2
0
0,
06
98,
68
0
0
0
0,
06
0,
93
0,
14
0,
93
3,
71
0,0
2
0,0
1
0,0
2
0,0
6
12
5
14
7
0
0
0
0,0
22
8,2
8,1
89
76
20
3
0
0
0
0,0
2
4,7
36
4,7
25
10
0
32
4
0
0
0
0,0
21
8,2
8,1
89
76
20
3
0
0
0
0,0
2
8,2
8,1
89
31
5
39
3,7
0
0
0
0,0
2
8,1
89
0,2
36
0,3
6
0,2
36
0,2
13
39
3,7
20
3
32
4
20
3
14
7
48
2,2
48
2,2
48
2,2
48
2,2
48
2,2
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
8,2
0,2
48
0,3
71
0,2
48
0,2
25
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
Замк.
соедин.
0,0
2
1,7
98
0,8
47
1,7
98
2,1
59
399
58
2540
3
43440
08
657
21
1773
1
16058
23
499
48
2149
1
27801
65
657
21
1773
1
16058
23
657
21
1773
1
16058
23
657
21
729
0
619
6
729
0
793
9
1773
1
1971
695
4208
71
1971
695
3068
966
16058
23
21669
337
69564
08
21669
337
31234
326
Турбулентный режим
Критерий
Бингама
Критическое значение
Рейнольдса
Число Рейнольдса
Число Хедстрема
145
215
465
215
13,9
3,0
2
0
Вес / Вес
1 м, кг
76
100
76
125
3,0
31
0
0
Толщина
стенки,
мм
Лямбда
0,53
8
1,21
8
32
Внут.
диам.,
мм
Количество замков
Ш
Наруж.
диам,
мм
393,7
203
324
203
147
бур.раствора, м/сек
Скорость падения
шлама, м/сек
Внутренний диаметр,
мм
Наружный диаметр,
мм
Внутренний диаметр
замков, мм
Наружный диаметр
замков, мм
До, м
0
Длина, м
Потери на СПО,
кгс/см2
Скорость
Долото Ш393,7 М-ЦВ
УБТ УБТС2-203(8)
Калибратор КЛС 485
УБТ УБТС2-203(8)
ЛБТ АБТ 147х11
Потери на трение,
кгс/см2
Потери в замках,
кгс/см2
1
2
3
4
5
Наимено
вание
Тип
Давление, кгс/см2
Описание
Длина, м
№
От, м
Конструкция КНБК / Бурильной колонны
109
x
24
x
56
x
24
x
24
x
24
x
297
3
112
3
297
3
393
5
24
Групп
прочн
Бурение 50-736 м, глубина (ствол): 736 м
Скважина
25
Давление гидроразрыва
Расчётное давление при циркуляции
Расчётное давление порш невания (спуск)
Пластовое давление
Расчётное давление свабирования (подъём)
0
500
1 000
1 500
2 000
2 500
3 000
3 500
4 000
4 500
5 000
0
50
100 150 200 250 300 350 400 450 500 550 600 650 700 750 800 850 900
Давления в открытом стволе, кгс/см2
Внутри БТ / КНБК
Снаружи БТ / КНБК
Вынос ш лама
0
5
10
Глубина по стволу, м
15
20
25
30
35
40
45
50
0,5
1
1,5
2
2,5
3
3,5
4
4,5
5
Скорость, м/с
5,5
6
6,5
7
7,5
8
26
Плотность бурового раствора
ЭПЦ + Шлам
ЭПЦ в кольцевом пространстве
0
5
10
15
20
25
30
35
40
45
50
1 150
1 155
1 160
1 165
1 170
1 175
1 180
1 185
ЭПЦ в кольцевом пространстве, кг/м3
Внутри БТ / КНБК
1 190
1 195
1 200
90
100
Снаружи БТ / КНБК
0
5
10
Глубина по стволу, м
15
20
25
30
35
40
45
50
0
10
20
30
40
50
60
70
Потери давления на трение, кгс/см2
80
27
Глубина по стволу, м
b
c
d
e
f
g
Концентрация ш лама, %
0
2,156
Концентрация ш лама, %
Буровой раствор
Модель жидкости
Бингамовская
Наименование
полимерглинистый
Плотность, г/см3
1,16
Вязкость, мПа∙с
11,00
ДНС, Па
29,00
Двигатель
Наименование
3ТСШ-195
Тип
ТУРБОБУР
Долото
Типоразмер
Ш295,3 М-ГВ
Схема промывки
Периферийная
Насадки
10x4
Площадь насадок, см2
3,14
Скор.на насадках, м/с
111,50
Гидромощность, кВт
298,00
2
Удельный расход, л/с/см
0,119
Мин. скор.в стволе, м/с
0,41
Буровой насос
Тип насоса
2ПН-1300
Количество насосов, шт.
2
Потери давления, кгс/см2
Суммарные
262,30
Наземное оборудование
13,00
Внутри БК / КНБК
11,80
Двигатель
149,70
Долото
85,10
Кольцевое пространство
2,60
Бурение, СПО
Скорость бурения, м/ч
15,00
3
Плотн. породы, г/см
2,40
Скорость СПО, м/сек
1,00
Параметры
Глубина (ствол), м
736
Время циркуляции, мин
32
Время цирк.внутри, мин
4
Время цирк.снаружи, мин
28
Объём внутри, м3
8,13
Объём снаружи, м3
58,72
Суммарный объём, м3
66,85
Объём без инструм., м3
74,10
Давление на забое, кгс/см2
87,90
28
Коэффициент мощности
Диаметр поршней, мм
Норма наполнения, %
Двойных ходов, 1/мин
Расход одного насоса, л/с
Суммарный расход, л/с
Предельн. давлен., кгс/см2
0,90
203
85
65
17,50
35,00
270,0
Наземное оборудование (диам., мм / длина, м)
Манифольд
100/30
Шланг
50/15
Вертлюг
50/1,5
Квадрат
80/12
Конструкция КНБК / Бурильной колонны
№
Описание
Тип
1
2
Долото Ш295,3 М-ГВ
Двигатель 3ТСШ-195
Ш
ТУРБОБ
УР
3
4
5
УБТ УБТ197
ЗТС АЗИМУТ-4
Калибратор ИСМ292Ш
Центратор З-ЦДП
290/240 МС
УБТ УБТ197
УБТ УБТ197
УБТ УБТ197
УБТ УБТ197
УБТ УБТ197
ЛБТ АБТ 147х11
6
7
8
9
10
11
12
0,42
23,5
Наруж.
диам,
мм
295,3
195
120
5,7
0,8
197
170
292
90
100
94
188
150
100
0,75
290
236
0
12
12
12
12
12
525
197
197
197
197
197
147
90
90
90
90
90
125
188
188
188
188
188
13,9
Длина, м
Внут.
диам.,
мм
Толщина
стенки,
мм
Вес / Вес
1 м, кг
Замк.
соедин.
73
4165
29
Групп
прочн
Бурение 736-2907 м, глубина (ствол): 2907 м
Скважина
30
Давление гидроразрыва
Расчётное давление при циркуляции
Расчётное давление порш невания (спуск)
Пластовое давление
Расчётное давление свабирования (подъём)
0
500
1 000
1 500
2 000
2 500
3 000
3 500
4 000
4 500
5 000
0
50
100 150 200 250 300 350 400 450 500 550 600 650 700 750 800 850 900
Давления в открытом стволе, кгс/см2
Внутри БТ / КНБК
Снаружи БТ / КНБК
Вынос ш лама
0
5
10
Глубина по стволу, м
15
20
25
30
35
40
45
50
0,5
1
1,5
2
2,5
3
3,5
4
4,5
5
Скорость, м/с
5,5
6
6,5
7
7,5
8
31
Плотность бурового раствора
ЭПЦ + Шлам
ЭПЦ в кольцевом пространстве
0
5
10
15
20
25
30
35
40
45
50
1 080
1 100
1 120
1 140
1 160
ЭПЦ в кольцевом пространстве, кг/м3
Внутри БТ / КНБК
1 180
1 200
Снаружи БТ / КНБК
0
5
10
Глубина по стволу, м
15
20
25
30
35
40
45
50
0
10
20
30
40
50
60
70
Потери давления на трение, кгс/см2
80
90
100
32
Глубина по стволу, м
b
c
d
e
f
g
Концентрация ш лама, %
0
2,156
Концентрация ш лама, %
Буровой раствор
Модель жидкости
Бингамовская
Наименование
полимерглинистый
Плотность, г/см3
1,08
Вязкость, мПа∙с
11,00
ДНС, Па
29,00
Двигатель
Наименование
5" D1000H
Тип
ТУРБОБУР
Долото
Типоразмер
190.5 МЗ-ГВ
Схема промывки
Периферийная
Насадки
9x3
Площадь насадок, см2
1,91
Скор.на насадках, м/с
104,70
Гидромощность, кВт
139,90
2
Удельный расход, л/с/см
0,105
Мин. скор.в стволе, м/с
0,55
Буровой насос
Тип насоса
2ПН-1300
Количество насосов, шт.
2
Потери давления, кгс/см2
Суммарные
217,80
Наземное оборудование
4,40
Внутри БК / КНБК
56,80
Двигатель
66,40
Долото
70,00
Кольцевое пространство
20,20
Бурение, СПО
Скорость бурения, м/ч
15,00
3
Плотн. породы, г/см
2,70
Скорость СПО, м/сек
1,00
Параметры
Глубина (ствол), м
2907
Время циркуляции, мин
96
Время цирк.внутри, мин
21
Время цирк.снаружи, мин
75
Объём внутри, м3
25,45
Объём снаружи, м3
89,46
Суммарный объём, м3
114,91
Объём без инструм., м3
127,81
Давление на забое, кгс/см2
333,30
33
Коэффициент мощности
Диаметр поршней, мм
Норма наполнения, %
Двойных ходов, 1/мин
Расход одного насоса, л/с
Суммарный расход, л/с
Предельн. давлен., кгс/см2
Наземное оборудование (диам., мм / длина, м)
Манифольд
100/30
Шланг
50/15
Вертлюг
50/1,5
Квадрат
80/12
0,90
203
85
65
10,00
20,00
270,0
Конструкция КНБК / Бурильной колонны
0
32
,3
32
,3
32
,3
40
,3
8
40
,3
41
,5
1,
2
41
,5
49
,5
8
49
,5
50
0,
5
50
0,
5
49
,5
41
,5
40
,3
32
,3
0,
3
49
,5
41
,5
40
,3
32
,3
8
1,
2
8
32
ЛБТ
АБТ
147х11
УБТ
УБТС2203(8)
Калибра
тор КЛС
485
УБТ
УБТС2203(8)
Долото
Ш393,7
М-ЦВ
Открыты
й ствол
Открыты
й ствол
Открыты
й ствол
Открыты
й ствол
Открыты
й ствол
0
3,
74
0,3
0
0,
93
0,8
2
0
0,
14
0,0
3
0
0,
93
0,8
2
0
0,
06
98,
68
0
0
0
0,
06
0,
93
0,
14
0,
93
3,
71
0,0
2
0,0
1
0,0
2
0,0
6
0
0
133
133
190,5
64
64
60
84
84
275
12
12
2487
133
133
129
64
64
111
84
84
10,2
12
5
14
7
0
0
0
0,0
22
8,2
8,1
89
76
20
3
0
0
0
0,0
2
4,7
36
4,7
25
10
0
32
4
0
0
0
0,0
21
8,2
8,1
89
76
20
3
0
0
0
0,0
2
8,2
8,1
89
31
5
39
3,7
0
0
0
0,0
2
8,1
89
0,2
36
0,3
6
0,2
36
0,2
13
39
3,7
20
3
32
4
20
3
14
7
48
2,2
48
2,2
48
2,2
48
2,2
48
2,2
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
12
12
1,59
3,0
2
0
0
84
150
84
84
0
84
84
46
3,0
31
0
0
64
64
64
64
57,2
64
64
78
0
0
0
0
0
8,2
0,2
48
0,3
71
0,2
48
0,2
25
0,0
2
1,7
98
0,8
47
1,7
98
2,1
59
Замк.
соедин.
399
58
2540
3
43440
08
657
21
1773
1
16058
23
499
48
2149
1
27801
65
657
21
1773
1
16058
23
657
21
1773
1
16058
23
657
21
729
0
619
6
729
0
793
9
1773
1
1971
695
4208
71
1971
695
3068
966
16058
23
21669
337
69564
08
21669
337
31234
326
Турбулентный режим
Критерий
Бингама
Число Хедстрема
Наимено
вание
133
108
133
133
121
133
133
190,5
Критическое значение
Рейнольдса
От, м
14
15
16
304
6
12
12
4
12
12
0,44
Вес / Вес
1 м, кг
27,4
499
Число Рейнольдса
11
12
13
Толщина
стенки,
мм
Лямбда
УБТ УБТС1-133
ЗТС AT-3-108
УБТ УБТС1-133
УБТ УБТС1-133
Яс гидрав. Jar-121
УБТ УБТС1-133
УБТ УБТС1-133
Калибратор КС 190,5
СТ-1
УБТ УБТС1-133
УБТ УБТС1-133
Центратор ЦУ190/120
УБТ УБТС1-133
УБТ УБТС1-133
ЛБТ АБТ 129х9
0,35
6,2
Количество замков
3
4
5
6
7
8
9
10
Внут.
диам.,
мм
бур.раствора, м/сек
Скорость падения
шлама, м/сек
Внутренний диаметр,
мм
Наружный диаметр,
мм
Внутренний диаметр
замков, мм
Наружный диаметр
замков, мм
Ш
ТУРБОБ
УР
Наруж.
диам,
мм
190,5
127
Длина, м
Потери на СПО,
кгс/см2
Скорость
Долото 190.5 МЗ-ГВ
Двигатель 5" D1000H
Потери на трение,
кгс/см2
Потери в замках,
кгс/см2
1
2
Давление, кгс/см2
Тип
Длина, м
Описание
До, м
№
109
x
24
x
56
x
24
x
24
x
24
x
297
3
112
3
297
3
393
5
34
Групп
прочн
2.5 Системы управляемого роторного бурения.
Начиная с 50-х годов прошлого века, постоянно возрастают объемы бурения
скважин с горизонтальным окончанием (так называемые горизонтальные
скважины – ГС). Абсолютное большинство из них бурится с использованием
забойных двигателей. Однако при бурении ГС возникают серьезные
трудности. Главными из них являются проблемы с транспортом выбуренной
породы по горизонтальной и сильнонаклонной части ствола, трудности с
передачей нагрузки на долото вследствие больших сил трения,
необходимость подъема бурильной колонны и смены компоновки при
достижении заданных параметров кривизны ствола и т.д. Эти трудности
возрастают с увеличением длины горизонтального участка.
При строительстве скважин на шельфе в силу ряда причин (высокая
стоимость морских платформ, сложная ледовая обстановка) возникает
необходимость проводки скважин с очень большими отходами, у которых
длина ствола L много больше глубины скважины по вертикали Н (L/H>>1)).
Проводка таких скважин с использованием забойных двигателей при
невращающейся бурильной колонне в ряде случаев вообще невозможна.
Все это обусловило необходимость разработки роторных управляемых
систем.
Первый патент на роторную управляемую компоновку относится к 1902
году. В нем была заложена возможность разработки систем для бурения с
непрерывным отклонением компоновки низа бурильной колонны от оси
скважины при её вращении.
На данный момент подобные системы были разработаны основными
зарубежными производителями, такими как «Бейкер-Хьюз», «Халлибёртон»,
«Нобль Дриллинг», «Шлюмберже», «Ротари Стирабл Тулз». Они
различаются по конструкции, но основным их принципом является
использование вращающейся вместе с колонной труб телеметрической
системы, на которой установлены внешние или внутренние отклоняющие
элементы. Последние управляются электроникой, синхронизируются с
вращением бурильной колонны и находятся в постоянном контакте со
стенками скважины или валом близи долота, что позволяет вести
непрерывное управление траекторией ствола скважины.
Автономная телеметрическая система выдает замеры инклинометрии и
свойств горных пород, слагающих разрез скважины, на поверхность
посредством различных каналов связи, чаще всего гидравлического канала.
Большинство телесистем также управляется с поверхности посредством
передачи управляющих сигналов, то есть существует двусторонний канал
связи. Следует отметить, что некоторые интеллектуальные роторные
телесистемы могут быть запрограммированы на полностью автономную
35
работу по бурению ствола скважины с использованием алгоритмов
исправления траектории.
Роторные управляемые системы позволяют бурить пологие и горизонтальные
скважины с более ровным профилем из-за отсутствия перегибов ствола
(обычных при использовании забойных двигателей) с большим отходом за
счет снижения трения и лучшей очистки ствола. Более высокая скорость
проходки с постоянным вращением бурильной колонны предотвращает
вероятность прихватов бурильного инструмента, сокращает время на очистку
ствола от выбуренной породы, снижает пагубное воздействие бурового
раствора на продуктивный пласт и обеспечивает более быстрый ввод
скважин в эксплуатацию.
Система «Пауэрдрайв» («Шлюмберже») играла решающую роль в бурении
скважины M-11 с рекордным отходом 10 км на месторождении Вич Фарм в
Южной Англии. Высокая скорость проходки позволила сократить время
бурения на 24 дня и сэкономить 1,2 миллиона долларов. Аналогичные
результаты были получены при бурении с другими роторными
управляемыми системами.
Бурение нескольких скважин с использованием роторных управляемых
систем на месторождениях Западной Сибири и острова Сахалин доказало
возможность их применения в отечественных условиях. Основными
преимуществами являются: высокая скорость проходки, улучшение качества
ствола скважины, уменьшение загрязнения пласта фильтратом бурового
раствора, отсутствие осложнений, относительно большой диаметр скважины.
Однако в России подобные системы имеют ограниченное применение,
поскольку требуют использования буровых установок с верхним приводом.
Положительные стороны роторных управляемых систем:
-увеличение механической скорости проходки и соответственно уменьшение
времени бурения скважины за счет более равномерной отработки долота и
исключение подъема работоспособного долота для изменения геометрии
забойного двигателя;
-улучшение очистки скважины от шлама, сокращение времени на промывку
перед наращиванием и СПО;
- уменьшаются динамические скачки давления, снижается вероятность
гидроразрыва пород;
-улучшается качество ствола с минимальной микрокривизной, отсутствие
спиральной выработки за счет постоянного контроля положения режущей
поверхности долота, что позволяет провести успешное заканчивание;
-позволяет проводить сложные трехмерные профили с большим отходом.
К недостаткам можно отнести:
-необходимость использования верхнего привода;
-высокие требования к очистке бурового раствора, низкому содержанию
твердой фазы и материалов для ликвидации поглощений;
-сложность обслуживания на буровой, необходимость привлечения
персонала подрядчика;
-внедрение дополнительных датчиков в систему буровой;
36
-ограничения к расходу бурового раствора и буровым насосам;
-использование специализированных долот.
Роторные управляемые системы (далее РУС) можно разделить на два
основных типа по способу управления смещением долота относительно оси
скважины:
1. «Push the bit» – радиальное смещение всей компоновки или большей её
части относительно оси скважины, что вызывает давление на боковую
поверхность долота в определенном направлении. К этому типу можно
отнести системы «Автотрак» – Бейкер Хьюз Интек, «Пауэрдрайв» –
Шлюмберже, «Веллдиректор» и «Экспрессдрилл» – Нобль Дриллинг.
2. «Point the bit» – позиционирование долота. Достигается смещением
приводного вала относительно компоновки, либо изменением его кривизны,
что вызывает изменение угла атаки вооружения долота. К этому типу можно
отнести: «Геопилот» – Сперри-Сан, «АГС» – КДАЛ, «Смартслив» – Ротари
Стирабл Тулз, «Андердрилл» и «ДАРТ» – Андергейдж.
РУС первого типа получили наибольшее распространение благодаря
относительно простому устройству и надежности.
Компании производители обычно выпускают несколько типоразмеров своей
продукции.
Использование РУС позволяет значительно ускорить и улучшить проводку
скважины, улучшить состояние ствола и увеличить отход от вертикали в
горизонтальных скважинах.
Перспективы применения роторных управляемых систем
при строительстве наклонно направленных и горизонтальных скважин
Технологии горизонтального бурения, все шире применяемые российскими
нефтяниками, обеспечивают разрежение сетки эксплуатационных скважин с
одновременным увеличением вовлекаемых в разработку запасов, снижение
депрессии на пласт, эффективную промышленную разработку запасов, ранее
считавшихся неизвлекаемыми, а также повышение эффективности
применения методов воздействия на пласт.
В течение последних 5-ти лет объемы строительства горизонтальных
скважин в России резко увеличиваются. В настоящее время на смену этапу
бурения отдельных горизонтальных скважин приходит системное
использование горизонтального бурения, позволяющее максимально
реализовывать вышеперечисленные преимущества.
Горизонтальные скважины для разработки морских месторождений
оказались еще более эффективными, чем на суше. До 80% капитальных
вложений в освоение шельфовых запасов составляют расходы на
строительство морских оснований и сооружений. Очевидно, что даже
небольшое их сокращение принесёт значительный экономический эффект.
Именно это и обеспечивает горизонтальное бурение.
Одним из перспективных направлений развития технологии
горизонтального бурения является строительство скважин с большим
37
отходом, которые позволяют, в частности, разбуривать шельфовые
месторождения нефти газа с берега, без строительства дорогостоящих
морских оснований и платформ. Данный метод высокоэффективен и при
разработке месторождений, расположенных на природоохранных
территориях. При проектировании таких скважин применяется
трехинтервальный профиль, включающий вертикальный интервал, участок
увеличения зенитного угла и интервал стабилизации зенитного угла и
азимута.
Бурение таких скважин требует наличия целого ряда технических и
технологических средств, среди которых: верхний привод буровой
установки; системы измерения в процессе бурения; алмазное и
поликристаллическое вооружение долота; винтовые забойные двигатели и
турбобуры с долговечностью 150-300 часов; буровые растворы с высокими
смазывающими свойствами. Некоторые скважины могут быть пробурены
только с использованием роторных управляемых систем.
Недостатки управляемых систем бурения с гидравлическими забойными
двигателями могут быть значительно сокращены при применении
управляемых систем роторного бурения, в которых долото движется по
заданной траектории при непрерывном вращении бурильной колонны.
Роторные управляемые системы используют механизмы автоматической
ориентации и управляют траекторией скважины путем приложения бокового
усилия к долоту либо изменения положения долота.
Полностью автоматизированные системы были впервые применены на очень
дорогостоящих скважинах с большим отклонением забоя от устья, на
которых они обеспечили возможность решения задач, недоступных для
существующих систем с забойными двигателями.
Не отрицая важность и полезность, а также успехи в области технологии
управляемого бурения, следует отметить, что в настоящее время и в
обозримом будущем при строительстве подавляющего числа наклонных и
горизонтальных скважин в нашей стране будет использоваться традиционная
технология направленного бурения.
В соответствии с существующей технологией проводку горизонтального
интервала ствола скважины непосредственно в продуктивном пласте
производят жестко по профилю, рассчитанному до начала бурения. Причем
планирование горизонтального ствола осуществляют на основе
геологических и геофизических материалов, которые были ранее получены
при бурении вертикальных или наклонных скважин. Разработанные на
основе такой информации геологические разрезы и структурные карты не
соответствуют в части точности глубин и углов падения пластов
требованиям технологии горизонтального бурения. Поэтому в проект на
бурение горизонтальной скважины зачастую вносятся параметры
продуктивного пласта, не соответствующие его состоянию в интервале
бурения.
Существенное повышение эффективности строительства горизонтальных и
боковых стволов может быть достигнуто за счет оперативного планирования
38
траектории в процессе бурения на основании фактического геологического
разреза. Для реализации такой технологии необходим буровой комплекс,
способный автономно или при минимальном вмешательстве оператора
осуществлять бурение горизонтального ствола в продуктивном пласте,
обходя при этом зоны обводненности и зоны, не содержащие нефть или газ.
Разрабатываемые в настоящее время управляемые системы роторного
бурения могут в автономном режиме осуществлять только целенаправленное
изменение зенитного и азимутального углов или производить их
стабилизацию при бурении по команде с поверхности.
Существующие схемы управления не позволяют осуществлять полностью
автономное бурение без участия оператора по всему стволу скважины,
поэтому основным направлением в разработке систем следующего
поколения будет полная автоматизация работы забойной компоновки.
39
Список литературы:
1. А.Г. Калинин, Н.А. Григорян, Б.З. Султанов. Бурение наклонных скважин.
Справочник. М. Недра, 1990.
2. “The Autotrak System. Rotary Closed-Loop Drilling System.” Baker Hughes
Incorporated INT, 01-1716A4 08-01 2M, 2001.
3. Данные программного комплекса "Бурсофтпроект"
40
Документ
Категория
Технология
Просмотров
127
Размер файла
1 754 Кб
Теги
курсач
1/--страниц
Пожаловаться на содержимое документа