На бирже курсовых и дипломных проектов можно найти образцы готовых работ или получить помощь в написании уникальных курсовых работ, дипломов, лабораторных работ, контрольных работ, диссертаций, рефератов. Так же вы мажете самостоятельно повысить уникальность своей работы для прохождения проверки на плагиат всего за несколько минут.

ЛИЧНЫЙ КАБИНЕТ 

 

Здравствуйте гость!

 

Логин:

Пароль:

 

Запомнить

 

 

Забыли пароль? Регистрация

Повышение уникальности

Предлагаем нашим посетителям воспользоваться бесплатным программным обеспечением «StudentHelp», которое позволит вам всего за несколько минут, выполнить повышение уникальности любого файла в формате MS Word. После такого повышения уникальности, ваша работа легко пройдете проверку в системах антиплагиат вуз, antiplagiat.ru, etxt.ru или advego.ru. Программа «StudentHelp» работает по уникальной технологии и при повышении уникальности не вставляет в текст скрытых символов, и даже если препод скопирует текст в блокнот – не увидит ни каких отличий от текста в Word файле.

Результат поиска


Наименование:


Курсовик « Осложнения и аварии при бурении нефтяных и газовых скважин»

Информация:

Тип работы: Курсовик. Добавлен: 19.2.2014. Сдан: 2008. Страниц: 44. Уникальность по antiplagiat.ru: < 30%

Описание (план):



СОДЕРЖАНИЕ
стр.
Введение..................................................................................................................3
1 Общая часть.........................................................................................................4
1.1 Проектирование и обоснование конструкции скважины.............................4
1.2.Расчет диаметров обсадных колонн и буровых долот...................................8
2. Проектный расчет..............................................................................................10
2.1.Расчет плотности бурового раствора....................................................12
2.2 Расчет необходимого расхода бурового раствора........................................14
2.3 Расчет расхода очистного агента...................................................................16
2.4 Выбор насоса....................................................................................................18
2.5 Определение плотности промывочной жидкости, при которой не произойдет гидроразрыва пласта.........................................................................19
2.6 Определение потерь давления в элементах циркуляционной
системы...................................................................................................................22
2.7 Выбор гидромониторных насадок …………………..…………………......24
2.8 Построение графика давлений ………………………………………….….24
3. Специальная тема............................................................................................26
ПОВЫШЕНИЕ СМАЗОЧНОЙ СПОСОБНОСТИ БУРОВЫХ РАСТВОРО…........................................................................................................26 3.1 Анализ существующих представлений о механизмах прихватов в
скважине…………….............................................................................................27 3.2 Требования к растворам при бурении вертикальных,
наклонно-направленных скважин………………………………..………………33
3.3 Оценка смазочных добавок, используемых при бурении скважин………………………………………………………………..………….35
3.4 Требования к смазочным добавкам к буровым растворам при
проводке скважин…………………………………………………...……………..40
3.5 Разработка смазочной добавки с улучшенной смазочной
способностью………………………………………………………………….....41
3.6 Выводы и рекомендации…………………………………………………….43 Список используемой литературы.......................................................................44


ВВЕДЕНИЕ

Целью курсового проекта является закрепление на практике знаний полученных в процессе изучения дисциплины «Осложнения и аварии при бурении нефтяных и газовых скважин». Данный курсовой проект выполнен на основе полученного задания, на тему «ПОВЫШЕНИЕ СМАЗОЧНОЙ СПОСОБНОСТИ БУРОВЫХ РАСТВОРО» для бурения и заканчивания скважины». Курсовой проект состоит из трех частей: Общей части в которой проводиться обоснование и проектирование конструкции скважины; проектной части, в которой производится разработка гидравлической программы проводки скважины; и специальной темы, в которой приводятся описание технологии «ПОВЫШЕНИЕ СМАЗОЧНОЙ СПОСОБНОСТИ БУРОВЫХ РАСТВОРО» и нового подхода технологии проводки скважины в целом.


1. Общая часть
1.1 Проектирование и обоснование конструкции скважины
Скважина разведочная на отложениях продуктивного горизонта R-I, расположенного вблизи эрозионной поверхности рифейских отложений.
1. Проектная глубина - 2500 м
2. Цель скважины - Разведочная
3. Профиль ствола скважины - вертикальный

Под конструкцией эксплуатационного забоя понимается сочетание элементов крепления скважины в интервале продуктивного объекта, обеспечивающих устойчивость ствола, разобщение флюидосодержащих горизонтов, проведение технико-технологических воздействий на пласт, ремонтно-изоляционные работы, а также длительную эксплуатацию скважины с рациональным дебитом. Основные факторы, определяющие конструкцию забоя, - способность эксплуатации объекта, тип коллектора, механические свойства пород продуктивного пласта и условия его залегания. На основе анализа геологических условий бурения проектируем следующий способ заканчивания скважины, широко используемый в данном районе работ:
- скважина бурится до проектной глубины, (ниже подошвы продуктивного горизонта); спускается эксплуатационная колонна до забоя и цементируется, исходя из того, что скважина газовая, с перекрытием башмака предыдущей колонны не менее чем на 500м; после чего производится перфорация и освоение.
Использование конструкции с закрытым забоем позволяет существенно снизить стоимость работ, а также позволяет «сообщать» скважину с любым участком продуктивного пласта.
Этот метод прост в реализации по сравнению с другими способами и является наиболее рациональным для данных геологических условий и района работ.
Под несовместимостью условий бурения понимают такое их сочетание, когда заданные параметры технологических процессов бурения нижележащего интервала скважины вызовут осложнения в пробуренном вышележащем интервале, если последний не закреплен колонной, а проведение дополнительных специальных мероприятий по предотвращению этих осложнений невозможно или экономически нецелесообразно. С этой целью строится график совмещенных давлений рис.2 на основании данных, представленных в табл. 1.3. По графику определяется число и глубина спуска Из графика следует, что интервалы, несовместимые по условиям бурения в разрезе отсутствуют. Необходимое условие Рпл <Рбр <Ргр выполняется.


- коэффициент аномальности
- коэффициент гидроразрыва

Коэффициенты аномальности и поглощения
Интервал, м Пластовое давление, МПа Давление гидроразрыва, МПа Коэффициент аномальности Коэффициент поглощения
0-200 2,7 3,4 1,3 1,73
200-400 3,9 4,9 0,99 1,25
400-600 5,6 9,7 0,95 1,64
600-800 8,8 13,3 1,1 1,69
800-1000 9,9 14,5 1 1,47
1000-1200 12,1 16,2 1,02 1,37
1200-1400 14,3 18,9 1,04 1,37
1400-1600 16,5 23,2 1,05 1,47
1600-1800 18,6 27,5 1,05 1,55
1800-2000 22,7 32,2 1,15 1,64
2000-2200 22,5 34,1 1,04 1,58
2200-2400 21,6 33,5 0,91 1,42
2400-2500 23,2 36,1 0,94 1,47



Рис.1 График совмещенных давлений.


Согласно опыту бурения и геологических условий проектируется применение следующих элементов конструкции скважины:
1. Направление спускается на глубину 0-20м с целью перекрытия слабоустойчивых, рыхлых пород четвертичного возраста и верхней части эвенкийской свиты. Цементируется до устья.
2. Кондуктор. Спускается в более плотные отложения подошвенной части эвенкийской свиты, с целью перекрытия вскрытых зон осложнений.
Минимальная глубина спуска кондуктора Н к рассчитывается по формуле, представленной в [1], исходя из условия предупреждения гидроразрыва горных пород:
НК ? (РПЛ -0,01?L ?qФ )/(?РГР - 0,01? qФ ) м,
где РПЛ - максимальное пластовое давление в скважине, МПа;
L - глубина скважины, м;
qФ - удельный вес флюида, г/см3;
?РГР - максимальный градиент гидроразрыва пород, МПа/м.
НК ? (23,2- 0,01?2500?0,82)/(0,014 - 0,01?0,82)= 365,5 м.
Принимается глубина спуска кондуктора 370м. Кондуктор цементируется до устья
3. Промежуточная колонна. Интервал установки 0-2080м. Спускается в плотную часть отложений тэтэрской свиты с целью перекрытия всех соленосных отложений и зон возможных поглощений промывочной жидкости в отложениях нижнего кембрия, а так же исходя из того ,что скважина газовая. Промежуточная колонна цементируется до устья.
4. Эксплутационная колонна. Интервал установки 0-2500м. Спускается с целью изоляции и качественного испытания продуктивных отложений венда и возможно продуктивных отложений рифея. Высоту подъема цемента, по правилам безопасности в нефтяной и газовой промышленности для газовых скважин перекрытия башмака предыдущей колонны не менее чем на 500 м, определяется 1580м.


1.2 Расчет диаметров обсадных колонн и буровых долот
Исходя из прогнозируемого дебита скважины (420 тыс. м3/сут.) для эксплуатационной колонны проектируем трубы диаметром 168 мм с наружным диаметром муфты 188 мм.
1. Диаметр долота для бурения под эксплуатационную колонну определяется по формуле:
dдол = dм + 2Dк = 188+2?14 = 216 мм
где dм - наружный диаметр муфты для данной обсадной колонны, мм;
Dк - радиальный зазор для свободного прохода колонны в скважину
при спуске, мм (Dк принимаем равным 14 мм).
В соответствии с ГОСТ 20692-75 применяем долота диаметром 215,9мм.
2. Внутренний диаметр промежуточной колонны определяется по формуле:
Dкол.в.2 = dдол + 2 D = 215,9 + 2?5 = 225,9 мм
где D - радиальный зазор, необходимый для свободного прохода
внутри данной колонны долота для бурения под следующую колонну, мм (D = 5 мм).
В соответствии ГОСТ 632-80 принимаем обсадную колонну с наружным диаметром 245 мм с dм = 270 мм.
3. Диаметр долота под промежуточную колонну определяем по формуле (2), где Dк принимаем равным 12 мм:
dдол2 = 270+2?12 =294 мм.
В соответствии с ГОСТ 20692-75 принимаем долота диаметром
295,3мм.
4. Внутренний диаметр кондуктора определяем по формуле:
Dкол.в.3 = 295,3 + 2?5 = 305 мм.
В соответствии ГОСТ 632-80 принимаем обсадную колонну с наружным диаметром 324 мм с dм = 351 мм.
5. Диаметр долота для бурения под кондуктор определяется по формуле (2), где Dк принимаем равным 20 мм:
dдол3 = 351+2?20 =391 мм.
В соответствии с ГОСТ 20692-75 принимаем долота диаметром 393,7 мм.
6. Внутренний диаметр направления определяем по формуле:
Dкол.в.4 = 393,7 + 2?5 = 403,7 мм.
В соответствии ГОСТ 632-80 принимаем обсадную колонну с наружным диаметром 426 мм с dм = 451 мм.
7. Диаметр долота для бурения под удлиненное направление определяется по формуле, где Dк принимаем равным 20 мм:
dдол4 = 451+2?20 =491 мм.
В соответствии с ГОСТ 20692-75 принимаем долота диаметром 490 мм
Данные расчётов сведены в табл 1.


Таблица 1
Номер колон- ны в поряд- ке спуска Название колонны Интервал спуска, м Номиналь- ный диаметр ствола скважины (долота), мм Номиналь ный наруж- ный диаметр обсадных труб, мм Макси- мальный наружный диаметр муфты, мм
1 Направление 0-20 490 426 451
2 Кондуктор 0-370 393,7 324 351
3 Промежуточная 0-2080 295,3 245 270
4 Эксплутационная 0-2500 215,9 168 188


2. ПРОЕКТНЫЙ РАСЧЕТ

Современная технология бурения скважин предполагает систематическое использование циркулирующих промывочных агентов для транспортирования разрушенной горной породы на дневную поверхность, обеспечения необ­ходимого противодавления на проходимые скважиной гор­ные породы, подачи энергии к долоту и забойному двигате­лю, ликвидации пластовых флюидопроявлений, а также для задавливания открыто фонтанирующих скважин и т.д.
Чтобы правильно выбрать технологические характеристи­ки гидравлического оборудования и определить для каждого конкретного случая необходимые параметры циркуляционно­го потока в скважине для безаварийной ее проводки или ликвидации аварии, необходимо рассмотреть основы теории и расчетные зависимости применительно к гидродинамичес­ким процессам в бурящихся скважинах.
Цель расчета: определение расхода бурового раствора, обеспечивающего вынос шлама; плотности бурового раствора; выбор турбобура; тип бурового насоса и диаметр втулок; нахождение критической плотности бурового раствора при которой возможен гидроразрыв пласта. Определение потерь давления внутри бурильных труб, в наземной обвязке, в турбобуре, в кольцевом пространстве за ТБПВ, в долоте. Выявление возможности гидромониторного эффекта.
По окончании расчета строится график распределения потерь давления в циркуляционной системе.


Исходные данные для расчета:

Глубина бурения скважины Н, м 2500
Диаметр долота dд, м 0,2159
Коэффициент кавернозности К 1,25
Пластовое давление Рпл, МПа 23,2
Давление гидроразрыва Ргд, МПа 36,1
Плотность разбуриваемых пород ?п, кг/м3 2400
Расход промывочной жидкости Q, м3/с 0,023
Тип бурового насоса УНБ-600
Наружный диаметр 1-й секции УБТС dн, м 0,178
Наружный диаметр 2-й секции УБТ dн, м 0,146
Наружный диаметр СБТ dн, м 0,114
Длина УБТС l, м 210
Длина УБТ 2, м 12
Длина СБТ l, м 2278
Внутренний диаметр УБТ 1 dв, м 0,08
Внутренний диаметр УБТ 2 dв, м 0,074
Внутренний диаметр СБТ dв, м 0,96
Пластическая вязкость промывочной жидкости ?п, Па?с 0,03
Динамическое напряжение сдвига ?т, Па 21
Плотность промывочной жидкости ?пж, кг/м3 1040


Расчет разбит на 3 интервала:
1.Расчет кондуктора- глубина бурения 370м, длина СБТ 310 м, длина УБТ-60 м. диаметр СБТ 140мм, диаметр УБТ 273 мм.
2.Расчет промежуточной колонны - глубина бурения 2080 м, длина
СБТ 1918м, длина УБТ-162 м. диаметр СБТ 127 мм, диаметр УБТ 203 мм.
3.Расчет эксплуатационной колонны - глубина бурения 2500 м, длина
СБТ 2290 м, длина УБТ-210 м. диаметр СБТ 114 мм, диаметр УБТ 178 мм.


2.1. Расчет плотности бурового раствора

Согласно РД 08-624-03 «Правил безопасности в нефтяной и газовой промышленности» М. 2003 г. раздела 2.7.3 репрессия на пласт должна составлять:
в интервале до 1200м на 10% превышать пластовое давление, но не более 1,5 МПа;
в интервале более 1200м на 5% превышать пластовое давление, но не более 2,5-3 МПа;
Пластовое давление на глубине можно определить по формуле исходя из того, что пластовое давление равно гидростатическому.
Рпл = r · g · H ,
где Рпл - пластовое давление, МПа;
r - плотность воды, 1000кг/м3;
g - ускорение свободного падения, м/с2;
H - глубина по вертикали, м.
Также пластовое давление можно определить, зная градиенты пластового давления по разрезу.
Рпл = Рпл · Н ,
где Рпл - градиент пластового давления, МПа/м.
Зная из табл. 1.3 градиенты пластового давления можно определить необходимую плотность бурового раствора по разрезу скважины.
Плотность бурового раствора рассчитывается по формуле:
rбр = Рпл / g · H + Кр · Рпл / g · H ,
где Кр - коэффициент резерва;
rбр - плотность бурового раствора, кг/м3.
На интервале 0-370м пластовое давление составляет 3,5 МПа, следовательно:
rбр =3,5 · 106 / 9,81 · 370 + 0,1 · 3,5 · 106 / 9,81 · 370 = 1,03 г/см3.
В интервале 370?2080м пластовое давление составляет 22,7 МПа, следовательно:
rбр=22,7·106 / 9,81 · 2080 + 0,1 · 22,7· 106 / 9,81........


СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1. Калинин А.Г., Левицкий А.З., Мессер А.Г., Соловьев Н.В. Практическое руководство по технологии бурения скважин на жидкие и газообразные полезные ископаемые: Справочное пособие/Под ред. А.Г. Калинина. . М.: ООО "Недра- Бизнесцентр",2001.. 450с.
2. Басарыгин Ю.М., Булатов А.И., Проселков Ю.М. "Осложнения и аварии при бурении нефтяных и газовых скважин". 2000г.
3. Технология бурения, буровые растворы и гидравлика. Материалы компании Юкос.
4. Басарыгин Ю.М., Булатов А.И., Проселков Ю.М. Бурение нефтяных и газовых скважин: Учебное пособие для вузов. - М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2002.- 632с.
5. Элияшевский И.В., Сторонский М. Н., Орсуляк Я.М. Типовые задачи и расчеты в бурении: Учебное пособие для техникумов. М., Недра 1982г.



Перейти к полному тексту работы


Скачать работу с онлайн повышением уникальности до 90% по antiplagiat.ru, etxt.ru или advego.ru


Смотреть похожие работы


* Примечание. Уникальность работы указана на дату публикации, текущее значение может отличаться от указанного.