Ирина Эланс

Автор который поможет с любыми образовательными и учебными заданиями

Инженерно-геологические условия бурения

СОДЕРЖАНИЕ

1. Инженерно-геологические условия бурения 3-9

2. Применяемые циркулирующие рабочие агенты 9-10

3. Выбор и обоснование типа и серии трехшарошечных долот 10-12

4. Выбор параметров режима бурения 12-14

5. Проектировочный расчет бурильной колонны 14-22

6. Выбор комплектной буровой установки 22-24

7. Список использованных источников 25

1. Инженерно-геологические условия бурения.

Таблица 1- Общие сведения о районе буровых работ

Наименование	Значение
Наименование площади	Федоровское
Температура воздуха - среднегодовая - максимальная летняя - минимальная зимняя	-2,-3,2 +50 -30
Среднегодовое количество осадков, м	0,5
Максимальная глубина промерзания грунта,м	2,4
Продолжительность отопительного периода в году, сут	257
Наибольшая скорость ветра, м/с	22
Сведения о плащадке строительства и подъездных путях: -рельеф местности -состояние грунта -толщина снежного покрова, м -характер растительного покрова	Равнинный, слабо всхомленный Заболоченная, с озерами и реками 0,1-0,15 Смешанный лес
Характеристика подъездных дорог -протяженность, км -характер покрытия -высота насыпи, м	0,8 Песок 1,5
Источник водоснабжения Источник электроснабжения Источник карьерных грунтов	Артскважина Энергосистема Карьер, штабель гидронамыва

Таблица 2 – Литологическая характеристика разреза скважины

ЛИТОЛОГИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАЗРЕЗА СКВАЖИНЫ
Индекс стратиграфии-ческого подразделения	Интервал, м.		Горная порода по порядку в интервале		Стандартное описание горной породы: полное название, характерные признаки(структура, текстура, минеральный
Индекс стратиграфии-ческого подразделения	ОТ(верх)	ДО(низ)	Краткое название	% в интервале
Q Четвертичные отложения	0	40	Суглинки	20	Пески,сепески,суглинки
			Супеси	80
			Пески	20
P3/3 Журавская свита	40	100	Глины	45	Глины серые с редкими прослойками алевролитов
P3/3 Журавская свита	40	100	Суглинки	55	Глины серые с редкими прослойками алевролитов
P3/2 Новомихайло-вская свита	100	200	Пески,глины	20 60	Глины т. серые песчанистые, карбонатные и некарбонатные
P3/1-P3/2 Алтымская свита	200	330	Глина	80	Пески серые с/з, м/з,глины серые алевролитистые
P3/1-P3/2 Алтымская свита			Пески	20	Пески серые с/з, м/з,глины серые алевролитистые
P2/3-P3/1 Чеганская свита	330	500	Глины	100	Глины св.-зеленые сидеритизованные с включением пирита , с прослойками алевролитов и известника
P2 Люлинворс-кая свита	500	660	Глины	100	Глины с/з до желтых с прослойками алевролитов с включением глауконита
P1 Талинская свита	660	770	Глины	100	Глины т-серые, местами алевролитистые с пропластками глауконита
K2 Ганькиновс-кая свита	770	820	Глины	100	Глины серые, з-серые с мелкораковистым изломом
K2 Березовская свита	820	940	Глины	100	Глины серые с голубовато-зеленым оттенком ,однородные слабоопоковидные
K2 Кузнецовская свита	940	980	Глины	100	Глины серые до т-серых,массивные
К2-К1 Покурская свита	980	1720	Глины	70	Чередование песком с/з, м/з, песчаников серых, глин и алевролитов
			Песчанники	20
			Алевролиты	10
K1 Алымская свита	1720	1830	Аргиллиты	80	Аргиллиты серые, з-серые, с тонкими прослоями серых алевролитов
К1 Вартовская свита	1830	1900	Аргиллиты	80	Переслаивание песчаников, аргиллитов, алевролитов. Аргиллиты серые с прослоями алевролитов.
			Песчаники	10
			алевролиты	10

Таблица 3 – Физико-механические свойства горных пород

Индекс стратиграфии-ческого подразделения	Интервал, м.		Плотность, КГ/	Твердость, МПа	Категории по промысловой классификации
Индекс стратиграфии-ческого подразделения	ОТ(верх)	ДО(низ)	Плотность, КГ/	Твердость, МПа	Категории по промысловой классификации
Q Четвертичные отложения	0	40	1920	220	МС
Q Четвертичные отложения			1920	220	МС
P3/3 Журавская свита	40	100	1940	160	М
P3/2 Новомихайло-вская свита	100	200	1950	180	МС
P3/1-P3/2 Алтымская свита	200	330	1980	180	МС
P2/3-P3/1 Чеганская свита	330	500	2010	150	М
P2 Люлинворс-кая свита	500	660	2030	150	М
P1 Талинская свита	660	770	2040	150	М
K2 Ганькиновс-кая свита	770	820	2050	200	М
K2 Березовская свита	820	940	2080	200	М
K2 Кузнецовская свита	940	980	2090	250	М
К2-К1 Покурская свита	980	1720		400	МС
К2-К1 Покурская свита				400	МС
K1 Алымская свита	1720	1830	2100	450	МС
К1 Вартовская свита	1830	1900	2150	450	С

Таблица 4 – Давления по разрезу скважины

Глубина залегания, м		Стратиграфическое подразделение	Градиент давления, МПа/м
От (верх)	До (низ)	Название	Пластового	Гидроразрыва
1	2	3	4	5
0	40	Q Четвертичные отложения	0,100	0,20
40	100	P3/3 Журавская свита	0,100	0,20
100	200	P3/2 Новомихайло-вская свита	0,100	0,20
200	330	P3/1-P3/2 Алтымская свита	0,100	0,20
330	500	P2/3-P3/1 Чеганская свита	0,100	0,18
500	660	P2 Люлинворс-кая свита	0,101	0,18
660	770	P1 Талинская свита	0,101	0,18
770	820	K2 Ганькиновс-кая свита	0,101	0,18
820	940	K2 Березовская свита	0,101	0,16
940	980	K2 Кузнецовская свита	0,101	0,16
980	1720	К2-К1 Покурская свита	0,101	0,16
1720	1830		0,101	0,16
1830	1900	K1 Алымская свита	0,101	0,16

Таблица 5 - Конструкция скважины

Наименование колонны	Диаметр, м		Глубина спуска колонны,м	Интервалы цементирования, м
Наименование колонны	Колонны	Долота	Глубина спуска колонны,м	Интервалы цементирования, м
Направление	0,324	0,3937	40	0 - 40
Кондуктор	0,244	0,2953	400	0 - 400
Эксплуатационная	0,146	0,2159	1900	250 - 1900

Таблица 6 - Нефтенасыщенность

Индекс стратиграфи-ческого подразделения	Интервал, м.		Тип коллектора	Плотность, КГ/	Свободный дебит, /сут	Содержание, % по весу
	ОТ	ДО
						Серы	Парафина
К1(АС4-8)	1886	1900	Поровой	913	47	1,13	3,05

Таблица 7 - Сведения о возможных поглощениях бурового раствора

Индекс стратиграфи-ческого подразделения	Интервал, м.		Максимальная интенсивность поглощения, /Ч	Имеется ли потеря циркуляции	Условия возникновения
Индекс стратиграфи-ческого подразделения	ОТ(верх)	ДО(низ)	Максимальная интенсивность поглощения, /Ч	Имеется ли потеря циркуляции	Условия возникновения
Q-P3/3	0	100	До 5	Нет	Отклонение параметров бурового раствора
P3/3 – К1	100	750	До 6
К2 – К1	750	1720	До 7
К1	1830	1900	До 3

Таблица 8 – Осыпи и обвалы стенок скважины

Индекс стратиграфи-ческого подразделения	Интервал, м.		Тип раствора	Дополнительные данные по раствору, влияющие на устойчивость	Время до начала осложнения,сут
Индекс стратиграфи-ческого подразделения	ОТ(верх)	ДО(низ)	Тип раствора	Дополнительные данные по раствору, влияющие на устойчивость	Время до начала осложнения,сут
Q - P3/3	0	100	Поличер-глинистый	Т = 40 – 45с	3
P3/3 – P2	100	660		Т = 40 – 45с	3
P2 – К1	660	980		Содержание твердой фазы не более 7,5-8,8	3
K2 - К1	980	1900		Твердой фазы не более 7,5-8,8	1,35

Мероприятия по ликвидации последствий осыпей и обвалов (проработка, промывка и т.д.) :

1)Проработка в интервале со скоростью 199-120 м/ч;

2)Обработка бурового раствора химреагентами.

Таблица 9 - Нефтегазоводопроявления

Индекс стратиграфичес-кого подразделения	Интервал, м.		Виды проявляем-ого флюида	Условия возникновения	Характеристика проявлений в виде пленок нефти, пузырьков газа, перелива воды, увеличения водоотдачи и т.д
	ОТ(верх)	ДО(низ)
P3/2 - P3/1	100	330	Вода	Недолив жидкости в скважину во время подъема инструмента, во время простоев, несоблюдение параметров бурового раствора	Увеличение водоотдачи
K2 – K1	980	1720
K1(AC4-8)	1830	1884	Газ + вода		Газирование
К1(AC4-8)	1884	1900	Нефть + газ + вода		Пленка нефти газирование

Таблица 10 – Прихватоопасные заны

Индекс стратиграфичес-кого подразделения	Интервал, м.		Виды прихвата (от перепада давления, заклинива-ния и т.д.)	Наличие ограничений на время оставления инструмента без движения или промывки	Условия возникновения
	ОТ	ДО
Q – P2	0	660	Сальни-кообразование, заклинка	Да	Отклонения от параметров бурового раствора
P2 – K1	660	1900

Таблица 11 - Прочие возникновения осложнений

Индекс стратиграфичес-кого подразделения

Интервал, м.

Вид осложнения

Характеристика (параметры) осложнения и условия возникновения

ОТ

ДО

К2 – К1

1750

1900

Сужение ствола скважины

Нарушение режима промывки, набухание глин

2. Применяемые циркулирующие рабочие агенты

Для промывки скважины принимаем в качестве рабочего агента глинистый буровой раствор, так как он является наиболее дешевым и технологичным. Согласно правилам плотность бурового раствора в интервалах совместимых условий бурения должна определяться из расчета создания столбом бурового раствора гидростатического давления в скважине, превышающего пластовое (поровое) давление на величину:

- 10% для скважин глубиной до 1200 м, но не более 15 кгс/см² (1,5 МПа);

- 5% для скважин глубиной от 1200 м до проектной глубины, но не более 25 - 30 кгс/см² (2,5 - 3,0 МПа).

С учетом данных ограничений потребная плотность раствора определяется по формуле:

где Р_пл- пластовое (поровое) давление, Па; L_к— глубина залегания кровли пласта с максимальным градиентом пластового давления от устья скважины, м; К_р -коэффициент репрессии для указанных выше глубин, он равен соответственно: К_р = 1,1 и К_р = 1,05. Р - превышение забойного давления над пластовым, для тех же глубин соответственно равно 1,5 и 2,5 — 3,0 МПа.

Плотность бурового раствора при бурении под эксплуатационную колонну будет равна :

;

Следовательно принимаем значение плотности p = 1080 КГ/ .

3. Выбор и обоснование типа и серии трехшарошечных долот

Рациональным типом долота данного размера для каждых конкретных геолого-технических условий бурения является такой тип, который при бурении в рассматриваемых условиях обеспечивает минимальную величину эксплуатационных затрат на 1 м проходки.

Для бурения под эксплуатационную колонну диаметром 168,3 мм необходимо долото, диаметр которого можно определить по формуле:

где d_м - диаметр муфты эксплуатационной колонны, d_м = 188 мм [2]; -минимально допустимая разность диаметров муфт обсадных труб и скважины, мм. Значения берутся в зависимости от диаметра обсадных труб:

для труб диаметром 168,3 мм, =25 мм.

d_д= 188 + 25= 213 мм.

Правила допускают отклонение от рекомендуемой величины . Исходя из практики бурения, выбираем долото диаметром 215,9 мм, обеспечивающее беспрепятственный спуск колонны до проектной глубины, качественное ее цементирование и предотвратит возможные осложнения.

Тип долота должен соответствовать определенным свойствам горных пород, которые разбуриваются. Под свойствами горных пород в первую очередь понимается их твердость и абразивность.

Для выбора типа и серии долота необходимо определить среднюю категорюю твердости Т :

где T_i - категория твердости пород i-й разновидности; — мощность i-ro прослоя горной породы, м; М - мощность выделенной пачки, м.

В соответствии с табл. 8 определяем категории твердости отдельных пропластков пород.

Таблица 12 - Классификация горных пород (по Л. А. Шрейнеру)

Породы

Мягкие

Средней твердости

Твердые

Категория твердости

Твердость по штампу Рш.МПа

<100

100

250

250 500

500 l000

1000 1500

1500 2000

2000 3000

3000 4000

4000 6000

5000 6000

6000 7000

>7000

Для перехода от величин твёрдости, измеренных в МПа, к величинам, к величинам, измеренных категориях, предложена формула:

Где - твёрдость горной породы в категориях; - твердость горной породы в МПа.

Породы в интервале 330-770 имеют твердость 150 кгс/ ,в интервале 770 – 940 твердость = 200 кгс/, в интервале 940 – 980 твердость = 250 кгс/, в интервале 980 – 1720 твердость = 400 кгс/ и в интервале 1720 – 1900 твердость = 450 кгс/ .

Определим категории твердости для каждого из интервалов:

=0,164 = 1,8;

=0,164 = 2,1;

=0,164 = 2,3;

=0,164 = 2,9;

=0,164 = 3;

Определим среднее арифметическое значение твердости:

= = 2.5 .

Таблица 13 – Характеристики областей применения шарошечных долот.

Тип долота			Тип долота
М	2.4	4.4	МЗ	3.2	4.9
МС	3.0	5.5	МСЗ	4.5	7.7
С	3.7	6.2	СЗ	4.2	7.6
СТ	4.5	7.7	ТЗ,ТКЗ	6.2	9.3
Т	5.6	7.9	К	7.3	10.2

-среднее арифметическое значение твердости, - её верхняя граница для заданного интервала бурения.

В соответствии с физико-механическими свойствами горных пород для бурения под эксплуатационную колонну выбираем тип долота МЗ.

Учитывая тип долота и применяемый роторный способ бурения, выбираю долото - 215,9 М3-ГН.

4. Выбор параметров режима бурения

Эффективность разрушения горной породы долотом зависит от многих факторов:

- осевой нагрузки на долото, частоты его вращения;

- конструкции долота;

- свойств породы;

- соотношения давления промывочной жидкости на забой скважины и порового давления в слоях породы, прилегающих к забою;

- состава и свойств промывочной жидкости и ряда других.

Совокупность факторов, влияющих на эффективность разрушения породы и интенсивность износа долот и которыми можно оперативно управлять в период работы долота на забое, принято называть режимом бурения, а сами факторы - параметрами режима. К параметрам режима бурения относятся:

- осевая нагрузка на долото G, кН;

- частота его вращения n, об/мин;

- секундный расход Q промывочной жидкости;

- а также гидравлическая мощность струй N_c, вытекающих из долотных насадок.

Сочетание этих параметров, обеспечивающих получение наилучших показателей работы долота, называется оптимальным режимом бурения.

Осевую нагрузку на долото можно определить по удельной нагрузке Р_уд(кн/м):

G =

где – диаметр долота, м. В табл.14 приведены рекомендуемые режимы эксплуатации трехшарошечных долот.

Таблица 14 - Режимы эксплуатации долот

Серия долота	Частота вращения, об/мин	Удельная нагрузка на долото, кН/м	Способ бурения
ГАУ	35-70	600-800	Роторный
ГНУ	40-250	600-1000	Роторный, забойными двигателями (винтовыми турбобурами и электробурами с редукторными вставками)
ГН	60-450	700-1200	Роторный, всеми типами забойных двигателей
ГН, ГЦ	60-450	600-1000	То же

G = 7000,2159= 150 кН.

Для долот диаметром от 190,5 до 295,3 мм частота вращения не должна быть выше величины, которую можно оценить из соотношения:

n=882,9D_д/G,

где D_д- диаметр долота, см.

n = 882,921,59/150 =127 об/мин.

Для выбранного долота 215,9 М3-ГН рекомендуемая частота вращения в пределе 60-450 об/мин. Окончательно выбираю значение частоты вращения 127 об/мин.

5. Проектировочный расчет бурильной колонны

Исходные данные:

Вид операции – бурение

Интервал – 400-1900 м.

К началу операции спущена вторая промежуточная колонна диаметром 245 мм.

Бурение ведётся под эксплуатационную колонну диаметром 168 мм.

Способ бурения – роторный.

Диаметр долота – 215.9 мм.

Нагрузка на долото – 150 кН (15290.5 кгс).

Плотность раствора – 1,08 г/.

Условия бурения – нормальные.

Скважина – вертикальная.

Производим проектировочный расчет колонны бурильных труб. Для начала необходимо определить типы утяжеленных бурильных труб и длины ступеней УБТ.

Компоновка УБТ должна обеспечить заданную нагрузку на долото и необходимую жесткость при изгибе.

При _д = 215,9 м, диаметр основной ступени =178мм. Внутренний диаметр этих труб = 80 мм, вес одного метра q_m = 155,9 кгс. Эти трубы должны удовлетворять требованию минимальной жесткости, т.е. жесткость на изгиб основной ступени УБТ должна быть не менее жесткости обсадной колонны, под которую ведется бурение, т.е.(EI)₀₁>(EI)

где, - наружный и внутренний диаметры 1-ой (основной) ступени УБТ; D_0K, - наружный диаметр и толщина стенки обсадной колонны.

1.22 > 0,81 — условие выполняется.

Диаметр нижней секции бурильной колонны необходимо принять равным 127 мм.

Для обеспечения плавного перехода по жесткости от УБТ к бурильным трубам компоновка УБТ выполняется ступенчатой. Количество ступеней (промежуточных секций), должно быть таким, чтобы при переходе к бурильным трубам и переходах между ступенями выполнялись условия:

Инженерно-геологические условия бурения 📙 Курсовая → 🆔 89100