25157 (Бурение нефтяных и газовых скважин)
Описание файла
Документ из архива "Бурение нефтяных и газовых скважин", который расположен в категории "". Всё это находится в предмете "геология" из 2 семестр, которые можно найти в файловом архиве . Не смотря на прямую связь этого архива с , его также можно найти и в других разделах. Архив можно найти в разделе "книги и методические указания", в предмете "геология" в общих файлах.
Онлайн просмотр документа "25157"
Текст из документа "25157"
Федеральное агентство по образованию
Государственное образовательное учреждение
высшего профессионального образования
«Томский политехнический университет»
Методические указания для самостоятельной работы
Бурение нефтяных и газовых скважин
Томск 2005
Содержание и структура курсовой работы по бурению нефтяных и газовых скважин
Курсовая работа представляет решение конкретных задач сооружения скважин на нефть и газ.
Курсовая работа составляется с использованием данных изучения керна, материалов геофизических исследований скважин, данных их эксплуатации. Привлекаются фондовые и опубликованные материалы. Курсовой проект разрешается представлять в рукописном виде или в компьютерном наборе текста. Работа должна включать в указанной ниже последовательности:
титульный лист (приложение 1);
задание (краткая аннотация 0,5 стр.);
содержание;
введение (1 – 2 станицы текста);
геологическое строение и нефтегазоносность месторождения (3 – 4 страницы текста);
промыслово-геологическое изучение рассматриваемого объекта (8 – 13 страниц текста);
специальная часть проекта (10 – 16 страниц текста);
заключение (4 – 5 страниц текста);
список использованной литературы (приложение 2);
список графических приложений и таблиц с указанием их номеров и страниц;
приложения (рисунки, чертежи, графики и т.д.)
Таким образом, общий объем курсового проекта должен составлять 30 – 40 страниц текста.
Разделы «введение», «геологическое строение и нефтегазоносность» обычно составляются по литературным и фондовым материалам.
Разделы «промыслово-геологическое изучение», «спец. часть» и «заключение» составляются на основе первичных и фондовых материалов собранных в организации, где проходилась практика (для студентов очной формы обучения).
Защита курсового проекта проходит в форме доклада. Иллюстрационный материал к докладу представляется или на ватмане или в виде презентации, созданной в программе Power Point.
Ниже даются пояснения по каждому из разделов курсового проекта.
Введение
Во введении кратко излагаются следующие сведения:
-обоснование выбора объекта исследования;
-актуальность темы проекта; связь темы проекта с задачами, решаемыми предприятием (организацией);
-методы, применяемые при решении курсового проекта;
-использование вычислительной техники при выполнении проекта;
-объем и содержание материалов, использованных при выполнении курсового проекта.
Введение и заключение не нумеруются.
Часть №1. Разработка конструкции скважины
Конструкцию скважины характеризуют следующие параметры:
— число обсадных колонн;
— глубина спуска обсадных колонн;
— интервалы затрубного цементирования;
— диаметры обсадных колонн;
— диаметры ствола скважины под обсадные колонны.
Общая методика
Общая методика разработки конструкции скважины сводится к следующему:
1. Исходя из заданных геологических условий определяется необходимое число обсадных колонн.
2. Для каждой колонны в соответствии с назначением определяется глубина спуска и интервал затрубного цементирования (следует помнить, что в газовых скважинах затрубное пространство цементируется до устья, а в нефтяных основные колонны цементируются с перекрытием предыдущих не менее 300 м.).
3. Выбирается диаметр эксплуатационной колонны по предполагаемому дебиту полезного ископаемого (табл. 1).
Таблица 1
| Рекомендуемые диаметры эксплуатационных колонн (мм) при ожидаемом дебите | ||||||||
| нефти, м3/сут. | газа, тыс.м3/сут. | |||||||
| до 100 | до150 | до 300 | более 300 | до 250 | до 500 | до 1000 | до 5000 | |
| 127-140 | 140-146 | 168-178 | 178-194 | 114-146 | 146-168 | 178-219 | 219--273 | |
4. Определяется диаметр муфт dм.э. и радиальный зазор δэ.(между муфтой и стенкой скважины) для эксплуатационной колонны (табл. 2).
Таблица 2.
| Наружный диаметр, мм | Величина радиального зазора, мм | ||
| обсадных труб | муфт | ||
| 140; 146; 168 178; 194 219; 245 273; 299 324; 340; 351 | 159; 166; 188 198; 216 245; 270 299; 324 351; 365; 376 | 10-15 15-20 20-25 25-30 30-40 | |
5. Рассчитывается необходимый минимальный диаметр ствола скважины в интервале эксплуатационной колонны из выражения (1).
6. По рассчитанному диаметру скважины подбирается диаметр долота для бурения ствола под эксплуатационную колонну dд.э. (190,5; 215,9; 244,5; 269,6; 295,3; 320; 346; 370; 394; 445; 490).
7. Рассчитывается необходимый внутренний диаметр технической колонны dвн.т. по формуле (2) и подбирается наружный диаметр технической колонны (табл. 3).
Таблица 3. Значение внутренних диаметров (мм)
| Значение внутренних диаметров (мм) Для обсадных труб с различной толщиной стенок | ||||||||||||||
| Толщина стенок, мм | Наружный диаметр, мм | |||||||||||||
| 116 | 168 | 178 | 194 | 219 | 245 | 273 | 299 | 324 | 340 | 351 | 377 | 407 | 426 | |
| 6 6; 5 7 8 9 10 11 12 | - 133 132 130 128 126 124 - | - 155 154 152 150 148 146 144 | - - 146 162 160 158 156 154 | - - 180 178 176 174 - 170 | - - 205 203 201 199 - 195 | - - 231 229 227 225 - 221 | - - 259 257 255 253 - 249 | - - - 283 281 279 277 275 | - - - 306 304 302 300 | - - - - 322 320 318 316 | - - - - 333 331 329 327 | - - - - 359 357 355 353 | - - - - 389 387 385 383 | - - - - - 406 404 402 |
8. Определяется необходимый диаметр скважины dс.т. и диаметр долота dд.т. для бурения ствола под техническую колонну точно также, как и под эксплуатационную (пункты 4, 5, 6).
9. Аналогично находятся диаметры предыдущих обсадных колонн и долот.
10. Все полученные данные о конструкции скважины сводятся в табл.
Часть №2. Разработка режима бурения скважины
1. Расчет осевой нагрузки на долото
Осевая нагрузка на долото, как режимный параметр бурения, обеспечивает внедрение породоразрушающих элементов в горную породу.
В практике бурения для приближенного расчета осевой нагрузки используется выражение
(1)
где q – удельная нагрузка на 1 см диаметр долота для соответствующих пород, кгс/см;
dд – диаметр долота, см.
Значения удельных нагрузок для пород различной категории по буримости приведены в табл. 1.
Таблица 1.
| Категория по буримости | Удельная нагрузка, кгс/см |
| Мягкие (М) Средней мягкости (С) Твердые (Т) Крепкие (К) Очень крепкие (ОК) | 200-600 600-1000 1000-1400 1400-1600 1600-1800 |
Расчетное значение осевой нагрузки в любом случае не должно превышать 80 % от предельно допустимой нагрузки Рдоп. на долото, указанной в табл. 2.
Таблица 2.
| Диаметр долота, мм | Предельная нагрузка Рдоп., Тс |
| 190,5 215,3 244,5 269,9 295,3-490 | 22 26 30 32 40 |
| Тип опор долота | Предельная частота оборотов, об/мин |
| В | 70 |
| Н (НУ) | 400 |
| А (АУ) | 600 |
2. Расчет частоты оборотов долота
Частота оборотов, как режимный параметр обеспечивает темпы углубления забоя в единицу времени.
Для приближенного расчета частоты оборотов используется выражение
(2)
или (3)
или 
(3)
гле n - частота оборотов долота, об/мин;
Vл – рекомендуемая линейная скорость на периферии долота, м/с;
dд – диаметр долота, м;
π=3,14.
Значения рекомендуемой линейной скорости Vл для пород различной категории приведены в табл. 3.
Таблица 3.
| Категория по буримости | Линейная скорость, м/с |
| М; МЗ МС; МСЗ С; СЗ СТ; Т ТЗ; ТК ТКЗ; К ОК | 3,4-2,8 2,8-1,8 1,8-1,3 1,3-1,1 1,1-1,0 1,0-0,8 0,8 и менее |
Расчетное значение частоты оборотов не должно превышать 80 % от допустимой частоты вращения долота nдоп, указанной в табл. 2.
(4)
По результатам расчета осевой нагрузки и частоты оборотов определяется типоразмер и конструкция шарошечного долота. Например, 215,3 МСЗ-ГВ (Г- боковая схема промывки рекомендуется при бурении пород мягких (М) и средней твердости (С), для пород твердых (Т) и крепких (К,ОК) рекомендуется использование центральной схемы промывки (индекс Ц или не указывается).
