Институт нефти и газа методические указания
|
Скачать 335.76 Kb.
|
|
2. Рекомендации к выполнению отдельных разделов проекта 2.1. Введение. Во введении коротко освещаются задачи буровых организаций в увеличении добычи нефти и газа в районе бурения (например, в Тюменской области), освещаются пути повышения эффективности буровых работ, приводятся следующие сведения: - область (край, республика) ..............………….…... - месторождение (или площадь) .......………………. - организация, осуществляющая бурение ...….......… - назначение скважины ........…………....................… - проектный горизонт .........……………..................… Здесь также ставятся основные задачи и цель выполнения курсового проекта. 2.2. Геологическая часть. Материалы собираются на практике в основном в геологическом отделе предприятия. В проекте коротко освещаются вопросы нефтегазоносности, водоносности, тектоники, осложнений и более подробно - вопросы литологии. После текста общего плана материал лучше оформить в виде таблиц (например, согласно приложения 2), предварительно указав источник информации. В этом разделе можно решить вопрос о возможных и фактических осложнениях в скважине в процессе ер углубления. 2.3. В разделе "Анализ состояния техники и технологии бурения скважин в районе строительства скважин" приводятся метод анализа и результаты анализа промысловой информации о работе наземного и скважинного оборудования для углубления скважин, об эффективных параметрах режима бурения, компоновке бурильного инструмента и технологии проводки скважины в заданном направлении, позволяющих повысить проходку на долото и механическую скорость проходки. 2.4. Выявление зон (интервалов) осложнений в скважине. Здесь представляется материал результатов обработки промысловых данных. 2.5. Конструкция скважины. Конструкция в основном принимается по промысловым данным. Возможно уточнение диаметров долот для бурения скважины под каждую обсадную колонну. Поясняется необходимость в принятой конструкции скважины [5, стр.90-927]. 2.6. Тип и свойства проявочной жидкости. Тип и параметры промывочной жидкости принимаются по данным, привезенным студентом из района практики (можно привлечь результаты выполнения курсовой работы по курсу "Промывочные жидкости"). Материал можно представить в виде таблиц и коротко пояснить необходимость принятых величин параметров промывочной жидкости. 2.7. Анализ физико-механических свойств горных пород разреза. При анализе физико-механических свойств горных пород в первую очередь необходимо определить твердость пород по штампу (Рш), категории их твердости и абразивности, подготовить данные к разделению геологического разреза скважин на интервалы условно одинаковой буримости, к определению времени контакта (к) вооружения долота с забоем необходимого для объемного разрушения пород. Для анализа следует использовать материалы, приведенные в "геологической части" проекта и работ [1; 2; 6. табл. 10.1, 12.6]. 2.8. Разделение разреза скважины на интервалы по буримости. Разделение геологического разреза, скважины на интервалы условно одинаковой буримости пород можно провести с использованием известных (но обоснованных) рекомендаций (например, по данным работы [7]) или самостоятельно по твердости пород с уточнением с помощью известных рекомендаций. После разделения разреза на интервалы по буримости необходимо определить средне - взвешенные по интервалам величины Рш, к и категории твердости (Кт) и абразивности (Ка) пород. Необходимо отметить, что от точности определения Рш, к, Кт и Ка - зависит качество режима бурения скважин, запроектированного в записке. Для разделения разреза на интервалы можно использовать метод приведенный в указаниях [8]. 2.9. Выбор долот и типа их промывочных узлов. Выбор типа долот следует начинать с рекомендаций ВНИИБГ [1, 9], учитывающих твердость и абразивность горных пород. Затем на основании обработки данных о работе долот на данной площади с использованием рекомендаций, полученных при испытании новых долот, выбрать наиболее эффективные долота для бурения скважины в каждом интервале условно одинаковой буримости. В качестве базовых скважин желательно выбирать опорно-технологические или такие, на которых проводились исследования по режиму бурения, по испытанию долот и т.д. Оценить эффективность работы долота для каждого рейса следует по критерию минимума стоимости метра проходки (hд)  , (2.1)где: Тб - время механического бурения за рейс, ч; Тсп - время спуско-подъемных операций и наращивания, усредненное для данного интервала по буримости, ч. Его берут из суточных рапортов и индикаторных диаграмм как среднее арифметическое или расчитывают по нормам [10] для средней глубины характерного интервала по буримости; Тп - продолжительность подготовительно-заключительных работ отнесенных на один рейс, ч (берется из тех же источников, что и Тсп); Св - сметная стоимость одного часа работы установки по затратам, зависящим от времени, скорректированная по фактической коммерческой скорости руб./м; Сд - стоимость долота с районной надбавкой, руб. (Св и Сд необходимо взять в плановом отделе УБР или НРЭ). Окончательный выбор типоразмеров долот для разбуривания каждого интервала бурения делают на основании результатов анализа их работы в конкретных условиях. При прогнозировании работы долот возможный технологический эффект можно оценивать по данным, полученным из опыта бурения в других районах со сходными теологическими условиями. Ввиду громоздкости работ по сбору и обработке промысловых данных по отработке долот с целью выбора эффективного типа долота для бурения скважин в интервалах одинаковой буримости пород в данном курсовом проекте допускается выбор типа долота согласно классификационным таблицам соответствия (КТС) типа шарошечных долот свойствам горных пород [1, табл.8]. Для этого достаточно на эталонной таблице отложить найденные выше для определенного интервала бурения значения Кт, и Ка и найти требуемый тип долота, а затем уточнить модель долота на основе анализа промысловых данных раздела 2.1 рекомендуемого плана к выполнение проекту. Тип долота можно выбрать, используя обобщенные КТС [1, табл.7]. В этом случае необходимо строить фактические гистограммы процентного содержания пород с различными значениями Кт и Ка и,. сравнивая их (гистограммы) с эталонными, находить требуемый тип долота. Тип промывочного узла долот выбирают по промысловым материалами, информации литературных источников [11, 12, 13] и др. Наиболее эффективно применять центральные насадки, насадки с вибрирующей струей, выходящей из насадок, две боковые насадки, приближенные к забою при отсутствии третьего бокового промывочного узла (для свободного выхода шлама из - под долота). При этом стенки скважины не будут разрушаться от воздействия встречных: потоков жидкости, движущейся на забой и с забоя [11]. 2.10. Выбор способа бурения. При курсовом проектировании целесообразно выбрать способ бурения согласно рекомендаций работы [2], т.е. выявить условия способствующие эффективному применению одного из способов вращательного бурения, определить частоты вращения долота (n), обеспечивающие необходимые величины (к) в каждом интервале одинаковой буримости (n). Если тип долота обоснован до выбора способа бурения, то при выборе способа бурения можно ориентироваться на частоты вращения долота рекомендованные ВНИИБТ на основания обобщения промысловой и литературной информации (табл. 2.1). Таблица 2.1
Если имеется фактический материал по применению разных способов бурения на месторождении для которого выполняется курсовой проект, то можно запроектировать способ бурения по стоимости 1 метра бурения. В том случае, когда в разных интервалах разреза скважины оказываются эффективными разные способы бурения, следует учесть затраты, связанные с заменой способов в интервалах и принять ограничения в чередовании способов в течение бурения одной скважины. 2.11. Обоснование компоновки и расчет бурильной колонны. С учетом конструкции скважин на данной площади (месторождении) выбирается компоновка бурильной колонны (длина, диаметр и толщина стенки стальных бурильных труб; длина, диаметр и толщина стенки легкосплавных бурильных тpy6; диаметр утяжеленных бурильных труб; наличие и количество стабилизаторов, калибраторов, их диаметры и т.д.). Обосновывается или рассчитывается длина утяжеленных бурильных труб, а также производится расчет бурильной колонны на прочность с учетом способа бурения, запланированного в проекте. При турбинном бурении длина УБТ определяется согласно известной методике или по формуле:  , (2.1)где: С1 - скорость распространения звука в материале труб, можно принять С1 = 5100 м/с; Тд - период продольных зубцовых вибраций долота [2, 14], с; Lт, lп - соответственно, длина турбобура и расстояние от забоя до осевой опоры турбобура, м. При роторном способе lу рассчитывается согласно [16]. Для бурения с забойными двигателями в данном проекте в первую очередь производится статический расчет на допускаемые напряжения [15, 16]. По согласованию с руководителем может производиться расчет на допускаемую глубину спуска бурильной колонны или расчет на устойчивость нижней части колонны. При роторном бурении скважин производится статический расчет колонны и дополнительно - расчет колонны на выносливость (для нижней части колонны обязательно, для верхней - по согласованию с руководителем по курсовому проектированию). 2.12. Определение осевой нагрузки на долото. Величину осевой нагрузки на долото (G) в первую очередь определяют из условия объемного разрушения пород на забое скважины, для чего следует использовать твердость Рш [2, 6]. Далее, в зависимости от условий бурения, можно рассчитывать нагрузку для обеспечения максимальной проходки на долото (Gh), но при этом необходима дополнительная информация о свойствах пород [4], т.е. необходима обработка промысловых данных с целью получения коэффициентов А, х, у зависимости Vм = АGхnу (здесь: Vм - механическая скорость проходки; А, х, у - коэффициенты, учитывающие свойства горных пород, n - частота вращения долота). При роторном бурения используют [4] эмпирическую зависимость для расчета n или G (при одном известном параметре).  , (2.2)где: D - диаметр долота, м; G - кН; n - об/мин. 2.13. Расчет максимальной величины давления на выкиде бурового насоса. Для расчета максимального давления на выкиде насосов (Рmax) при буренки с забойными двигателями следует применить метод, приведенный в работе [2], а затем откорректировать Рmax по промысловой информации, в связи с недостаточной работоспособностью некоторого устьевого оборудования и малой наработкой на отказ узлов гидравлической части отечественных буровых насосов. Кроме того при роторном бурении Рmax в значительной степени определяется возможностью использования гидравлической мощности для улучшения очистки забоя скважины струями жидкости, выходящей из насадок долот. Так как для количественной оценки такого эффекта расчетов пока нет, то Рmax оценивают еще по промысловым наблюдениям. 2.14. Проектирование расхода промывочной жидкости. В первую очередь определяется расход Q =Qmin, обеспечивающий хорошую очистку забоя и скважины от выбуренной породы (по методике работы [17]). Затем определяется технологически - необходимая величина Q =Qт [2, 18] , после чего производятся расчеты Q для проверки специфических yсловий проводки скважин в конкретном районе. Проверяются расчетные Q из условий недопущения: сальникообразования в отдельных интервалах бурения [17], вторичного перемалывания шлама набегающей шарошкой [4] и др. Ограничивают величину Q при отборе керна, вносят коррективы при осложнениях в скважине, например [19, стр.99] и т.д. 2.15. Расчет гидравлической мощности буровых насосов, их типа и количества. При известных Рmax и Q гидравлическую мощность насосов (Nг) определяют как Nг = РmaxQ. Выбирают лучшую марку бурового насоса (на основе промысловой или литературной информации) и определяют по Nг (или по Рmax и Qmax) количество насосов для успешной проводки скважины, диаметры цилиндровых втулок и поршней насосов. По характеристике насосов окончательно корректируют рабочие Рmax и Q для каждого характерного интервала условно одинаковой буримости пород (этот этап осуществляется и при современных насосах с регулируемой подачей промывочной жидкости). При проектировании Q следует учитывать возможность снижения [20, 23] фактических Q =Qф при увеличении фактического давления на выкиде насосов, а также снижения Q при нетехнологичном расположении всаса насоса или снижения Q в зависимости от свойств промывочной жидкости. 2.16. Расчет диаметра насадок долот. Обосновать диаметр насадок долота (dн) можно, как и любой параметр, методом статистической обработки промысловых данных о применяемых dн, или методом, когда задается скорость истечения жидкости (Vн) из насадок [17, 22]. Первому методу присущ недостаток общий для статистических методов: обрабатывается информация за проведший период. Кроме того, для накопления достоверной информации необходим длительный период времени, поскольку число вариаций с изменением различного оборудования в бурении почти бесконечно. Для эффективной реализации идеи выбора dн при втором методе в настоящее время нет возможности подвести к забою достаточную гидравлическую мощность для разрушения пород струей жидкости [12, 23]. Наиболее технологичен метод определения dн предложенный в работах [2, 21], где перепаду давления в долоте, отводится роль одного из эффективных регуляторов гидравлической осевой нагрузки навал ГЗД и на долото. 2.17. Выбор забойного двигателя. Модель забойного двигателя выбирают несколькими способами. Один из способов [4, 24] предусматривает выбор турбобура по постоянным для данного типа двигателя коэффициентам (См - по моменту, Ср - по перепаду). Так как См и Ср берутся для известной модели, то этот метод пригоден по сути для обоснования числа ступеней известной заранее модели турбины (с помощью номограмм [24]). Можно выбирать [5] турбобур по НТС - диаграмме ("насос - турбобур - скважина"), где фактически зашифрован метод выбора турбобура по его потребляемой мощности (Nт). Очевидно, что Nт далеко не полностью характеризует эффективность затрат энергии на разрушение пород в конкретных условиях, а следовательно и эффективность выбранного турбобура. Из вышесказанного ясно, что эти способы не сформировались как методы проектирования ГЗД. 2.17.1. В этой связи рекомендуется [2] выбирать турбобур (и практически любой забойный двигатель) согласно следующей методике. 2.17.2. Расчитывают n = n [2, 25] , уточняют n-применительно к предполагаемому типу ГЗД (проектируют коэффициенты, учитывающие влияние воздействия породы на характер изменения n двигателя, динамическую нагрузку на корпус ГЗД). Используя данные о величинах статической части G (Gc) и об удельном моменте на долоте (Му), расчитывают вращательный момент на долоте и находят необходимую величину оптимального вращательного момента на валу турбобура (Мв) |
Похожие:
 |
Институт нефти и газа методические указания Утверждено редакционно-издательским советом Тюменского государственного нефтегазового университета |
|
Методические указания по выполнению практических и лабораторных работ... Омской области «Омский промышленно-экономический колледж» по специальности 18. 02. 09 Переработка нефти и газа в соответствии с требованиями... |
 |
Институт нефти и газа Методические указания устанавливают общие положения к выполнению дипломного проекта (ДП) по специальности 090800 «Бурение нефтяных... |
|
Методические указания к самостоятельным работам по дисциплине: «Подсчет... Она относится к числу основополагающих общепрофессиональных курсов и является одной из наиболее значимых |
|
Методические указания к лабораторным работам по дисциплине «микроэлектронные устройства» Горохов А. В, Пичугина Л. П. Методические указания к лабораторным работам по дисциплине «Микроэлектронные устройства». – М.: Ргу... |
|
А. А. Кочнев основы инженерной геологии Методические указания предназначены для студентов очного и заочного отделения специальности 21. 05. 02 Прикладная геология, специализация... |
|
Институт нефти и газа Физико-химические процессы твердения, работа в скважине и коррозия цементного камня: Учеб пособие для вузов. –Тюмень: Изд-во «Нефтегазовый... |
|
Институт нефти и газа Физико-химические процессы твердения, работа в скважине и коррозия цементного камня: Учеб пособие для вузов. –Тюмень: Изд-во «Нефтегазовый... |
|
Реферат по дисциплине “Геология, поиск и разведка нгм” на тему: «Залежи... Классификация запасов месторождений, перспективных и прогнозных ресурсов нефти и горючих газов в России |
|
Методические указания му 09 Издание официальное Роспотребнадзор Москва... Организация и проведение дезинфекционных мероприятий при дерматомикозах: Методические указания. – М. Федеральное государственное... |
|
Методические указания му 6 2153-06 Предисловие Методические указания... Оперативная оценка доз облучения населения при радиоактивном загрязнении территории воздушным путем |
|
Ежеквартальный отчет открытое акционерное общество по геологии, поискам,... Открытое акционерное общество по геологии, поискам, разведке и добыче нефти и газа «Печоранефть» |
|
Трубопроводы магистральные и промысловые для нефти и газа. Строительство... Роительство в условиях вечной мерзлоты и контроль выполнения работ распространяется на магистральные и промысловые стальные трубопроводы... |
|
Пояснительная записка настоящая программа предназначена для подготовки... Программа предназначена для подготовки и переподготовки (повышения квалификации) рабочих по профессии «Оператор по добыче нефти и... |
|
Методические указания методические указания разработаны: Федеральной... Му 3011-12. Дезинфектология. "Неспецифическая профилактика клещевого вирусного энцефалита и иксодовых клещевых боррелиозов". Методические... |
|
Инновационные технологии обеспечения экологической и промышленной безопасности в нгк Тивности и охраны труда ООО «Газпром вниигаз», доцента кафедры газовых технологий и подземного хранения газа ргу нефти и газа им.... |