Файл: Курсовой проект Задание 7.docx

Министерство науки и ВЫСШЕГО образования Российской Федерации

ФГБОУ ВО «РОССИЙСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ ГЕОЛОГОРАЗВЕДОЧНЫЙ УНИВЕРСИТЕТ имени Серго Орджоникидзе»

(МГРИ)

_________________________________________________________________

­­­­­­

Кафедра современных технологий бурения скважин

Курсовой проект

« Задание 7 вариант 2»

Выполнил: студент группы ЗНД-17-К

Салимов А. Х.угли

Проверил: профессор Бронников Игорь Дмитриевич

Москва, 2020

Оглавление

Введение

Развитие технологии бурения неразрывно связано с совершенствованием буровых промывочных и тампонажных растворов, которые представляют собой сложные полидисперсные гетерогенные системы. Обеспечение буровых работ в сложных геологических условиях при резком увеличении объема глубокого бурения может быть достигнуто лишь путем правильного, дифференцированного выбора типа системы для каждого конкретного случая и рационального регулирования ее свойств в процессе проводки скважин. Следовательно, разработка и совершенствование научных основ управления свойствами буровых промывочных и тампонажных растворов становится одной из центральных проблем технологии бурения, успешность решения которой в значительной степени определяет развитие нефтегазодобывающей промышленности в целом.

---

Успешная безаварийная проводка скважин определяется, прежде всего, степенью совершенства процесса промывки и оборудования для его осуществления. Процесс промывки скважин определяет режим разрушения породы, очистки забоя от обломков породы, охлаждения и смазки бурильного инструмента, транспортирования шлама на дневную поверхность и т.д. Качественный подбор рецептуры бурового раствора может заметно сократить сроки строительства скважины, так как от качества бурового раствора зависят: скорость бурения, предотвращение аварий и осложнений связанных с прихватами и устойчивостью ствола скважин, износостойкостью бурового оборудования и инструмента, успешное цементирование, стоимость строительства скважин, а также их долговечность.

Краткая геологическая характеристика разреза скважины.

Таблица 1

№	Интервалы			Описание пород	Категория абразивности	Твердость по штампу МПа	Осложнения
	От	До	Всего
	0	180	180	Известняк с прослойками глины	1	500-1000	обвалы стенок
	180	390	210	Глины с прослойками песка	2	1000-1500	поглощение бурового раствора
	390	610	220	Песок с прослойками глины и песчаников	3	250-1000
	610	810	200	Известняки плотные	2-3	100-500	коагуляция бурового раствора
	810	990	180	Известняки	2-3	100-500
	990	1110	120	Известняки плотные, в нижн.части рыхлые	2-3	100-500
	1110	1810	700	Глины с прослойками песка	4-5	500-1500
	1810	2130	320	Глины с прослойками песка	4-5	500-1500
	2130	2330	200	Известняки плотные, в нижн.части рыхлые	2-3	100-500
	2330	25100	180	Доломит с прослойкой известняка	2-3	100-500	Нефтепроявления
	2510	2690	180	Песчаники с прослойкой глины	2-4	1000-1500

---

1.   1   2   3   4   5   6   7   8

---

Построение конструкции скважины

1. 
   Выбор диаметра эксплуатационной колонны.
   

Согласно рекомендациям и заданному дебиту Q = 22,8 м³/сут., выбираем диаметр эксплуатационной колонны равный



Рекомендуемые диаметры эксплуатационных колонн

Нефтяная скважин		Газовая скважин
Суммарный дебит, м3/ сут	Ориентировочный диаметр, мм	Суммарный дебит, м3/ сут	Ориентировочный диаметр, мм
<40	114,3	<75	114,3
40 – 100	127,0; 139,7	75 – 250	114,3 – 146,1
100 – 150	139,7; 146,1	250 – 500	146,1 – 177,8
150 – 300	168,3; 177,8	500 – 1000	168,3 – 219,1
> 300	177,8; 193,7	1000 – 5000	219,1 – 273,1

2. 
   Диаметр долота для бурения под эксплуатационную колонну.
   

Принимаем

3. 
   Внутренний диаметр промежуточной колонны
   

Принимаем

4. 
   Диаметр долота под промежуточную колонну:
   

Принимаем

5. 
   Внутренний диаметр кондуктора.
   

Принимаем

6. 
   Диаметр долота при бурении под кондуктор:
   

---

Принимаем

7. 
   Внутренний диаметр направляющей колонны.
   

.
Принимаем .

Принимаем сварное соединение труб

8. 
   Диаметр долота для бурения на направляющую колонну:
   

.
Принимаем

Построение конструкции скважины ведется по проектному геологическому разрезу снизу вверх, начиная с конечного диаметра бурения. Так как бурение ведется под геологоразведочную колонну, то все интервалы бурения будут обсаживаться и цементироваться.


Рисунок 1.2 – Схема конструкции скважины

2. Выбор породоразрушающего инструмента

Главная функция долота – разрушать горную породу на забое скважины способствовать его очистке от осколков породы. По принципу действия различают долота:

• 
  Режуще-скалывающие (лопастные долота), применяемые для разрушения вязких и пластичных пород (глины);
  
• 
  Дробяще-скалывающие (шарошечные долота), применяемые для разрушения большинства пород;
  
• 
  Режуще-истирающие (алмазные долота), применяемые для разрушения твердых абразивных пород.
  

По назначению буровые долота разделяют на долота для проходки ствола скважины сплошным забоем и долота для проходки ствола скважины кольцевым забоем (так называемые колонковые долота или бурильные головки). Колонковые долота выполняют дополнительную функцию – обеспечивают отбор глубинных образцов разбуриваемых пород (керн).

Задачу выбора типа долота для разбуривания конкретной горной породы или пачки пород, ВНИИБТ предлагает решать с учетом твердости и абразивности пород с помощью специальной классификационной номограммы.

---