Файл: Курсовой проект по дисциплине Бурение нефтяных и газовых скважин (наименование учебной дисциплины согласно учебному плану) задание.docx

---

2.4 Обоснование способа бурения скважины

В соответствии с геологическим заданием, геолого-техническими условиями бурения и разработанной конструкцией скважины выбирается оптимальный способ бурения разных интервалов скважины. В современном бурении получили распространение два основных способа бурения нефтяных и газовых скважин: роторный и гидравлическими забойными двигателями (ГЗД). Способ бурения выбирают с учетом 17 особенностей и условий проходки скважин, а также с учетом опыта бурения на данном месторождении. При отсутствии таких показателей выбор способа бурения обосновывается с учетом геолого-технических условий, глубины, профиля и конструкции скважин. Следует также учесть, что при бурении вертикальных интервалов целесообразнее применять роторный способ бурения, при наклонных – только забойными двигателями (турбинными, винтовыми, электрическими). В таблице 10 приведены некоторые рекомендации.

Так как профиль ствола скважины вертикальный, глубина до 3500 метров, применяется буровой раствор плотностью до 1700 кг/м³, то подходит любой способ бурения. Однако самый простой и дешевый – роторный способ, поэтому выбираем его.

Таблица 10. Рекомендации по выбору способа бурения

Исходная информация	Способ бурения
	Роторный	ГЗД	Электробуром
Глубина Н, м:
<3500	+	+	+
3500-4200	+	-	+
>4200	+	-	-
Забойная температура Тзаб, С:
<140	+	+	+
>140	+	-	-
Профиль ствола скважины:
Вертикальный	+	+	+
Наклонно-направленный, горизонтальный	-	+	+
Тип циркулирующего агента:
- Буровой раствор плотностью, кг/м3
<1700-1800	+	+	+
>1700-1800	+	-	+
- Степень аэрации
Высокая	+	-	+
Низкая	+	+	+
Газы, пена	+	-	-

---

2.5 Проектирование режимно-технологических параметров бурения

После принятия решения о способе бурения, типах используемых долот, забойных двигателях и буровых растворах необходимо подобрать осевую нагрузку на долото, частоту его вращения и расход буровых растворов т.е. режим бурения для каждого однородного по условиям буримости интервала скважины.

Осевая нагрузка на долото:



где – удельная осевая нагрузка, кН/мм (определяется из таблицы 11).

Таблица 11 – Рекомендуемые значения удельной нагрузки на долото

Горные породы	Руд, кН/мм
Весьма мягкие	<0,2
Мягкие и среднемягкие, а также мягкие горные породы с прослойками пород средней твердости и твердых	0,2-0,5
Породы средней твердости с прослойками твердых	0,5-1,0
Твердые породы	1,0-1,5
Крепкие и очень крепкие породы	>1,5

Каждому классу пород соответствуют свои оптимальные скорости вращения долота, превышение которых вызывает снижение механической скорости бурения. Также превышение частоты вращения долота снижает долговечность их работы вследствие более интенсивного износа опор и сокращает проходку долота за рейс.

Частоту вращения ротора подбираем из рекомендованных значений для данных параметров по таблице 12.

Таблица 12 – Рекомендуемые значения частоты вращения долота

Глубина скважины Н, м	Частота вращения долота, n, мин-1 для пород:
	Устойчивых	Неустойчивых
<500	120-180	90-120
500-1500	90-120	60-90
1500-2500	60-120	40-60
2500-4000	40-90	40-60
>4000	40-90	40

---

Расход промывочной жидкости Q выбирается исходя из условий обеспечения эффективной очистки забоя от разбуренной породы и удаления ее частиц из ствола скважины. Кроме того, выбранный режим промывки должен обеспечить эффективную работу забойного гидравлического двигателя и возможность реализации части гидравлической мощности циркуляционного потока для гидромониторного разрушения пород забоя. При этом значение Q не должно превышать величины Q_max, при котором возможен гидроразрыв пластов.

Минимально необходимый расход Q_ОЗ из условия нормальной очистки забоя определяется по формуле: минимально необходимый расход Q_ОЗ из условия нормальной очистки забоя определяется по формуле:

(5.2)

где F_З – площадь забоя определяется по формуле (5.3), q – удельный расход жидкости, необходимый для удовлетворительной очистки забоя (при бурении ротором q = 0,5-0,6 м³ /с·м²).

(5.3)

Расход, обеспечивающий вынос шлама Q_вш должен обеспечивать такую скорость восходящего потока, которая превышает скорость падения твердых частиц, согласно формуле (5.4), что базируется на данных практики бурения. При бурении на глинистом и минерализованном растворе скорость восходящего потока может быть в пределах V_восх = 0,4-0,7 м/с.

(5.4)

Пример расчета для интервала 0 – 80 м:

Для это интервала , так как породы в этом интервале мягкие.



Так как в данном интервале породы неустойчивы и сам интервал менее 500 метров, то частоту вращения выберем 90 мин^-1.





Для обеспечения необходимой подачи промывочной жидкости понадобится 2 насоса УНБ-600 с подачей 51,6 л/с.

---

Вычисления для последующих интервалов производятся схожим образом. Результаты всех вычислений представлены в таблице 13.

Таблица 13 – результаты вычислений параметров бурения

Интервал, м	Нагрузка на долото, , кН	Частота вращения долота, n, мин-1	Расход промывочной жидкости, , л/с	Минимально необходимый расход для очистки забоя, , л/с	Характеристика бурового насоса
					Диаметр втулок, мм	Число двойных ходов	Предельное давление на входе, МПа
0-80	40,9	120	71,3	94,2	170	65	14,5
80-330	73	100	37,8	52,3		50
330-624	109,5	100	37,8	52,3		50
624-1130	182,6	80	37,8	52,3		40
1130-2030	81	60	18,8	28,6		20
2030-2660	93,7	60	6,9	13,8		20
2660-3090	187,3	50	6,9	13,8		20

---