1. Геологический раздел

2. Технико – технологический раздел

3. Охрана труда и пожарная безопасность

4. Охрана недр и окружающей среды

5. Организационно – экономический раздел

6. Заключение

7. Список литературы

8. Приложения

Дипломный проект должен отвечать требованиям действующих стандартов, руководящих документов, нормам, правилам и оформляться в соответствии с настоящими МУ и требованиями, которые приведены ниже.

2 Методические указания по выполнению вкр

2.1Пояснительная записка (пз)

Титульный лист

Образец заполнения титульного листа представлен в приложении 1.

Задание на дипломное проектирование

Оформление задания на ДП (приложение 2).

Введение

Во введении к дипломному проекту должны быть отражены: значимость района ведения работ в развитии топливно-энергетического комплекса области (района); описываются имеющиеся проблемы; основные направления и пути их решения; кратко характеризуются вопросы, разработанные в технико – технологической части проекта и в разделах охраны труда, охраны недр и окружающей среды.

1 Геологический раздел

Геологический раздел в основном представляется в виде таблиц, которые по сути соответствуют требованиям макета рабочего проекта на строительство скважин на нефть и газ.

1.1 Орогидрография района работ

В данном подразделе необходимо кратко описать географическое положение, рельеф и поверхностный покров местности, речную и дорожную сеть, климат, глубину промерзания грунта, сроки отопительного периода, условия водоснабжения, транспортировки грузов и т.д.

1.2 Литолого-стратиграфическая характеристика и физико-механические свойства горных пород по разрезу скважины

В подразделе приводятся стратиграфический разрез скважины, элементы залегания и коэффициент кавернозности пластов, литологическая характеристика и физико-механические свойства горных пород по разрезу скважины.

Сведения по градиентам пластового, порового, горного давлений и давления гидроразрыва пород, приведенных к глубине исследования приводятся.

1.3 Возможные осложнения при бурении

Параметры, характеризующие возможные осложнения указываются на основе статистических данных для наиболее представительных на разбуриваемых и эксплуатирующихся площадях условий.

1.4 Нефтегазоводоносность

В разделе приводятся данные по нефтеносности, газоносности и водоносности.

1.5 Исследовательские работы в скважине

В разделе приводятся планируемые данные по отбору керна, шлама и грунтов, геофизические исследования, данные по испытанию в процессе бурения.

Предлагается комплекс геофизических исследований скважины.

2 Технико – технологический раздел

2.1.Выбор и проектирование конструкции скважин: исходными данными для обоснования проектирования конструкции являются:

- Цель бурения и назначения

- Проектный горизонт, глубина

- Пластовые давления и давление поглощения геологический разрез с описанием слагающих горных пород.

Необходимо привести первоначальные данные, определяющие выбор конструкции. Произвести анализ условий бурения вниз, выявить крепление как интервалы, в пределах которых технологические условия проходки скважин не отличаются, но эти условия нельзя сохранить для проходки ниже и выше расположенных интервалов, поскольку приведет к серьезным осложнениям. При проектировании конструкции в первую очередь необходимо выбрать число обсадных колонн, глубину их спуска исходя из недопущения несовместимости условий бурения от дельных интервалов.

Для четкого определения глубины спуска обсадных колонн рекомендуется совмещенный график давления: пластового (Рпл), начала поглощения раствора, гидростатического столба бурового раствора, в координатах глубины Z, градиент давления – Р.

График давления необходимо привести.

2.2.Выбор диаметров обсадных колонн и долот– диаметр эксплуатационной колонны зависит от цели бурения и определяется «Заказчиком», в соответствии с проектом разработки месторождения. Диаметр долот для бурения под каждую обсадную колонну определяется требуемым зазором между колонной и стенкой скважины. Высота подъема раствора за обсадными колоннами выбирается с учетом требований ЕТП. На отдельном листе вычерчивается спроектированная конструкция скважины, и данные сводятся в таблицу

Таблица 1.Конструкция скважины.

Наименование	Интервал спуска, м	Диаметр колонны, мм	Диаметр долота, мм	Интервал цементирования,м

Для того, чтобы выбрать тип конструкции скважины, необходимо построить совмещённый график давлений в координатах глубина-эквиваленты градиентов давлений пластового и гидроразрыва.

1 Определяем эквиваленты градиентов пластовых давлений и давлений гидроразрыва:

где:

К_пл – градиент пластового давления,

К_гр – градиент давления гидроразрыва,

Н – глубина скважины, м,

Р_пл – пластовое давление, МПа,

Р_гр – давление гидроразрыва, МПа.

Пример:

= 1

=2,2

Для остальных интервалов выполняем аналогичные расчеты. Результаты расчетов заносим в таблицу.

Таблица -Давления по интервалам бурения (пример таблицы)

Интервал		Пластовое давление, Рпл(Мпа)	Давление гидроразрыва пород, РГр(Мпа)	Градиент пластового давления, KП(Мпа)		Градиент гидроразрыва пород, KГ(Мпа)
От	До
0	600	6	13,2	1		2,2
600	1100	11	22	1		2
1100	1950	19,5	35,1	1		1,8
1950	2500	24,5	42,4	1		1,6
2500	2662	26,0	52		1,060	1,6
2662	2956	28,0	54		1,0	1,6

По данным таблицы строим совмещенный график давлений.

Строим совмещенный график давлений в координатах «глубина – эквивалент градиента давления»:

Глубина в масштабе 400 800 1200 1600 2000 2400 2800

Эквивалент градиента давления 0 0,5 1 1,5 2 2,5

Элементы конструкции скважины 770 2956 620

Рисунок 1 - Совмещенный график давлений (пример)

Вывод: так как на графике совмещенных давлений одна зона совместимых условий бурения, выбираем одноколонную конструкцию скважины, состоящую из кондуктора и эксплуатационной колонны.

Пример выбора диаметров долот и колонн.

3. Выбираем диаметры долот и колонн:

3.1 Диаметр эксплуатационной колонны задается заказчиком:

3.2 Определяем диаметр долота под эксплуатационную колонну:

где:

- толщина стенки эксплуатационной колонны, мм,

D_м.эк – диаметр муфты эксплуатационной колонны, мм.

По ГОСТ 20692-75 принимаем: D_дол.эк=219,1мм

3.3 Определяем диаметр кондуктора:

• внутренний:

• наружный:

3.4 Определяем диаметр долота под кондуктор:

где:

- толщина стенки кондуктора, мм,

D_м.к – диаметр муфты кондуктора, мм.

По ГОСТ 20692-75 принимаем: D_дол.к=311,1мм

4. Результаты расчета заносим в таблицу:

Таблица - Элементы конструкции скважины

Наименование	Dкол, мм	Dдол, мм	Интервал спуска	Интервал цементирования
Кондуктор	245	311,1	0-770	0-770
ЭК	146	219,1	0-2956	620-2956

2.3.Выбор и расчет профиля– обосновать выбор профиля скважины, произвести его расчет по методике, построить его вертикальную проекцию.

Данные для расчета:

Радиус дуги, по которой происходит плавный набор кривизны R₁

Длина горизонтальное смещение забоя А

Вертикальная проекция участка снижения зенитного угла h₄

Глубина скважины по вертикали Н₀

Длина вертикального участка h₁

Радиус дуги, по которой происходит снижение зенитного угла R₂

1. Определяем величину зенитного угла

где H-проекция 2, 3 и 4 участков ствола на вертикаль, м

R-радиус дуги, по которой происходит плавный набор кривизны, м

A-длина горизонтального смещения забоя, м

h₁-длина вертикального участка, м

2.Определяем условную длину участка снижения зенитного угла

где h₄-вертикальная проекция участка снижения зенитного угла

3. Находим величину падения зенитного угла на участке снижения зенитного угла

где R₂-радиус дуги, по которой происходит снижение зенитного угла.

4. Определяем угол входа ствола в пласт

5. Определяем угол входа ствола в пласт с учетом того, что на участке 4 происходит снижение зенитного угла

6. Определяем горизонтальные и вертикальные проекции участков

6.1 Определяем горизонтальную проекцию второго участка

6.2 Определяем вертикальную проекцию 2-го участка

6.3 Определяем вертикальную проекцию 3-го участка

6.4 Определяем горизонтальную проекцию 3-го участка

6.5 Определяем горизонтальную проекцию 4-го участка

7. Определяем фактический отход ствола скважины

8. Расчет произведен верно, определяем длину ствола скважины.

8.1 Длина всего ствола скважины

8.2 Длина 1-го участка

8.3 Длина 2-го участка

8.4 Длина 3-го участка

8.5 Длина 4-го участка

9. Построение профиля ствола скважины по расчетным данным.

Расчёт выполнить на ЭВМ.

Расчет профиля скважины
	Исходные данные
1.	Глубина скважины по вертикали, м					Н0=			2849
2.	Смещение, м							А=	713,00
3.	Вертикальный участок, м						Нв=		45
4.	Вертикальная проекция 4-го участка, м					h4=			546
								H=	2804

2.4.Выбор бурового раствора– привести типы, параметры, компонентный состав , нормы расхода, потребность в растворе для бурения по интервалам глубин, оборудование для приготовления и очистки буровых растворов. Выбирается наиболее оптимальный вариант бурового раствора с учетом достижения наилучших технико-экономических показателей бурения. Данные свести в таблицу.

Таблица 3. Типы и параметры буровых растворов

Название (тип)	Интервал, м		Параметры бурового раствора
	От (верх)	До (низ)	Плотность г/см3	Условная вязкость	Фильтрация см3/30мин	СНС 1/10 Н/см3	Толщина корки мм	РН	Содержание твердой фазы %

2.5.Выбор способа бурения– выбирается наиболее эффективный способ бурения с учетом особенностей на основе бурения в данном районе. Данные, сместив в таблицу. В качестве исходного материала используются данные по отработке долот по пробуренным скважинам на данной площади.

Таблица 4. способы, режимы бурения, применяемы долота

Интервал, м		Способ бурения	Тип, размер долота	Режим бурения
от	до			Осевая нагрузка, мн	Скорость вращения об/мин	Расход бурового раствора л/с

2.6.Выбор компоновки и расчет колонных бурильных труб- определяется условиями проводки скважин. В курсовом (дипломном) проекте провести расчет бурильной колонны при бурении под эксплуатационную колонну, согласно методик расчета.

Расчет бурильных труб при бурении гидравлическими забойными двигателями сводится к определению допустимой длины колонны с учетом веса двигателя, тяжелого низа и давления промывочной жидкости.

При бурении на бурильную колонну действуют динамическая и статическая нагрузки, перепады давлений, температура, агрессивные среды. Надёжность бурильной колонны в значительной степени определяет эффективность бурения (особенно при роторном бурении).

Расчет бурильной колонны производится снизу вверх.

1. Расчет УБТ.

Расчет сводится к определению длины УБТ. Диаметр УБТ определяет исхо­дя из условий обеспечения наибольшей гибкости сечения в данных условиях бурения.

Длина УБТ определяется из нагрузки на долото.

2. Бурильная колонна состоит из двух типов труб: ТБПК 127х9,19. Определяем длину труб ТПБК 127х9,19

где Q_p- допустимая растягивающая нагрузка, МН

Q_пр - предельная нагрузка, (1,25) МН

п- коэффициент запаса прочности

n = 1.35

K = 1.15

р_бр - плотность бурового раствора

р_м - плотность материала труб

Р_т - перепад давления в турбине, МПа

F_к - площадь поперечного сечения, м²

3. Расчет на прочность.

3.1 Растягивающие напряжения на устье.

где Р_т - усилие от веса долота, турбобура, УБТ, МН

Р_и2 - дополнительное усилие через участок падения, МН

Р_и1- дополнительное усилие при движении колонны через участок набора зенитного угла, МН

Р_н - дополнительные усилия при движении колонны по наклонно направлен­ному участку, МН

Р_в - вес колонны на вертикальном участке, МН

К - коэффициент сопротивления

F_к - площадь проходного сечения канала трубы,

F_тр - площадь поперечного сечения гладкой части трубы,

μ =0,25

q-вес 1 м труб ТБПК, МН

Определим, какие трубы находятся на 4-м участке

где α₀ – зенитный угол в начале второго участка, град, α₀ = 0

4. Проверяем условие прочности σ_p < [σ]

где σ_m – предел текучести для СБТ, МПа

Расчет выполнить с использованием таблиц ХL. Пример заполнения исходных данных.

	Расчет бурильной колонны на прочность
	ДАНО
Рд нагрузка на долото =				0,1	МН
Gт/б вес турбобура =				0,01284	МН
qубт вес 1 метра убт =				0,0012	МН
Gд вес долота =				0,00046	МН
ρбр плотность бур. раствора =				1200	кг/м3
L длина скважины по стволу =				2956	м
Lт/б длина турбобура =				8,71	м
ак угол входа в пласт =				6,040	град
ąmax максимальный угол =				15,550	град
L3 длина 3-го участка =				2237,5	м

2.7.Выбор и расчет необходимого количества расхода бурового раствора– определить количество бурового раствора из условия обеспечения эффективного удаления частицу и охлаждения долота при заданных буровых насосах.

2.8.Расчет гидравлических сопротивлений в циркуляционной системе складывается из потерь и перепадов давления в каждом ее элементе. Потери давления рекомендуется выбирать как функциональную зависимость от расхода промывочной жидкости, а затем по этой зависимости производить выбор типа, количества работы насосов. В проекте произвести расчет гидравлических сопротивлений при бурении под эксплуатационную колонну.

Данные для расчета:

Глубина скважины

Тип турбобура

Диаметр долота

Длина ТБПК 127х9,2

Длина ЛБТВК 147х13

Длина УБТ 178х80

Плотность бурового раствора ρ₁

Структура вязкости раствора бурового η=0,01 н/м²

Динамическое напряжение сдвига τ₀=8,10 н/м²

1. Выбираем диметр втулок и число насосов.

По шифру турбобура определяем необходимый расход промывочной жидкости по (т. 93) [6]

Q=32 дм³/с

Выбираем количество буровых насосов равным 1 и диаметр втулок для обеспечения необходимого расхода:

Q_нас=32 л/с

Д_порш.=0,170 м

Р_нас.=35 мПа

2. Определяем режим течения жидкости в циркуляционной системе:

2.1 Определяем режим течения жидкости в бурильных трубах ЛБТ.

где ρ_бр – плотность бурового раствора, кг/м³

V_тр – средняя скорость течения жидкости в трубах, м/с

Q - расход бурового раствора, м³/с

d - внутренний диаметр бурильных труб, м

η -структура вязкости раствора Н*с/м²

τ₀ - динамическое напряжение сдвига Н/ м²

при R_e≤2300 ламинарный

при R_e ≥2300 турбулентный

2.2 Определяем режим течения жидкости в бурильных трубах ТБПК.

2.3 Определяем режим течения жидкости в бурильных трубах УБТ.

2.4 Определяем режим течения жидкости в кольцевом пространстве: стенка скважины – турбобур.

где Д_д – диаметр долота скважины, м

Д – наружный диаметр турбобура, м

V_кп – средняя скорость течения жидкости по кольцевому пространству, м/с

2.5 Определяем режим течения жидкости в кольцевом пространстве: стенка скважины – УБТ.

2.6 Определяем режим течения жидкости в кольцевом пространстве: стенка скважины – ТБПК.

2.7 Определяем режим течения жидкости в кольцевом пространстве: стенка скважины – ЛБТ.

3. Определяем коэффициенты гидравлических сопротивлений.

3.1 В бурильных трубах.

В ЛБТ турбулентный режим

В ТБПК турбулентный режим.

В УБТ турбулентный режим.

3.2 В кольцевом пространстве.

В ЛБТ ламинарный.

В ТБПК ламинарный.

В УБТ ламинарный

4. Определяем потери давления.

4.1 В ЛБТ:

где λ_лбт – коэффициент гидравлического сопротивления в ЛБТ

Q – подача насосов, м³/с

L_лбт – длина труб ЛБТ, м

d – внутренний диаметр ЛБТ, м

4.2 В ТБПК:

4.3 В УБТ:

4.4 В турбобуре:

где Р_дво – потери давления в турбобуре при течении жидкости.

4.5 В кольцевом пространстве: стенка скважины – турбобур

где l_{кпт/бур} – длина турбобура, м

Д_т/б – диаметр турбобура, м

4.6 В кольцевом пространстве: стенка скважины – УБТ.

4.7 В кольцевом пространстве: стенка скважины – ТБПК.

4.8 В кольцевом пространстве: стенка скважины – ЛБТ.

4.9 В обвязке БУ.

4.10 Определяем сумму потерь давления.

5. Определяем резерв давления для реализации в насадках долота.

6. Определяем диаметр насадок долота.

где z – число насадок долота

μ_р – коэффициент расхода насадок (0,92-0,95)

Расчет выполнить с использованием электронных таблиц XL. Пример заполнения исходных данных для расчета.

Гидравлический расчет промывки скважины.
	Дано:
	ρбр =	1200	кг/м3
	Lлбт =	0	м
	Lубт =	20	м
	Lтбпк=	2927	м
	Lтбпк =	400
	Lт/б =	8,71	м
	Рт =	6	МПа

2.9.Выбор бурового насоса. Для выбранных насосов устанавливается режим работы из условия возможно полного использования их мощности.

2.10.Расчет обсадных колонн на прочность– проведение при проектировании с целью выбора толщин стенок и групп прочности материалов обсадных колонн при заданной конструкции. Обсадные колонны рассчитывают с учетом избыточного наружного и внутреннего избыточного давления, запаса прочности на растяжение. При расчете необходимо пользоваться [2] стр.344. В проекте провести расчет эксплуатационной колонны, а компоновки промежуточных колонн взять из проекта, исходя из опыта бурения.

Результаты расчетов свести в таблицу.

Расчет эксплуатационной колонны на прочность

Обсадные колонны рассчитывают с учетом максимальных значений избыточных наружных и внутренних давлений, а также осевых нагрузок (при бурении, опробовании, эксплуатации и ремонте скважин).

Рисунок -Схема эксплуатационной колонны

Исходные данные:

Глубина скважины по вертикали H, м

Глубина скважины по стволу L, м

Высота цементного раствора Нцр,м

Высота гельцементного раствора Нгцр, м

Высота цементного стакана hст,м

Плотность цементного раствора ρцр, кг/м3

Плотность гельцементного раствора ρгцр, кг/м3

Плотность нефти ρн,кг/м3

Пластовое давление Р_пл

Плотность опрессовочной жидкости ρопр,кг/м3