Проектирование строительства эксплуатационной скважины глубиной 2500 метров на Кошильском месторождении
Конструкция и профиль проектной скважины, проектирование конструкции и процесса углубления скважины. Технологический режим цементирования. Энергетическая база и энергоснабжение, водные ресурсы. Безопасность в рабочей зоне и охрана окружающей среды.
Рубрика | Производство и технологии |
Вид | дипломная работа |
Язык | русский |
Дата добавления | 22.11.2012 |
Размер файла | 2,4 M |
Отправить свою хорошую работу в базу знаний просто. Используйте форму, расположенную ниже
Студенты, аспиранты, молодые ученые, использующие базу знаний в своей учебе и работе, будут вам очень благодарны.
Размещено на http://www.allbest.ru/
223
Задание на выполнение выпускной квалификационной работы
1. Тема выпускной квалификационной работы Проектирование строительства эксплуатационной скважины глубиной 2500 метров на Кошильском месторождении
3. Исходные данные к работе Геологический проект на строительство эксплуатационной скважины на Кошильском месторождении
4. Содержание текстового документа (перечень подлежащих разработке вопросов) Реферат. Введение. 1. Общая и геологическая часть. 1.1. Географо-экономическая характеристика района работ. 1.2. Горно-геологические условия . 1.3. Ожидаемые осложнения и их характеристика. 2. Технологическая часть. 2.1. Выбор и обоснование способов бурения. 2.2. Конструкция и профиль проектной скважины. 2.3. Проектирование процесса углубления. 2.4. Технологические средства и режимы бурения при отборе керна. 2.5. Проектирование процессов закачивания скважины. 2.6. Проектирование процессов испытания и освоения скважины процессе бурения. 2.7. Разработка мероприятий по предупреждению осложнений и аварий при сооружении скважины. 2.8. Проектирование бурового технологического комплекса . 3.Вспомогательные цеха и службы. 4.Безопасность жизнедеятельности. 5.Охрана окружающей среды.6.Организационно- экономическая часть. 6.1. Структура и организационные формы работы бурового предприятия. 6.2. Анализ основных технико-экономических показателей и балансов рабочего времени буровых бригад. 6.3. Организационно- технический план мероприятий по повышению технико-экономических показателе. 6.4. Определение нормативной продолжительности сооружения скважины. 6.5. Расчет экономической эффективности разработанных организационно-технических мероприятий. 7. Специальная часть
5. Перечень графического материала
5.1. Геолого-технический наряд .
5.2. Схема расположения оборудования и привышечных сооружений .
5.3.Геологический разрез и структурная карта Кошильского месторождения.
5.4. Технологические схемы по заканчиванию скважины
5.5. Компоновка бурильной колонны.
5.6. Схема очистки бурового раствора
Реферат
Выпускная квалификационная работа 233, 15 рис., 42 табл., 24 источник, 6 приложений, 6 листов графического материала.
БУРОВАЯ УСТАНОВКА, ПОРОДОРАЗРУШАЮЩИЙ ИНСТРУМЕНТ, РЕЖИМ БУРЕНИЯ, БУРОВОЙ РАСТВОР, КОНСТРУКЦИЯ СКВАЖИНЫ, ЭКСПЛУАТАЦИОННЫЙ ЗАБОЙ, ЭКСПЛУАТАЦИОННАЯ КОЛОННА, ЦЕМЕНТИРОВАНИЕ, ЦЕМЕНТИРОВОЧНАЯ ТЕХНИКА, ПРОДУКТИВНЫЙ ПЛАСТ, ИСПЫТАНИЕ, ОСВОЕНИЕ.
Объектом работы являются эксплуатационные скважины для освоения месторождений Западной Сибири.
Цель работы - разработка техники и технологии наклонно направленной скважины глубиной 2500 метров на Кошильском месторождении.
Работа выполнена по геологическим материалам Кошильского месторождения.
В результате работы спроектирована конструкция и технология проводки скважины глубиной 2500 метров.
Подробно рассмотрено применение силикатных промывочных жидкостей нового поколения.
Данная работа выполнена с учетом современных достижений в области техники и технологии строительства нефтяных скважин
Содержание
Введение
1.Общая и геологическая часть
1.1 Географо-экономическая характеристика района работ
1.2 Горно-геологические условия
1.3 Ожидаемые осложнения и их характеристика
2.Технологическая часть
2.1 Выбор и обоснование способа бурения
2.2 Конструкция и профиль проектной скважины
2.2.1 Проектирование и обоснование конструкции скважины
2.2.2 Выбор конструкции эксплуатационного забоя
2.2.3 Обоснование и расчёт профиля проектной скважины
2.2.4 Расчет глубины спуска и диаметра обсадных колонн
2.2.5 Обоснование высот подъема тампонажных смесей
2.2.6 Разработка схем обвязки устья скважины
2.3 Проектирование процесса углубления скважины
2.3.1 Обоснование класса и типоразмеров долот по интервалам бурения
2.3.2 Расчет осевой нагрузки на долото
2.3.3 Расчет частоты вращения
2.3.4 Выбор типа забойного двигателя
2.3.5Выбор компоновки и расчет бурильной колонны
2.3.6 Обоснование типов и компонентного состава промывочной жидкости
2.3.7 Расчет необходимого расхода бурового раствора
2.3.8 Выбор гидравлической программы промывки скважины
2.3.9 Обоснование критериев рациональной отработки долот
2.3.10 Технология бурения при вскрытии продуктивного пласта
2.4 Технологические средства и режимы бурения при отборе керна
2.5 Проектирование процессов закачивания скважины
2.5.1 Расчет обсадных колонн
2.5.2 Выбор режима спуска обсадных колонн
2.5.3 Выбор способа цементирования обсадной колонны
2.5.4 Расчет объема тампонажной смеси и количества составных
компонентов
2.5.5 Обоснование типа и расчета объема буферной и продавочной
жидкостей и цементного раствора 105
2.5.6 Выбор типа и расчет необходимого количества цементного раствора
2.5.7 Технологический режим цементирования скважины
2.6 Проектирование процессов испытания и освоения скважины в процессе бурения
2.7 Разработка мероприятий по предупреждению осложнений и аварий при сооружении скважины
2.8 Проектирование бурового технологического комплекса
2.8.1 Расчет режимов СПО
2.8.2 Выбор талевой системы
3. Вспомогательные цеха и службы
3.1 Ремонтная база
3.2 Энергетическая база и энергоснабжение
3.3 Водные ресурсы и водоснабжение
3.4Цех по приготовлению буровых растворов
3.5 Транспорт
3.6Связь и диспетчерская служба
3.7Культурно-бытовое и медицинское обслуживание
4. Безопасность жизнедеятельности
4.1 Безопасность в рабочей зоне
4.2 Требования безопасности при работе с хим. реагентами
4.3 Чрезвычайные ситуации
5. Охрана окружающей среды
6.Организационно-экономическая часть
6.1 Структура и организационные формы работы бурового предприятия ЗАО «Нижневартовскбурнефть»
6.2 Анализ основных технико-экономических показателей (ТЭП) и баланса рабочего времени буровых бригад
6.3 План организационно-технических мероприятий (ОТМ) по повышению ТЭП
6.4 Определение нормативной продолжительности строительства скважин
6.5 Расчет экономической эффективности разработанных ОТМ
7. Специальная часть ВКР
Заключение
Список используемой литературы
Введение
В данное время Россия занимает одно из лидирующих мест в добыче мировых запасов нефти и газа, что несет большие прибыли нефтегазодобывающим компаниям в период стабильно высоких цен на углеводородосодержащее сырье.
Перед добывающими компаниями нашей страны открываются большие возможности: пользуясь сложившейся ситуацией на мировом рынке возможны крупные капиталовложения в развитие предприятий комплекса, применение новых более дорогостоящих технологий, научные исследования в сфере недропользования. Последние годы особо остро показывают на необходимость движения в этом направлении, на фоне снижения дебитов эксплуатируемых скважин и увеличения затрат на извлечение углеводородного сырья.
Применение новых технологий в добыче нефти предъявляет более жесткие условия к бурящимся скважинам. Необходимость решения большего комплекса задач, связанных с процессом строительства скважин требует изменения технологии бурения скважин.
Тенденции развития технологии в последнее время направлены на минимизацию вредного воздействия на продуктивный пласт во время бурения, качественное крепление и цементирование, использование новых технологий для идеализации профиля ствола скважин, уменьшение вредного воздействия на окружающую среду во время бурения.
Основная цель данного проекта - предложения по совершенствованию технологии реализации спецпрофилей. Использование предложенных решений при бурении скважин на месторождениях западносибирского региона несет реальную прибыль предприятиям нефтяной отрасли.
1. Общая и геологическая часть
1.1 Географо-экономическая характеристика района работ
В административном отношении Кошильское месторождение расположено в Нижневартовском районе Ханты-Мансийского автономного округа Тюменской области, в 281 км от Нижневартовска.
По геоботаническому районированию этот район относится к таежной зоне Тобольской физико-географической провинции. Территория этого нефтяного месторождения расположена в Среднем Приобъе Западно-Сибирской низменности и является техногенно освоенной. В орографическом отношении район работ представляет собой слабоволнистую озерно-аллювиальную равнину, сложенную с поверхности среднесуглинистыми покровными отложениями, представленными озерными, слоистыми глинами, легкосуглинистыми алевролитами и песчаными толщами. Абсолютные отметки колеблются в пределах от +50-90 м в пойменных понижениях до +120 м на водоразделах. Тектонически спокойный район. Почвы территории месторождения представлены в основном суглинками, песчаниками различной мощности по заболоченным понижениям. Климат территории резко континентальный, характеризуется продолжительной и холодной зимой, коротким и прохладным летом с длинным световым днем. Господствующее направление ветров в течение года - западное, юго-западное.
В районе развиты: нефтедобывающая, рыболовная, лесная промышленность. Основные материальные базы снабжения находятся в г. Нижневартовске.
Для обустройства буровых могут быть использованы местные строительные материалы - песок, глина, лес - которые имеются в районе в необходимом количестве.
Для снабжения питьевой водой и технологических нужд при строительстве скважины используются воды четвертичного водоносного комплекса, получаемые из пробуренных водозаборных скважин.
1.2 Горно-геологические условия
Стратиграфический разрез скважины представлен в табл. 1.2.1., литологическая характеристика разреза скважины - в табл. 1.2.2., физико-механические свойства пород - в табл. 1.2.3., давление и температура по разрезу скважины - в табл. 1.2.4.
Таблица 1.2.1 Стратиграфический разрез скважины, элементы залегания и коэффициент кавернозности интервалов
Глубина залегания, м |
Стратиграфическое подразделение |
Коэффициент кавернозности в интервале |
|||
от (кровля) |
до (подошва) |
название |
индекс |
||
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
|
0 |
105 |
Четвертичные отложения |
Q |
1,30 |
|
105 |
205 |
Абросимовская свита |
P32/abr |
1,30 |
|
205 |
230 |
Журавская свита |
P32/gur |
1,30 |
|
230 |
250 |
Новомихайловская свита |
P32/nm |
1,30 |
|
250 |
270 |
Атлымская свита |
P31/atl |
1,30 |
|
270 |
290 |
Чеганская свита |
P31/chg |
1,30 |
|
290 |
410 |
Люлинворская свита |
P22/llv |
1,30 |
|
410 |
490 |
Талицкая свита |
P1/tl |
1,30 |
|
490 |
619 |
Ганькинская свита |
K2/gn |
1,30 |
|
619 |
720 |
Славгородская свита |
K2/slg |
1,30 |
|
720 |
830 |
Ипатовская свита |
K2/ip |
1,30 |
|
830 |
855 |
Кузнецовская свита |
K2/kz |
1,30 |
|
855 |
1610 |
Покурская свита |
K2+K1/pkr |
1,30 |
|
1610 |
1652 |
Алымская свита |
K1/alm |
1,25 |
|
1652 |
2158 |
Вартовская свита |
K1/vrt |
1,15 |
|
2158 |
2369 |
Мегионская свита |
K1/mg |
1,10 |
|
2369 |
2382 |
Баженовская свита |
J3/bg |
1,10 |
|
2382 |
2385 |
Георгиевская свита |
J3/gr |
1,10 |
|
2385 |
2500 |
Васюганская свита |
J3+2/vs |
1,10 |
Таблица 1.2.2 Литологическая характеристика разреза скважины
Индекс стратиграфического подразделения |
Интервал, м. |
Краткое название горной породы |
Стандартное описание горной породы, характерные признаки, полное название (структура, текстура, минеральный состав.) |
||
От |
до |
||||
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
|
Q |
0 |
105 |
ПескиСупесиСуглинки |
Нижняя часть отложений характеризуется преобладанием грубозернистых песков с включением гравия, гальки. Выше породы представляют сложную смесь суглинков с толщами торфяников |
|
P32/abr |
105 |
205 |
ПескиСуглинки |
Переслаивание песков серых, мелкозернистых и суглинков |
|
P32/gur |
205 |
230 |
ПескиСуглинки |
Переслаивание песков серых и желтовато-серых, мелкозернистых, глин серых, песчано-алевритистых и алевритов |
|
P32/nm |
230 |
250 |
ГлиныПески |
Неравномерное переслаивание глин, алевритов с прослоями бурых углей и песков |
|
P31/atl |
250 |
270 |
ГлиныПески |
Пески мелко- и разнозернистые, каолинизированные, косослоистые |
|
P31/chg |
270 |
290 |
ГлиныАлевролиты |
Глины голубовато-зеленые с многочисленными прослоями и линзами песков серых, светло-серых, буровато-серых, кварцевых и кварц-полевошпатовых и алевритов |
|
P22/llv |
290 |
410 |
Глины |
Глины зеленовато-серые, желто-зеленые, жирные на ощупь, в нижней части свиты - опоковидные, с прослоями серых слюдистых алевролитов и разнозернистых кварцево-глауконитовых песков и слабых песчаников. Нижняя часть свиты представлена опоками и опоковидными глинами с прослоями кварцевых алевролитов и тонкозернистых песков |
|
P1/tl |
410 |
490 |
ГлиныПесчаники |
Глины темно-серые до черных, жирные, вязкие, плотные, иногда алевритистые с прослойками алевритов и песков мелкозернистых, кварц-полевошпатово-глауконитовых, с включениями пирита |
|
K2/gn |
490 |
619 |
Глины |
Глины серые, темно-серые, известковистые, иногда алевритистые, в верхней части - мергели серые, зеленовато-серые, Толща содержит тонкие прослойки алевритов и песков, а также остатки пелеципод, аммонитов, гастропод |
|
K2/slg |
619 |
720 |
ГлиныПесчаники |
Глины с пиритизированными обрывками водорослей |
|
K2/ip |
720 |
830 |
ПесчаникиАлевролиты |
Глины опоковидные, переходящие в опоки с полураковистым изломом, с подчиненными прослоями глинистых алевролитов и слабосцементированных песчаников |
|
K2/kz |
830 |
855 |
Глины |
Глины серые, темно-серые, тонкополосчатые, листоватые, плитчатые, иногда известковистые |
|
K2+K1/pkr |
855 |
1610 |
ГлиныПесчаникиАлевролитыПески |
Неравномерное переслаивание песчаников серых, светло-серых, мелкозернистых, кварц-полевошпатовых, иногда известковистых, с пологой и косой слоистостью, алевролитов серых, слюдистых, плотных и глин серых, буровато-серых, комковатых, иногда уплотненных, аргиллитоподобных, с зеркалами скольжения, с обильным обугленным растительным детритом. Пласты песчаников не выдержаны по простиранию, часто линзовидные. Песчаная толща в подошве свиты сравнительно выдержанная по простиранию |
|
K1/alm |
1610 |
1652 |
АргиллитыАлевролитыПесчаники |
Неравномерное переслаивание глин, песчаников и алевролитов. Глинистыми породами представлена верхняя часть свиты, нижняя - опесчанена |
|
K1/vrt |
1652 |
2158 |
ПесчаникиАргиллитыАлевролиты |
Свита сложена незакономерным переслаиванием песчаныхи глинисто-алевритовых пород. Песчаники мелкозернистые, серые, светло-серые, мелкозернистые, преимущественно кварц-полевошпатовые, иногда глинистые и известковистые, крепкие, косослоистые. Алевролиты серые, плотные, слюдистые, часто глинистые. Песчаные пласты имеют линзовидное строение и по простиранию не выдержаны. |
|
K1/mg |
2158 |
2369 |
ПесчаникиАргиллитыАлевролитыГлины |
Песчаники серые, светло-серые, среднезернистые, кварц-полевошпатовые, слабо- и среднесцементированные, иногда известковистые, крепкие, участками косослоситые. Подчиненные прослои темно-серых плотных аргиллитов и алевролитов с карбонатно-глинистым цементом |
|
J3/bg |
2369 |
2382 |
Аргиллиты |
Аргиллиты черные и темно-бурые, битуминозные, обычно плитчатые с прослойками известняков, конкрециями пирита и стяжениями сидерита |
|
J3/gr |
2382 |
2385 |
Аргиллиты |
Аргиллиты темно-серые, почти черные, иногда с зеленоватым оттенком (за счет присутствия глауконита), нередко слабо битуминозными, в прослойках известковистыми. Присутствуют белемниты, остатки пелеципод, реже встречаются отпечатки аммонитов |
|
J3+2/vs |
2385 |
2500 |
ПесчаникиАргиллитыАлевролиты |
Песчаники серые, реже темно-серые, мелкозернистые, часто алевритистые, аркозовые. Много обугленных растительных остатков, образующих тонкие углистые слои. Аргиллиты серые и темно-серые, обычно со слабым буроватым оттенком, плотные, слюдистые, иногда прослоями известковистые или сидеритизированные. Песчаники васюганской свиты составляют продуктивный горизонт Ю, с которым связана нефтяная залежь. |
Литологическая характеристика разреза скважины представлена, в основном, глинами, алевролитами, аргиллитами и песчаниками. Строение геологического разреза Кошильского месторождения типично для нефтегазовых месторождений Тюменской области
Таблица 1.2.3 Физико-механические свойства горных пород по разрезу
Индекс страти-граф. подраз-деления. |
Интервал, м. |
Краткое название горной породы. |
Плот-ность г/см3 |
Порис-тость, % |
Твердость кгс/мм2 |
Гли-нис-тость, % |
Абра-зив-ность |
Категория пород по бури-мости |
||
от |
до |
|||||||||
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
10 |
|
Q |
0 |
105 |
Пески Супеси Суглинки |
2,40 2,25 2,20 |
30,0 |
8 2 1 |
М М М |
|||
P32/abr |
105 |
205 |
Пески Суглинки |
2,40 2,20 |
30,0 |
8 1 |
М М |
|||
P32/gur |
205 |
230 |
Пески Суглинки |
2,40 2,20 |
30,0 |
8 1 |
М М |
|||
P32/nm |
230 |
250 |
Глины Пески |
2,40 2,40 |
40,0 |
95,0 |
2 8 |
М М |
||
P31/atl |
250 |
270 |
Глины Пески |
2,40 2,40 |
40,0 |
95,0 |
2 8 |
М М |
||
P31/chg |
270 |
290 |
Глины Алевролиты |
2,40 2,69 |
30-193 |
95,0 |
2 6 |
М С |
||
P22/llv |
290 |
410 |
Глины |
2,40 |
95,0 |
2 |
М |
|||
P1/tl |
410 |
490 |
Глины Песчаники |
2,40 2,60 |
35,0 |
14-239 |
95,0 8,0 |
2 10 |
М С |
|
K2/gn |
490 |
619 |
Глины |
2,40 |
95,0 |
2 |
М |
|||
K2/slg |
619 |
720 |
Глины Песчаники |
2,40 2,60 |
25,0 |
14-239 |
95,0 8,0 |
2 10 |
М С |
|
K2/ip |
720 |
830 |
Песчаники Алевролиты |
2,60 2,69 |
32,0 10,9 |
14-239 30-193 |
8,0 18,0 |
10 6 |
С С |
|
K2/kz |
830 |
855 |
Глины |
2,40 |
95,0 |
2 |
М |
|||
K2+K1/pkr |
855 |
1610 |
Глины Песчаники Алевролиты Пески |
2,40 2,60 2,69 2,50 |
31,5 13,5 38,0 |
14-239 30-193 |
95,0 5,0 18,0 7,0 |
2 10 6 8 |
М С С М |
|
K1/alm |
1610 |
1652 |
Аргиллиты Алевролиты Песчаники |
2,67 2,69 2,60 |
17,6 |
21-45 30-193 14-239 |
80,0 16,0 5,0 |
3 6 10 |
С С С |
|
K1/vrt |
1652 |
2158 |
Песчаники Аргиллиты Алевролиты |
2,60 2,67 2,69 |
26,2 |
14-239 21-45 30-193 |
5,0 80,0 16,0 |
10 3 6 |
С С С |
|
K1/mg |
2158 |
2369 |
Песчаники Аргиллиты Алевролиты Глины |
2,60 2,67 2,69 2,40 |
17,0 |
14-239 21-45 30-193 |
5,0 80,0 15,0 90,0 |
10 3 6 3 |
С С С С |
|
J3/bg |
2369 |
2382 |
Аргиллиты |
2,67 |
21-45 |
80,0 |
3 |
С |
||
J3/gr |
2382 |
2385 |
Аргиллиты |
2,67 |
21-45 |
80,0 |
3 |
С |
||
J3+2/vs |
2385 |
2500 |
Песчаники Аргиллиты Алевролиты |
2,60 2,67 2,69 |
17,0 |
14-239 21-45 30-193 |
80,0 |
10 3 6 |
С С С |
Продуктивный пласт в интервале 2385--2451 метров представлен песчаником, плотностью 2600 кг/м3, пористостью 17%, глинистостью 80%.Характеристика коллекторских свойств продуктивных пластов Коллекторские свойства продуктивных пластов представлены в таблицах
Таблица 1.3.1. Водоносность
Интервалы залегания, м |
Тип коллектора |
Плотность, г/см3 |
||
от |
до |
|||
10 |
40 |
поровый |
1,000 |
|
230 |
270 |
поровый |
1,000 |
|
855 |
1610 |
поровый |
1,007 |
|
1652 |
2158 |
поровый |
1,010 |
|
2158 |
2369 |
поровый |
1,016 |
|
2420 |
2500 |
порово-трещиноватый |
1,023 |
Таблица 1.3.2. Нефтеносность
Интервалы залегания,м |
Тип коллектора |
Свободный дебит, м3/сут |
Плотность, г/см3 |
Газовый фактор, м3/т |
||
от |
до |
|||||
2385 |
2451 |
порово-трещиноватый |
120 |
0,776 |
89 |
Газонасыщенные отложения в геокриологическом разрезе Кошильского месторождения отсутствуют.
1.3 Ожидаемые осложнения и их характеристика
Зоны возможных осложнений и их характеристика представлены в табл. 1.4.1.
Таблица 1.4.1. Ожидаемые осложнения и их характеристика
Интервалы залегания,м |
Вид осложнения |
Характер возможных осложнений |
||
от |
до |
|||
0 |
270 |
поглощения БР |
Частичное поглощение, без потери циркуляции |
|
935 |
1690 |
|||
0 |
105 |
осыпи и обвалы стенок скважины |
Инструмент не доходит до забоя; прихват |
|
105 |
270 |
|||
720 |
830 |
|||
855 |
1610 |
|||
1630 |
1652 |
|||
2369 |
2385 |
|||
855 |
1610 |
водопроявления |
Перелив БР на устье, увеличение водоотдачи |
|
2385 |
2451 |
нефтепроявления |
Перелив БР на устье, появление газа и пленок нефти в БР |
|
855 |
1610 |
прихватоопасные зоны |
Сальникообразование и заклинка КНБК, дифференциальный прихват от перепада давления |
|
1610 |
2500 |
2. Технологическая часть
2.1 Выбор способа бурения
Принятие решения об использовании того или иного способа бурения - один из ответственных этапов при проектировании технологии бурения, так как в дальнейшем выбранный способ определяет многие технические решения - режим бурения, гидравлическую программу, тип и класс бурового инструмента, тип буровой установки и технологию крепления скважины.
Окончательное решение по выбору способа бурения представляет собой сложную задачу. В качестве исходной информации для принятия решения о способе бурения следует использовать следующие данные: глубину бурения и забойную температуру, профиль ствола скважины и диаметры долот, тип породоразрушающего инструмента и бурового раствора.
Исходные данные:
Глубина скважины по вертикали.…………..…...………….2500 м
Забойная температура………………….….…..….…………80 0С
Диаметр долота………………….……………...…………> 190 мм
Профиль ствола скважины……..….… наклонно - направленный
Удельный вес бурового раствора…..…………………..< 1,8 г/см3
На основании исходных данных для проводки проектируемой скважины наиболее подходящими является бурение гидравлическим забойным двигателем. Особенности бурения гидравлическим забойным двигателем заключаются в следующем:
1. Улучшаются в отличие от роторного способа условия работы бурильной колонны, что позволяет облегчить и удешевить её, применить легкосплавные и тонкостенные бурильные трубы. Срок службы бурильной колонны обычно в 2 раза больше, чем при роторном способе бурения. Однако повышенные давления в циркуляционной системе вызывают более частый промыв резьб, что требует их тщательного контроля и смазывания, хорошего крепления.
2. Возрастает механическая скорость проходки вследствие высокой частоты вращения долота, что ведёт к значительному росту коммерческой скорости. Однако снижается проходка на долото в связи с повышенным износом опор вооружения долот, ограничением перепада давления в насадках долота и скорости истечения бурового раствора из них.
3. Могут использоваться все виды буровых растворов. Однако турбина имеет относительно низкие показатели при использовании очень вязких и утяжелённых растворов.
4. Облегчается отклонение ствола скважины в требуемом направлении.
5. Улучшаются условия работы обслуживающего персонала, так как отсутствует непрерывный шум ротора, уменьшаются вибрации на буровой.
Учитывая тот факт, что в Западной Сибири широко развито бурение гидравлическими забойными двигателями и в данной области накоплен не малый опыт, выбираем для бурения под кондуктор и эксплуатационную колонну гидравлический забойный двигатель.
Бурение под направление будет производиться роторным способом.
2.2 Проектирование профиля и конструкции скважины
2.2.1 Обоснование и расчёт профиля проектной скважины
Проектирование профилей наклонно направленных скважин заключается, во-первых, в выборе типа профиля, во-вторых, в определении интенсивности искривления на отдельных участках ствола, и, в-третьих, в расчете профиля, включающем расчет длин, глубин по вертикали и отходов по горизонтали для каждого интервала ствола и скважины в целом.
Профиль наклонно-направленной скважины выбирается так, чтобы при минимальных затратах средств и времени на ее проходку было обеспечено попадание скважины в заданную точку продуктивного пласта при допустимом отклонении.
Профили скважины классифицируют по количеству интервалов ствола. За интервал принимается участок скважины с неизменной интенсивностью искривления. По указанному признаку профили наклонно направленных скважин подразделяются на двух, трех, четырех, пяти и более интервальные. Кроме того, профили подразделяются на плоские - расположенные в одной вертикальной плоскости, и пространственные, представляющие собой пространственную кривую линию.[4]
В условиях Западной Сибири наклонные скважины бурятся по трехинтервальному и четырехинтервальному профилю. Для скважин со смещением забоя по вертикали более 300 м принимают четырехинтервальные профили.
Основной параметр характеризующий профиль наклонной скважины является интенсивность углов искривления на участке набора кривизны и падения углов искривления на участке стабилизации. Для обеспечения успешной проводки скважины радиусы ствола скважины должны обеспечить:
возможность спуска приборов;
нормальное прохождение КБТ и обсадных колонн;
нормальную эксплуатацию обсадных колонн и глубинного насосного оборудования. По интервалам работы погружных насосов интенсивность искривления ствола не должна превышать 3о на 100 метров длины ствола.
В данном проекте рассматривается применение четырехинтервального профиля скважины (рис. 2.2.1). Данный тип профиля скважины включает вертикальный участок, участок набора зенитного угла, участок стабилизации зенитного угла, участок падения зенитного угла. Рассчитываем профиль скважины.[4]
Расчет производим для следующих условий:
- профиль скважины четырех интервальный;
- отход скважины (смещение забоя) 1000 м;
- глубина скважины по вертикали Но 2500 м;
- длина первого вертикального участка Нв 100м.
Расчет профиля:
1. Определим радиус второго участка
R2 = (57,3/ i) *10, м; (2.2.1)
где i - интенсивность искривления, исходя из опыта работ на данном месторождении i = 1,5 о на 10 м;
R2 = 57,3 / 1,5 *10 = 382 м
2. Находим радиус снижения угла на 4 участке
R4 = 57,3 / i * 10, м; (2.2.2)
где i - интенсивность снижения угла i = 0,15о на 10 м.
R4 = 57,3/ 0,15 *10 = 3820 м
3. Определяем max угол наклона ствола скважины
= 90 - ( - ), (2.2.3)
= arctg A-R1/ (Н-Нв), (2.2.4)
где А - смещение забоя по горизонтали, м;
Н - глубина вертикальной проекции, м;
Нв-длина первого вертикального участка, м.
= arctg (1000 - 382) / (2500 - 100) =14,44 о
= arccos 1/2((A- R2) 2 +Hр2 + R2* (Ro + R4)) / (Ro ((A - R2)2 + Hр2)
где Нр = Н - Нв = 2500 -100 = 2400 м;
Ro=R2+R4 = 382 + 3820 = 4202 м.
=69,87 о
= 90 - (69,87 о -14,44 о) = 34,57о
4.Параметры второго интервала определяются по формулам:
l2 = 0,01745 * R2 * 2 (2.2.6)
l2 = 0,01745 * 382 *34,57 =230 м.
Н2 = R2 * sin2 (2.2.7)
Н2 = 382 * sin34,57 = 217 м.
S2 = R2 * (1 - cos2) (2.2.8)
S2 = 382 * (1 - cos34,57) = 67 м.
5. Параметры третьего, прямолинейного участка определяем по формуле:
l3 = A - B (2.2.9)
A = [(h - H1 - R2 * sin2)/cos2] - |S - B| * sin2 (2.2.10)
B = R2 * (1 - cos2) + (h - H1 - R2 * sin2) * tg2 (2.2.11)
B = 382 * (1 - cos34,57) + (2500 - 100 - 382 * sin34,57) * tg34,57 = 1572
А = [(2500 - 100 - 382 * sin34,57)/cos34,57)] - |1000 - 1409,5| * sin31,59 =2327
l3 = 2327 - 1572 =755 м.
Н3 = l3 * cos2 (2.2.12)
Н3 = 755 * cos34,57 = 622м.
S3 = l3 * sin2 (2.2.13)
S3 = 755 * sin 34,57 = 428 м.
С = [2 * R4 * |S - B| * cos2 - (S - B)2 * cos2]0,5 (2.2.14)
C = [2 * 3820 * |1000 - 1572| * cos34,57 - (1000 - 1572)2 * cos34,57]0,5 =1588
4 = 2 - arctg * [C / (R42-C2)0,5] (2.2.15)
4 = 34,57 - arctg * [1588 / (38202 - 15882)0,5] = 17,17 о.
6. Параметры четвертого интервала определяем по формулам:
l4 = 0,01745 * R4 * (2 - 4) (2.2.16)
l4 = 0,01745 * 3820 * (34,57 - 17.17) = 1637 м.
S4 = R4 * (cos4 - cos2) (2.2.17)
S4 = 3820* (cos17,17 - cos34,57) = 504м.
7. Общую длину скважины можно определить по формуле:
L = H1 + l2 + l3+ l4 (2.2.18)
L = 100 + 230 + 755 + 1637 =2722 м.
8.Общий отход(смещение) составит:
S = S2 + S3 + S4 (2.2.19)
S = 67+ 428+ 504 = 999 м.
Размещено на http://www.allbest.ru/
223
Рис 2.2.1 Четырехинтервальный профиль
2.2.2 Выбор конструкции эксплуатационного забоя
Под конструкцией эксплуатационного забоя понимается конструкция низа эксплуатационной колонны в районе продуктивного пласта.
К главным факторам, определяющим не только конструкцию забоя, но и её конкретный вид, относятся: тип коллектора и степень его однородности, степень устойчивости пород призабойной зоны, наличие или отсутствие близко расположенных к продуктивному объекту напорных горизонтов, подошвенных вод или газовой шапки; проницаемость пород продуктивного пласта, а также проектного способа эксплуатации.
Устойчивость призабойной зоны можно рассчитать по формуле [7]:
, (2.2.20)
где ?? коэффициент Пуассона, (??= 0,30);
?- средневзвешенная плотность вышезалегающих горных пород, кг/м3,
? =? pi hi/H; (2.2.21)
где pi - плотность горных пород i-го пласта, кг/м3;
hi - толщина i-го пласта, м;
? = 2485,5 кг/м3;
Н - расстояние от устья до кровли продуктивного пласта, м, (Н=2385м);
Рпл- пластовое давление, МПа;
Рпл = ?Рh; (2.2.22)
Рпл = 0,1*2385 = 23,85 МПа;
Pз - давление столба жидкости на забой скважин при эксплуатации, МПа;
Рз = (H - hнорм.)*?н.*g; (2.2.23)
где g-ускорение свободного падения, м/с2;
p-плотность пластового флюида, кг/м3;
hнорм = 2/3H; g=9,81 м/с2; p=776 кг/м3,
Pз=(2500-(2/3)*2500)9,81776=6,34 МПа;
?сж - предел прочности горных пород при одноосном сжатии, МПа;
?сж=30МПа, для песчаника;
?расч =2[0,30/(1-0,30)*(10-6*2485,5?9,81*2385-23,85)+(23,85-6,34)]=64,42 Мпа.
?сж.=30,0 МПа < ?расч. =64,42 МПа, следовательно, коллектор неустойчивый.
Исходя из расчётного значения устойчивости коллектора и с учетом того, что нефтеносный пласт 2385-2451 имеет подошвенные воды и так как коллектор неоднородный выбираем конструкцию закрытого забоя. В этом случае при бурении скважины выбираем следующий способ вскрытия продуктивного пласта: перебуриваем продуктивный пласт на 49 метров, не перекрывая предварительно вышележащие породы специальной колонной обсадных труб, затем спускаем обсадную колонну до забоя, цементируем. Для сообщения обсадной колонны с продуктивным пластом перфорируем ее.
Схема конструкции эксплуатационного забоя скважины приведена на рис. 2.2.2
Рис. 2.2.2 Схема конструкции эксплуатационного забоя скважины: 1 - обсадная колонна; 2 - цементный камень; 3 - продуктивный пласт; 4 - перфорационные каналы.
2.2.3 Обоснование конструкции скважины
Конструкция скважин определяет размеры обсадных колонн, их количество, диаметр ствола под каждую колонну, высоты подъема цементного раствора за колоннами. Конструкция должна обеспечивать строительство скважины до проектной отметки, надежное разобщение пластов, прочность и долговечность скважины как сооружения, экологическую безопасность при сооружении и эксплуатации.
При обосновании конструкции скважины учитываются следующие геологические и технико-экономические факторы:
а) геологические условия проводки скважины;
б) накопленный опыт бурения в аналогичных геолого-технических условиях;
в) выделение зон несовместимых по условиям бурения;
г) достижение максимальной коммерческой скорости бурения;
д) обеспечение минимального расхода материалов на 1 метр проходки;
е) требование действующих инструкций и правил безопасности;
ж) обеспечение условий эксплуатации и возможности проведения ремонтных работ;
з) охрана окружающей среды.
При проектировании конструкции данной скважины необходимо принять во внимание следующие особенности геологического строения разреза:
1. Газонасыщенных пластов в разрезе нет;
2. Аномально высоких пластовых давлений нет;
3. Многолетнемерзлые породы отсутствуют;
4. Люлинворская свита залегает в интервале 290-410 м;
6.Максимальная забойная температура 80С;
7.Кровля верхнего продуктивного горизонта -2385 м;
8. Проектная глубина скважины по вертикали - 2500 м.
На основании данных, представленных в разделе 1.2. - “Геологические условия бурения” строится совмёщенный график давлений (рис.2.2.3). Он позволяет выделить в разрезе интервалы, несовместимые по условиям бурения. Под несовместимыми условиями бурения понимают такое их сочетание, при котором заданные параметры процессов бурения нижележащего интервала скважины вызовут осложнение в пробуренном вышележащем интервале, если последний не закреплен колонной.
Из графика следует, что интервалы несовместимых условий отсутствуют, следовательно, нет необходимости в спуске промежуточных (технических) колонн.
Исходя из геологических характеристик, совмещённого графика давлений и выбранной конструкции эксплуатационного забоя, предусматриваем последовательный спуск в скважину следующих обсадных колонн:
1) направление (служит для предупреждения размыва и обрушения горных пород вокруг устья скважины, обеспечения циркуляции бурового раствора при бурении под кондуктор);
2) кондуктор (обеспечивает перекрытие верхней части геологического разреза, сложенного неустойчивыми породами; служит для установки противовыбросового оборудования и подвески эксплуатационной колонны);
3) эксплуатационная колонна (служит герметичным каналом для соединения продуктивного пласта с устьем скважины и извлечения пластовых флюидов).
Кондуктор и эксплуатационная колонна, являются обязательными при любой конструкции скважины.
2.2.4 Расчёт глубин спуска и диаметров обсадных колонн
В соответствии с разделом 2.2.3. в конструкцию скважины будут включены следующие типы обсадных колонн: направление; кондуктор; эксплуатационная колонны
Проектируем спуск направления на глубину 55 метров, так как верхние слои представлены неплотными породами (во избежание их последующего размыва и обрушения вокруг устья).
Глубина спуска кондуктора должна обеспечить выполнение нескольких условий:
1. Перекрытие всей толщи рыхлого неустойчивого интервала разреза;
2. Разобщение водоносных горизонтов, залегающих в интервале спуска кондуктора;
3. Возможность герметизации устья скважины при ликвидации газонефтеводопроявлении (ГНВП) с исключением гидроразрыва пластов ниже башмака кондуктора;
4. При наличии несовместимых интервалов возможность их разделения.
Исходя из недопущения гидроразрыва пород под башмаком кондуктора, глубину спуска кондуктора определяем по формуле:
; (2.2.24)
где Рпл - пластовое давление, МПа (25 МПа);
L - глубина скважины, м (2500м);
?ф - плотность пластового флюида, г/см3, (0,776 г/см3 из табл. 1.3.2);
?Ргр - градиент давления гидроразрыва пород в интервале установки
последующей колонны, МПа/м (0,0176 из табл.1.2.4).
Hк > (25-0,01*2500*0,776)/(0,0176-0,01*0,776)=569,11 м.
В связи с наличием интервалов возможных осложнений (табл. 1.4.1), проектируем спуск кондуктора на глубину 840 м.
Глубина спуска эксплуатационной колонны по вертикали принимаем 2500 метров с учётом перебуривания продуктивного пласта J3+2/vs на 49 метров.
Расчет диаметров обсадных колонн и скважины осуществляется снизу вверх. При этом исходным является диаметр эксплуатационной колонны, который принимается в зависимости от ожидаемого притока и условий опробования, эксплуатации и ремонта скважин. Расчётный диаметр долота определяется по формуле:
DД.Р = dм + 2?, (2.2.25)
где dм - наружный диаметр соединительной муфты обсадной колонны по ГОСТ 632-80;
2? - разность диаметров (табл. 2.3, [7]).
Внутренний диаметр обсадной колонны рассчитывается по формуле:
dВН.К = DД.Н + 2?, (2.2.26)
где ? - радиальный зазор между долотом и стенкой обсадной трубы, обычно принимается ? = 5-10 мм.
1. Бурение под эксплуатационную колонну.
Диаметр эксплуатационной колонны принимаем (исходя из ожидаемого дебита Q = 120 м3/сут, см. табл. 1.3.3) равный 146,1 мм, (табл. 2.2, [7]).
Наружный диаметр соединительной муфты для эксплуатационной колонны по ГОСТ 632-80 (табл. 2.4, [7]) равен dм = 166,0мм.
Расчётный диаметр долота для бурения под эксплуатационную колонну:
DД.Р = dм + 2? = 166,0 + 20 = 186,0 мм,
где 2? = 20 мм (табл.2.3, [7]).
Выбор ближайшего нормализованного диаметра долота по ГОСТ 20692-80:
DД.Н = 215,9 мм > 186,0 мм.
2. Бурение под кондуктор.
Внутренний расчётный диаметр кондуктора:
dВН.К = DД.Н + 2? = 215,9 + 10 = 225,9 мм.
Нормализованный диаметр кондуктора по ГОСТ 632-80 (табл. 2.4 ,[7]) dК =244,5 мм с максимально допустимой толщиной стенки ? = (244,5 - 225,9)/2 = 9,3 мм, наружный диаметр муфты dм = 269,9 мм.
Расчётный диаметр долота для бурения под кондуктор:
DД.Р = dм + 2? = 269,9 + 25 = 294,9 мм,
где 2? = 25 мм в соответствии с табл. 2.3 [7].
Ближайший нормализованный диаметр долота для бурения под кондуктор по ГОСТ 20692-80:
DД.Н = 295,3 мм > 294,9 мм
3. Бурение под направление.
Внутренний расчётный диаметр направления:
dВН.НАПР. = 295,3+ 15 = 310,3 мм
Нормализованный диаметр обсадных труб для направления по ГОСТ 632-80 (табл. 2.4[7]) dНАПР. = 323,9 мм с максимально допустимой толщиной стенки ? = (323,9 - 295,3)/2 = 14 мм, наружный диаметр муфты dм = 351,0 мм.
Расчётный диаметр долота для бурения под направление:
DД.Р = dм + 2? = 351,0+ 40 = 391,0 мм
Ближайший нормализованный диаметр долота для бурения под направления по ГОСТ 20692-80:
DД.Н = 393,7 мм > 391,0 мм
Данные о расчетах конструкции скважины заносим в табл. 2.2.1
Таблица 2.2.1 Конструкция скважины
Номер колонны в порядке спуска |
Название колонны |
Интервал спуска, м |
Номинальный диаметр ствола скважины (долота), мм |
Номинальный наружный диаметр обсадных труб, мм |
Максимальный наружный диаметр соединения,мм |
||
По вертикали |
По стволу |
||||||
1 2 3 |
Направление Кондуктор Эксплуатационная |
0 - 55 0 - 840 0 - 2500 |
0 - 55 0 -909 0 - 2722 |
393,7 295,3 215,9 |
323,9 244,5 146,1 |
351,0 269,9 166,0 |
2.2.5 Обоснование высот подъёма тампонажных растворов
Интервалы цементирования обсадных колонн определяются в соответствии с требованиями правил безопасности в нефтяной и газовой промышленности [1]. Исходя из этих требований, проектируются следующие высоты подъёма тампонажных растворов:
1. направление цементируется до устья (0 - 55 м);
2. кондуктор цементируется до устья, разобщая водоносные горизонты этой части разреза, перекрывая зоны обваливающихся горных пород, прихватоопасные зоны, зоны поглощения бурового раствора (0 - 840 м);
3. эксплуатационная колонна цементируется выше башмака кондуктора на высоту не менее 150 м, то есть (690 - 2500м). [1].
2.2.6 Разработка схем обвязки устья скважины
Конструкция устья скважины и колонных головок должна обеспечивать:
- жесткую и герметичную обвязку всех обсадных колонн, выходящих на устье скважины;
- подвеску с расчетной натяжкой промежуточных и эксплуатационных колонн, обеспечивающую компенсацию температурных деформаций на всех стадиях работы скважины (колонны);
- возможность контроля флюидопроявлений за обсадными колоннами;
- возможность управления скважиной при ликвидации газонефтеводо-проявлений и аварийном глушении в процессе бурения и крепления.
Критериями выбора ПВО являются максимальные давления, возникающие на устье скважины при полном замещении промывочной жидкости пластовым флюидом при закрытом превенторе и диаметры проходных отверстий превенторов, позволяющих нормально вести углубление скважины или проводить в ней любые работы.
Величина максимального устьевого давления Рму рассчитывается по формуле:
Рму= Рпл - gh, (2.2.27)
где Рпл- пластовое давление в кровле продуктивного пласта, МПа;
- плотность флюида, кг/м3;
g - ускорение свободного падения, м/с2;
h- глубина залегания кровли продуктивного пласта, м.
Рму= 25-7769,82385=25-18,14=6,86 Мпа,
Согласно правилам безопасности в нефтяной и газовой промышленности проектируем при вскрытии пласта комплект противовыбросового оборудования ОП5-280/80*35 с основными параметрами:
1. Диаметр проходного отверстия - 280 мм;
2. Рабочее давление - 35 МПа;
3. Диаметр проходного отверстия манифольда - 80 мм;
4. Номинальное давление станции гидропривода - 14 МПа;
5. Количество гидроуправляемых составных частей - 6;
Схема состоит из двух плашечных превенторов (один с глухими, другой с трубными плашками) и одного универсального превентора.
В проекте при освоении скважины принимается оборудование устья скважины малогабаритной превенторной установкой типа ПМТ 15621.
2.3 Проектирование процесса углубления скважины
Технико-экономическая эффективность проекта на строительство нефтяной скважины во многом зависит от обоснованности процесса углубления и промывки. Проектирование этих процессов включает в себя выбор типа породоразрушающего инструмента и режимов бурения, конструкции бурильной колонны и компоновки её низа, гидравлической программы углубления и показателей свойств промывочной жидкости, типов промывочных растворов и необходимых количеств химических реагентов и материалов для поддержания их свойств. Необходимо также выбрать буровую установку. В качестве основных режимных параметров можно выделить следующие: нагрузку на долото Gос, кН; частоту вращения инструмента n, мин-1; расход промывочной жидкости Q, л/с; тип и качество промывочной жидкости.
2.3.1 Выбор буровых долот
Выбор типа породоразрушающего инструмента основывается на физико-механических свойствах пород и литологическом строении разреза пород.
При бурении скважин наибольшее распространение получили шарошечные долота. Ими ежегодно выполняется более 90% объема проходки в нашей стране и за рубежом. По принципу действия это дробяще-скалывающие долота. В зависимости от числа рабочих элементов шарошечные долота бывают одно-, двух-, трех-, четырех-, шести- и многошарошечные. Наиболее распространен трехшарошечный вариант долота. Конструкция такого долота наилучшим образом вписывается в цилиндрическую форму скважины тремя коническими шарошками, при этом обеспечивается оптимальное центрирование и устойчивость работы долота.[18]
Из табл. 1.2.3 следует, что интервал 0-55 м сложен мягкими породами, поэтому для бурения данного интервала проектом принято долото типа М. Выбираем долото, выпускаемое согласно ГОСТ 20692-75 ОАО «Волгабурмаш» (город Самара), III 393,7 М -ГВ.
При бурении под кондуктор в интервале 55 - 840 м, представленном мягкими с пропластками средней твердости, средней абразивности породами, принимается тип “МС” с фрезерованными зубьями. Исходя из того, что бурение турбобуром характеризуется высокими частотами вращения породоразрушающего инструмента, для бурения под кондуктор выбираем высокооборотное долото с типом опор «В» - опоры шарошек на подшипниках качения с боковой промывкой, диаметром 295,3 мм. Исходя из многолетнего опыта работ на данном месторождении для бурения под кондуктор применяем долото III-295,3 МС-ГВ.
При бурении под эксплуатационную колонну в интервале 840 - 1610 м, представленном мягкими, с пропластками пород средней твердости, абразивными слабосцементированными породами, принимается тип “МСЗ” со вставными зубками. Для бурения в этом интервале выбираем долото III-215,9 МСЗ-ГВ;
Интервал 1610 - 2500 м сложен породами категории С, породы абразивные.[18]
Опыт работ на данном месторождении в последние годы показал высокую эффективность применения на этом интервале долот III-215,9 С-ГВ.
Применяемые долота по интервалам бурения представлены в табл.2.3.1
Таблица 2.3.1 Типоразмеры долот по интервалам бурения
Интервал, метр |
Типоразмер долота |
|
0 - 55 55 - 840 840 - 1610 1610-2500 |
III-393,7 М-ГВ III-295,3 МС-ГВ III-215,9 МСЗ-ГВ III-215,9 С-ГВ |
2.3.2 Расчет осевой нагрузки на долото
Осевая нагрузка обеспечивает внедрение породоразрушающего инструмента в горную породу. Для более твердых пород требуется более высокая осевая нагрузка, но расчетное значение осевой нагрузки не должно превышать 80 % от допустимой по паспорту долота.
При расчете осевой нагрузки на долото используют следующие методы:
1. Статистический анализ отработки долот в аналогичных геолого-технических условиях.
2. Аналитический расчет на основе качественных показателей физико-механических свойств горной породы и характеристик шарошечных долот, применение базовых зависимостей долговечности долота и механической скорости бурения от основных параметров бурения.[18]
1. Аналитический метод:
Осевая нагрузка на долото рассчитывается по формуле:
GОС=?*DД/(2*ТШ*В*kПЕР) (2.3.1)
где GОС - осевая нагрузка на долото, тс;
? - коэффициент забойных условий;
DД - диаметр долота, мм;
ТШ - твердость породы по штампу, кгс/см2;
- ширина зуба, мм;
kПЕР - коэффициент перекрытия зубьев.
2. Статистический метод:
Расчет осевой нагрузки ведется по формуле:
Gос = g * Dд (2.3.2)
где g - удельная нагрузка на один сантиметр долота, кгс/см;
Dд - диаметр долота, см.
3. Расчет осевой нагрузки допустимой по паспорту долота.
Расчет осевой нагрузки ведется из условия:
Gос < 0,8 * Gос доп (2.3.3)
где Gос доп - допустимая осевая нагрузка на долото, тс.
Интервал 55 - 840 м сложенного породами категории МС с твердостью по штампу 10 - 20 кгс/см2.
GОС1=1*295,3/(2*20*2*1,2)=3,1 тс;
GОС2=100*29,53=2,95 тс.
GОС3< 0,8*40=32 тс.
Исходя из расчета для интервала 55 - 840 м принимается GОС=3,1 тс.
Аналогичный расчет проводим для интервала 840 - 1610 м, породы категории МСЗ с твердостью по штампу 10 - 20 кгс/см2 .
По формуле (2.3.1):
GОС1=1*215,9/(2*20*2*1,2)=2,3тс;
По формуле (2.3.2):
GОС2=200*21,59 = 4,32 тс
По формуле (2.3.3):
GОС3< 0,8*25=20 тс
На интервале 840 - 1610 м принимается GОС=8 тс.
Производим расчет для интервала 1610 - 2500 м сложенного породами категории С с твердостью по штампу 23,4 кгс/см2.
По формуле (2.3.1):
GОС1=1*215,9/(2*23,4*2*1,2)= 1,9 тс;
По формуле (2.3.2):
GОС2=500*21,59 = 10,8 тс
По формуле (2.3.3):
GОС3< 0,8*25=20 тс
На интервале 1610 - 2500 принимается GОС= 10,8 тс.
Полученные данные сводятся в табл.2.3.2.
Подобные документы
Сведения о районе строительства нефтяной скважины. Геологическая и литолого-стратиграфическая характеристика разреза. Проектирование конструкции и профиля скважины. Выбор буровых растворов и способа бурения. Предупреждение и ликвидация пластовых флюидов.
курсовая работа [1,0 M], добавлен 27.03.2015Геолого-геофизическая, литолого-стратиграфическая характеристика и нефтеносность месторождения. Проектирование режимов способа бурения скважины. Разработка гидравлической программы проводки скважины. Расчет затрат на бурение и сметной стоимости проекта.
дипломная работа [3,3 M], добавлен 11.06.2015История освоения Пылинского месторождения, гидрогеологическая характеристика реставрируемой скважины №37, нефтеносность. Проектирование и расчет конструкции бокового ствола и забоя; технология строительства, подготовка к спуску эксплуатационной колонны.
курсовая работа [295,0 K], добавлен 24.01.2012Разработка конструкции скважины №8 Пинджинского месторождения; обеспечение качества буровых, тампонажных работ, повышение нефтеносности. Технология первичного вскрытия продуктивного пласта. Расчет обсадной колонны и режима закачки; крепление, испытание.
курсовая работа [1,7 M], добавлен 05.12.2013Проблемы строительства скважин на Карсовайском нефтегазовом месторождении по причине осыпей, обвалов и прихватоопасных зон. Литолого-стратиграфическая характеристика и физико-механические свойства горных пород по разрезу. Расчет конструкции скважины.
курсовая работа [510,0 K], добавлен 16.09.2017Анализ техники и технологии бурения скважин на месторождении или в районе строительства скважины. Выбор типа долота и его промывочного узла. Расчет гидравлической мощности буровых насосов, их типа и количества, корректировка расхода промывочной жидкости.
курсовая работа [1,9 M], добавлен 24.01.2023Характеристика литолого-стратиграфического разреза. Возможные осложнения при строительстве скважины. Особенности геофизических работ в скважине, проектирование ее конструкции. Выбор конструкции забоя и расчет глубины скважины. Выбор способа бурения.
курсовая работа [618,1 K], добавлен 28.12.2014Цель цементирования скважин. Тампонажные материалы, применяемые при цементировании. Организация процесса цементирования. Установка цементного моста, выбор раствора. Осложнения при цементировании ствола скважины. Охрана окружающей среды при цементировании.
курсовая работа [115,1 K], добавлен 14.12.2008Определение особенностей обсадных колонн, предназначенных для изоляции стенок скважин. Анализ условий нагружения обсадной колонны, которые зависят от глубины ее спуска, сложности строения геологического разреза, назначения скважины и назначения колонны.
курсовая работа [925,2 K], добавлен 05.02.2022Литолого–стратиграфическая характеристика разреза скважины: геологические условия проводки, нефтегазоносность. Расчет обсадных колонн, технологическая оснастка, конструкция. Подготовка буровой установки к креплению скважины, испытание на продуктивность.
курсовая работа [1,6 M], добавлен 30.06.2014