Проектирование месторождения
Анализ литолого-стратиграфического описания разреза. Технико-технологические мероприятия, предусмотренные при строительстве скважины по проектной конструкции. Механизация и автоматизация технологических процессов, средств контроля и диспетчеризации.
| Рубрика | Геология, гидрология и геодезия |
| Вид | дипломная работа |
| Язык | русский |
| Дата добавления | 09.05.2016 |
| Размер файла | 1,4 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.
25
69
100
1900
Бурение роторным
способом под 1 проме-
жуточную колонну
0,59
0,046
Периферийная
7
14,3
53
612
1900
4555
Бурение забойным дви-
телем под 2 проме-
жуточную колонну
0,91
0,066
Периферийная
7
14,3
45
393
4555
4815
5435
5079
Бурение забойным дви-
гателем ствола,
под 177.8 мм "хвостовик"
1,69
0,096
Периферийная
6
12,7
46
184
5640
5760
Отбор керна
(роторный способ)
1,64
0,092
Периферийная
5
12,7
22
23
5435
6225
Бурение открытого ствола
забойным двигателем
1,64
0,092
Периферийная
4
11,1
25
144,7
Нормы на механическое бурение скважин на месторождении Карачаганак
|
№ п/п |
Cтратиграфия |
Крепость пород |
Интервал бурения, м |
Размеры долот, мм |
Проходка на долото, м |
Механическая скорость бурения, м/ч |
||
|
От |
До |
|||||||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
|
|
1 |
Четвертичные+мел Q+N+К |
Мягкие, средние |
0 |
100 |
660,4 |
1200 |
3,5 |
|
|
2 |
Мел+Юра+Триас K+J+T |
Средние |
100 |
1900 |
406.4 PDC |
2200 |
13,3 |
|
|
3 |
Триас+татар яр+нижняя пермь T+P1 |
Средние, твёрдые, крепкие |
1900 |
4550 |
311.1 PDC |
700 |
4 |
|
|
5 |
Артинско-ассельский ярусы Р1ar-as |
Cредние, твёрдые |
4550 |
5435 |
215.9 (212.7) PDC шарошечное |
400 150 |
6 6 |
|
|
Карбон+ девон C+D |
Cредние, твёрдые |
5100 |
5220 |
149.2/66.7 PDC |
70 |
2,8 |
||
|
5131 |
5560 |
149.2 (152.4) PDC |
500 |
4 |
||||
|
шарошечное |
150 |
3 |
8. Крепление скважин
Расчет обсадных колонн
Расчет обсадных колонн произведен в соответствии с инструкцией по расчету обсадных колонн по максимальным значениям избыточных наружных и внутренних давлений, а также осевых нагрузок.
Прочностные характеристики обсадных труб приняты по стандартам API и техническим условиям фирм поставщиков. Допустимые избыточные наружные давления для обсадных труб определены с учетом растягивающих нагрузок при двухосном нагружении.
Выбор обсадных труб
В поздний период эксплуатации продукция скважин может обводняться (от следов воды до нескольких процентов). Забойные давления в этот период прогнозируются в пределах 200-260 кгс/см2, содержание сероводорода - 4.9 %, углекислого газа - 6.9%, а максимальные парциальные давления могут составить:
P H2S 9.8-12.7 кгс/см2
Р СО2 13.8-17.9 кгс/см2
Для этих условий приняты обсадные трубы T-95 тип 1 по спецификации 5СТ API, материал которых должен соответствовать стандарту НАСЕ MR0175, а методы испытаний на стойкость к сульфидному коррозионному растрескиванию под напряжением - стандарту ТМ 0177.
Первая промежуточная колонна
Таблица 8.1
Исходные данные
|
№ п/п |
Обозначение |
Колонна |
||
|
1 промежуточная |
||||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
|
|
1 |
Диаметр колонны, мм |
Dk |
339.7 |
|
|
2 |
Диаметр ствола скважины, мм |
Dc |
406.4 |
|
|
3 |
Интервал установки колонны, м: - верх - низ |
Lo L |
0 1900 |
|
|
4 |
Удельный вес, гс/: - цементного раствора - бурового раствора - опрессовочной жидкости - жидкости в колонне - пластовой воды |
Yц Yбр Yж Yв Yгс |
1.65 1.35 1.35 1.19 1.19 |
|
|
5 |
Раастояние от устья до уровня, м: -цемента -жидкости в колонне |
h H |
0 0 |
|
|
Глубина, м |
Давление, кгс/см2 |
|||
|
6 |
Пластовые давления (за колонной), кгс/см2 |
100 1900 |
9 219 |
|
|
7 |
Пласт, которому соответствует максимальное давление на устье |
4440 |
653 |
Рисунок 8.1 График избыточнык наружных давлений 1 промежуточной колонны
Рисунок 8.2 График избыточных внутренних давлений 1 промежуточной колонны
Вторая промежуточная колонна
Таблица 8.2
Исходные данные
|
№ п/п |
Обозначение |
Колонна |
||
|
2 промежуточная |
||||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
|
|
1 |
Диаметр колонны, мм |
Dk |
244.5/250.8 |
|
|
2 |
Диаметр ствола скважины, мм |
Dc |
311.2 |
|
|
3 |
Интервал установки колонны, м: - верх - низ |
Lo L |
0 4555 |
|
|
4 |
Удельный вес, гс/: - цементного раствора - бурового раствора - опрессовочной жидкости - жидкости в колонне - пластовой воды |
Yц Yбр Yж Yв Yгс |
1.95 1.55 1.55 1.00 1.19 |
|
|
5 |
Раастояние от устья до уровня, м: -цемента -жидкости в колонне |
h H |
1500 0 |
|
|
Глубина, м |
Давление, кгс/см2 |
|||
|
6 |
Пластовые давления (за колонной) |
1900 |
215 |
|
|
2700 |
311 |
|||
|
3070 |
359 |
|||
|
3925 |
459 |
|||
|
3975 |
564 |
|||
|
4400 |
647 |
|||
|
4440 |
546 |
|||
|
4500 |
549 |
|||
|
4550 |
464 |
|||
|
4555 |
465 |
|||
|
7 |
Пласт, которому соответствует максимальное давление на устье |
4555 |
465 |
|
|
8 |
Горное давление, кгс/см2 |
3975 |
910 |
|
|
4440 |
1017 |
Рисунок 8.3 График избыточных наружных давлений II промежуточной колонны
Рисунок 8.4 График избыточных внутренних давлений II промежуточной колонны
Хвостовик (нижняя секция)
Таблица 8.3
Исходные данные
|
№ п/п |
Обозначение |
Колонна |
||
|
Хвостовик (нижняя секция) |
||||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
|
|
1 |
Диаметр колонны, мм |
Dk |
177.8 |
|
|
2 |
Диаметр ствола скважины, мм |
Dc |
215.9 |
|
|
3 |
Интервал установки колонны, м: - верх - низ |
Lo L |
4455 5079 |
|
|
4 |
Удельный вес, гс/: - цементного раствора - бурового раствора - опрессовочной жидкости - жидкости в колонне - пластовой воды |
Yц Yбр Yж Yв Yгс |
1.90 1.08 1.08 0.33 1.19 |
|
|
5 |
Расстояние от устья до уровня, м: -цемента -жидкости в колонне |
h H |
4455 0 |
|
|
6 |
Минимальное забойное давление в поздний период эксплуатации, кгс/см2 |
забой Pз |
260 |
|
|
устье Pу |
50 |
|||
|
Глубина, м |
Давление, кгс/см2 |
|||
|
7 |
Пластовые давления (за колонной) |
4555 |
465 |
|
|
4815 |
486 |
|||
|
5079 |
513 |
|||
|
8 |
Пласт, которому соответствует максимальное давление на устье |
4555 |
465 |
Рисунок 8.5 График избыточных наружных давлений хвостовика (нижняя секция)
Рисунок 8.6 График избыточных внутренних давлений хвостовика (нижняя секция)
Хвостовик (верхняя секция)
Таблица 8.4
Исходные данные
|
№ п/п |
Обозначение |
Колонна |
||
|
Хвостовик (верхняя секция) |
||||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
|
|
1 |
Диаметр колонны, мм |
Dk |
177.8 |
|
|
2 |
Диаметр ствола скважины, мм |
Dc |
214.25 |
|
|
3 |
Интервал установки колонны, м: - верх - низ |
Lo L |
2500 4455 |
|
|
4 |
Удельный вес, гс/: - цементного раствора - бурового раствора - опрессовочной жидкости - жидкости в колонне - пластовой воды |
Yц Yбр Yж Yв Yгс |
1.90 1.08 1.01 0.33 1.10 |
|
|
5 |
Расстояние от устья до уровня, м: -цемента -жидкости в колонне |
h H |
2600 0 |
|
|
6 |
Минимальное забойное давление в поздний период эксплуатации, кгс/см2 |
забой Pз |
260 |
|
|
устье Pу |
50 |
|||
|
Глубина, м |
Давление, кгс/см2 |
|||
|
7 |
Пласт, которому соответствует максимальное давление на устье |
4555 |
465 |
Рисунок 8.7 График избыточных наружных давлений хвостовика (верхняя секция)
Рисунок 8.8 График избыточных внутренних давлений хвостовика (верхняя секция)
Надставка хвостовика
Таблица 8.5
Исходные данные
|
№ п/п |
Обозначение |
Колонна |
||
|
Надставка хвостовика |
||||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
|
|
1 |
Диаметр колонны, мм |
Dk |
177.8 |
|
|
2 |
Диаметр ствола скважины, мм |
Dc |
214.25 |
|
|
3 |
Интервал установки колонны, м: - верх - низ |
Lo L |
0 2500 |
|
|
4 |
Удельный вес, гс/: - цементного раствора - бурового раствора - опрессовочной жидкости - жидкости в колонне - пластовой воды |
Yц Yбр Yж Yв Yгс |
1.90 1.84 1.01 0.33 1.10 |
|
|
5 |
Расстояние от устья до уровня, м: -цемента -жидкости в колонне |
h H |
0 0 |
|
|
6 |
Минимальное забойное давление в поздний период эксплуатации, кгс/см2 |
забой Pз |
270 |
|
|
устье Pу |
50 |
|||
|
Глубина, м |
Давление, кгс/см2 |
|||
|
7 |
Пласт, которому соответствует максимальное давление на устье |
4555 |
465 |
Рисунок 8.9 График избыточных наружных давлений надставки хвостовика
Рисунок 8.10 График избыточных внутренних давлений надставки хвостовика
Таблица 8.6
Распределение давлений по длине колонны
|
Название колонны |
Номер раздельно спускаемой части колонны |
Распределение избыточных давлений по длине колонны |
||||||
|
Глубина, м |
Наружное, кгс/см2 |
Внутреннее, кгс/см2 |
||||||
|
От |
До |
От |
До |
От |
До |
|||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
|
|
Кондуктор |
1 |
0 |
100 |
0 |
10 |
65 |
66 |
|
|
I Промежуточная |
1 |
0 |
1900 |
0 |
57 |
137 |
167 |
|
|
II Промежуточная |
1 |
1500 |
1900 |
83 |
87 |
430 |
451 |
|
|
1900 |
2700 |
87 |
95 |
451 |
493 |
|||
|
2700 |
3070 |
95 |
98 |
493 |
513 |
|||
|
3070 |
3925 |
98 |
107 |
513 |
558 |
|||
|
3925 |
3975 |
107 |
513 |
558 |
561 |
|||
|
3975 |
4400 |
513 |
568 |
561 |
583 |
|||
|
4400 |
4440 |
568 |
573 |
583 |
585 |
|||
|
4440 |
4500 |
573 |
113 |
585 |
589 |
|||
|
4500 |
4550 |
113 |
113 |
589 |
591 |
|||
|
4550 |
4555 |
113 |
113 |
591 |
591 |
|||
|
Хвостовик 177.8 мм. (нижняя секция) |
1 |
4555 |
4815 |
267 |
285 |
302 |
309 |
|
|
4815 |
5079 |
285 |
304 |
309 |
316 |
|||
|
Хвостовик 177.8 мм. (верхняя секция) |
1 |
2500 |
2600 |
119 |
131 |
328 |
327 |
|
|
2600 |
4455 |
131 |
260 |
327 |
310 |
|||
|
Надставка хвостовика 177.8 мм |
1 |
0 |
2500 |
0 |
119 |
350 |
328 |
Таблица 8.7
Параметры обсадных труб
|
Наименова-ние колонны |
Номер раз-дель-но спус-кае-мой части колон-ны в поряд-ке спуска |
Но-мер рав-но-прочно-го участка труб |
Интервал установки равнопрочно-го участка труб, м |
Длина участка, м |
Масса участ-ка, т |
Нарастаю-щая масса, т |
Характеристика обсадной трубы |
Коэффициенты запаса прочности при |
|||||||
|
Верх |
Низ |
Номи-наль-ный наружный диа-метр, мм |
Тип соединения |
Марка (груп-па проч-ности) мате-риала труб |
Тол-щина стен-ки, мм |
избыточном давлении |
Рас-тя-же-нии |
||||||||
|
Наружном |
Внут-рен-нем |
||||||||||||||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
10 |
11 |
12 |
13 |
14 |
15 |
|
|
1 |
1 |
1 |
0 |
100 |
100 |
13,99 |
13,99 |
508 |
Antares ER |
K-55 |
11,15 |
1,22 |
1,27 |
>1.75 |
|
|
2 |
1 |
1 |
0 |
1900 |
1900 |
192,25 |
192,25 |
339,7 |
Tenaris ER |
L-80 |
12,2 |
2,79 |
2,11 |
2,20 |
|
|
3 |
1 |
1 |
2700 |
4555 |
1855 |
173,34 |
173,34 |
250,8 |
AMS |
T-95 |
15,88 |
1,14 |
1,25 |
4,51 |
|
|
2 |
100 |
2700 |
2600 |
206,981 |
380,32 |
244,5 |
AMS |
T-95 |
13,84 |
5,46 |
1,29 |
1,76 |
|||
|
3 |
0 |
100 |
100 |
9,34 |
389,67 |
250,8 |
AMS |
T-95 |
15,88 |
3,51 |
2,08 |
2,00 |
|||
|
4 |
1 |
1 |
4455 |
5435 |
980 |
46,66 |
46,66 |
177,8 |
NK3SB |
T-95 |
11,51 |
2,26 |
2,39 |
9,13 |
|
|
2 |
1 |
2500 |
4455 |
1955 |
93,09 |
93,09 |
177,8 |
NK3SB |
T-96 |
11,51 |
5,23 |
2,90 |
4,58 |
||
|
5 |
1 |
1 |
0 |
2500 |
2500 |
119,04 |
119,04 |
177,8 |
NK3SB |
T-96 |
11,51 |
5,75 |
2,16 |
3,58 |
Таблица 8.8
Суммарная масса труб
|
Характеристика труб |
Масса труб с заданной характеристикой, т |
||||
|
Код типа соединения |
Условное обозначение трубы по стандарту или ТУ |
Теоретическая |
С плюсовым допуском |
С запасом по длине |
|
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
|
|
Antares ER |
508х11.15-К-55 |
13,99 |
13,99 |
14,69 |
|
|
Tenaris ER |
339.7х12.20-L-80 |
192,25 |
192,25 |
201,86 |
|
|
Antares MS |
250.8х15.88-Т-95,1 |
182,69 |
182,69 |
191,82 |
|
|
Antares MS |
244.5х13.84-Т-95,1 |
206,98 |
206,98 |
217,33 |
|
|
NK3SB |
177.8х11.51-Т-95,1 |
258,79 |
258,79 |
271,73 |
Таблица 8.9
Технологическая оснастка обсадных колонн
|
Наименование колонны |
Номер секции колон-ны в поряд-ке спуска |
Элементы технологической оснастки |
Суммарное на колонну |
|||||||
|
Наименование, шифр, типоразмер |
ГОСТ, ОСТ, ТУ, МРТУ, МУ и т.д. на изготовление |
Масса элемента, кг |
Интервал установки, м |
Коли-чество на интер-вале, шт. |
Коли-чес-тво, шт. |
Масса, кг |
||||
|
От (верх) |
До (низ) |
|||||||||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
10 |
|
|
Кондуктор |
1 |
508мм (20") колонный башмак с обратным клапаном и гнездом для стыковки с цементировочной колонной бурильных труб, модель фирмы Weatherford* |
Стандарт АРI 10D |
280 |
0 |
100 |
1 |
1 |
280 |
|
|
20" центраторы**, модель фирмы Weatherford* |
Стандарт АРI 10D |
24 |
88 |
100 |
2 |
|||||
|
0 |
88 |
4 |
6 |
144 |
||||||
|
I Промежуточная |
1 |
339.7мм (133/8") колонный башмак с обратным клапаном, модель фирмы Weatherford* |
Стандарт АРI 10D |
170 |
0 |
1900 |
1 |
1 |
170 |
|
|
339.7мм (133/8") муфта для посадки цементировочной пробки с обратным клапаном, модель фирмы Weatherford* |
Стандарт АРI 10F |
82 |
1876 |
1 |
1 |
82 |
||||
|
339.7мм (133/8") центраторы, модель фирмы Weatherford* |
Стандарт АРI 10D |
17 |
1876 |
1900 |
3 |
|||||
|
100 |
1876 |
49 |
||||||||
|
0 |
100 |
2 |
54 |
918 |
||||||
|
Пробки продавочные: верхняя пробка, нижняя пробка, модель фирмы Weatherford* |
Стандарт АРI 10 |
|||||||||
|
24 |
1 |
1 |
24 |
|||||||
|
18 |
1 |
1 |
18 |
|||||||
|
II Промежуточная |
1 |
250.8мм (97/8") направляющий башмак с обратным клапаном, модель фирмы Weatherford* |
Стандарт АРI 10D |
120 |
0 |
4555 |
1 |
1 |
120 |
|
|
250.8мм (97/8") муфта для посадки цементировочной пробки с обратным клапаном, модель фирмы Weatherford* |
Стандарт АРI 10F |
57 |
4507 |
1 |
1 |
57 |
||||
|
250.8мм (97/8") центраторы** |
Стандарт АРI 10D |
12,0 |
4507 |
4555 |
5 |
|||||
|
2700 |
4507 |
51 |
||||||||
|
244.5мм (95/8") центраторы**, модель фирмы Weatherford* |
Стандарт АРI 10D |
12,8 |
1900 |
2700 |
23 |
|||||
|
0 |
1900 |
32 |
111 |
1376 |
||||||
|
Пробки продавочные: |
Стандарт АРI 10 |
|||||||||
|
Пробка первой ступени |
13 |
1 |
1 |
13 |
||||||
|
Открывающая (падающая) пробка |
20 |
1 |
1 |
20 |
||||||
|
Закрывающая пробка модель фирмы Weatherford* |
15 |
1 |
1 |
15 |
||||||
|
7'' Хвостовик (нижняя секция) |
1 |
177.8мм ('7") колонный башмак с обратным клапаном, модель фирмы Weatherford* |
Стандарт АРI 10D |
60 |
5435 |
1 |
1 |
60 |
||
|
Устройство для подвески хвостовика 7"х9", включающее гнездо для соединения с надставкой, модель фирмы Weatherford* |
Стандарт АРI 10F |
140 |
4455 |
4453 |
1 |
1 |
140 |
|||
|
177.8мм ('7") муфта для посадки цементировочной пробки с обратным клапаном, модель фирмы Weatherford* |
Стандарт АРI 10F |
30 |
5387 |
1 |
1 |
30 |
||||
|
177.8мм ('7") центраторы, тип: жесткий спиралевидный, модель фирмы Weatherford* |
Стандарт АРI 10D |
10 |
5387 |
5435 |
8 |
|||||
|
4815 |
5387 |
95 |
||||||||
|
4555 |
4815 |
22 |
||||||||
|
4455 |
4555 |
2 |
127 |
1270 |
||||||
|
Пробки продавочные: верхняя пробка, нижняя пробка, модель фирмы Weatherford* |
Стандарт АРI 10 |
2 |
||||||||
|
8 |
1 |
1 |
8 |
|||||||
|
6 |
1 |
1 |
6 |
|||||||
|
7" хвостовик (верхняя секция) |
2 |
Уплотнительный ниппель, модель фирмы Weatherford* |
Стандарт АРI 10 |
|||||||
|
56 |
4453 |
4455 |
1 |
1 |
56 |
|||||
|
Муфта для пропускания раствора, модель фирмы Weatherford* |
Стандарт АРI 10F |
30 |
4407 |
1 |
1 |
30 |
||||
|
177.8мм ('7") центраторы тип: упругий прямой, модель фирмы Weatherford* |
Стандарт АРI 10D |
7.5 |
4407 |
4455 |
4 |
|||||
|
2500 |
4407 |
61 |
65 |
489 |
||||||
|
Верхняя разделительная пробка, модель фирмы Weatherford* |
Стандарт АРI 10 |
8 |
1 |
1 |
8 |
|||||
|
Надставка 7" хвостовика |
1 |
Уплотнительный ниппель, модель фирмы Weatherford* |
Стандарт АРI 10 |
|||||||
|
56 |
2498 |
2500 |
1 |
1 |
56 |
|||||
|
Муфта для пропускания раствора, модель фирмы Weatherford* |
Стандарт АРI 10F |
30 |
2452 |
1 |
1 |
30 |
||||
|
177.8мм ('7") центраторы тип: упругий прямой, модель фирмы Weatherford* |
Стандарт АРI 10D |
7.5 |
2452 |
2500 |
4 |
|||||
|
0 |
2452 |
34 |
38 |
285 |
||||||
|
Верхняя разделительная пробка, модель фирмы Weatherford* |
Стандарт АРI 10 |
8 |
1 |
1 |
8 |
|||||
Примечание: * допускается использование технологической оснастки других фирм-производителей: Halliburton, Baker Hughes, Weatherford и др. при условии соответствия требованиям стандартов API.
** Надставка эксплуатационной 177.8 мм (7") колонны спускается и цементируется после бурения открытого ствола, если остаточная прочность 244.5 мм промежуточной колонны не обеспечит безопасной эксплуатации скважины.
Таблица 8.9
Скорость спуска обсадных колонн
|
Обсадная колонна |
Интервал глубин, м |
Допустимая скорость спуска колонны, м/с |
Допустимая глубина спуска на клиньях, м |
|||
|
Название колонны |
Номер секции |
Верх |
Низ |
|||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
|
|
Кондуктор |
1 |
0 |
100 |
0.3-0.4 |
100 |
|
|
I Промежуточная |
1 |
0 |
1900 |
0.6 |
1900 |
|
|
II Промежуточная |
1 |
0 1850 |
1850 4555 |
0.8-0.6 0.6-0.4 |
1600 4000 |
|
|
Хвостовик 177.8 мм. |
1 |
0 4500 |
4500 5079 |
1.0-0.8 0.8-0.6 |
4500 5079 |
|
|
Надставка 177.8 мм |
0 1500 |
1500 2500 |
1.0-0.8 0.8-0.6 |
1500 2500 |
Таблица 8.10
Испытание обсадных колонн на герметичность и натяжение эксплуатационной колонны
|
Наименование |
Единица измерения |
Кондуктор |
Промежуточные колонны |
Хвостовик |
Надставка хвостовика |
||
|
1 |
2 |
||||||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
8 |
9 |
|
|
1.Плотность жидкости при опрессовке: |
|||||||
|
- колонны |
г/ |
1.08 |
1.35 |
1.55 |
1.06 |
1.01 |
|
|
- цементного кольца |
г/ |
1.08 |
1.08 |
1.08 |
- |
- |
|
|
2. Давление на устье при опрессовке верхней части колонны |
кгс/ |
65 |
137 |
350 |
350 |
350 |
|
|
3. Глубина установки пакера (МСЦ, моста) |
м |
- |
- |
- |
- |
- |
|
|
4. Давление на устье при опрессовке ниже пакера (МСЦ, моста) |
кгс/ |
- |
- |
- |
- |
- |
|
|
5. Давление на устье при опрессовке цементного кольца |
кгс/ |
- |
- |
- |
- |
- |
|
|
6. Работа цементировочных агрегатов (количество вызовов, агр/операций) |
- |
- |
- |
- |
|||
|
7. Давление опрессовки труб |
кгс/ |
74 |
175 |
370 |
370 |
370 |
|
|
8. Работа цементировочных агрегатов по опрессовке труб на поверхности (количество вызовов, агр/операций) |
- |
- |
- |
- |
- |
Таблица 8.11
Компонентный состав жидкостей для цементирования и характеристики компонентов
|
Название колонны |
Номер части колонны в порядке спуска |
Номер ступени (снизу-вверх) |
Тип или название жидкости для цементирования |
Название компонентов |
Плотность, г/см3 |
Норма расхода компонента, кг/м3 |
|
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
|
|
Кондуктор |
1 |
1 |
Буферная |
Вода |
1.0 |
995.68 |
|
|
Поверхн. активное вещ-во (MCS-A) |
1.02 |
4.86 |
|||||
|
Тампонажный-1 |
Цемент G (HSR) |
3.15 |
694.80 |
||||
|
Хлористый кальций (A-7) |
2.15 |
13.90 |
|||||
|
Облегчающая добавка (А-2) |
2.40 |
27.79 |
|||||
|
Пеногаситель (FP-21L) |
0.88 |
1.08 |
|||||
|
Вода |
1.0 |
760.10 |
|||||
|
Тампонажный-2 |
Цемент G (HSR) |
3.15 |
1318.80 |
||||
|
Хлористый кальций (A-7) |
2.15 |
19.78 |
|||||
|
Пеногаситель (FP-21L) |
0.88 |
2.30 |
|||||
|
Вода |
1.0 |
578.92 |
|||||
|
Продавочная |
Буровой раствор |
1.08 |
- |
||||
|
I промежуточная колонна |
1 |
1 |
Буферная |
Вода |
1.0 |
817.03 <... |
Подобные документы
Характеристика литолого-стратиграфического разреза. Интервалы водоносности. Нефтегазоносность, интервалы продуктивных горизонтов. Возможные осложнения при бурении скважины, мероприятия по их предусмотрению и устранению. Проектирование глубины скважины.
дипломная работа [173,8 K], добавлен 13.11.2013Геологическое описание месторождения. Характеристика геологического разреза. Обоснование способа и режимов бурения. Проектирование конструкции геологоразведочной скважины. Выбор бурового инструмента и оборудования. Мероприятия по увеличению выхода керна.
курсовая работа [58,3 K], добавлен 07.11.2013Геолого-промысловая характеристика Сузунского месторождения. Расчет потребной длины талевого каната. Технология проведения термокислотной обработки скважины при проведении капитального ремонта скважин. Характеристика литолого-стратиграфического разреза.
курсовая работа [1,6 M], добавлен 17.02.2015Геолого-геофизическая характеристика Булатовского месторождения. Литолого-стратиграфическое расчленение разреза скважины. Методы исследования шлама и газа, описание используемого оборудования. Анализ фильтрационно-емкостных свойств пластов-коллекторов.
курсовая работа [3,4 M], добавлен 07.03.2013Литолого–стратиграфическая характеристика разреза скважины. Обоснование конструкции скважины на данной площади. Оборудование устья скважины и технологическая оснастка обсадной колонны. Подготовка ствола к спуску, спуск и расчет обсадных колонн.
курсовая работа [2,6 M], добавлен 13.07.2010Состояние наклонно направленного бурения при строительстве скважин в РУП "ПО "Белоруснефть". Геологическое строение Речицкого месторождения. Выбор конструкции скважины. Технология бурения, расчет бурильных колонн. Рекомендации по заканчиванию скважины.
дипломная работа [166,9 K], добавлен 02.06.2012Характеристика литолого-стратиграфического разреза месторождения. Водоносность и нефтегазоносность пластов. Возможные осложнения при бурении скважин. Расчет глубины забоя, обсадных, эксплуатационной и бурильной колонны. Выбор способа и режимов бурения.
курсовая работа [172,9 K], добавлен 20.11.2015Инженерно-геологическая характеристика разреза Самотлорского месторождения. Литолого-стратиграфическая характеристика и физико-механические свойства пород по разрезу скважины. Выбор жидкости разрыва, качества песка. Оборудование для гидроразрыва пласта.
курсовая работа [152,4 K], добавлен 04.07.2014Геологическое строение месторождения Родниковое: стратиграфия, магматизм, тектоника. Геофизические исследования в скважинах. Технологические условия и цель бурения. Выбор конструкции скважины. Предупреждение и ликвидации аварий на месторождении.
дипломная работа [127,4 K], добавлен 24.11.2010Общие сведения о горных породах. Выбор технологических регламентов бурения скважин. Требования к конструкции скважины. Выбор конструкции скважины. Выбор профиля скважины. Выбор типа шарошечного долота. Породоразрушающий инструмент. Долота.
контрольная работа [16,4 K], добавлен 11.10.2005Литолого-стратиграфическая характеристика разреза. Выбор долот для бурения скважины. Составление гидравлической программы бурения. Организационно-производственная структура бурового предприятия. Сметный расчет бурения скважины Коринской площади.
дипломная работа [949,3 K], добавлен 12.03.2013Разработка Вынгаяхинского месторождения газа. Литолого-стратиграфическая характеристика разреза. Основные параметры сеноманской продуктивной толщи. Проницаемость и начальная газонасыщенность. Конструкция фонтанных подъемников и оборудование скважин.
дипломная работа [3,0 M], добавлен 10.05.2015Литолого-стратиграфическая характеристика Нарыкско-Осташкинской площади. Выбор конструкции скважины, способа бурения, типа забойного двигателя. Выбор бурильной колонны и ее технологическая оснастка. Проектирование гидравлической программы промывки.
дипломная работа [1,5 M], добавлен 02.02.2015Технологии проведения геологоразведочных работ и проектирование геологоразведочных работ. Выбор и обоснование способа бурения и основных параметров скважины. Выбор и обоснование проектной конструкции скважины. Расчет параметров многоствольной скважины.
курсовая работа [224,7 K], добавлен 12.02.2009Географо-экономическая характеристика Приобского месторождения. Горно-геологические условия, ожидаемые осложнения, их характеристика. Проектирование профиля и конструкции скважины. Расчёт обсадных колонн. Вторичное вскрытие пласта. Объемы отходов бурения.
дипломная работа [2,9 M], добавлен 17.02.2016Геолого-физическая изученность месторождения. Литолого-стратиграфическое описание разреза. Тектоническое строение месторождения. Геологическое обоснование доразведки залежей и постановки дополнительных разведочных работ. Степень изученности залежей.
отчет по практике [28,4 K], добавлен 26.04.2012Географо-экономические условия ведения работ. Литолого-стратиграфическая характеристика пород рассматриваемого разреза месторождения. Проектные решения по его разработке и проведение контроля. Методика и этапы вскрытия пластов, применяемое оборудование.
дипломная работа [104,8 K], добавлен 27.03.2014Геологическое строение месторождения. Литолого-стратиграфическая характеристика разреза, тектоника и газоносноть. Физико-химическая характеристика газа. Анализ системы сбора и подготовки газа Бованенковского месторождения. Основные проектные показатели.
курсовая работа [3,5 M], добавлен 23.11.2013Минимальные отметки рельефа. Скважины Перелюбского месторождения. Литолого-стратиграфический разрез в пределах Перелюбского месторождения. Зона развития Камелик-Чаганской системы линейных дислокаций. Структурный план по кровле башкирского яруса.
курсовая работа [39,2 K], добавлен 29.03.2014Проектирование разведочной скважины. Проработка целевого задания и геологических условий бурения. Выбор и обоснование способа бурения, конструкции скважины, бурового оборудования. Мероприятия по повышению выхода керна. Меры борьбы с искривлением скважин.
курсовая работа [52,4 K], добавлен 07.02.2010
