Технология заканчивания скважины №623 Конитлорского месторождения
Краткая характеристика геологического разреза Конитлорского месторождения. Проектирование конструкции скважины и расчет обсадных колонн. Выбор способа освоения скважины, организация процесса ее освоения. Порядок и закономерности вскрытия пласта.
| Рубрика | Геология, гидрология и геодезия |
| Вид | курсовая работа |
| Язык | русский |
| Дата добавления | 02.04.2017 |
| Размер файла | 941,4 K |
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/
Размещено на http://www.allbest.ru/
Технология заканчивания скважины №623 Конитлорского месторождения
1. Геологическия часть
1.1 Краткая характеристика геологического разреза Конитлорского месторождения
скважина месторождение колонна пласт
Геологический разрез Конитлорского месторождения представлен мощной толщей терригенных отложений мезозойско-кайнозойского осадочного чехла, залегающих со стратиграфическим несогласием непосредственно на отложениях до юрского основания.
В пределах Конитлорского месторождения развиты только отложения среднеюрского подкомплекса (тюменская свита). Осадки тюменской свиты накапливались в континентальных условиях озерной равнины и представлены линзовидным переслаиванием сероцветных алевролито-глинистых пород.
Стратиграфический разрез Конитлорского месторождения
|
Глубина залегания |
Стратиграфическое подразделение |
Элементы залегания |
Коэффициент кавернозности |
||||
|
От |
До |
Название |
Индекс |
Угол |
Азимут |
||
|
0 |
40 |
Четвертичные отложения |
Q |
0.3 |
118 |
1,5 |
|
|
40 |
75 |
Журавская свита |
P2/3 |
0.3 |
118 |
1.5 |
|
|
75 |
200 |
Новомихайловская свита |
P2/3 |
0.3 |
118 |
1.5 |
|
|
200 |
75 |
Атлымская свита |
P1/3 |
0.3 |
118 |
1.5 |
|
|
275 |
425 |
Чеганская свита |
P1/3-P3/2 |
0.3 |
118 |
1.5 |
|
|
425 |
640 |
Люлинворская свита |
P2/2 |
0.3 |
118 |
1.5 |
|
|
640 |
750 |
Талицкая свита |
P1 |
0.3 |
118 |
1.3 |
|
|
750 |
825 |
Ганькинская свита |
K2 |
0.3 |
118 |
1.3 |
|
|
825 |
960 |
Березовская свита |
K2 |
0.45 |
118 |
1.3 |
|
|
960 |
980 |
Кузнецовская свита |
K2 |
0.45 |
118 |
1.25 |
|
|
980 |
1760 |
Покурская свита |
K2+K1 |
0.45 |
118 |
1.25 |
|
|
1760 |
1870 |
Алымская свита |
K1 |
1.35 |
118 |
1.25 |
|
|
1870 |
2400 |
Вартовская свита |
K1 |
1.45 |
118 |
1,25 |
|
|
2400 |
2700 |
Мегионская свита |
К1 |
0.3 |
118 |
1.2 |
|
|
2700 |
2750 |
Баженовская свита |
Ю0 |
0.3 |
118 |
1.1 |
|
|
2750 |
2755 |
Георгиевская свита |
Ю0 |
0.3 |
118 |
1.1 |
|
|
2755 |
2800 |
Васюганская свита |
Ю1 |
0.3 |
118 |
1.08 |
|
|
2800 |
2910 |
Тюменская свита |
Ю1 |
0.3 |
118 |
1.08 |
Литологическая характеристика разреза
|
Глубина залегания |
Стратиграфическое подразделение |
Краткое название |
Описание |
|||
|
от |
до |
название |
индекс |
|||
|
0 |
40 |
Четвертичные отложения |
Q |
Пески, супеси, суглинки, глины, алевролиты. |
Неравномерное чередование песков, суглинков, глин и алевролитов, с включениями растительных остатков. |
|
|
40 |
75 |
Журавская свита |
P2/3 |
Глины, алевролиты. |
Алевролиты глинистые серые, зеленоватые однородные. |
|
|
75 |
200 |
Новомихайловская свита |
P2/3 |
Глины, пески |
Неравномерное чередование глин, песков, алевролитов. Встречаются прослои бурых углей. Глины серы, бурые. Пески серые светло серые местами глинистые |
|
|
200 |
275 |
Атлымская свита |
P1/3-3/2 |
Глины. |
Глины зеленые, серые, с прослоями алевролита, опоковидные с гнездами пирита и глауконита. |
|
|
275 |
425 |
Чеганская свита |
P2/2 |
Глины. |
Глины зеленые вязкие с гнездами алевролита, встречаются прослои песчаных глин. |
|
|
425 |
640 |
Люлиноворская свита |
P2/2 |
Глины, опоки. |
Глины зеленые, серые, с прослоями алевролита, опоковидные с гнездами пирита и глауконита. |
|
|
640 |
750 |
Талицкая свита |
P1 |
Глины. |
Глины темносере, однородные местами алевролитистые с тонкими прослоями кварцево-глауконитового алевролита. |
|
|
750 |
825 |
Галькинская свита |
K2 |
Глины, опоки |
Глины серые, темно-серые, однородные известковистые. |
|
|
825 |
960 |
Березовская свита |
K2 |
Глины, пески. |
Глины серые, темно-серые, с голубовато-зеленоватым оттенком, однородные опоки светло-серые. |
|
|
960 |
980 |
Кузнецовская свита |
K2 |
Глины, песчаники, алевролиты. |
Глины серые, темно-сере. Чередование пластов песчаников, глин, алевролитов и песка. Пески и песчаники светло-серые. Алевролиты серые. Глины серые и алевритовые. |
|
|
980 |
1760 |
Покурская свита |
K2+K1 |
Глины, песчаники, пески, алевролиты |
Чередование пластов песчаников, песков, алевролитов и глин. Пески и песчаники светло-серые. Алевролиты серые. Глины серые и алевритовые. |
|
|
1760 |
1870 |
Алымская свита |
K1 |
Глины. |
Глины серые, темно-серые, местами алевролитистые с прослойками серых алевролитов. |
|
|
1870 |
2400 |
Вартовская свита |
K1 |
Песчаники, алевролиты, аргиллиты |
Переслаивание песчани-ков светло-серых, глин серых, аргеллитов серых алевролитистых. |
|
|
1870 |
2700 |
Мегионская свита |
К1 |
Песчаники, глины. алевролиты, аргиллиты. |
Неравномерное чередование песчаников, глин, суглинков и алевролитов. Песчаники серые светло - серые оркозовые и полимиктовые. Алевролиты и аргеллиты серого и темно серого цвета реже зеленовато-серого и коричневого встречаются редкие прослои буровато серых глинистых сидеритов. |
|
|
2700 |
2750 |
Баженовская свита |
Ю0 |
Аргиллиты битуминозные |
Аргилиты битуминозные почти черны с включениями рыбного детрита. В осном пачки конкреции фосфоритов. В кровле прослои глинистых известняков. |
|
|
2750 |
2755 |
Георгиевская свита |
Ю0 |
Аргиллиты битуминозные |
Аргиллиты слабо-битуминозные с включениями зенрен глауконита. |
|
|
2755 |
2800 |
Васюганская свита |
Ю1 |
Аргиллиты |
Аргилиты темно-серые битуминозные почти черные с прослоями алевролита и рыбного детрита |
|
|
2755 |
2910 |
Тюменская свита |
Ю2 |
Песчаники нефтенасыщенные. Глины. |
Песчаники серые, светло-серые нефтенасыщенные с прослоями серых глин. Глины серые, темносе рые, местами алевролитистые с прослойками серых алевролитов. |
2. Проектирование конструкции скважины
1. Эксплуатационная колонна
Эксплуатационная колонна диаметром 139.7 мм (121,7 внутренний) спускается на глубину 2900 м, и цементируется до устья.
Определяем расчетный диаметр долота по формуле
где dм - диаметр муфты колонну 139.7 мм, dм = 153,7 мм;
2д = - разность между стенкой скважины и муфтой обсадной колонны, 2д = 20 мм
Ближайший нормализованный диаметр. по ГОСТ 20696-2003 Дд.н.= 171,4
2. Хвостовик
Определяем расчетный диаметр долота под хвостовик по формуле
где Дв.э.к. - внутренний диаметр эксплуатационной колонны, Дв.э.к = 121,7 мм
2? - радиальный зазор между
Ближайший нормализованный диаметр. по ГОСТ 20692.80 Дд.н.= 114,3 мм
Определяем диаметр труб под хвостовик
Ближайший нормализованный диаметр труб под хвостовик по ГОСТ 632.80 Дхв= 96 мм.
3. Техническая колонна
Определяем внутренний диаметр технической колонны
где Дэ.к. - диаметр эксплуатационной колонны.
2? - радиальный зазор между обсадной колонной и долотом
Определяем внешний диаметр технической колонны
где Дв.т.к - внутренний диаметр технической колонны, мм
д = - толщина стенки колонны
По ГОСТ 632-80 определяем ближайший, Дн.т.к = 219,1 мм, Дм = 244,5 мм
Определяем диаметр долота под техническую колонну
где dм - диаметр муфты технической колонны, dм = 244,5 мм;
2д = - разность между стенкой скважины и муфтой обсадной колонны, 2д = 25 мм
По ГОСТ 20696-2003 определяем нормализованный диаметр, Дд.н.= 269,9 мм
4. Кондуктор
Определяем внутренний диаметр кондуктора
где Дд.т.к - диаметр долота под техническую колонну, мм
2? - радиальный зазор между обсадной колонной и долотом, мм
Определяем наружный диаметр кондуктора
где Дв.к - внутренний диаметр кондуктора, мм
2д = - толщина стенки колонны
По ГОСТ 632-80 определяем ближайший, Дн.к = 323,9 мм, Дм = 351 мм
Определяем расчетный диаметр долота под кондуктор
где dм - диаметр муфты технической колонны, dм = 244,5 мм;
д = - разность между стенкой скважины и муфтой обсадной колонны, 2д = 35 мм
По ГОСТ 20696-2003 определяем нормализованный диаметр, Дд.н.= 393,7 мм
5. Направление
Определяем внутренний диаметр направления
где Дд.т.к - диаметр долота под кондуктор, мм
2? - радиальный зазор между обсадной колонной и долотом, мм
Определяем наружный диаметрнаправления
где Дв.т.к - внутренний диаметр технической колонны, мм
д = - толщина стенки колонны
По ГОСТ 632-80 определяем ближайший, Дн.н = 426 мм, Дм = 451 мм
Определяем расчетный диаметр долота под направление
где dм - диаметр муфты технической колонны, dм = 244,5 мм;
д = - разность между стенкой скважины и муфтой обсадной колонны, 2д = 35 мм
По ГОСТ 20696-2003 определяем нормализованный диаметр, Дд.н.= 490 мм
Сводная таблица конструкции скважины
|
Колонна |
Наружный диаметр (мм) |
Глубина спуска (м) |
Диаметр долота (мм) |
|
|
Направление |
426 |
30 |
490 |
|
|
Кондуктор |
323,9 |
400 |
393,7 |
|
|
Техническая колонна |
219,1 |
1680 |
269,9 |
|
|
Эксплуатационная колонна |
139,7 |
2900 |
171,4 |
|
|
Хвостовик |
96 |
2850-3150 |
114,3 |
3. Расчет обсадных колонн
3.1 Расчет направления
В связи с низкой глубиной спуска расчет направления на прочность не производиться.
Вес колонны определяется по формуле
(3)
где q - вес одного погонного метра трубы, применяемого диаметра, и толщиной стенки q = 104,4 кг/м.
l - глубина спуска трубы, м.
3.2 Расчет кондуктора
В связи с отсутствием зон ГНВП и незначительной глубиной спуска расчет кондуктора на прочность не производится.
Вес колонны определяется по формуле 3
3.3 Расчет технической колонны
Исходные данные:
L = 1400 м. - глубина спуска.
Hц = 0 м. - высота поднятия цемента в заколонном пространстве (цементируется до устья).
L0 = 200 м, расстояние до проницаемого горизонта.
Пластовое давление на L = 400 м. Pпл = 0,2 МПа., L = 1680 м., Рпл = 10 МПа.
Плотности жидкостей:
сц = 1,9 г/см3
ср= сос=1,25 г./см3
г=0,6 - плотность газа по воздуху.
м=0,8 - коэффициент сжимаемости газа.
n1= 1,1
n2=1,15
n3=1,3
Построение эпюр внутренних давлений
1. Минимальное внутренние давление, при фонтанировании газом с глубины.
где г - плотность газа по воздуху, г = 0,6;
Pпл - пластовое давление на глубине 1680 м;
Z - проекция скважины на вертикаль, м
LГНВП - глубина проявляющего горизонта, м;
где Hт.к. - глубина спуска технической колонны, м;
L0 - расстояние до проницаемого горизонта, L0 = 200 м;
2. Максимальное внутренне давление при закрытом устье после открытого фонтанирования.
где Рпл - давление пластовое на глубине 1880 м;
eS - показатель степени;
где L - расстояние до проявляющего горизонта, м;
Z - проекция на вертикаль, м.
г - плотность газа по воздуху.
Z = 1680; L = 1880
Z = 0; L = 1880
Размещено на http://www.allbest.ru/
Размещено на http://www.allbest.ru/
Определение максимального внутреннего давления при окончании цементирования, и сохранении его на устье при ОЗЦ
H = 0; Z = 0.
где гц - плотность цементного раствора;
гр - плотность раствора.
где В/Ц - водоцементное соотношение, В/Ц = 0,4;
сц - плотность сухого цемента, сц =3,0 г/см3;
св - плотность жидкости затворения, св = 1,0 г/см3.
Z = 0
Z = L = 1680
Определение внутреннего давления при углублении скважины после ОЗЦ
Z = 0
Z = L =1680
Размещено на http://www.allbest.ru/
Размещено на http://www.allbest.ru/
Определение наружных давлений при окончании цементирования
Z = h = 0
Z = l =1680
Построение эпюр избыточных наружных давлений при окончании цементирования
Z = 0
Z = 1680
Рассчитываем избыточные давления в процессе дальнейшего углубления скважины
Z = 0
Z = l =1680
Построение эпюр избыточных внутренних давлений. при закрытом устье после открытого фонтанирования газом.
Z = 0
Z = l=1680
где Pг.р - гидростатика раствора.
Рг.г - гидростатика газа
Построение эпюр избыточных внутренних давлений при испытании на герметичность в один прием без пакера.
Z = 0
Z = l = 1680
Выбор труб и расчет технической колонны колонн.
ГОСТ 632-80
Выбираем трубы по для которых Рт (предел текучести) больше чем с учетом N2 = 1.15
По ГОСТ 632-80 выбираем трубы диаметром 219 мм.
Параметры труб
|
Номер секции |
Интервал установки |
Толщина стенки (мм) |
Группа прочности |
Q - удельный вес кг/м |
Длинна секции (м) |
Вес секции (т) |
|
|
1 |
0-1680 |
6.7 |
Д |
35,1 |
1680 |
58,9 |
3.4 Расчет эксплуатационной колонны
гц = 1,8
гр =1,2
гж.и. =1
гг = 0,66
n1 = 1,1
n2 = 1,15
n3= 1,15
m - 0,88 - коэффициент сжимаемости газа
Рпл = 42 МПа
Рк.э = 1 МПа
Ту = 274 K
ТL = 320 K
Тср = 297 K
L - 2900 - глубина спуска
Hп.г - 3200ч3267 м - продуктивный горизонт
Построение эпюр внутренних давлений в период ввода скважины в эксплуатации
где Рпл - давление пластовое на глубине 2900 м, Рпл = 42 МПа;
с - плотность пластового флюида
g - 9,81
H - глубина
Z =0
Z =2900
Построение эпюр наружных давлений в период ввода скважины в эксплуатацию
где гр - плотность раствора
гц - плотность цемента
Z - проекция скважины на вертикаль.
k - коэффициент разгрузки цементного кольца
Pпл - пластовое давление.
Z = 0
Z = 1450
Z = 2900
Построение эпюр наружных давлений по окончании эксплуатации
Z = 0
Z = 1450
Z = 2900
Построение эпюр избыточных наружных давлений при окончании эксплуатации
Z = 0
Z = 1450
Z = 2900
Построение эпюр избыточных внутренних давлений при испытании скважины на герметичность
Z = 0
Z = 2900
3.5 Выбор труб и расчет эксплуатационной колоны
ГОСТ 632-80
Выбираем трубы по для которых Рт (предел текучести) больше чем с учетом N2 = 1.15
По ГОСТ 632-80 выбираем трубы диаметром 139,7 мм.
Параметры труб
|
Номер секции |
Интервал установки |
Толщина стенки (мм) |
Группа прочности |
Q - удельный вес кг/м |
Длинна секции (м) |
Вес секции (т) |
|
|
1 |
0-2900 |
10,5 |
Д |
33,6 |
2900 |
97,4 |
3.6 Расчет цементирования направления
Дд = 0,490 мм
До.к = 0,426 мм
гц = 1,8
В/Ц = 0,5
h = 30 м
kц = 1.05 - потери цемента
kк = 1.1
1. Расчет количества тампонажного раствора
где kк - коэффициент кавернозности, kк = 1,1
Dc - диаметр скважины, м
Дн - наружный диаметр, Дн = 0,426, м
Hц - интервал цементирования, м
hц - высота цементного стакана, м
2. Определяем количество сухого цемента
где kц - потери цемента, Кц = 1,05;
m - водоцементное соотношение, m = 0,5;
гц - плотность цементного раствора;
Vц - требуемый объем цементного раствора, Vц = 2,8
3. Определяем количество воды
где kв - коэффициент учитывающий потери воды, kв = 1,1;
гв - плотность воды, гв = 1000 кг/м3;
4. Определяем объем продавочной жидкости
где dвн - внутренний диаметр направления, м.
H - длина колонны, м
hц.ст - высота цементного стакана, hц.ст = 10 м
5. Определяем давление в конце цементирования.
Применяем цементировочную головку ГЦУ 426 - 10
Должно выполнятся условие P1 ? [P1]
где P1 - давление в конце цементирования, МПа;
[P1] - максимальное давление в цем. головке, [P1] = 10 МПа.
Pгс = давление необходимое для преодоления гидравлических сопротивлений
hц - высота поднятия цемента, м
hц.ст - высота цементного стакана, hц.ст = 10 м
гц - плотность цементного раствора;
гр - плотность бурового раствора.
Условие P1 ? [P1] выполняется.
5. Давление на цементировочном агрегате
Должно выполнятся условие P2 ? [P2]
где P2 - давление в конце цементирования, МПа;
[P2] - давление развиваемое цем. агрегатом на IV, [P2] = 60 Ат.
P2 ? [P2] - условие выполняется
6. Давление на забое в момент окончания цементирования
где H - высота поднятия цемента за колонной, м
гц - плотность цементного раствора, кг/м3;
7. Определяем подачу насосов
Скорости течения цементного раствора в кольцевом пространстве vв выбирается исходя из:
а) если в скважине возможно поглощение, то скорость восходящего потока vв принимается равной скорости течения бурового раствора в кольцевом пространстве за УБТ в процессе последнего рейса;
б) если поверхность поглощения отсутствует, то скорость vв за кондукторами и промежуточными колоннами берется равной не менее 1,5 м/с, а для эксплуатационных колонн не менее 1,8ч2,0 м/с. Принимаем vв = 1,8 м/с и находим требуемую подачу цементировочных агрегатов для обеспечения этой скорости:
где vв - скорость течения цементного раствора;
Дс - диаметр скважины;
dн - наружный диаметр колонны.
Для цементировочного агрегата 320М производительность на IV скорости QIV = 14.5 дм3/с при диаметре втулки 125 мм, а давление РIV = 6 МПа, т.е. заданный режим (по давлению) обеспечится при использовании этого цементировочного агрегата.
8. Определяем количество цем. агрегатов
где Q - необходимая подача насосов
Qi = подача развиваемая 1 цем. агрегатом
9. Находим необходимое число цементосмесительных машин
где Qц - масса сухого цемента, Qц = 3,5 т
Vбун - вместимость бункера цементосмесительной машины, для цементосмесительной машины 2СМН-20, Vбун = 14,5 м3;
сж - насыпная масса цемента, 1,2 кг/м3
10. Предусматриваем закачивание 0,98 объема продавочного раствора с помощью n-1, 5-1 = 4 агрегатов (ЦА-320М) при подаче QIV = 14.5 дм3/с. Оставшиеся 0,02 объема продавочного раствора будут закачиваться одним агрегатом при QIV =14.5 дм3/с, что необходимо для ловли момента «стоп» момента посадки верхней разделительной пробки на упорное кольцо.
12. Определяем продолжительность цементирования.
где Vц - объем цементного раствора;
Vпр - объем жидкости продавки;
n - количество цем. агрегатов.
13. Выбираем тампонажный цементный раствор для цементирования обсадной колонны, характеризующийся началом загустевания не мение:
где tц - время цементирования.
3.7 Расчет цементирования кондуктора
1. Расчет количества тампонажного раствора
где kк - коэффициент кавернозности, kк = 1,1
Dc - диаметр скважины, Dc = 0,393 м
Дн - наружный диаметр, Дн = 0,323 м
Hц - интервал цементирования, Hц = 400
hц - высота цементного стакана, hц =10 м
2. Определяем количество сухого цемента
где kц - потери цемента, Кц = 1,05;
m - водоцементное соотношение, m = 0,45;
гц - плотность цементного раствора;
Vц - требуемый объем цементного раствора, Vц = 22,7
3. Определяем количество воды
где kв - коэффициент учитывающий потери воды, kв = 1,1;
гв - плотность воды, гв = 1000 кг/м3;
4. Определяем объем продавочной жидкости
где dвн - внутренний диаметр кондуктора, м.
H - длина колонны, м
hц.ст - высота цементного стакана, hц.ст = 10 м
5. Определяем давление в конце цементирования.
Применяем цементировочную головку ГЦУ 321 - 10
Должно выполнятся условие P1 ? [P1]
где P1 - давление в конце цементирования, МПа;
[P1] - максимальное давление в цем. головке, [P1] = 10 МПа.
Pгс = давление необходимое для преодоления гидравлических сопротивлений
hц - высота поднятия цемента, м
hц.ст - высота цементного стакана, hц.ст = 10 м
гц - плотность цементного раствора;
гр - плотность бурового раствора.
Условие P1 ? [P1] выполняется.
5. Давление на цементировочном агрегате
Должно выполнятся условие P2 ? [P2]
где P2 - давление в конце цементирования, МПа;
[P2] - давление развиваемое цем. агрегатом, [P2] = 60 Ат.
6. Давление на забое в момент окончания цементирования
где H - высота поднятия цемента за колонной, м
гц - плотность цементного раствора, кг/м3;
7. Определяем подачу насосов
где vв - скорость течения цементного раствора;
Дс - диаметр скважины;
dн - наружный диаметр колонны.
Для цементировочного агрегата 320М производительность на IV скорости QIV = 14.5 дм3/с при диаметре втулки 125 мм, а давление РIV = 6 МПа, т.е. заданный режим (по давлению) обеспечится при использовании этого цементировочного агрегата [1, 368].
8. Определяем количество цем. агрегатов
где Q - необходимая подача насосов
Qi = подача развиваемая 1 цем. агрегатом
9. Находим необходимое число цементосмесительных машин
где Qц - масса сухого цемента, Qц = 30,41 т
Vбун - вместимость бункера цементосмесительной машины, для цементосмесительной машины 2СМН-20, Vбун = 14,5 м3;
сж - насыпная масса цемента, 1,2 кг/м3
10. Предусматриваем закачивание 0,98 объема продавочного раствора с помощью n-1, 5-1 = 4 агрегатов (ЦА-320М) при подаче QIV = 14.5 дм3/с. Оставшиеся 0,02 объема продавочного раствора будут закачиваться одним агрегатом при QIV =14.5 дм3/с, что необходимо для ловли момента «стоп» момента посадки верхней разделительной пробки на упорное кольцо.
12. Определяем продолжительность цементирования.
где Vц - объем цементного раствора;
Vпр - объем жидкости продавки;
n - количество цем. агрегатов.
13. Выбираем тампонажный цементный раствор для цементирования обсадной колонны, характеризующийся началом загустевания не мение:
где tц - время цементирования.
3.8 Расчет цементирования технической колонны
1. Расчет количества тампонажного раствора
где kк - коэффициент кавернозности, kк = 1,15
Dc - диаметр скважины, Dc = 0,269 м
Дн - наружный диаметр, Дн = 0,219 м
Hц - интервал цементирования, Hц = 400
hц - высота цементного стакана, hц =10 м
2. Определяем количество сухого цемента
где kц - потери цемента, Кц = 1,05;
m - водоцементное соотношение, m = 0,4;
гц - плотность цементного раствора;
Vц - требуемый объем цементного раствора, Vц = 37,2
3. Определяем количество воды
где kв - коэффициент учитывающий потери воды, kв = 1,1;
гв - плотность воды, гв = 1000 кг/м3;
4. Определяем объем продавочной жидкости
где dвн - внутренний диаметр колонны, м.
H - длина колонны, м
hц.ст - высота цементного стакана, hц.ст = 10 м
5. Определяем давление в конце цементирования.
Применяем цементировочную головку ГЦУ 219 - 32
Должно выполнятся условие P1 ? [P1]
где P1 - давление в конце цементирования, МПа;
[P1] - максимальное давление в цем. головке, [P1] = 32 МПа.
Pгс = давление необходимое для преодоления гидравлических сопротивлений
hц - высота поднятия цемента, м
hц.ст - высота цементного стакана, hц.ст = 10 м
гц - плотность цементного раствора;
гр - плотность бурового раствора.
Условие P1 ? [P1] выполняется.
5. Давление на цементировочном агрегате
Должно выполнятся условие P2 ? [P2]
где P2 - давление в конце цементирования, МПа;
[P2] - давление развиваемое цем. агрегатом на III скорости с диаметром втулки 125 мм, [P2] = 190 Ат.
6. Давление на забое в момент окончания цементирования
где H - высота поднятия цемента за колонной, м
гц - плотность цементного раствора, кг/м3;
7. Определяем подачу насосов
где vв - скорость течения цементного раствора;
Дс - диаметр скважины;
dн - наружный диаметр колонны.
Для цементировочного агрегата 320М производительность на Ш скорости QIII = 4.3 дм3/с при диаметре втулки 125 мм, а давление РIII = 19 МПа, т.е. заданный режим (по давлению) обеспечится при использовании этого цементировочного агрегата.
8. Определяем количество цем. агрегатов
где Q - необходимая подача насосов
Qi = подача развиваемая 1 цем. агрегатом
9. Находим необходимое число цементосмесительных машин
где Qц - масса сухого цемента, Qц = 30,41 т
Vбун - вместимость бункера цементосмесительной машины, для цементосмесительной машины 2СМН-20, Vбун = 14,5 м3;
сж - насыпная масса цемента, 1,2 кг/м3
10. Предусматриваем закачивание 0,98 объема продавочного раствора с помощью n-1, 3-1 = 2 агрегатов (ЦА-320М) при подаче QIV = 4,3дм3/с. Оставшиеся 0,02 объема продавочного раствора будут закачиваться одним агрегатом при QIV =4,3 дм3/с, что необходимо для ловли момента «стоп» момента посадки верхней разделительной пробки на упорное кольцо.
12. Определяем продолжительность цементирования.
где Vц - объем цементного раствора;
Vпр - объем жидкости продавки;
n - количество цем. агрегатов.
13. Выбираем тампонажный цементный раствор для цементирования обсадной колонны, характеризующийся началом загустевания не менее
где tц - время цементирования.
3.9 Расчет цементирования эксплуатационной колонны
Для крепления эксплуатационной колонны целесообразно применение двухступенчатого цементирования, в связи с недопущением гидроразрыва пласта. При цементировании первой ступени, предусматриваем высоту поднятия цемента в затрубном пространстве на высоту 500 м. При цементаже второй ступени подъем цемента производим до устья.
Исходные данные:
Дд = 171,4 мм.
Док = 139,7 мм.
dв = 118,7 мм.
гц =1,8 г/см3
гр =1,2 (г/см3)
В/Ц = 0,5
H = 2900 м.
kц = 1.05 - потери цемента.
kк=1.13
Расчет цементирования первой ступени
1. Расчет количества тампонажного раствора
где kк - коэффициент кавернозности, kк = 1,13
Dc - диаметр скважины, Dc = 0,171 м
Дн - наружный диаметр, Дн = 0,139 м
Hц - интервал цементирования, Hц = 500
hц - высота цементного стакана, hц =10 м
2. Определяем количество сухого цемента
где kц - потери цемента, Кц = 1,05;
m - водоцементное соотношение, m = 0,4;
гц - плотность цементного раствора;
Vц - требуемый объем цементного раствора, Vц = 37,2
3. Определяем количество воды
где kв - коэффициент учитывающий потери воды, kв = 1,1;
гв - плотность воды, гв = 1000 кг/м3;
4. Определяем объем продавочной жидкости
где dвн - внутренний диаметр колонны, м.
H - длина колонны, м
hц.ст - высота цементного стакана, hц.ст = 10 м
5. Определяем давление в конце цементирования.
Применяем цементировочную головку ГЦУ 140 - 40
Должно выполнятся условие P1 ? [P1]
где P1 - давление в конце цементирования, МПа;
[P1] - максимальное давление в цем. головке, [P1] = 40 МПа.
Pгс = давление необходимое для преодоления гидравлических сопротивлений
hц - высота поднятия цемента, м
hц.ст - высота цементного стакана, hц.ст = 10 м
гц - плотность цементного раствора;
гр - плотность бурового раствора.
Условие P1 ? [P1] выполняется.
5. Давление на цементировочном агрегате
Должно выполнятся условие P2 ? [P2]
где P2 - давление в конце цементирования, МПа;
[P2] - давление развиваемое цем. агрегатом на III скорости с диаметром втулки 115 мм, [P2] = 80 Ат.
6. Давление на забое в момент окончания цементирования
где H - высота поднятия цемента за колонной, м
гц - плотность цементного раствора, кг/м3;
hбр - высота столба буровецкого раствора за колонной
7. Определяем подачу насосов
где vв - скорость течения цементного раствора;
Дс - диаметр скважины;
dн - наружный диаметр колонны.
Для цементировочного агрегата 320М производительность на Ш скорости QIII = 10,7 дм3/с при диаметре втулки 115 мм, а давление РIII = 8 МПа, т.е. заданный режим (по давлению) обеспечится при использовании этого цементировочного агрегата.
8. Определяем количество цем. агрегатов
где Q - необходимая подача насосов
Qi = подача развиваемая 1 цем. агрегатом
9. Находим необходимое число цементосмесительных машин
где Qц - масса сухого цемента, Qц = 30,41 т
Vбун - вместимость бункера цементосмесительной машины, для цементосмесительной машины 2СМН-20, Vбун = 14,5 м3;
сж - насыпная масса цемента, 1,2 кг/м3
10. Предусматриваем закачивание 0,98 объема продавочного раствора с помощью n-1, 3-1 = 2 агрегатов (ЦА-320М) при подаче QIV = 10,7 дм3/с. Оставшиеся 0,02 объема продавочного раствора будут закачиваться одним агрегатом при QIV =10,7 дм3/с, что необходимо для ловли момента «стоп» момента посадки верхней разделительной пробки на упорное кольцо.
12. Определяем продолжительность цементирования.
где Vц - объем цементного раствора;
Vпр - объем жидкости продавки;
n - количество цем. агрегатов.
13. Выбираем тампонажный цементный раствор для цементирования обсадной колонны, характеризующийся началом загустевания не менее
где tц - время цементирования.
Расчет цементирования второй ступени
1. Расчет количества тампонажного раствора
где kк - коэффициент кавернозности, kк = 1,13
Dc - диаметр скважины, Dc = 0,171 м
Дн - наружный диаметр, Дн = 0,139 м
Hц - интервал цементирования, Hц = 2400
hц - высота цементного стакана, hц =10 м
2. Определяем количество сухого цемента
где kц - потери цемента, Кц = 1,05;
m - водоцементное соотношение, m = 0,5;
гц - плотность цементного раствора;
Vц - требуемый объем цементного раствора, Vц = 37,2
3. Определяем количество воды
где kв - коэффициент учитывающий потери воды, kв = 1,1;
гв - плотность воды, гв = 1000 кг/м3;
4. Определяем объем продавочной жидкости
где dвн - внутренний диаметр колонны, м.
H - длина колонны, м
hц.ст - высота цементного стакана, hц.ст = 10 м
5. Определяем давление в конце цементирования
Применяем цементировочную головку ГЦУ 140 - 40
Должно выполнятся условие P1 ? [P1]
где P1 - давление в конце цементирования, МПа;
[P1] - максимальное давление в цем. головке, [P1] = 40 МПа.
Pгс = давление необходимое для преодоления гидравлических сопротивлений
hц - высота поднятия цемента, м
hц.ст - высота цементного стакана, hц.ст = 10 м
гц - плотность цементного раствора;
гр - плотность бурового раствора.
Условие P1 ? [P1] выполняется.
5. Давление на цементировочном агрегате
Должно выполнятся условие P2 ? [P2]
где P2 - давление в конце цементирования, МПа;
[P2] - давление развиваемое цем. агрегатом на II скорости с диаметром втулки 125 мм, [P2] = 190 Ат.
6. Давление на забое в момент окончания цементирования
где H - высота поднятия цемента за колонной, м
гц - плотность цементного раствора, кг/м3;
hбр - высота столба буровецкого раствора за колонной
7. Определяем подачу насосов
где vв - скорость течения цементного раствора;
Дс - диаметр скважины;
dн - наружный диаметр колонны.
Для цементировочного агрегата 320М производительность на II скорости QII = 4,3 дм3/с при диаметре втулки 125 мм, а давление РII = 19 МПа, т.е. заданный режим (по давлению) обеспечится при использовании этого цементировочного агрегата.
8. Определяем количество цем. агрегатов
где Q - необходимая подача насосов
Qi = подача развиваемая 1 цем. агрегатом
9. Находим необходимое число цементосмесительных машин
где Qц - масса сухого цемента, Qц = 30,41 т
Vбун - вместимость бункера цементосмесительной машины, для цементосмесительной машины 2СМН-20, Vбун = 14,5 м3;
сж - насыпная масса цемента, 1,2 кг/м3
10. Предусматриваем закачивание 0,98 объема продавочного раствора с помощью n-1, 5-1 = 4 агрегатов (ЦА-320М) при подаче QII = 4.3 дм3/с. Оставшиеся 0,02 объема продавочного раствора будут закачиваться одним агрегатом при QII =4.3 дм3/с, что необходимо для ловли момента «стоп» момента посадки верхней разделительной пробки на упорное кольцо.
12. Определяем продолжительность цементирования.
где Vц - объем цементного раствора;
Vпр - объем жидкости продавки;
n - количество цем. агрегатов.
13. Выбираем тампонажный цементный раствор для цементирования обсадной колонны, характеризующийся началом загустевания не менее
где tц - время цементирования.
4. Обоснование способа контроля качества цементирования
Основным критерием качества цементирования обсадных колонн считают результаты опробованных продуктивных горизонтов и вызова притока пластовых флюидов, а также отсутствие продукции других горизонтов, т.е. недопущение межпластовых перетоков и различного рода нефте-, газо-, водопроявлений.
С целью повышения информативности акустической цементометрии желательно использовать приставки к наземной аппаратуре цементомера, позволяющие регистрировать полный акустический сигнал, подающий в приемник цементомера. На основе интерпретации характеристик полного акустического сигнала достаточно уверенно можно оценивать состояние контакта цементного камня с породой, учитывая влияние факторов на результаты измерений.
Качество цементирования оценивают следующими показателями:
1) высота подъёма тампонажного раствора в затрубном пространстве,
2) полнота замещения бурового раствора тампонажным раствором,
3) равномерность распределения цементного камня в затрубном пространстве,
4) сцепление цементного камня с обсадной колонной и стенками скважины,
5) герметичность зацементированной обсадной колонны и затрубного пространства.
Высота подъёма тампонажного раствора в затрубном пространстве определяется с помощью методов термометрии, радиоактивной и акустической цементометрии, а также визуально при его закачке.
Наиболее эффективным методом, позволяющим получить максимальную информацию о качестве цементирования обсадной колонны независимо от температуры и плотности тампонажного камня, является акустическая цементометрия. Для контроля качества цементирования обсадных колонн применяем акустические цементометры АКЦ-1 и АКЦ-2. Путем совместной интерпретации кривых акустической цементограммы представляется возможным:
- определить высоту подъёма тампонажного раствора за обсадной колонной;
- оценить состояние контакта цементного камня с колонной, а в некоторых случаях и с породой в кольцевом пространстве;
- исследовать процессы формирования цементного камня в затрубном пространстве во времени и оценить степень влияния на камень различных нагрузок, испытываемых обсадной колонной при перфорации, избыточных внутренних давлениях и выполнении технологических операций в скважине.
- На практике промысловых работ качество цементирования обсадных колонн до начата опробования скважины оценивают по косвенным показателям, которые получают с помощью геофизических методов, использование которых ограничено тем, что обсадная колонна магнитно непроницаема. К числу таких методов относятся: термический метод, им определяется высота подъема тампонажного раствора за обсадной колонной методом термокаротажа, который основан на принципе измерения температурных аномалий в цементируемой колонне с помощью электротермометра; радиоактивный метод, им определяется положение цементного раствора или камня, который предварительно активирован радиоактивными изотопами, в затрубном пространстве скважины; акустический метод основан на использовании зависимости интенсивности затухания скорости и частоты ультразвуковых колебаний от упругих и поглощающих свойств окружающей среды.
- После истечения установленного времени ожидания затвердевания цементного раствора и проверки качества цементирования геофизическими способами обсадная колонна подвергается испытанию на герметичность и прочность. Герметичность и прочность обсадной колонны проверяют созданием внутреннего или избыточного внешнего давления путем нагнетания в колонну жидкости или газа. Кондуктор, как правило, испытывают путем создания избыточного внутреннего гидравлического давления, а эксплуатационная колонна двумя способами: созданием внутреннего избыточного давления; снижением уровня жидкости в колонне. Избыточное внутреннее давление создают цементировочным агрегатом, после ОЗЦ, подсоединенным посредством цементировочной головки к исследуемой колонне. После создания внутреннего давления через 5 минут начинают наблюдение за характером его изменения. Обсадная колонна считается герметичной, если по истечении 30 минут наблюдений снижение не превышает 0,5 МПа при давлении опрессовки 12 МПа.
- После испытания скважины составляется акт, в котором указывается результат и заключение комиссии
5. Выбор способа освоения скважины, организация процесса освоения
5.1 Вторичное вскрытие пласта
Основная задача вторичного вскрытия - создание совершенной гидродинамической связи между скважиной и продуктивным пластом без отрицательного воздействия на коллекторские свойства призабойной зоны пласта, без значительных деформаций обсадных колонн и цементной оболочки. Решение этой задачи обеспечивается правильным выбором условий перфорации, перфорационной среды, оптимального для данных условий типоразмера стреляющей аппаратуры и оптимальной плотности перфорации. В настоящее время широкое распространение получило 3 вида перфорации: пулевая, кумулятивная и гидропескоструйная. Кумулятивная перфорация, применяемая на большинстве месторождений Западной Сибири, отвечает оптимальным техническим требованиям по воздействию на конструкцию скважины.
Выбор перфоратора проводим по табл. 9.3 [4]. Наиболее подходит к данным условиям перфоратор кумулятивный бескорпусной ПКС - 105У. Характеристика перфоратора представлена в табл.
Техническая характеристика перфоратора ПКС - 105У
|
Техническая характеристика |
50; 80 100; 150 10 118 1-3 12 |
|
|
Максимальное гидростатическое давление, МПа Максимальная температура, С0 Минимальное гидростатическое давление в скважине, МПа Минимальный внутренний диаметр обсадной колонны, мм Число труб в интервале перфорации Средний диаметр канала, мм |
Устье скважины перед проведением перфорации оборудуется малогабаритной превенторной установкой типа ППР 180х21.
Существует несколько разновидностей доставки перфоратора в интервал перфорирования:
на геофизическом кабеле;
на НКТ
в НКТ
Выбираем первый способ доставки, так как он подходит для нашего перфоратора и не требует дополнительных затрат времени и действий бригады освоения (на спуск НКТ). Перфорационную среду представляет раствор СаCl, плотностью 1,06 г./см3, которым производили продавку тампонажных растворов. Вторичное вскрытие пласта на проектной репрессии в 2-3 МПа.
5.2 Вызов притока флюида
Перед тем, как приступить к вызову притока из пласта, устье скважины оборудуется фонтанной арматурой. Ещё до установки на устье скважины фонтанная арматура испытывается на давление, равное двойному рабочему давлению.
С учетом требования заказчика выбираем для герметизации устья скважины фонтанную арматуру типа АФК1 - 65х21.
Под освоением скважин мы понимаем комплекс проводимых в них работ по окончании бурения, крепления и перфорации (или капитального ремонта) с целью получить при оптимальных технологических режимах работы эксплуатационного пласта максимального дебита нефти (газа) или лучшей приемистости пласта при закачке в него газа (иных флюидов).
Процесс освоения скважины заключается в возбуждении скважины, очистке ПЗП от жидкости и прочих загрязняющих примесей, находящихся в стволе, в проведении необходимых работ с целью повысить фильтрационную характеристику призабойной зоны продуктивного пласта.
Сущность возбуждения скважины состоит в понижении давления на забой (в ПЗП), различными способами до давления меньше пластового, чтобы обеспечить приток нефти или газа в скважину.
Весьма наглядна зависимость режима работы скважины от способа вызова притока в тех случаях, когда продуктивная часть объекта приурочена к водоплавающим частям залежи, высоконапорный водоносный пласт залегает близко к продуктивному пласту, скважины находятся недалеко от водонефтяного, газонефтяного или газоводяного контакта, продуктивный пласт состоит из несцементированных или слабосцементированных песков. В этих условиях чрезвычайно важно плавное снижение давления на забое скважины при вызове притока.
Понижение давления у забоя скважины может быть достигнуто следующими способами:
1. Заменой бурового раствора раствором меньшей плотности (разница в плотности последовательно заменяемых жидкостей не должна быть более 0,5 г/см3);
2. Заменой бурового раствора водой;
3. Снижением уровня жидкости в скважине (свабирование, поршневание);
4. Использованием аэрированных жидкостей и пенных систем;
5. Поршневанием с подкачкой газообразного агента;
6. Промывкой скважины (фонтанной) находящейся в стволе жидкостью при практическом равенстве давлений пластового и в ПЗП.
В процессе приготовления пенообразующего раствора указанного состава необходимо соблюдать последовательность введения реагентов в раствор. Так, предварительно в пресную воду вводят пенообразователь (сульфонол или ОП-10) и перемешивают до полного его растворения, затем в водный раствор пенообразователя добавляют нефть, и все вновь тщательно перемешивают. После получения однородного состава в раствор добавляют этилен-гликоль (диэтиленгликоль).
При приготовлении пенообразующего состава на основе ОП-10 содержание активного вещества в нем принимают за 100%, и тогда концентрация товарного продукта ОП-10 составит 2% согласно рецептуре.
Концентрация сульфонола в приведенной рецептуре принята из расчета содержания в нем 100% активного вещества. Однако в товарном продукте сульфонола содержится не более 20 - 50% активного вещества, поэтому в промысловых условиях необходимо увеличивать концентрацию сульфонола в рецептуре в зависимости от содержания в нем активного вещества.
Одним из важных условий повышения эффективности проводимого процесса является сохранение в неизменном состоянии полученной на поверхности пены в процессе ее нагнетания в скважину и последующего продавливания в пласт. Для выполнения этого используют буферные жидкости (нижняя и верхняя), в качестве которых применяется пенообразующий раствор вышеуказанного состава.
Последовательность проведения технологии освоения скважин с одновременной очисткой призабойной зоны пласта с помощью пен.
1. Имеющуюся в стволе скважины жидкость после перфорации колонны заменяют на водный раствор ПАВ с концентрацией 0,1-0,2% (по активному веществу). Замену осуществляют прямой промывкой. Нагнетание водного раствора ПАВ в НКТ обеспечивает контакт минимального количества жидкости со вскрытой толщиной пласта.
2. После полной замены жидкости на водный раствор ПАВ в НКТ нагнетают 1 - 2 м3 пенообразующего раствора, затем закачивают пену и поверх пены вновь нагнетают 1-2 м3 пенообразующего раствора. Таким образом, пена движется в НКТ, находясь между двумя буферными жидкостями.
3. Задвижку в затрубном пространстве закрывают только тогда, когда половина нижней буферной жидкости окажется в затрубном пространстве. После этого начинается продавливание в пласт находящейся в НКТ второй
Половины нижней буферной жидкости, заданного объема пены и всего объема верхней буферной жидкости водным раствором ПАВ концентрацией 0,1-0,2%.
4. Объемы нижней и верхней буферных жидкостей (пенообразующий раствор, из которого образуют пену для нагнетания в пласт) в каждом конкретном случае определяют опытным путем.
5. Поскольку освоение скважин обычно проводят компрессорами типа УКП-80, то объем нагнетаемой в пласт пены для очистки его и степень аэрации определяют в зависимости от приемистости ПЗП, величины пластового давления и состояния эксплуатационной колонны. Степень аэрации может колебаться в пределах 0,5 - 2,0 в пластовых условиях, а объем пены в пересчете на пенообразующий раствор составит 3 - 10 м3.
6. После нагнетания в пласт пены и буферных жидкостей скважину оставляют под давлением в течение 1 - 3 ч.
7. По истечении указанного времени приступают к работам по вызову притока жидкости и газа из пласта.
Принимаем частичный цикл закачки пены на данном месторождении с использованием одного ЦА-320М, одного компрессора СД 9/101 и эжектора жидкостно-газового по ГОСТ 2405 - 80.
В качестве пенообразователя используем сульфанол по ТУ 6 - 01 - 862 - 73. Объём пенообразующей жидкости - 9,1 м3, степень аэрации - 50, давление закачки жидкости 9 мпа. Количество сульфанола - 0,5% от объёма пенообразующей жидкости (46 кг). Пенная система закачивается в межтрубное пространство; при этом компрессор работает с максимальной производительностью. По окончании закачки производится самоизлив пены - до начала фонтанирования (не менее 1,5 часа). Очистка призабойной зоны скважины в режиме фонтанирования - 8 часов.
Список литературы
1. СТО ИрГТУ.005-2007
2. Инструкция по расчету обсадных колонн для нефтяных и газовых скважин. Москва 1997 г.
3. Калинин А.Г., Левицкий А.З., Мессер А.Г., Соловьев Н.В. «Практическое руководство по технологии бурения скважин на жидкие и газообразные полезные ископаемые»: Справочное пособие. Под ред. А.Г. Калинина. - М.:ООО «Недра Бизнесцентр», 2001.
4. ГОСТ 20696 - 2003 Долота шарошечные. Технические условия
5. ГОСТ 632.80 Трубы обсадные и муфты к ним. Технические условия
Подобные документы
Гидрогеологическая характеристика участка месторождения Белоусовское. Разработка конструкции скважины. Обоснование способа и вида бурения. Число обсадных колонн и глубина их спуска. Выбор состава бурового снаряда и породоразрушающего инструмента.
дипломная работа [1,3 M], добавлен 21.05.2015Характеристика буровой установки. Расчет конструкции скважины и цементирования эксплуатационной колонны. Выбор и обоснование способа и режимов бурения. Технология вскрытия и освоения водоносного пласта. Разработка мероприятий по увеличению его водоотдачи.
курсовая работа [527,7 K], добавлен 30.05.2015Геологическое 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 07.11.2013Состояние 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 02.06.2012Географо-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 17.02.2016Сведения о районе буровых работ, геологическом строение Квартового месторождения и характеристики продуктивных горизонтов. Проектирование конструкции разведочной скважины, технология цементирования. Выбор оборудования для цементирования обсадных колонн.
курсовая работа [1,0 M], добавлен 06.08.2013Литолого–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 13.07.2010Геологические условия бурения. Расчет плотности растворов. Выбор конструкции скважины и способа бурения, гидравлической программы бурения скважины. Выбор типа промывочной жидкости. Расчет обсадных колонн на прочность. Характеристика бурильной установки.
курсовая работа [74,5 K], добавлен 20.01.2016Назначение и проектирование конструкции скважины. Отбор керна и шлама. Опробование и испытание перспективных горизонтов. Определение числа колонн и глубины их cпуска. Выбор способа бурения. Обоснование типов и компонентного состава буровых растворов.
дипломная работа [674,1 K], добавлен 16.06.2013Обоснование диаметра эксплуатационных колонн, определение зон совместимости, количества обсадных колонн и глубин их спуска. Выбор способа цементирования и тампонажного материала. Определение экономической эффективности проекта крепления скважины.
дипломная работа [1,8 M], добавлен 26.10.2014Водонефтегазоносность пластового давления. Проектирование конструкции скважины. Выбор компоновок бурильного инструмента. Режим спуска эксплуатационной колонны. Требования к составу и свойствам промывочной жидкости для вскрытия продуктивного горизонта.
дипломная работа [1,6 M], добавлен 25.09.2014Геолого-промысловая характеристика Комсомольского газового месторождения. Технологические режимы эксплуатации скважин, причины ограничения дебитов. Расчет безводного дебита скважины, зависимости дебита от степени вскрытия пласта, параметра анизотропии.
контрольная работа [293,6 K], добавлен 14.02.2015Принципы проектирования конструкции скважины, обоснование ее конструкции и плотности бурового раствора по интервалам бурения. Расчет диаметров долот и обсадных колонн. Требования безопасности и защита окружающей среды при применении промывочной жидкости.
курсовая работа [196,8 K], добавлен 12.03.2013Физико-географические сведения и местоположение месторождения. Геологическое строение участка, его тектоника и гидрогеология. Обоснование способа и вида бурения. Разработка конструкции скважины. Принципы и подходы к автоматизации работы водоподъемника.
дипломная работа [588,4 K], добавлен 06.05.2015История освоения месторождения. Оценка энергетического состояния пласта БС10. Основные проектные решения по разработке месторождения. Элементы конструкции скважины. Добыча нефти при помощи штанговых насосов. Схема установки электроцентробежного насоса.
отчет по практике [9,5 M], добавлен 09.03.2015История развития и формирования одной из крупнейших нефтяных компаний России "Татнефти". Мероприятия по охране окружающей среды при бурении скважин. Проектирование конструкции скважины. Технология, обоснование и расчет профиля скважины и обсадных колонн.
курсовая работа [158,9 K], добавлен 21.08.2010Характеристика газонефтеводоносности месторождения. Выбор и обоснование способа бурения. Конструкция и профиль проектной скважины. Выбор и обоснование буровой установки, ее комплектование. Расчет нормативной продолжительности строительства скважины.
дипломная работа [557,7 K], добавлен 05.07.2010Правила выбора места заложения скважины. Расчет режимов бурения. Требования к качеству воды. Обоснование компоновок бурового снаряда. Технология вскрытия и освоения водоносного горизонта. Разработка технологии цементирования эксплуатационной колонны.
курсовая работа [1,7 M], добавлен 15.02.2013Условия проводки скважины, осложнения. Техника для строительства скважины. Безопасность и экологичность проекта: вопросы охраны труда и окружающей среды. Освоение скважины: выбор метода вызова притока из пласта. Выбор буровой установки, обогрев зимой.
дипломная работа [409,9 K], добавлен 13.07.2010Общие 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 11.10.2005
