Главная Коллекция "Revolution" Производство и технологии Система буровых растворов для вскрытия продуктивных пластов

Система буровых растворов для вскрытия продуктивных пластов

Геологическая характеристика месторождения. Основные сведения о районе буровых работ. Выбор способа бурения. Проектирование конструкции скважины. Выбор буровой установки, способа заканчивания скважины и аппаратуры для контроля процессов бурения.

Рубрика Производство и технологии
Вид дипломная работа
Язык русский
Дата добавления 24.06.2018
Размер файла 2,3 M
рефераты на заказ со скидкой

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.

Страница:

Для бурения данного интервала рекомендуется применить карбонатно-глинистый стабилизированный буровой раствор на водной основе с параметрами: плотность 1,20 г/см3, условная вязкость 35-40 с, фильтрация - 6-8 см3/30 мин, СНС 20/40 дПа, рН 8-9, К - 0,5-1 мм.

В состав раствора ввести карбонатный наполнитель, обеспечивающий утяжеление раствора до требуемой плотности и придание раствору высоких поверхностно-кольматирующих свойств.

6. Интервал 4150/4350-4575/4778 м приурочен к среднему отделу девонской системы. Литологически представлен карбонатными отложениями.

Для бурения данного интервала рекомендуется применить ингибированный стабилизированный карбонатно-глинистый буровой раствор на водной основе с параметрами: плотность 1,20 г/см3, условная вязкость 35-40 с, фильтрация - 5 см3/30 мин, СНС 18/40 дПа, рН 9-10, К - 0,5 мм.

Плотность бурового раствора рассчитана в соответствии с требованиями п. 2.7.3.3. ПБ 08-624-03, реологические показатели определены из условия создания минимальных гидродинамических давлений, возникающих в скважинах при спуске и наращивании бурильного инструмента, восстановления циркуляции и промывки.

Целью утяжеления и химической обработки бурового раствора является создание требуемого противодавления на вскрываемые напорные пласты, предотвращение осложнений, связанных с потерей устойчивости горных пород, их размыва, осыпей и обвалов, обеспечение рационального режима бурения и промывки скважин, создание благоприятных условий работы породоразрушающего инструмента и бурильной колонны.

При бурении интервала 2750/2907-4575/4778 м применяем также принимай буровой раствор на полимерной основе по программе фирмы «Baroid».

Основные задачи при первичном вскрытии продуктивного пласта.

1. Удаление глинистой корки бурового раствора, применяемого для вскрытия пласта (БРВП), и очистка призабойной зоны пласта при заканчивании необсаженных скважин

Удаление глинистой корки устраняет главную причину, затрудняющую приток из продуктивного пласта в песчанистых и карбонатных коллекторах

2. Депрессия в высокопроницаемых пластах может способствовать удалению корки на приемлемом уровне, однако в горизонтальных скважинах, где депрессия ниже, удаления фильтрационной корки БРВП добиться труднее. Состав БРВП на водной основе и на синтетической углеводородной основе.

Для решения поставленных задач разработаны системы N-FLOW и N-FLOW AO.

Системы N-FLOW предназначены для удаления глинистой корки, оставленной буровыми растворами, применяемыми для вскрытия пласта, и удаления загрязнения призабойной зоны пласта в карбонатных или песчаных пластах.

Области применения системы N-FLOW:

• Буровые растворы для вскрытия пласта

• Необсаженные скважины

• Гравийные фильтры

• Песчаные коллекторы

• Карбонатные коллекторы

• Нагнетательные скважины

• Горизонтальные скважины

В отличие от материалов, содержащих соляную кислоту и ингибиторы коррозии, некислотные системы снижают опасность для персонала и окружающей среды, а также позволяют избежать коррозии забойного оборудования, включая фильтры, пакеры и трубы

Контролируемая (замедленная) реакция химреагентов N-FLOW удаляет фильтрационную корку из компонентов БРВП на всем протяжении продуктивного интервала.

Поскольку скорость удаления глинистой корки из фильтрата бурового раствора, применяемого для вскрытия пласта (БРВП) можно замедлить, то компоненты N-FLOW можно подмешать в жидкость-носитель, применяемую для намыва гравийной набивки

Такая совместимость, заложенная в свойства системы, устраняет необходимость каждый раз совершать спуск в скважину колонны для заканчивания скважины

N-FLOW можно добавить в жидкость, применяемую для намывки гравийной набивки. Она проникает в набивку и поступает в пласт. В заданное время выделяется органическая кислота, которая помогает растворить и удалить глинистую корку, а также загрязнение призабойной зоны в карбонатных пластах или песчаниках.

Преимущества N-FLOW

• обработка за одну стадию;

• лучше охват приствольной зоны пласта;

• замедленное выделение разрушителя корки;

• обеспечивает получение максимального дебита и чистой приведенной стоимости скважины;

• сокращает время строительства скважины.

Рис.2.3 Четыре образца керна обработанные N-FLOW

Рис. 2.4 N-FLOW можно добавить в жидкость, применяемую для намывки гравийной набивки

Таблица 2.5 Типы и параметры буровых растворов

Название (тип) раствора

Интервал бурения, м

Параметры бурового раствора

плотность,

г/см3

условная вязкость,

с

водоотдача,

см3/30 мин

СНС, мгс/см2

через, мин

корка, мм

содержание твердой фазы, %

рН

минерализация,

г/л

пластическая вязкость, сП

динамическое напряжение сдвига,

мгс/см2

плотность до утяжеления,

кг/м3

от (верх)

до

(низ)

1

10

коллоидной части

песка

всего

Нестабилизирован-ный глинистый буровой раствор

0

500/

504

1,14

30-40

Не регламентируется

1,7-2,4

1

10-12

8-9

До 20

20-30

15

1060

Соленасыщенный нестабилизирован-ный глинистый буровой раствор

500/

504

1650/

1750

1,50

25-35

Не регламентируется

1,8-2,4

1

15-18

8-9

До 318

14

10-20

1060

Стабилизированный соленасыщенный буровой раствор

1650/

1750

2000/

2106

1,50

25-35

12

25-30

40-60

1,0

1,9-2,5

1

25-31

8,5-10,0

До 318

14

10-20

1060

Техническая вода

2000/

2106

2750/

2907

1,02

15

Карбонатно-глинистый стабилизированный буровой раствор на водной основе

2750/

2907

4150/

4350

1,20

35-40

8-6

20

40

0,5-1,0

1,6-2,1

9-11

8-9

До 20

10-20

15

1060

Ингибированный стабилизированный карбонатно-глинистый буровой раствор

4150/

4350

4575/

4778

1,20

35-40

5

18

40

0,5

1,6-2,1

9-11

9-10

До 20

10-20

15

1060

Таблица 2.6 Компонентный состав бурового раствора и характеристики компонентов

Номер интервала с одинаковым долевым составом бурового раствора

Интервал, м

Название (тип) раствора

Плотность, г/см3

Смена раствора для бурения интервала

(да, нет)

Название компонента

Плот-ность, г/см3

Содержание вещества в товарном продукте (жидкости), %

Влажность, %

Сорт

Содержание компонента в буровом растворе, кг/м3

от (верх)

до

(низ)

I

0

500/

504

Нестабилизированный глинистый буровой раствор

1,14

нет

Сода кальцинированная техническая

2,53

< 91

8-12

А

3,0

Сода каустическая,

твердая

2,13

< 92

83

I

1,0

Глинопорошок ПБМА

2,5

-

16-25

I

70,0

ВаSО4

4,0-4,25

10-12

II

123,0

Графит ГЛ-1

1,9-2,6

-

0,3

-

10,0

II

500/

504

1650/

1750

Нестабилизированный соленасыщенный глинистый раствор

1,50

да

Сода кальцинированная техническая

2,53

< 91

8-12

А

3,0

Сода каустическая,

твердая

2,13

< 92

83

I

1,0

Глинопорошок ПБМА

2,5

-

16-25

I

70,0

Соль каменная,

техническая

2,16

< 93

15-20

-

318,0

ВаSО4

4,0-4,25

10-12

II

373,0

Крахмал (DEXTRID)

1,5

60

< 12,5

-

12,0

Графит ГЛ-1

1,9-2,6

-

0,3

-

10,0

III

1650/

1750

2000/2106

Соленасыщен-ный стабилизирован-ный глинистый раствор

1,50

нет

Сода кальцинированная техническая

2,53

< 91

8-12

А

3,0

Сода каустическая,

твердая

2,13

< 92

83

I

1,0

Глинопорошок ПБМА

2,5

-

16-25

I

70,0

Соль каменная,

техническая

2,16

< 93

15-20

-

318,0

PAC-L

6,0

Крахмал (DEXTRID)

1,5

60

< 12,5

-

12,0

Графит ГЛ-1

1,9-2,6

-

0,3

-

5,0

ВаSО4

4,0-4,25

10-12

II

373,0

IV

2000/2106

2750/

2907

Техническая вода

1,02

V

2750/

2907

4150/

4350

Карбонатно-глинистый стабилизирован-ный глинистый

раствор

1,20

да

Сода кальцинированная техническая

2,53

< 91

8-12

А

2,0

Сода каустическая,

твердая

2,13

< 92

83

I

1,5

Глинопорошок ПБМА

2,5

-

16-25

I

70,0

КМЦ-500 (600)

1,64

55

10

-

3,0

КССБ-2М

1,39

20-25

7,47

-

5,0

Пента-465

-

-

-

-

2,0

CаСО3

2,6

90

8-10

-

250,0

ФК-2000

1,12

-

10-12

-

5,0

VI

4150/

4350

4575/

4778

Ингибированный стабилизированный карбонатно-глинистый буровой раствор

1,20

нет

Сода каустическая,

твердая

2,13

< 92

83

I

1,5

Глинопорошок ПБМА

2,5

-

8-10

I

70,0

КМЦ-500 (600)

1,64

55

10

-

7,0

КССБ-2

1,39

20-25

7,47

-

7,0

Пента-465

-

-

-

-

2,0

Мел молотый ММПК

2,6

90

8-10

-

250,0

ФК-2000

1,12

-

10-12

-

5,0

Хлорид кальция CaCI2

2,51

-

5-7

-

5,0

НПАВ (Дисолван 4411)

0,95

65

-

-

0,3

Определяется объём бурового раствора по интервалам

1) Интервал бурения 0 - 20 м:

.

2) Интервал бурения 20 - 504 м:

.

3) Интервал бурения 504 - 2106 м:

.

4) Интервал бурения 2106 - 4778 м:

.

где объем мерников, м3;

коэффициент кавернозности;

коэффициент, учитывающий потери бурового раствора от фильтрации;

коэффициент, учитывающий потери бурового раствора при его очистке.

Очистка бурового раствора

Буровой раствор после выхода из скважины (1) по линии R1 поступает на вибросита (2), после очистки на которых попадает в емкость (3), откуда насосом (4) по линии R2 подается для очистки на пескоотделитель (5). Далее, линии R3 очищенный раствор очистки на илоотделитель (8). После очистки на илоотделителе, раствор по линии R5 поступает в емкость (10). Для тонкой очистки раствор из емкости (10) насосом (12) подается на центрифугу (13) по линии R6, после чего раствор по линии R7 возвращается в емкость (10). В скважину очищенный буровой раствор подается насосом (14) по линии R8 из емкости (10). Шлам с вибросит и шнек с центрифуги по линиям R9-R12 удаляются в амбар. Для дегазации бурового раствора при бурении интервалов с газопроявлениями в систему очистки бурового раствора включается дегазатор (16), в этом случае дегазированный раствор подается насосом (4) на пескоотделитель (5) из емкости (11) и далее очищается по приведенной выше схеме.

Рис. 2.3 Схема очистной системы

2.5 Выбор бурового инструмента: долот, бурильных труб, УБТ

Выбор долота

Выбор типа породоразрушающего инструмента базируется на информации о физико-механических свойствах пород и литологическом строении разреза пород и, во многом, зависит от конкретных региональных условий.

По характеру разрушения породы все буровые долота классифицируются следующим образом.

I пачка пород: 0-10 А=2,5 Т=2

II пачка пород 10-530 ,А=3,5 Т=2,5

III пачка пород: 530-2085 А=3,8 Т=4

IV пачка пород: 2085-4575 А=4,2 Т=4

долота режуще-скалывающего действия, разрушающие породу лопастями, наклоненными в сторону вращения долота. Предназначены они для разбуривания мягких пород.

для I пачки используем долота типа М ;

для II, III используем долота типа МС;

для IV - используем СТ режущего типа.

Бурение 1 интервала (направление)

В данном интервале используем трех шарошечное долото

Ш 555 М-ЦВ

Бурение 2 интервала (кондуктор)

В данном интервале используем трех шарошечное долото производства ОАО « УралБурмаш» для бурение мягких пород, фрезерованными зубьями

С центральной промывкой забоя 393,7 С-ЦГВУ (15 1/2 VU-K21TG)

Рис.2.4 Шарошечное долото

Бурение интервал 3 (Промежуточная колонна)

В данном интервале используем долото ДЛ-295,3 производства ЗАО «Геомаш-Центр»

Долота лопастные обеспечивают механические скорости бурения, в 2.5 раза превышающие скорости бурения шарошечными долотами при снижении необходимой осевой нагрузки на породоразрушающий инструмент более чем в 10 раз; имеют повышенную износостойкость благодаря усилению твердосплавными штырями и наплавкой; обладают повышенной ремонтопригодностью благодаря возможности замены резцов непосредственно в полевых условиях.

Бурение интервал 4 (эксплуатационная колонна)

Долото 215,9 M516LPX (ТУ 3664-01-50783875-2000) типа PDC

PDC, долота с твердосплавным корпусом. Используются для бурения скважин в осложненных горно-геологических условиях. Обладают высокой эрозионной и абразивной износоустойчивостью

Рис.2.5 Долото типа PDC

2.6 Расчет параметров режима бурения

Интервал 0 - 20м

Нагрузка на долото:

,

где б - опытный коэффициент, зависящий от изменения твердости в реальных условиях (б=1);

Рш - твердость породы по штампу (250 МН/м2);

з - коэф. перекрытия забоя зубьями шарошки (принимаем 1,2 в зависимости от диаметра долота - 555 мм);

д - ширина притупления зубьев шарошки (2 мм).

МН=198 кН

Сравним полученное значение с допустимым - [Рд]=450 кН=0,45 МН > Рд=0,198 МН, следовательно, долото подобрано правильно.

Частота вращения:

,

где Рр - расчетная нагрузка на долото (0,198 МН);

nmin - минимальная частота вращения ротора выбранной установки (Уралмаш-3Д) - 40 об/мин;

Рmax - максимальная удельная нагрузка на долото в зависимости от твердости пород (принимаем Рmax=0,002 МН/см).

об/мин => принимаем I-ую скорость вращения 40ч70 об/мин.

Количество промывочной жидкости:

,

где з =1,1ч1,3 (примем 1,2);

Vв - скорость восходящего потока (примем Vв=0,4 м/с).

м3/с=45 л/c

Интервал 20- 500м

Нагрузка на долото:

,

где б - опытный коэффициент, зависящий от изменения твердости в реальных условиях (б=1);

Рш - твердость породы по штампу (250 МН/м2);

з - коэф. перекрытия забоя зубьями шарошки (принимаем 1,2 в зависимости от диаметра долота - 555 мм);

д - ширина притупления зубьев шарошки (2 мм).

МН=152кН

Сравним рассчитаное значение с допустимым - [Рд]=450 кН=0,45 МН > Рд=0,152 МН, следовательно, долото подобрано правильно.

Частота вращения:

,

где Рр - расчетная нагрузка на долото (0,152 МН);

Рmax - максимальная удельная нагрузка на долото в зависимости от твердости пород (принимаем Рmax=0,002 МН/см).

об/мин => принимаем I-ую скорость вращения 40ч70 об/мин.

Количество промывочной жидкости:

,

где з =1,1ч1,3 (примем 1,2);

Vв - скорость восходящего потока (примем Vв=1,5 м/с).

м3/с=42 л/c

Интервал 500 - 2000 м

Нагрузка на долото:

,

где б - опытный коэффициент, зависящий от изменения твердости в реальных условиях (б=1);

Рш - твердость породы по штампу (250 МН/м2);

з - коэф. перекрытия забоя зубьями шарошки (принимаем 1,2 в зависимости от диаметра долота - 295,3 мм);

д - ширина притупления зубьев шарошки (2 мм).

МН=118=118кН

Сравним полученное значение с допустимым - [Рд]=450 кН=0,45 МН > Рд=0,118 МН, следовательно, долото подобрано правильно.

Частота вращения:

,

где Рр - расчетная нагрузка на долото (0,118 МН);

Рmax - максимальная удельная нагрузка на долото в зависимости от твердости пород (принимаем Рmax=0,002 МН/см).

об/мин => принимаем I-ую скорость вращения 40ч70 об/мин.

Количество промывочной жидкости:

,

где з =1,1ч1,3 (примем 1,2);

Vв - скорость восходящего потока (примем Vв=1,5 м/с).

м3/с=36 л/c

Интервал 2000 - 4575

Нагрузка на долото:

=110кН < [Рд]=240 кН=0,24 МН

Частота вращения:

об/мин => принимаем I-ую скорость вращения 40ч70 об/мин.

Количество промывочной жидкости:

м3/с =33л/c => подача раствора насосом будет вестись при диаметре втулки 190 мм (при этом Р=11,1 Мпа)

2.7 Выбор и расчет компоновки низа бурильной колонны

Основные элементы, составляющие КНБК:

- утяжеленные бурильные трубы

-центраторы

- переводники

-калибраторы

-ВЗД

Интервалы стабилизации зенитного угла при бурении под эксплуатационную колонну предусматривается производить с постоянным вращением колонны бурильных труб с частотой вращения от 40 до 80 об/мин, поэтому расчет компоновок бурильных труб произведен для роторного способа бурения.

Расчет УБТ

Диаметр УБТ определяется с учетом конструкции скважины и обеспечения наибольшей жесткости труб при изгибе, прочности и устойчивости. Длину УБТ определяют в зависимости от нагрузки на долото.

=0,80ч0,85 для долот <295,3 мм []

=0,70ч0,80 для долот ?295,3 мм []

?0,7

Для бурения проектируемых скважин рекомендуется применять утяжеленные и стальные бурильные трубы.

1. Утяжеленные бурильные трубы:

УБТ-ЕН 203/80-NC-61 (З-163) ТУ 26-12-775-90;

УБТ-ЕН 178/71-NC-50 (З-133) ТУ 26-12-775-90;

УБТ-А 165/71- NC-46 (З-122) ТУ 26-12-775-90

Производитель Торговый Дом »Невотекс»

На рисунке 2.9 изображена УБТ

Рис. 2.6 Утяжеленная бурильная труба

В Проекте предусмотрены бурильные трубы:

IEU 127 9,19 G-105

IEU 127 9,19 S-135

Расчет длин УБТ произведен по методике, взятой из главы 8 [].

Длину УБТ определяем по формуле:

LУБТ = 1,15· РД /[ (л1 · q1+1/(nc-1)·(1- л1)·(q2 - q3)]· k1), (21)

где РД - осевая нагрузка на долото;

л1=l1 / l = 0,4 - отношение длины нижней секции к длине всех УБТ (при осложненных условиях) ;

qУБТ1,2,3 - вес 1,2 и 3 секций УБТ;

k1 - коэффициент потери веса колонны УБТ в буровом растворе (значения k1 приведены в таблице 5.14 []) ;

1. Длина УБТ для бурения под направление:

Lу1 = 1,15·150/(0,4·2,67 + 1/2 (1-0,4) ·(2,15-1,59)) ·0,86 = 48 м.

2. Длина УБТ для бурения под кондуктор:

Lу2 = 1,15·150 /(0,7·2,15 + 1/2 (1-0,7) ·1,53) ·0,86 = 54м.

3. Длина УБТ для бурения под эксплуатационную колонну( одноразмерная колонна):

55 м (22)

Длина lу1 =19 м, длина 8 lу2=36/2=18 м

Для предупреждения возникновение искривлений в скважине, используют устройства (опоры), которые называются - центраторы и калибраторы.

Центраторы - используют для предупреждения искривления ствола при бурении скважины. центратор позволяет применять более высокие осевые нагрузки на долото.

Калибраторы калибрующее и опорно-центрирующее устройство, предназначенное для калибрования ствола скважины, центрирования и улучшения условий работы долота и забойного двигателя, устанавливается над долотом. Выбираем лопастные калибраторы: КЛС-555

Число промежуточных опор на длине УБТ определяется по формуле

m= lубт/ lo (23)

lубт- длина УБТ

lo-расстояние между промежуточными опорами (табл. 15.5 [])

1. Число промежуточных опор при бурении под направление по формуле (23):

m= 48/29.4=1,4

Следовательно, необходима одна опора - калибратор КЛС-508

2. Число промежуточных опор при бурении под кондуктор:

m= 54/34,9=1,5

Следовательно, необходима одна опора - стабилизатор

3. При бурении под эксплуатационную колонну промежуточные опоры не устанавливаем (так как диаметр УБТ 203 мм)

4. Число промежуточных опор при бурении под хвостовик

m= 73,2/32=2,2

Следовательно, необходимы 2 опоры

2.8 Расчет обсадных колонн

Расчет обсадных колонн

1. Направление 426 мм - 20 м. Обсадные трубы: 426 10 Д НОРМ КБ ГОСТ 632 - 80.

Масса колонны, т

- Теоретическая: 0,10645 20 = 2,13

- Заявочная: 1,05 2,13 = 2,23

- Транспортная: 1,1 2,23 = 2,46

2. Кондуктор 324мм - 504 м (по стволу). Обсадные трубы: 324 9,5 Д ОТТМБ ГОСТ 632 - 80.

Масса колонны, т

- Теоретическая: 0,07611 504 = 38,36

- Заявочная: 1,05 38,36=40,28

- Транспортная: 1,1 40,28=44,30

Коэффициенты запаса прочности:

На смятие обсадных труб:

n1 = 1,77 n1норм=1,0

На внутреннее давление:

n2=2,5 n2норм=1,45

На растягивающую нагрузку в резьбовом соединении по резьбе ОТТМБ:

n3= =7,1 n3норм=1,45

На растягивающую нагрузку в теле обсадной трубы:

n/3 ==9,3 n3 нормs1=1,3

Запас прочности для резьбового соединения для обсадных труб с резьбой ОТТМБ с нормальным диаметром муфт по ГОСТ 632-80, исполнение Б, равен 1,8 от разрушающей нагрузки. «Инструкция по расчету обсадных колонн для нефтяных и газовых скважин», М., 1997 г. (приложение 9).

3. Промежуточная колонна 245 мм - 2106 м - по стволу (УСЦ(МСЦ)-245 на глубине 850/870 м.) Обсадные трубы: 24512 Е ОТТМБ ГОСТ 632-80

Масса колонны, т

- Теоретическая: 0,0706 2106=148,68

- Заявочная: 1,05 148,68=156,11

- Транспортная: 1,1 156,11=171,72

Коэффициенты запаса прочности:

На смятие обсадных труб:

n1 = = 1,4 n1норм =1,0

На внутреннее давление:

n2==1,47 n2норм =1,45

На растягивающую нагрузку в муфтовых соединениях по резьбе ОТТМБ:

n3==2,0 n3норм =1,45

На растягивающие нагрузки в теле обсадной трубы:

n13 ==3,3 n31 норм=1,3

4. Эксплуатационная колонна 168 мм - 4778 м (по стволу)

(УСЦ (МСЦ)-168) на глубине 3200/3381 м

4778-3100-1678 м 16810,6 Л ТМК FMC, 0,0415 1678=69,6 т

3100-1350-1750 м 1688,9 Л ТМК FMC, 0,0355 1750=62,1 131,7 т

1350-0-1350 м 16810,6 Л ТМК FMC, 0,0415 1350=56,0 187,7 т

Коэффициенты запаса прочности

На смятие обсадных труб:

n1 = = 1,30 n1норм =1,15 на глубине 4778 м

n1 = 37,6 10,2(1-0,3:325=1,09 n1норм =1,0 на глубине 3100 м

n1 = 37,6 10,2(1-0,3:187,6=1,77 n1норм =1,0 на глубине 1350 м

На внутреннее давление:

n2 ==2,2 n2норм=1,15 на глубине 0 м

n2 ==1,9 n2норм =1,15 на глубине 1350 м

На допустимую растягивающую нагрузку в резьбе ТМК FMC

n3 ==2,9 n3норм=1,3 на глубине 3100 м

n3 ==1,31,75* на глубине 1350 м

n3==1,0971,75* на глубине 0 м

*- запас прочности для резьбового соединения для обсадных труб с резьбой ТМК FMC соответствует прочностным характеристикам обсадных труб с соединением ОТТГ по ГОСТ 632-80, исполнение А, равен 1,75 от разрушающей нагрузки. «Инструкция по расчету обсадных колонн для нефтяных и газовых скважин», М., 1997 г. (приложение 6).

На допустимую растягивающие нагрузки в теле обсадных труб

n3 ==5,0 n3норм=1,3 на глубине 3100 м

n3 ==2,2 n3норм=1,3 на глубине 1350 м

n3 ==1,86 n3sрасч=1,3 на глубине 0 м

2.9 Расчет цементирования обсадных колонн

Расчет цементирования первой (нижней) ступени эксплуатационной колонны 168 мм в интервале 4778…3381 м

Исходные данные:

Диаметр скважины, мм

215,9

Диаметр обсадной колонны, мм

168,0

Внутренний диаметр колонны, мм

150,2; 146,8

Тип цемента для цементирования интервала 4778-4350 м

ПЦТ I-G, ГОСТ 1581-96

Тип цемента для цементирования интервала 4350-3381 м

ПЦТ II- 100, ГОСТ 1581-96

Плотность цементного раствора ПЦТ I-G, г/см3

1,90

Плотность цементного раствора ПЦТ II- 100, г/см3

1,82

Удельный расход тампонажного цемента, т/м3

1,216

Водоцементное отношение

0,5

Коэффициент кавернозности

1,3

Плотность бурового раствора, г/см3

1,20

Плотность жидкости затворения, г/см3

1,02

Высота цементного стакана в колонне, м

20

УСЦ (МСЦ-168) на глубине, м

3200

1. Определим объем тампонажного цементного раствора для цементирования интервала 4778-4350 м, м3

Vц.р = 0,785(0,215921,3 - 0,1682)408 +0,1468220 = 10,7

Определим объем тампонажного цементного раствора для цементирования интервала 4350-3381 м, м3

Vц.р = 0,785(0,215921,3 - 0,1682)969=24,6

2. Масса сухого цемента ПЦТ I-G, т

Qц = 10,71,051,216=13,7

Масса сухого цемента ПЦТ II- 100, т

Qц = 24,61,051,216=31,4

Объем воды для затворения тампонажного цемента ПЦТ I-G, м3

Vв = 13,71,10,5 = 7,5

Объем воды для затворения тампонажного цемента ПЦТ II- 100, м3

Vв = 31,41,10,5 = 17,3

Общее количество воды: Vоб = 7,5+17,3=24,8 м3

3. Объем продавочной жидкости, м3

Vпр=0,785(0,146821350+0,150221750+0,146821658)=81,8

4. Количество цементосмесительных машин СМН-20 для цемента ПЦТ I-G, шт.

13,7 : 20 =0,691

Количество цементосмесительных машин СМН-20 для цемента ПЦТ II- 100, шт.

31,4 : 20 =1,562

5. Количество цементировочных агрегатов ЦА-320М, шт.

32+2=8.

6. Время цементирования нижней ступени эксплуатационной колонны, мин.

7. Давление в конце цементирования, кгс/см2

Р=0,11,203200+0,11,82950+0,11,90425+0,014778-0,11,204575+25=161,5

8. Определим давление столба смеси за колонной на забой, кгс/см2

Р=0,11,203200+0,11,82950+0,11,90425+0,014778=685,5

9. Ожидаемое давление гидроразрыва горных пород на глубине 4778 м. Ргр=851,0:685,5=1,241,0

10. Масса НТФ для обработки цементного раствора, т

Q=0,005(13,7+31,3)=0,14

11. Буферная жидкость:

Наименование

Первая (нижняя) ступень цементирования

Необходимый объем, м3

6,0

Плотность жидкости, г/см3

1,02

Материалы для приготовления

- вода, м3

5,8

- сода кальцинированная, т

0,18

- КМЦ-600 (700), т

0,08

Расчет цементирования второй (верхней) ступени эксплуатационной колонны 168 мм в интервале 3381…1956 м

Исходные данные:

Диаметр скважины, мм

215,9

Диаметр обсадной колонны, мм

168,0

Внутренний диаметр колонны, мм

150,2; 146,8

Внутренний диаметр предыдущей колонны, мм

221,0

Тип цемента для цементирования интервала 3381-2970 м

ПЦТ II- 100 (ПЦТ1-G)

Тип цемента для цементирования интервала 2970-1956 м

ПЦТ III-об5-50

Удельный расход тампонажного цемента, т/м3

1,216

Удельный расход облегченного цемента, т/м3

0,89

Водоцементное отношение тампонажного цемента

0,5

Водоцементное отношение облегченного цемента

0,85

Коэффициент кавернозности

1,3

Плотность тампонажного цементного раствора, г/см3

1,82

Плотность облегченного цементного раствора, г/см3

1,54

Плотность бурового раствора, г/см3

1,20

Плотность жидкости затворения, г/см3

1,02

Определим объем тампонажного цементного раствора для цементирования интервала 3381-2970 м, м3

Vц.р = 0,785(0,215921,3 - 0,1682)411 = 10,4

Определим объем облегченного цементного раствора для цементирования интервала 2970-1956 м, м3

Vц.р = 0,785(0,215921,3 - 0,1682)864 +(0,22102 - 0,16802)150 = 24,4

1. Масса сухого цемента ПЦТ II- 100, т

Qц = 10,41,051,216=13,3

Масса сухого цемента ПЦТ III-об5-50, т

Qц = 24,41,050,89=22,8

2. Объем воды для затворения тампонажного цемента, м3

Vоб = 13,31,10,5 = 7,3

Объем воды для затворения облегченного цемента, м3

Vоб = 22,81,10,85=21,3

Общее количество воды: Vоб = 7,3+21,3=28,6

3. Объем продавочной жидкости, м3

Vпр=0,785(0,146821350+0,150221750+0,14682281)=58,6

4. Количество цементосмесительных машин для тампонажного цемента СМН-20, шт.

13,3 : 20 = 0,671 шт.

Количество цементосмесительных машин для облегченного цемента СМН-20, шт.

22,8 : 18 = 1,272 шт.

5. Количество цементировочных агрегатов ЦА-320М для цементирования верхней ступени колонны, шт.

32+2=8 шт.

6. Время цементирования верхней ступени эксплуатационной колонны, мин.

7. Давление в конце цементирования момент «стоп», кгс/см2

Р=0,11,201850+0,11,54959+0, 11,82 391-0,11,203200+25,0=81,9

8. Давление смеси за колонной на глубине 3200 м в конце цементирования, кгс/см2

Р=0,11,201850+0,11,54959+0, 11,82 391=440,9

9. Ожидаемое давление гидроразрыва горных пород на глубине 3381 м, кгс/см2

Ргр=612(3200/2946)=665,0

Запас по гидроразрыву: n=665,0 : 440,9 = 1,511,0

10. Масса НТФ для обработки цементного раствора, т

Q=0,005(13,3+22,8)=0,18

11. Буферная жидкость:

Наименование

Вторая (верхняя) ступень цементирования

Необходимый объем, м3

6,0

Плотность жидкости, г/см3

1,02

Материалы для приготовления

- вода, м3

5,8

- сода кальцинированная, т

0,18

- КМЦ-600 (700), т

0,08

2.10 Выбор способа заканчивания скважины

Продолжительность монтажа буровой установки БУ 5000/400 ЭРУ принимается согласно действующим нормам. Продолжительность подготовительных работ к бурению принимается в соответствии с требованиями инструкции ВСН 39-86.

Продолжительность бурения и крепления рассчитывается по формуле:

Т= ,

где L - проектная глубина скважин, м;

Vn - проектная скорость бурения, м/станко-мес.

Продолжительность бурения по интервалам, определяется нарядом на производство буровых работ.

Время испытания продуктивных пластов в процессе бурения и освоения на продуктивность в эксплуатационной колонне определено в 10 разделе дополнения.

Общая нормативная продолжительность проектируемых работ по строительству эксплуатационных скважин составит:

в часах 4176,0 станко-месяцах - 5,8.

Продолжительность работ с учетом времени на освоение скважины составит:

в часах - 4711,2 станко-месяцах - 6,5

Таким образом при обосновании коммерческой скорости бурения скважин применены следующие технико-экономические показатели:

- количество долблений, шт. - 18;

- время механического бурения, ч - 3062,7;

- количество станко-месяцев, станко-мес - 4,2;

- нормативная скорость бурения, м/станко-мес - 824,0;

- проектная скорость (в соответствии с п. 13.2. ВСН-39-86), м/станко-мес - 824,0.

Общие данные о продолжительности строительства скважин приведены в таблице 2.7 и таблице 2.8 .

Таблица 2.7 Продолжительность строительства скважины

Строительно-монтажные работы для перевозки вышко-монтажной бригады, сут

Вид монтажа

Продолжительность цикла строительства скважины, сут

всего

в том числе

строительно-монтажные работы

подгото-витель-ные работы к бурению

бурение и крепление

испытание

всего

в откры-том стволе

в эксплуата-ционной колонне

0

Первич

259,6

57,3

6

173,9

22,4

-

22,4

0

Повтор

219,3

17,1

6

173,9

22,4

-

22,4

Таблица 2.8 Продолжительность бурения и крепления по интервалам глубин

Номер

обсадной

колонны

Название колонны

Продолжительность

крепления, сут

Интервал

бурения, м

Продолжительность бурения, сут

от

(верх)

до

(низ)

забойными

двигателями

роторным

способом

совмещенным

способом

1

Направление

0,8

0

20

-

0,6

0,6

2

Кондуктор

4,2

20

504

4,5

-

4,5

3

Промежуточная колонна

7,0

504

2106

60,0

-

60,0

4

Эксплуатационная колонна

15,0

2106

2907

18,8

-

18,8

2907

4778

-

63,1

63,1

2.11 Выбор аппаратуры для контроля процессов бурения

Мероприятия по механизации процессов бурения предусматривают применение комплекса малой механизации (приспособлений и устройств), повышающих безопасность и технический уровень эксплуатации объектов бурения и добычи нефти, в соответствии с действующими «Правилами безопасности в нефтяной и газовой промышленности», М., 2003 г. Наличие механизмов и приспособлений, облегчающих труд при спуско-подъемных операциях, повышает культуру и производительность труда буровых бригад, а также значительно снижает затраты времени на эти операции.

средства контроля - в таблице 2.9, средства диспетчеризации - в таблице 2.10.

Таблица 2.9 Средства контроля

№ п/п

Наименование, а также тип, вид, шифр и т.д.

Шифр

ГОСТ, ТУ

Кол-во, шт.

1

Пульт управления и индикации системы контроля параметров бурения

СПБК «ГЕОТЕК»

-

1

2

Видеопросмотровые устройства

3

Прибор для измерения нагрузки на канате

ГИВ6-1

-

1

4

Расходомер бурового раствора

РГР-1

-

1

5

Манометр

МБГ-1

-

Комп-лект

6

Моментомер

ИМР-2

-

1

7

Указатель уровня в приемных емкостях

УП-ПМ

-

1

8

Плотномер

АБР-1 или ВРП-1

ТУ 25.0427-77

ТУ 25-04-2782-78

2

9

Прибор определения условной вязкости

ВБР-1

ТУ 25-04-2772-77

1

10

Прибор определения статического напряжения сдвига

СНС-3

ТУ 25-04-2765-77

1

11

Прибор водоотдачи

ВМ-6 (ФЛР-1)

ТУ 25-04-2547-80

1

12

Прибор контроля за содержанием газовой фазы

ПГ-1У

1

13

Магнитная мешалка

1

14

Индикаторы давления

ОБМ

ТУ 25-02-26-74

9

15

Рулетка 0-20 м

-

ГОСТ 7502-98

1

16

Кронциркуль и штангенциркуль

-

ГОСТ 166-89

по 3 шт.

17

Шаблоны для контроля за износом центраторов и калибраторов

-

-

2

18

Мерные скобы для контроля диаметров бурильных труб

-

-

2

19

Полевая лаборатория для контроля за параметрами бурового и тампонажного растворов

-

-

1

20

Станция контроля и управления процессом цементирования

СКЦ-2М

-

1

Таблица 2.10. Средства диспетчеризации

№ п/п

Наименование

Шифр

ГОСТ, ТУ

Количество

1

РРС-2М "Аркнот-Моторола"с использованием трех каналов связи

-

-

2

Глава 3 Безопасность жизнедеятельности и охрана труда

Производственная деятельность предприятий нефтяной и газовой промышленности предусматривает воздействие технологических процессов добычи на объекты природной среды, поэтому вопросы охраны окружающей среды для отрасли имеют важное значение. На природную среду негативно влияют процессы строительства скважин. Отличительной особенностью такого воздействия является высокая интенсивность и кратковременность формирования значительных технологических нагрузок на объекты гидро-, лито- и биосферы, которые часто превышают пороговые нагрузки, вызывая нарушения экологического равновесия в районах бурения, а зачастую и дегазацию отдельных компонентов природной среды. Учитывая, что свыше 60 % объемов буровых работ приходится на районы с крайне неблагоприятными природно-климатическими условиями, характеризующимися ограниченной самоочищающейся способностью и высокой экологической уязвимостью к любому антропогенному воздействию, становится очевидным ущерб, причиняемый природной среде при строительстве скважин. Для снижения отрицательного влияния процессов бурения на объекты окружающей среды применяются специальные природоохранные мероприятия.

В процессе бурения также возникает необходимость охраны человека от различных воздействий на него, к которым относятся климат данного района, условия труда и отдыха и многое другое.

Район ведения буровых работ расположен на территории Оренбургской области Российской Федерации.

Технические решения по обеспечению электробезопасности

Принятые в проекте технические решения обеспечивают безопасную эксплуатацию оборудования при условии соблюдения ремонтно-эксплуатационным и оперативным персоналом требований ПТЭБ «Правил технической эксплуатации электрических станций и сетей» и ПТБ «Правил техники безопасности в электрических сетях».

Проект разработан в соответствии с действующими нормативными документами.

Основными потребителями электроэнергии на Вишневском месторождении являются:

электродвигатели насосов и задвижек;

внутреннее электроосвещение и электроотопление помещений;

наружное электроосвещение;

нагрузки КИПиА, СКЗ, СС.

По степени надежности электроснабжения, проектируемые нагрузки, согласно ВНТП 3-85, относятся ко II категории.

Согласно РД 34.21.122-87, наружные установки с зоной класса по взрывоопасности В-1г относятся ко II категории молниезащиты. Молниезащита обеспечивается путем присоединения металлических конструкций технологических сооружений к заземляющему устройству.

Защита от статического электричества технологического оборудования предусматривается в соответствии с РД 39.22.113-78.

Для защиты обслуживающего персонала от поражения электрическим током, согласно СНиП 3.05.06-85, все металлические нетоковедущие части электрооборудования подлежат занулению и заземлению путем присоединения их к заземляющему устройству.

В качестве зануляющих проводников используются нулевые рабочие проводники (PEN-проводники) и отдельная нулевая жила кабеля, проложенная от распределительного пункта (РЕ-проводник).

Внутренние контуры заземления выполняются из полосовой стали. Внешний контур заземления выполняется электродами из круглой стали. Величина сопротивления заземляющих устройств для трансформаторных подстанций, трансформаторов, электрооборудования не должна превышать 4 Ом, для остальных сооружений - 10 Ом.

Минимальная освещенность территории технологической площадки принята в соответствии с ВСН 34-91, СНиП 23-05-95*. Воздействие фактора освещенности на персонал приведено в таблице 6 тома 5.

Безопасность персонала, обслуживающего электрооборудование и сигнализацию, обеспечивается:

размещением оборудования в соответствии с требованиями ВНТП 212-93, при котором обеспечивается свободный доступ ко всем узлам оборудования при производстве ремонтных и профилактических работ;

заземлением всех металлоконструкций;

применение резиновых диэлектрических ковриков и перчаток для обслуживания электрооборудования.

Мероприятия по ГО и предупреждению чрезвычайных ситуаций

1. В связи с тем, что объекты строительства скважин по своим характеристикам являются не категорированными, специальных мероприятий по ГО, кроме защиты производственного персонала не предусматривается.

Защита производственного персонала от оружия массового поражения производится в соответствии с действующими нормативными документами и требованиями штаба по гражданской обороны и чрезвычайным ситуациям Оренбургской области (района).

Согласно "Требованиям по защите устьевого и противовыбросового оборудования при строительстве скважин в особых условиях" РД 39-0148052-013-89 защита устьевого и противовыбросового оборудования, подверженного воздействию поражающих факторов в особых условиях направлена на предотвращение или уменьшения степени поражения (повреждения) устья скважин и противовыбросового оборудования (ПВО) путем осуществления определенного перечня мероприятий при заблаговременном прекращении буровых работ.

Поражающие факторы, действующие на устье скважин и ПВО:

избыточное давление во фронте ударной волны;

вторичные факторы поражения (ВФП), обусловленные смещением основания вышечного (вышечно-лебедочного, вышечно-агрегатного) блока в связи с падением буровой вышки и т.д.

Ввиду влияния на устье вышеуказанных факторов, возможны следующие варианты поражения (повреждения, разрушения) оборудования;

- смятие и изгиб верхних обсадных труб ниже колонных головок (колонных фланцев);

нарушение фланцевых соединений межд...

Страница:


Подобные документы

  • Проект строительства эксплуатационной скважины на нефть глубиной 2900 м на Правдинском нефтяном месторождении

    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 27.03.2015

  • Строительство нефтяных и газовых скважин на примере скважины № 135 Ножовского месторождения

    Характеристика 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 28.12.2014

  • Буровые растворы и химические реагенты для их приготовления

    Качество буровых растворов, их функции при бурении скважины. Характеристика химических реагентов для приготовления буровых растворов, особенности их классификации. Использование определенных видов растворов для различных способов бурения, их параметры.

    курсовая работа [171,5 K], добавлен 22.05.2012

  • Проект бурения нефтяной скважины

    Обоснование выбора конструкции скважины, параметры промывочных растворов. Характеристика выбора способа бурения и проектирование его режимов. Методы ликвидации аварий. Анализ и расчет способов вхождения в продуктивный пласт и освоения нефтяной скважины.

    курсовая работа [368,8 K], добавлен 08.06.2011

  • Заканчивание эксплуатационной скважины №8 Пинджинского месторождения глубиной 2650 (2720) метров

    Разработка 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 05.12.2013

  • Назначение и классификация буровых вышек

    Схема колонкового бурения с применением буровой установки. Конструкция, назначение и классификация буровых вышек, буров, труб, долот. Причины аварий при различных способах бурения, способы их ликвидации. Режимы бурения нефтяных и газовых скважин.

    реферат [662,7 K], добавлен 23.02.2009

  • Технология и бурение нефтяных и газовых скважин

    Геологическое строение нефтегазоконденсатного месторождения. Литологическая характеристика разреза скважины. Регулирование свойств буровых растворов. Расчет гидравлической программы бурения. Выбор породоразрушающего инструмента, промывочной жидкости.

    курсовая работа [78,3 K], добавлен 07.04.2016

  • Установки для глубокого бурения нефтегазоносных скважин

    Назначение, устройство основных узлов и агрегатов буровых установок для глубокого бурения нефтегазоносных скважин. Конструкция скважин, техника и технология бурения. Функциональная схема буровой установки. Технические характеристики буровых установок СНГ.

    реферат [2,5 M], добавлен 17.09.2012

  • Формирование призабойной зоны скважины при репрессии на забое

    Основные варианты формирования призабойной зоны скважины (заканчивание) при репрессии на забое. Последовательность выбора бурового раствора для вскрытия продуктивных отложений. Дисперсная фаза буровых растворов для вскрытия. Удаление фильтрационной корки.

    презентация [3,7 M], добавлен 16.10.2013

  • Проект строительства наклонно направленной эксплуатационной скважины глубиной 2972 м на Фаинском нефтяном месторождении

    Геолого-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 11.06.2015

  • Составление регламента на углубление с горизонтальным окончанием нефтяной добывающей скважины глубиной 2150 м на Самотлорском месторождении

    Анализ 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 24.01.2023

  • Анализ и оптимизация технологического режима работы добывающей скважины № 115 Кыртаельского месторождения

    Геолого-физическая характеристика продуктивных пластов Кыртаельского месторождения. Анализ состояния скважины, расчеты процесса освоения, условий фонтанирования на начальных и текущих стадиях. Техническое обоснование оборудования и способа эксплуатации.

    курсовая работа [547,0 K], добавлен 06.01.2011

  • Характеристика района буровых работ

    Орогидрография, стратиграфия и литология Восточно-Сургутского района буровых работ. Зоны возможных осложнений и исследовательские работы в скважине. Виды бурового раствора. Характеристика применяемых долот и обсадных труб. Освоение продуктивных пластов.

    отчет по практике [1,7 M], добавлен 17.06.2014

  • Буровые промывочные и тампонажные растворы

    Литолого-стратиграфическая характеристика разреза скважин. Данные по нефтегазоводоносности разреза с характеристикой пластовых флюидов. Определение потребного количества буровых растворов, расхода компонентов по интервалам бурения. Конструкция скважины.

    курсовая работа [126,5 K], добавлен 20.12.2013

  • Поисково-оценочные работы на железорудном месторождении

    Задачи, объёмы, сроки проведения буровых работ на исследуемом участке, геолого-технические условия бурения. Обоснование выбора конструкции скважин. Выбор бурового снаряда и инструментов для ликвидации аварий. Технология бурения и тампонирование скважин.

    курсовая работа [93,2 K], добавлен 20.11.2011

  • Программа расчетов потерь давления на различных участках скважины

    Разработка программы бурения скважины; выбор плотности и предварительной подачи насосов. Расчет гидравлических параметров промывки для начала и конца бурения, потери давления. Гидродинамические расчеты спуска колонны труб в скважину; допустимая скорость.

    курсовая работа [979,5 K], добавлен 03.11.2012

  • Проектирование системы водоснабжения деревни Федоры

    Проектирование водонапорной башни, водозабора и насосной станции. Разбивка трассы трубопровода. Определение количество потребляемой воды и режима её потребления. Гидравлический расчёт водопроводной сети. Выбор способа бурения скважины, бурового станка.

    дипломная работа [185,9 K], добавлен 26.11.2010

  • Буровые и тампонажные растворы

    Технологические функции бурового раствора. Коллоидно-химические свойства буровых растворов. Основные свойства дисперсных систем. Химические реагенты обработки буровых растворов. Требования к тампонажному раствору. Утяжелители для тампонажных растворов.

    реферат [28,6 K], добавлен 15.11.2010

  • Сооружение буровых установок

    Хронология развития отечественных буровых установок. Классификация выпускаемого оборудования для эксплуатационного и глубокого разведочного бурения по новому стандарту. Уход за бетоном. Устройство свайных фундаментов. Способы сборки вышек башенного типа.

    книга [11,2 M], добавлен 19.11.2013

  • Оборудование для кустового бурения скважин

    Проблема сезонности бурения. Специальные буровые установки для кустового строительства скважин, особенности их новых модификаций. Устройство и монтаж буровых установок и циркулирующих систем. Характеристика эшелонной установки бурового оборудования.

    курсовая работа [2,5 M], добавлен 17.02.2015

Работы в архивах красиво оформлены согласно требованиям ВУЗов и содержат рисунки, диаграммы, формулы и т.д.
PPT, PPTX и PDF-файлы представлены только в архивах.
Рекомендуем скачать работу.

© 2000 — 2025, ООО «Олбест» Все наилучшее для вас