Бурение нефтяных и газовых скважин - Геология, гидрология и геодезия дипломная работа

Главная

Геология, гидрология и геодезия
Бурение нефтяных и газовых скважин

Проектирование конструкции нефтяных скважин: расчет глубины спуска кондуктора и параметров профиля ствола. Выбор оборудования устья скважины, режимов бурения, цементирующих растворов и долот. Технологическая оснастка обсадных и эксплуатационных колонн.


посмотреть текст работы


скачать работу можно здесь


полная информация о работе


весь список подобных работ


Нужна помощь с учёбой? Наши эксперты готовы помочь!
Нажимая на кнопку, вы соглашаетесь с
политикой обработки персональных данных

Студенты, аспиранты, молодые ученые, использующие базу знаний в своей учебе и работе, будут вам очень благодарны.

Местоположение изучаемого месторождения
В административном отношении Талинская площадь принадлежит Октябрьскому району Ханты - Мансийского автономного округа Тюменской области. Она находится на левом берегу реки Оби и представляет собой холмисто- увалистую равнину с глубоким долинно - балочным эрозионным расчленением. Абсолютные отметки рельефа изменяются в пределах 33- 206м, на большей части площади 150- 160м, т. к. район работ относится к южному окончанию тектонического приподнятого участка, который протягивается от реки Хугорт до верховьев реки Нягань (на 110- 120км).
Красноленинское нефтегазоконденсатное месторождение открыто в1962 году. В состав Красноленинского месторождения входят Талинская, Ем- Еговская, Пальяновская, Каменная, Ингинская, Восточно- Ингинская, Сосново- Мысская, Лебяжья, Постнокортская, Елизаровская и Логовая площади.
Свод расположен на юго- западе нефтегазоносной провинции, отделяясь от сопредельных положительных структур с востока- Елизаровским прогибом, с запада- Мутойской котловиной. На юге через Поттымскую седловину Красноленинский свод соединяется Шаимским мегавалом.
Талинская площадь занимает западную часть Краноленинского нефтегазоконденсатного месторождения, размеры которого составляют 100*131км.
Таблица 1.1 Сведения о районе буровых работ
Значение (текст, название, величина)
Талинская площадь Красноленинского месторождения
Максимальная глубина промерзания грунта, м
Таблица 1.2 Сведения о площадке строительства буровой
Значение (текст, название, величина)
Торфяно-болотные, пески, суглинки, глины, супеси
Таблица 1.3 Oсновные проектные данные
Талинская площадь Красноленинского месторождения
Среднее проектное отклонение забоя по кровле пласта, м
Номер основного комплекта бурового оборудования
безоттяжечный подъемник типа "Купер", AIRAI, АПРС-50
Проектная скорость бурения, м/ст-месяц
Tаблица 1.4 Oбщие сведения о конструкции и интервалах бурения скважины
Коэффициент кавернозности интервала
полное название, характерные признаки
(структура, текстура, минеральный состав и т.п.)
Глины, алевриты з/серые слоистые с глауконитом, диатомиты, глины серые, пески м/з, алевриты, пески кварцевые с прослоями алевролитов, глины з/серые
Глины з/серые, желтовато-зеленые, листоватые, алевритистые с пропластками алевролитов и линзочками бурых углей
Глины з/серые, диатомовые, алевритистые, иногда опоковидные, диатомиты светло-серые, опоки серые, с/серые, глины с прослоями кварц-глауконитого песчаника
Глины темно-серые алевритистые в верхах опоковидные с линзами алевролитов
Глины зеленовато-серые, известковистые, часто опоковидные
Глины зеленовато-серые, т/серые с прослоями опоковидных глин, опоки
Темно-серые, серые и зеленовато-серые глины с прослоями алевролитов
Алевролиты серые и светло-серые с прослоями песков, песчаников и известняков
Глины и алевролиты серые с прослоями песков и содержанием углистого детрита, с прослоями глинистых известняков и сидеритов
Пески м/з серые и светло-серые, глинистые, песчаники и алевролиты серые с прослоями глин
Аргиллиты серые, темно-серые с частыми тонкими прослоями светло-серых алевролитов и глинистых известняков, характерен углистый детрит
Аргиллиты темно-серые с прослоями глинистых известняков, сидеритов
Аргиллиты т/серые битуминозные, слабо слюдистые с прослоями алевролитов серых в основании
Аргиллиты массивные с прослоями алевролитов и песчаников серых
Переслаивание алевролитов, аргиллитов, песчаников, аргиллиты серые и т/серые с прослоями алевролитов и сидеритов, песчаники серые и светло-серые, глинистые, присутствует углистый детрит
Выветрелые породы, представленные сильно измененными породами фундамента эффузивные породы и их туфы, иногда с прослоями песчаников и аргиллитов
- подъема инструмента с "сальником";
заполняющей скважину ниже допустимой величины
Отклонение параметров бурового раствора от проектных, оставление бурильного инструмента в открытом стволе без движения при остановках бурения и СПО
Создание противодавления на водонасыщенные пласты устраняются повышением плотности промывочной жидкости
Естественный процесс набухания глин при длительном монтаже их с раствором на водной основе. Осложнение устраняются проработкой этих интервалов
Таблица 2.13 Испытание продуктивных горизонтов
Примечание: *Нефть закачивается в зафильтровое пространство перед спуском колонны-хвостовика.
3.1 проектирование конструкции скважины
Минимально необходимая глубина спуска кондуктора определяется из условия предотвращения гидроразрыва пород у башмака в процессе ликвидации возможных нефтепроявлений. Существует ряд методик для определения глубины спуска кондуктора, оборудованного противовыбросовым оборудованием. Наиболее приемлемой для практических расчетов считаем формулу (10) "Методика определения глубины спуска кондуктора или промежуточной колонны", cборник ISSN 0136-8877, СибНИИНП, 1980г. (стр.87). В отличии от других формул, в том числе формулы АзНИПИнефти, исходная информация для расчетов по формуле (10) является наиболее простой, достоверной и минимальной:
где: Р у - ожидаемое максимальное давление на устье во время нефтепроявления и закрытия устья, кгс/см 2 ; Р пл - пластовое давление проявляющего горизонта, кгс/см 2 ; ? кр - глубина кровли (по вертикали) проявляющего горизонта, м; С - градиент гидроразрыва пород в зоне башмака кондуктора.
При бурении под эксплуатационную колонну по данному проекту будут вскрыты нефтяные пласты ЮК 1 , ЮК 2-9 , ЮК 10 , ЮК 11 и пилотным стволом будет вскрыт пласт К.В. Максимальное устьевое давление возникает при нефтепроявлении и закрытии устья из пласта К.В. (худшие условия): ?кр . =2750 м, Рпл. к.в. =275 кгс/см 2 , н =0,781 гс/см 3 , К а =1,0.
Ру = 275 - 0,1 х 0,781 х 2750 60 кгс/см 2 .
Тогда минимально необходимая глубина спуска кондуктора будет равна:
Глубина спуска кондуктора в проекте принята 700 м в соответствии с п. 21 "Задания на проектирование".
Проверочный расчет глубины спуска кондуктора на условие предотвращения гидроразрыва пород у его башмака:
- давление гидроразрыва пород у башмака кондуктора будет:
Р г-ва 700 = 0,19 х 700 = 133 кгс/см 2 ;
- внутреннее давление у башмака кондуктора при возможном нефтепроявлении и закрытом устье будет:
Рв 700 = 275-0,1х0,781х(2750-700) 115 кгс/см 2 .
Запас прочности пород на гидроразрыв:
ОТТМА - трубы с трапецеидальной резьбой ОТТМ по ГОСТ 632-80 исполнения А.
БТС - отечественные обсадные трубы с резьбой "Батресс" по ТУ 39.0147016.40-93 Выксунского завода или других заводов изготовителей.
ФС - фильтр скважинный конструкции НПО "Буровая техника" ВНИИБТ, изготовление завода АОО "Тяжпрессмаш" г. Рязань.
Проектный профиль скважины выбирается с учетом условий ее дальнейшей эксплуатации и должен быть технически выполним при использовании существующих технических средств, обеспечивая при этом проходимость геофизических приборов, обсадных и бурильных колонн.
По данному проекту предусматривается строительство горизонтальных скважин. В соответствии с заданием на проектирование, строительство скважин намечается производить со средним смещением на точку входа в пласт К.В. - 1000 м и длиной горизонтального участка 500 м.
При этом для профиля учтено требование "Задания на проектирование" в том, чтобы на первом участке набора угла интенсивность искривления была i 1 =1,5 о на 10 м, на втором участке набора угла i 2 =1,74 о на 10 м, на участке стабилизации после набора кривизны при бурении под эксплуатационную колонну (в интервале установки насосов) зенитный угол не превышал 40 о .
Проектный тип профиля включает пять интервалов, из них один вертикальный, два интервала увеличения зенитного угла, один интервала стабилизации и горизонтальный участок.
На первом интервале увеличения с интенсивностью 1,5 0 на 10м на глубине 232 м - по вертикали (234 м - по стволу) набирается зенитный угол 20,15 град., радиус искривления при этом составляет 382 м. Участок стабилизации набранного угла заканчивается на глубине 2604м - по вертикали (2761м - по стволу). Второй участок увеличения угла 2604-2820м - по вертикали (2761-3163м - по стволу) бурится с интенсивностью 1,74 0 на 10 м, радиус искривления при этом составляет 329 м. Зенитный угол в конце интервала достигает значения 90 0 . Затем под этим углом бурится горизонтальный участок длиной 500 м.
При обеспечении данного типа профиля скважины отклонение забоя по кровле пласта К.В. составит 1000м, общая длина ствола скважины в продуктивном пласте составит 719 м, а общее отклонение скважины на конец бурения составит 1703 м.
С целью успешной проводки горизонтального ствола в первой скважине куста предусматривается бурение наклонного пилот-ствола со вскрытием продуктивного пласта К.В. для уточнения геологических данных (глубины залегания, мощности пласта, продуктивности и т.д. по данным ГИС (комплекс ГИС приведен в табл. 2.12 данного проекта).
После проведения ГИС пилотный ствол ликвидируется в соответствии с инструкцией [114] и производится забурка основного ствола скважины.
Результаты расчета проектного профиля и пилотного ствола приведены в таблице 3.2 и рис. 3.1.
При строительстве каждой конкретной горизонтальной скважины, профиль скважины и пилота рассчитывается специалистами УБР (Подрядчика) по исходным данным, выданным геологической службой Заказчика. Проектный профиль основного и пилотного ствола согласован с технологической службой Заказчика.
Управление искривлением при бурении под кондуктор и эксплуатационную колонну и контроль за траекторией ствола скважины проводится с помощью телеметрической системы СИБ-1.
При бурении под хвостовик контроль за траекторией ствола скважины осуществляется с помощью телеизмерительной системы MWD-350 фирмы "Sperry-Sun".
Контроль за траекторией скважины при бурении пилотного ствола производится с помощью телеметрической системы СИБ-1.
Возможно применение других типов телесистем по согласованию Заказчика и Подрядчика.
Компоновки низа бурильной колонны по проектному профилю и пилотному стволу приведены в таблице 8.2.
2.Расчет обсадных колонн для каждой скважины, построенной по данному групповому проекту, необходимо производить с учетом фактической пространственной интенсивности искривления ствола в соответствии с "Инструкцией по расчету обсадных колонн для нефтяных и газовых скважин", Москва, 1997 г. (АООТ "ВНИИТнефть").
3.2 Способы, режимы бурения, шаблонировки (проработки) ствола скважины и применяемые КНБК
Примечание: Проработки ствола скважины перед спуском всех колонн производятся только при наличии осложнений (затяжки и посадки бурильного инструмента или каротажных приборов, наличии уступов и т.п.). При отсутствии осложнении производится шаблонировка ствола скважины и промывка на забое с доведением параметров бурового раствора до проектных.
При проходке интервала под направление и кондуктор разбуриваются неустойчивые глинистые отложения и рыхлые песчаники, поэтому буровой раствора должен обладать высокой выносящей способностью, обеспечивать сохранение устойчивости стенок скважины и обладать хорошей смазочной способностью для предотвращения прихватов бурового инструмента. Для решения этих задач используется буровой раствор с повышенной плотностью и структурно-реологическими характеристиками и невысоким значением показателя фильтрации (6-8 см 3 за 30 минут).
При бурении под эксплуатационную колонну используется глинистый раствор, оставшийся после бурения интервала под кондуктор, который с помощью системы очистки доводится до плотности 1,10 г/см 3 и обрабатывается химическими реагентами для достижения параметров раствора, указанных в регламенте.
Для обработки раствора используются акриловые полимеры сайпан и сайдрил (или дк-дрилл). Для этого в глиномешалке на 4 м 3 технической воды затворяется 20 кг сайпана и 4 кг дк-дрилла (сайдрила). В приемные емкости буровых насосов одновременно подается глинистая суспензия и водный раствор полимеров. В дальнейшем раствор полимеров готовится из расчета 15 кг сайпана и 3 кг дк-дрилла (сайдрила) на 4 м 3 технической воды.
Разбуривание пилотного участка ствола скважины производится на растворе с параметрами и расходами хим.реагентов аналогичными последнему интервалу бурения под эксплуатационную колонну.
Для бурения под колонну-хвостовик в соответствии с заданием (приложение 1) предусмотрено использование биополимерного раствора Flo-Pro - безглинистого раствора на водной основе, который разработан для вскрытия продуктивных пластов наклонными и горизонтальными скважинами.
Расчет плотности бурового раствора по интервалам бурения (все глубины указаны по вертикали)
Плотность бурового раствора в интервалах совместимых условий бурения определяется в соответствии п.2.7.3.2-2.7.3.7 ПБ НиГП [4].
Интервалы бурения под направление (0-60 м), кондуктор (60-700 м) и эксплуатационную колонну (700-2750 м) и колонну-хвостовик (2750-2820 м) являются интервалами совместимых условий бурения.
Для интервала от 0 до 1200 м гидростатическое давление, создаваемое столбом бурового раствора, должно превышать пластовое (поровое) на величину не менее 10%. Пластовое давление в этом интервале нормальное (коэффициент аномальности К а = 1,00).
Следовательно, плотность бурового раствора в рассматриваемом интервале должна быть не менее 1,10 г/см 3 . При этом п.2.7.3.3 допускает превышение гидростатического давления столба бурового раствора над пластовым давлением на 15 кгс/см 2 . С целью обеспечения устойчивости стенок скважины (п.2.7.3.5) проектом предусмотрена плотность бурового раствора при бурении под направление и кондуктор - 1,16-1,18 г/см 3 . Интервал 700-1200 м разбуривается на растворе =1,10 г/см 3 .
Для интервалов бурения от 1200м до проектной глубины превышение гидростатического давления столба бурового раствора над пластовым давлением должно составлять не менее 5%, но не превышать 25-30 кгс/см 2 .
Пластовое давление в интервалах 1200-2620 и 2750-2820м нормальное (К а =1,0). Следовательно, плотность бурового раствора должна быть не менее 1,05 г/см 3 в этих интервалах. В интервале 2620-2750м К а =0,9, следовательно, плотность бурового раствора должна быть не менее 1,01 г/см 3 в интервале 2620-2750 м.
С учетом опыта прохождения бурением Фроловской свиты (интервал 1790-2390 м) плотность бурового раствора принята 1,14-1,16 г/см 3 .
Бурение под колонну-хвостовик (интервал 2750-2820 м) осуществляется на растворе плотностью 1,05 г/см 3 .
При бурении, из-под кондуктора, исходя из физико-механических характеристик пород и технологических условий бурения, выделены интервалы: 700-1000м; 1000-1750м; 1750-2600м, 2600-2750м и 2750-2820 м. Плотность бурового раствора в указанных интервалах выбрана с учетом конкретных горно-геологических условий и опыта ведения буровых работ на месторождении и регионе в целом, а также требований пп. 2.7.3.1-2.7.3.5 ПБ НиГП [4].
Репрессия на стенки скважины ограничивается п. 2.7.3.3.
Расчет бурильных колонн по интервалам бурения производится в соответствии с "Инструкцией по расчету бурильных колонн для нефтяных и газовых скважин", М., 1997г., ниже именуемой "Инструкцией".
Расчет бурильной колонны для бурения под каждую обсадную колонну производится в зависимости от принятой конструкции и профиля скважины и проектной технологии поинтервального углубления, в том числе:
состава и веса компоновок низа бурильной колонны (КНБК);
плотностей и расходов бурового раствора по интервалам бурения.
При этом для расчетов выбираются наихудшие условия работы принятого типоразмера бурильной колонны на момент окончания бурения под обсадную колонну, то есть при максимальной длине бурильной колонны и режима бурения. Затем производится проверка прочности выбранных секций бурильной колонны для наклонно направленных скважин при бурении вышележащих интервалов по профилю и технологической необходимости использования других КНБК и режимов бурения. При этом длина секции бурильных труб снизу из менее прочной стали не меняется, а проверяется прочность сечения ее "головы" и прочность сечения "низа" верхней секции из более прочной стали при перемещении их общего сечения в наиболее опасное верхнее сечение профиля (обычно в сечении начала набора зенитного угла). При необходимости (недостаточной прочности) длина нижней секции уменьшается, а длина более прочных труб увеличивается.
В соответствии с "Инструкцией" производится расчет колонны бурильных труб (КБТ):
на статическую прочность (турбинный и роторный способы бурения);
на выносливость (роторный способ бурения).
Для расчетов бурильной колонны на прочность выделяются опасные сечения (по длине ствола) для наклонно направленных скважин в соответствии с проектным профилем (см. табл. 6.2; рис. 6.1):
- сечения начала участков набора зенитного угла;
- сечения начала участков стабилизации;
- сечения перехода бурильных труб по типоразмеру.
для горизонтальных скважин дополнительно:
- сечение начала горизонтального участка.
Исходные данные для расчета бурильной колонны при бурении под эксплуатационную колонну
1. Способ бурения - с использованием объемного двигателя с регулируемым углом при возможном провороте ротором при осложнениях при бурении на 2 ом участке набора зенитного угла и при бурении пилотного ствола;
для расчетов принимаем роторный способ бурения.
2. Скважина горизонтальная с двумя участками набора зенитного угла и с одним участком стабилизации - см. рис.3.1 и табл.3.2 проекта.
3. Интервал 0-700м - по вертикали (732м -по стволу) закреплен кондуктором 245мм.
6. Бурильная колонна набирается из стальных бурильных труб ПК-1279,19 стали "Д" - 700м и легкосплавных бурильных труб ЛБТ 147х11 мм, сплав Д-16-Т.
Приведенный вес 1п.м. труб ПК-1279,19 стали "Д" g = 31,22 кг, Fт = 34,05 см 2 , Fк = 92,63 см 2 , J = 594,2 см 4 , Wи = 93,49 см 3 , замка = 162,0 мм.
Приведенный вес 1п.м. труб ЛБТ 147х11 м, сплав Д-16-Т g = 16,5 кг, Fт = 47,0 см 2 , Fк = 122,72 см 2 , J = 1094 см 4 , Wи = 148,8 см 3 , замка = 172,0 мм.
7. Удельный вес бурового раствора ж = 1,16 г/см 3 .
8. Потери давления в долоте и забойном двигателе - 136 кгс/см 2 .
10. Бурение предусматривается на 2-ом участке набора зенитного угла и на участке пилотного ствола с использованием КНБК № 10,13 (табл.3.15).
11. Общий вес КНБК - Qо = 5719 кгс.
Исходные данные для расчета бурильной колонны при бурении под хвостовик
Способ бурения - с использованием объемного двигателя с отклонителем и проворотом ротора;
для расчетов принимаем роторный способ бурения.
Скважина горизонтальная с двумя участками набора зенитного угла, с одним участком стабилизации и с горизонтальным участком - см. рис.3.1 и табл.3.2 проекта.
Интервал 0-2750м - по вертикали (2944м - по стволу) закреплен эксплуатационной колонной 168мм.
Диаметр УБТ (диамагнитные) Дубт = 120мм.
Бурильная колонна набирается из стальных бесшовных бурильных труб с наружной высадкой и приварными замками ПН 899,35 стали "Л" по ГОСТ Р 50278-92.
Приведенный вес 1п.м. ПН 89х9,35"Л" g=21,73кг, Fт=23,48см 2 , Fк=38,60см 2 , J=188,1см 4 , Wи = 42,31см 3 , замка = 127мм.
Частота вращения колонны n = 80 об/мин.
Удельный вес бурового раствора ж = 1,05 г/см 3 .
Потери давления в долоте и забойном двигателе - 93 кгс/см 2 .
Бурение под хвостовик предусматривает использование КНБК № 16 (табл. 3.15).
Общий вес КНБК № 16 - Qо = 1068 кгс.
2. Нормативные (минимально допустимые) запасы прочности для бурильной колонны:
Коэффициент запаса на пластическую прочность:
УБТ- труба бурильная утяжеленная с проточкой под элеватор по ТУ 14-3-835-79
ДУБТ - труба бурильная диамагнитная утяжеленная из комплекта "Sperry-Sun";
ЛБТ - алюминиевая бурильная труба по ГОСТ 23786-79 (сплав Д-16-Т);
ПК - труба бурильная стальная бесшовная с комбинированной высадкой концов и приваренными соединительными замками по ГОСТ Р 50278-92
ТВКП-140 - труба ведущая квадратного сечения (140х140мм) с коническим пояском по ТУ 14-3-755-78, ТУ 39-01-04-392-78.
ПН - труба бурильная стальная бесшовная с наружной высадкой концов и приваренными соединительными замками по ГОСТ Р 50278-92;
ВБТ-89К- ведущая бурильная труба квадратного сечения (89х89 мм) по 6328.000-00.00.00.ТУ.
Таблица 3.5Kомпоновки низа бурильных колонн (КНБК)
Примечания: 1 При строительстве скважин допускается применение других забойных двигателей, долот и элементов КНБК с учетом технологического опыта бурения наклонно-направленных горизонтальных скважин на месторождениях Среднего Приобья, в соответствии с технологическими регламентами [27] и при выполнении п. 2.2.9 ПБ в НГП [4].
2. Контроль за проводкой ствола скважины в интервале 100-732 м (по стволу) при бурении под кондуктор и в интервале 762-2944м (по стволу) при бурении под эксплуатационную колонну, в интервале 2944-3102 м (по стволу) при бурении пилотного ствола осуществляется с использованием отечественной телеметрической системы СИБ-1.
Контроль за проводкой ствола скважины при бурении под хвостовик осуществляется с использованием телеметрической системы MWD-350 "Sperry-Sun". Для контроля за траекторией ствола скважины при бурении эксплуатационную колонну (в том числе при бурении пилотного ствола) и колонну-хвостовик допускается применение других телесистем при согласовании с Заказчиком.
3. Проработка ствола скважины перед спуском колонн производится только при наличии осложнений ствола скважины, компоновкой последнего долбления, в том числе интервалы набора зенитного угла при бурении и перед спуском колонн прорабатываются компоновокй для набора зенитного угла. При отсутствии осложнений производится шаблонировка ствола скважины. После проработки или шаблонировки производится промывка ствола скважины на забое, до выравнивания свойств бурового раствора с доведением его параметров до проектных (п. 2.7.7.9 "ПБ в НГП" [4]).
4. При замене компоновок (КНБК) или замене опорноцентрирующих элементов (ОЦЭ) на новые, следует усилить внимание при СПО бурильной колонны:
4.1. Не допускать посадок инструмента и его заклинивания в стволе скважины.
4.2. Ограничить скорость прохождения элементов КНБК при подъеме у башмака предыдущей колонны с целью предотвращения их зацепления.
5. При турбинном бурении под эксплуатационную колонну на 2 ом участке набора зенитного угла (в том числе при бурении пилотного ствола) и при бурении под колонну-хвостовик допускается при необходимости производить проворот колонны бурильных труб ротором с частотой вращения не более 80 об/мин.
6. Для возможности очистки забоя скважины от посторонних предметов с промывкой и проработкой ствола скважины на буровой рекомендуется иметь металлошламоуловитель МШУ/195 "Барс" НПП "СибБурМаш" г.Тюмень.
3.5 Выбор типов долот, режимов бурения
Бурение под направление диаметром 324мм в интервале 0-60м - по вертикали и по стволу производится роторным способом при частоте вращения ротора 60-80 об/мин шарошечным долотом III 393,7 М-ЦГВ (КНБК 1 - табл. 3.15). Осевая нагрузка создается весом инструмента, расход бурового раствора 28,4 л/с.
Бурение под кондуктор диаметром 245мм глубиной спуска по вертикали 700м (732 м - по длине ствола) производится следующим образом:
Углубление вертикального участка 100м производится турбинным способом: шарошечное долото III 295,3 МС3-ГНУ-R37, либо III 295,3 МСЗ-ГВУ-R201, турбобуром Т12РТ-240 или 3ТСШI-240 (1 секция) (КНБК 2 - табл. 3.15).
Набор зенитного угла в интервале 100-232м - по вертикали (100-234м - по стволу) предусматривается производить долотом III 295,3 МС3-ГНУ-R37, либо III295,3МСЗ-ГВУ-R201, турбинный отклонитель ТО2-240 (угол перекоса 2 град.) (КНБК 3 - табл. 3.15).
Углубление на участке стабилизации в интервале 232-700м - по вертикали (234-732м - по стволу) предусматривается производить турбобуром Т12РТ-240 или 3ТСШI-240 (2 секции) с долотом III 295,3 МС3-ГНУ-R37, III 295,3 МСЗ-ГВУ-R201 (КНБК 4 - таблица 3.15).Осевая нагрузка при бурении под кондуктор 5-7 т, расход бурового раствора 56,8 л/с.
При наличии осложнений при бурении интервал осложнений прорабатывается компоновкой последнего долбления (шаблонируется при отсутствии осложнений), в том числе интервал набора зенитного угла при бурении и перед спуском кондуктора шаблонируется (прорабатывается) компоновкой для набора зенитного угла (КНБК № 3 - табл. 3.15) с долотом III 295,3 М-ГВ, других интервалов (КНБК 5 -табл. 3.15). Осевая нагрузка при шаблонировке (проработке) 7-10 т, расход бурового раствора 56,8 л/с.
Бурение под эксплуатационную колонну диаметром 168мм с глубиной спуска по вертикали 2750м (2944м - по длине ствола) предусматривается производить по интервалам бурения:
- до глубины 1790м - по вертикали (1893м - по стволу) шарошечным долотом III 215,9 М3-ГВ-R155, турбобуром 3ТСШI-195 (3 секции) (КНБК 6,7- табл. 3.15). Осевая нагрузка 10-14 т, расход бурового раствора 35,4 л/с.
- интервал 1790-2380м - по вертикали (1893-2522м - по стволу) - Фроловская свита шарошечным долотом III 215,9 М-ГАУ-R54М с винтовым забойным двигателем Д2-195 или ВЗД с регулируемым углом ДРУ-195РС, ДРУ-172РС (КНБК 8 - табл. 3.15
Осевая нагрузка 14-17 т, расход бурового раствора 35,4 л/с;
- интервал 2380-2604м - по вертикали (2522-2761м - по стволу) шарошечным долотом III 215,9 МЗ-ГАУ-R02М с винтовым забойным двигателем Д2-195 или ВЗД с регулируемым углом ДРУ-195РС, ДРУ-172РС (КНБК 9 - табл. 3.15). Осевая нагрузка 10-19 т, расход бурового раствора 35,4 л/с;
- интервал 2604-2750м - по вертикали (2761-2944м - по стволу) шарошечным долотом III 215,9 МЗ-ГАУ-R02М с винтовым забойным двигателем с регулируемым углом ДРУ-195РС или ДРУ-172РС (КНБК 10 - табл. 3.15). Осевая нагрузка 10-15 т, расход бурового раствора 35,4 л/с.
- интервал 2750-2850 м - по вертикали (2944-3102 м - по стволу) шарошечное долото III 215,9 М-ГАУ-R02М, винтовой забойный двигатель с регулируемым углом ДРУ-195РС или ДРУ-172РС (КНБК №13 - табл.3.15). Осевая нагрузка 10-15 т, расход бурового раствора 35,4 л/с.
Перед спуском эксплуатационной колонны производится шаблонировка ствола скважины с использованием КНБК № 14 - таблица 3.15, при осложнениях ствол скважины прорабатывается. Осевая нагрузка при шаблонировке (проработке) 7-10 т, расход бурового раствора 35,4 л/с.
При бурении пилотного ствола на первой скважине куста предусматривается производить отбор керна из интервала 2750-2780 м - по вертикали (2944-2998 м - по стволу), бурильной головкой К212,7/100ТКЗ, снаряд для изолированного отбора керна КИМ-195/100, винтовой забойный двигатель с регулируемым углом ДРУ-195РС или ДРУ-172РС (КНБК №11 - табл3.15). Осевая нагрузка 4-8 т, расход бурового раствора 24,8 л/с.
После отбора керна производится расширка ствола скважины (КНБК №12 - табл. 3.15), при осевой нагрузке 3-5т и расходе бурового раствора 35,4 л/с.
Бурение под хвостовик диаметром 114мм с глубиной спуска 2820 м - по вертикали (3663м - по стволу) предусматривается производить:
Набор зенитного угла и горизонтальный участок:
- интервал 2750-2820 м - по вертикали (2944-3663 м - по стволу) шарошечным долотом III 144,0 СЗ-ГАУ-R203М с винтовым забойным двигателем с регулируемым углом ДРУ-127РС с проворотом бурильной колонны ротором при осложнениях в процессе бурения (КНБК № 16 - табл.3.15). Осевая нагрузка 6-8 т, расход бурового раствора 17,7 л/с.
Перед спуском хвостовика производиться шаблонировка ствола скважины с использованием КНБК № 16 - таблица 8.2, при осложнениях производится проработка. Осевая нагрузка при шаблонировке (проработке) 6-8 т, расход бурового раствора 17,7 л/с.
Режимы бурения основного и пилотного ствола, компоновка низа бурильной колонны, потребное количество долот и элементов КНБК, конструкция бурильной колонны и гидравлическая программа промывки скважины при бурении основного и пилотного ствола приведены в таблицах 3.8, 3.15, 3.11, 3.12..
Контроль режимно-технологических параметров бурения производится станцией параметров бурения типа ГТК и комплексом КУБ.
Момент подъема долота определяется:
- технико-технологической необходимостью;
- снижением механической скорости более чем в два-три раза в сравнении с первоначальной;
- сработкой опоры долота, сопровождающейся увеличением реактивного момента и давления на выкиде насосов, фиксируемые станцией контроля;
- окончанием бурения под соответствующую обсадную колонну.
Величина расхода бурового раствора определена исходя из условия:
- получения скорости восходящего потока в кольцевом пространстве не менее минимально необходимой величины;
- создания необходимой и достаточной величины вращающегося момента (М вр ) на валу гидравлического забойного двигателя;
- получения величины удельного расхода бурового раствора на единицу площади забоя не менее рекомендуемых "Правилами безопасности" [4] значений;
- пропускной способности телеизмерительных систем.
Величина осевой нагрузки на долото определяется:
- технико-технологическими условиями углубления;
- получения максимальной механической и рейсовой скоростей проходки.
Указанная в таблице 3.8. осевая нагрузка (G q ) является ориентировочной, которая уточняется в процессе углубления ствола скважины. Поиск оптимальной величины G q производится в первые 2/3 предполагаемой часовой стойкости долота и получения максимальной мгновенной механической скорости углубления.
3.6 Ликвидация пилотного ствола скважины
Настоящий подраздел разработан в соответствии с требованиями "Инструкции о порядке ликвидации, консервации скважин…" [114], "Правил безопасности …" [4], а также нормативно-инструктивной документации по видам работ и эксплуатации оборудования и инструмента. Все работы по каждой скважине проводятся по индивидуальным планам изоляционно-ликвидационных работ, разработанных в установленном порядке в соответствии с фактическими геологическими условиями, профилем и состоянием ствола скважины.
Ликвидация пилотного ствола производится следующим образом:
- в скважину спускается колонна бурильных труб (из комплекта на бурение пилотного ствола) с открытым концом до забоя пилотного ствола;
- производится промывка ствола скважины до выравнивания параметров бурового раствора с доведением их до проектных (п. 2.7.7.9 "Правил …" [4]);
- производится установка цементного моста в интервале 2750-2850м - по вертикали (2944-3102м - по стволу) продавкой через бурильные трубы цементного раствора из ц
Бурение нефтяных и газовых скважин дипломная работа. Геология, гидрология и геодезия.
Реферат по теме Ценовая политика библиотеки
Практическая Работа Geekbrains По Бизнес Требованиям
Дипломная работа по теме Исследование основных характеристик и функций облигаций на российском рынке
Усилительные каскады в области высоких частот
Маркетинговая Среда Реферат
Реферат: Biography And History Harriet Jacob
Курсовая работа по теме Принятие управленческих решений
Курсовая работа: Автоматизация процесса приготовления сырьевого шлама цемента в бесшаровой мельнице «Гидрофол». Скачать бесплатно и без регистрации
Интенсивная терапия
Дипломная работа по теме Работа над внятностью устной речи неслышащих учащихся
Реферат: Первая помощь при стенокардии. Скачать бесплатно и без регистрации
Темы Дипломных Работ По Психологии По Доу
Реферат: Потепление климата и другие глобальные экологические проблемы на пороге XXI века
Реферат: Педагогическое мастерство как характеристика профессионализма
Контрольная Работа Тема Текст
Курсовая работа по теме методы классификации матричных игр
Реферат: Россия в конце 1920-х 1930-е годы
Чтение Текстов Лингвокультурологической Тематики Английский Язык Диссертаций
Профессия Финансист Эссе
Дипломная работа по теме Русский романс как средство формирования духовно-нравственных качеств личности подростков на занятиях в вокальном кружке творческого центра
Анатомическое строение растений - Биология и естествознание контрольная работа
Солнечная Болгария - География и экономическая география презентация
Теория бухгалтерского учета - Бухгалтерский учет и аудит учебное пособие