Бурение нефтяных скважин - Геология, гидрология и геодезия курсовая работа

История 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.


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.
3. Обоснование и расчет профиля скважины
4. Проектирование конструкции скважины
6. Технология и организация процесса цементирования
Газовая и нефтяная отрасли занимают важное место в экономике страны, способствуя решению социальных проблем общества и развитию других отраслей. В состоянии этих отраслей ведущее место принадлежит разведке и разработке нефтяных и газовых месторождений. Их промышленное освоение должно обеспечивать требуемые уровни добычи нефти и газа, возможно более полное использование недр как по месторождениям, разрабатываемым длительное время, так и по вновь вводимым.
Полувековая история «Татнефти» - это история развития и формирования одной из крупнейших нефтяных компаний России. Это путь от первых нефтяных фонтанов Ромашкинского месторождения, давших основание назвать Татарстан «вторым Баку», до создания акционерного предприятия, способного продуктивно работать в сложных условиях перехода к рыночной экономике. За короткий исторический срок республика стала регионом большой нефти. Все эти годы неизменными слагаемыми в работе «Татнефти» оставались высокий профессионализм, смелость и взвешенность, умение мобилизовывать все силы и ресурсы для решения сложнейших проблем.
Сегодня можно с уверенностью сказать: «Татнефть» по-прежнему является одной из ведущих нефтяных компаний России. В отечественном нефтяном комплексе она удерживает четвертую позицию - доля «Татнефти» составляет свыше 8% от всей нефти, добываемой в стране. В мировом нефтяном бизнесе ОАО «Татнефть» по объему добычи занимает 30 место и 18 место - по запасам нефти. Многолетний опыт результативной деятельности на международном нефтяном рынке, репутация надежного делового партнера завоевали нашей компании заслуженный авторитет в мире.
За 60 лет своей истории «Татнефти» добывала из недр республики около 3 млрд.т. нефти.
Сегодня в разработке находится 52 месторождения, главное из которых Ромашкинское - одно из крупнейших в мире. Оно включено в перечень месторождений, подлежащих разработке на условиях Российского Закона «О соглашениях, о разделе продукции».
Заподно-лениногорская площадь расположена в центральной части Ромашкинского месторождения и в административном положении входит в состав Лениногорского, Альметьевского, района Татарстана.
Характерный вид поверхности описываемого района - ассиметричные широко волнистые плато, пересекающиеся глубокими и широкими долинами, образовавшимися действием временных потоков рек Степной Зай, Зай-Каратай, Кичуй.
По рельефу этот район отличается от других большой высотой, доходящей до 300-370 м.
Характерной особенностью климата является резко выраженная континентальность - суровая холодная зима с сильными ветрами и буранами, жаркое лето. Средняя январская температура колеблется от -13 до -14С. Средняя температура июля +19. наибольшее количество осадков выпадает в июле до 44 мм, минимальное в феврале до 12 мм.
По растительному вопросу данная территория относится к зоне лесостепи. В долинах преимущественно степная растительность, на возвышенностях - леса.
Из полезных ископаемых, кроме основного - нефти, в районах месторождения имеется каменный уголь, торф, строительное минеральное сырье (известняки, доломиты, суглинки и т.п.)
Литолого-стратиграфическая характеристика разреза
Осадочный чехол заподно-лениногорская площадь сложен отложениями девонской, каменноугольной, пермской и четвертичной систем, общей толщиной до 2000 м и является характерным для Ромашкинского месторождения в целом. При этом на три четверти разрез представлен карбонатным образованиями и на 25% - терригенными породами. Наиболее древними отложениями, вскрытыми бурением и опробованными на приток, являются гранитогнейсовые породы архейского возраста кристаллического фундамента.
В пределах площади среднедевонские отложения трансгрессивно залегают на кристаллическом фундаменте и представлены терригенными породами эйфельского и живетского ярусов. Отложения верхнего девона (франский, фаменский ярусы) сложены терригенно-карбонатными породами.
Относимые к эйфельскому ярусу отложения бийского горизонта являются наиболее древними палеонтологически охарактеризованными образованиями девона в пределах площади. Литологически в нем выделяются две пачки: нажне-базальная гравийно-песчаная (пласт ДV) и залегающая выше - карбонатно-аргиллитовая. Пласт ДV сложен серыми разнозернистыми кварцевыми песчанками с примесью гравийного материала. Толщина песчаного пласта изменяется от 11 до 17 м на юге площади от 1 до 4 м на север. Для карбонатно-аргиллитовой пачки, мощностью 2-8 м характерно присутствие серых известняков, известных как четкий электрорепер «нижний известняк», с прослоями алевролитов и аргиллитов. Мощность эйфельских отложений закономерно уменьшается с юга-запада на север от 16-25 до 0 м.
Пашийский горизонт (Д 3Р ) (в промысловой практике - Д1) представлен мелкозернистыми песчаниками и крупнозернистыми алевролитами с переслаиванием аргиллитов и глинистых алевролитов. Песчаники кварцевые, светло-серые, или темно-коричневые, в зависимости от нефтенасыщенности. Алевролиты серые, слоистые. Для песчано-алевролитовых пород характерна кварцевая цементация с однородным гранулометрическим составом. Средняя мощность горизонта 42 м. полоса повышенных мощностей (45-48 м) отмечается на юго-западе.
Отложения тиманского (Д 3 t ) горизонта ограничены в разрезе региональными реперами. В подошве репером - верхний известняк сложенным пачкой глинистых темно-серых известняков и доломитов, выше которого - залегают темно-серые и шоколадно-коричневые аргиллиты. Кровля горизонта установлена по подошве известняков репер «Аяксы». Толщина горизонта 20 м.
В отложениях подьяруса Д 3 2 выделены отложения: саргаевского и семилуского горизонтов, объединенных в российский надгоризонт.
Слои саргаевского горизонта (Д 3 sr ), сложенные темно-серыми известняками с размывом залегают на кыновских отложениях. Мощность отложений колеблется от 2 до 12 м.
3. Обоснование и расчет профиля скважины
Рассчитаем и построим профиль наклонно-направленной скважины при следующих условиях: скважина должна вскрыть один продуктивный горизонт, естественное искривление ствола незначительное.
1. Проектная глубина скважины по вертикали H=1835 м.
2. длина проекции ствола на горизонтальную плоскость A = 350 м
3. Интенсивность набора угла наклона скважины н =1.5° на 10 м.
4. Интенсивность спада угла наклона скважины б сп =1,3° на 100 м.
1. Радиус искривления участка набора угла наклона определяется по формуле:
2. Радиус искривления участка снижения угла наклона определяется по формуле:
Находим угол наклона ствола проектируемой скважины: Cosб= 1- [А/( R 1 + R 2 ) ]= 1-[350/ (382+4408)] =21.5?????
Находим длину участка набора угла проектируемой скважины
L 2 = 0.01745 * R 1 * a = 0.01745 * 382 * 21.5 = 143.3 м
Горизонтальная проекция участка L 2 : A 1 = R 1 * ( 1- cos б ) = 382 * ( 1- cos 21.5°) = 26.74 м;
Вертикальная проекция участка L 2 : h = R 1 * ( 1- sinб) = 382 * ( 1- sin 21.5°) = 140м ;
Длина участка спада наклона проектируемой скважины: L 3 = 0.01745 * R 2 * a = 0.01745 * 4408 * 21.5 = 1651.7 м;
Горизонтальная проекция участка L 3 : А 2 = R 2 * ( 1- cosб) = 4408 * ( 1- cos 21.5°) = 323.26 м;
Вертикальная проекция участка L 3 : H 1 = R 2 * ( 1- sinб) = 4408 * ( 1- sin 21.5 ° ) = 1615 м :
Последнии участок L 3 = H - H в - h 3 - H 1 = 1875-50-140-1615=30 м;
Вертикальная проекция h в = L 4 = 30 м;
Длина ствола по профилю L = L 1 + L 2 + L 3 + L 4 = 50+143.3 +1651.7+30 = 1875 м.
Горизонтальная проекция скважины: А= А 1 + А 2 = 26.74 + 323.26 = 350 м;
Вертикальная проекция скважины: Н = Н в + h + H 1 + h B = 50 + 140 + 1615 + 30 = 1835 м
Уклонение ствола скважины за счет кривизны L укл = L - H = 1875 - 1835 = 40 м.
По данным расчета строим профиль ствола скважины рис.
Для построения профиля скважины на вертикальной линии откладываем отрезки АВ=Н=1835 м
АС = Н В = 50 м - вертикальный участок скважины; CD = h = 140 м; DE = Н 1 = 1615 ми EB = h B =30 м. Через точки С,D,E, В проводим горизонтальные линии и откладываем отрезки от точки С: отрезок C0 1 = R 1 = 382 м; от точки D отрезок DF = A 1 = 26.7м; от точки Е отрезок ЕК = А 2 = 350 м; от точки К по направлению линии КЕ отрез K 1 E 1 O 2 = R 2 = 4408 м; от точки В отрезок BL = A =350 м. Из точки O 1 описываем дугу, радиусом R 1 =323 м, а из точки 0 2 дугу, радиусом R 2 = 4408 . Ломанная линия АСFКL представляет собой профиль ствола наклонной скважины.
Рис.. Профиль наклонно - направленной скважины
4. Проектирование конструкции скважины
Конструкция скважины выбирается с учетом глубин залегания нефтяного пласта, давления в нем, характера разбуриваемых пород, наличия осложнения при бурении скважин, условий эксплуатации, а также возможности проведения ремонтных работ.
Разработка конструкции скважины начинается с решения двух проблем: определения требуемого количества обсадных колонн и глубины спуска каждой из них; обоснования расчетным путем номинальных диаметров обсадных колонн и диаметров породоразрушающего инструмента. Число колонн определяется на основании анализа геологического разреза на месте заложения скважины, наличия зон, где бурение сопряжено с большими осложнениями.
Глубину спуска каждой колонны уточняют с таким расчетом, чтобы ее нижний конец находился в интервале устойчивых слабопроницаемых пород. Определив число колонн и глубину их спуска, приступают к согласованию расчетным путем диаметров колонн и породоразрушающего инструмента.
Диаметр долота для бурения под обсадную колонну определяют по формуле
Где D м - диаметр муфты спускаемой колонны труб(мм); D дол. - диаметр долота (мм.);
2- величина зазора между муфтой и стенками скважины.
Внутренний диаметр последующей колонны равен диаметру долота D дол. + 6 - 8 мм.
Глубина скважины 1875 м., в интервале 0-305м. имеется зона неустойчивых пород. Диаметр эксплуатационной колонны принимаем равным 146 мм. Диаметр муфты D м.э. = 166мм. Определяем диаметр долота для бурения под эксплуатационную колонну. D дол..э . = D м.э. + 2 D дол..э = 166+30 = 196мм.
Принимаем ближайший диаметр долота равным 215мм. D дол..э = 215мм. Определяем внутренний диаметр кондуктора.D вн.к = D дол..э + (6:8) = 215 + (6:8) = 221: 223 мм.
Принимаем диаметр колонны 245 мм. Определяем диаметр долота для бурения под кондуктор.
Диаметр муфты D м.к. = 270 мм D дол.к = D м.к. + 2 D дол.к = 270 + 30 = 300 мм.
Принимаем ближайший диаметр долота, равным 295 мм. D дол.к = 295 мм.
Определяем внутренний диаметр направления. Определив D вн.н. = D дол.к + 8=295 + 8 = 303мм.
Принимаем диаметр направления, равным 324мм. Таким образом, конструкция скважины имеет следующий вид:
При расчете обсадных колонн на прочность определяются:
• наружные избыточные давления (рассчитывают трубы на сопротивление смятию);
• внутренние избыточные давления (рассчитывают трубы на сопротивление разрыву)
• осевые растягивающие нагрузки (расчет на страгивание резьбовых соединений труб)
Проектом предусматривается спуск направления диаметром 324 мм на глубину 30 метров с цементированием его до устья. Принимаем трубы из стали марки «Д» с минимальной толщиной стенки 10 мм. Расчет на смятие и страгивание не производится, так как глубина спуска направления незначительная. Трубы с выбранной толщиной стенки вполне удовлетворяют условиям прочности. Вес направления:
Q н = 30 * 79,6 = 2.388 т Запас труб (5% на 1000 метров труб):
L h = 5/1000 * 30 = 0,15м Общий вес колонны Q общ.н = 2388 + (0.15 * 79,6) = 2.400 т
Проектом предусматривается спуск кондуктора диаметром 245 мм на глубину
330 метров с цементированием его до устья. Принимаем трубы марки «Д» с толщиной стенки 8 мм. Определяем безопасную величину снижения уровня в кондукторе, которое может иметь место в случае наличия зон катастрофического ухода промывочной жидкости ниже башмака кондуктора по формуле:
Н без = 10 * Р кр /Y ж * П см где Р кр - критическое давление (сминающее), равное 78*10 6 Н/м 2 = 78 МПа
П см - запас прочности на смятие, равное 1,0; Y ж - удельный вес жидкости, равное 1,0 г/ см 3 ;
Таким образом, в случае наличия зон поглощения промывочной жидкости ниже башмака кондуктора, смятие не произойдет. Выбранные трубы из стали марки «Д» с толщиной стенки 8мм вполне удовлетворяют условиям прочности. Вес кондуктора:
Q K = 330 * 48,2 = 15.906 т. запас труб для кондуктора:
L K = 5/1000 * 330 = 1.65 м Общий вес колонны: Q общ.к. = 1 5906 + (1,65 * 48,2) = 15985.5 кг = 15.9 т
Расчет эксплуатационной колонны производится полностью, определяются все сминающие и страгивающие нагрузки Исходные данные:
Расстояние от устья до башмака колонны, Н = 1875 м.
Расстояние от устья скважины до устья жидкости в колонне (в поздний период эксплуатации). Н 0 = 1200м.
Расстояние от устья скважины до уровня цементного раствора h = 0 м.
Удельный вес цементного раствора Y ц.р. =1.73г/см 3 .
Удельный вес глинистого раствора Y r . p . = 1,13 г/см 3 .
Удельный вес промывочной жидкости Y ж = 1,0г/см 3
Удельный вес нефти Y н = 0,86 г/см 3
Величина наружного сминающего давления на нижнюю часть колонны от столба жидкости за колонной определяется по формуле
P CM = 0.1[ H * Y r . p - ( H - h ) * Y н ]
Где Р см - гидростатическое давление за колонной, Н/м 2 ;
Y r . p - удельный вес глинистого раствора, г/см 3 ;
Y H - удельный вес нефти, г/см 3 . Р см = 0.1 [ 1875 * 1.13 - ( 1875 - 1200 ) * 0,86 ] = 15.3 МПа
С учетом запаса прочности на смятие в зоне перфорации (А см = 1,3):
Р см = 15,3 *10 б * 1.3 = 19,9 Мпа
По таблице прочностных характеристик обсадных труб, изготовленных в соответствии с ГОСТом 632-64 сминающему давлению 19,9 *10 МПа соответствуют трубы диаметром 146 мм из стали марки «Д» с толщиной стенки 7мм, с допустимой овальностью 0,01, имеющие сминающее усилие 26,5Мпа.
Фактический запас прочности на смятие (А см ) будет равен:
Определяем допустимую глубину спуска обсадных труб с толщиной стенки 7мм ( Н доп 7 ) по формуле:
Н доп 7 = [ 10Р см - Н 0 * Y H * А см ] / [ А см * ( Y г.р. - Y н ) ]
АС- под действием жидкости за колонной
АВ- под действием цементного раствора
Эпюры внутренних давлений АВ- в момент ввода скважины в эксплуатацию;
СД- при окончании эксплуатации. Где Н 0 - уровень жидкости в скважине;
А см - запас прочности на смятие в зоне перфорации, равен 1,3:
Н доп 7 = [ 10 * 20,5 - 1200 * 0,86 * 1,3 ] / [ 1,3 * ( 1,13 - 0.86 ) ] = 1915 м
Значит трубы, изготовленные из стали группы прочности «Д» с толщиной стенки 7мм можно использовать для спуска колонны на глубину 1875 метров.
Определим наружное давление на колонну, которое возникает под действием цементного раствора:
Где Y ц - удельный вес цементного раствора, г/см 3 ;L - интервал цементирования, м;
К - коэффициент разгрузки цементного кольца, равен 0,25.P н = 0,1 * 1,73 *1875 ( 1 - 0,25 ) = 24.3 МПА.
6. Технология и организация процесса цементирования
Одними из основных требований к качественному строительству нефтяных скважин являются охрана недр и предотвращение загрязнения окружающей среды, а также защита обсадных колонн от коррозии. В связи с этим изоляция всех вскрытых скважиной водонефте- или газоносных пластов является обязательным условием строительства скважин. Окончательная изоляция пластов осуществлением цементированием всех колонн до устья и созданием сплошного камня в заколонном пространстве. По данному дипломному проекту цементирование направления, кондуктора и эксплуатационной колонны осуществляется прямым одноступенчатым способом.
диаметр долота под направление - 394 мм;
наружный диаметр направления - 324 мм;
высота подъема цементного раствора за колонной - 30 м;
удельный вес цементного раствора - 1,73 г/см";
удельный вес технической воды - 1,0 г/см .
Определяем потребное количество цементного раствора V ц.р :
V ц.р = 0,785 * [ ( D 2 скв - d 2 H ) * H + d 2 B * h ]
d н - наружный диаметр направления, м;
Н - высота подъема раствора за колонной, м;
d B - внутренний диаметр направления, м;
Где К - коэффициент кавернозности, равен 1,25;
В дол - диаметр долота, м. D скв = 1,25* 0,394= 0,492мV ц.р = 0,785 *[ (0,492 2 - 0,324 2 ) *30 + 0,304 2 * 5] = 3,9 м 3
Определяем потребное количество сухого цемента:
G ц = 1 * Y ц.р * V ц.р / ( 1 + m)
Где Y p - удельный вес цементного раствора, г/см 3 ;
G ц = 1 * 1,73 * 3,9/( 1 + 0,5 ) = 4,8 т
Определяем потребное количество воды для затворения цемента:
V B = m * G ц = 0,5 * 4,8 = 2,4 м 3
Определяем объем продавочной жидкости:
V np = 0,785 * S * d 2 вн * ( H-h )
Где S - коэффициент, учитывающий сжатие жидкости
d вн - внутренний диаметр направляющей, м
V np = 0,785 * 1,03 * 0,304 2 (30 - 5 ) = 1,87 м 3
Определяем давление в цементировочной головке в конце цементирования
Где Р r - давление на преодоление гидравлических сопротивлений в скважине.
Р р - давление, создаваемое разностью удельных весов цементного раствора и технической воды.
Р r = 0,01 * Н + 8 = 0,01 *30 + 8 = 8,3 МПа
Р р = 0,1 * (Н - h) * ( г ц.р. - г в. ) = 0,1 * (30 - 5 ) * ( 1,73 - 1 ) = 21 МПа.
Р к = ( 8,3 + 2,1 ) * 10 5 = 1,04 МПа
Количество цементных агрегатов ЦА -320 -1шт.
Количество цементных машин СМ - 20 - 1 шт.
диаметр долота под кондуктор - 295,3 мм;
наружный диаметр кондуктора -245 мм;
внутренний диаметр кондуктора - 229 мм;
высота подъема цементного раствора за кондуктором -330м;
Определяем потребное количество цементного раствора:
V ц.р = 0,785 * [ ( D 2 скв - d 2 H ) * H 1 + (D 2 BH - d 2 H ) * Н 2 + d 2 B * h ]
d н - наружный диаметр кондуктора, м;
H I - высота подъема раствора за колонной в необсаженной части» м;
Н 2 - высота подъема раствора за колонной в обсаженной части, м;
d в - внутренний диаметр кондуктора, м;
Где К - коэффициент кавернозности, равен 1,25; D дол - диаметр долота, м.
V ц.р = 0,785 * [ ( 0.369 2 - 0,245 2 ) * 330 + ( 0,304 2 - 0,245 2 ) * 30 + 0,229 2 * 10 ] = 20.6 м 3
Определяем потребное количество сухого цемента:
G ц = 1 * Y ц.р * V ц.р / ( 1 + m )
Где Y ц.р - удельный вес цементного раствора, г/см 3 ;
G ц = 1 * 1,73 * 20.6 / ( 1+0,5 ) = 25,3 т
Определяем потребное количество воды для затворения цемента:
V в = m * G ц = 0,5 * 25,3 = 12,65 м 3
Определяем объем продавочной жидкости:
V пр = 0,785 * S * d 2 вн ( Н - h )
Где S - коэффициент, учитывающий сжатие жидкости.
d вн = внутренний диаметр кондуктора.
V пр = 0,785 * 1,03 * 0,229 2 * ( 330 - 10 ) = 14,6 м 3
Определяем давление в цементировочной головке в конце цементирования.
Где Р r - давление на преодоление гидравлических сопротивлений в скважине.
Р р - давление, создаваемое разностью удельных весов цементного раствора и технической воды.
Р г = 0,01 * Н + 8 = 0,01 * 330 + 8 = 11,55 кгс/см = 1,15 МПа
Р р = 0,1 * (Н - h) * ( Y ц.р - Y в ) = 0,1 *( 330 - 10 ) * ( 1,73 - 1,0 ) = 2,3 МПа;
Р к = ( 11,3 + 23 ) * 10 5 = 3,4 мпА
Количество цементировочных агрегатов ЦА-320 - 2 шт.
Количество цементосмесительных машин СМ - 20 - 1 шт.
Расчет цементирования эксплуатационной колонны:
Во избежание гидроразрыва пластов или нарушения их изоляции при цементировании скважин, для разобщения верхних водоносных пластов применяют облегченные тампонажные растворы и, в частности, гельцементный раствор (ГЦР). Проектом предлагается применение гельцементного раствора в интервале 0 - 1075м и цементного раствора в интервале 1075- 1875м (800м).
1. диаметр долота под эксплуатационную колонну - 215,9 мм;
2. наружный диаметр эксплуатационной колонны -146 мм:
3. толщина стенки эксплуатационной колонны - 7 мм;
4. внутренний диаметр эксплуатационной колонны - 132 мм;
5. высота подъема цементного раствора за колонной - 800м;
6. высота подъема гельцементного раствора за колонной --1075м;
1. Расчет для цементирования интервала 1075-1875 м цементным раствором:
Определяем потребное количество цементного раствора для интервала 1075- 1875 м.
V ц.р. = 0,785 * [ ( D 2 скв - d 2 н ) * Н 1 + d 2 в * h ]
Где D скв - диаметр скважины в необсаженной части, м;
d н - наружный диаметр эксплуатациооных колонн, м;
d в - внутренний диаметр эксплуатационной колонны;
Где К - коэффициент каверзности, равен 1,3.
V ц.р. = 0,785 * [ ( 0,28 2 - 0.146 2 ) * 800 + 0, 132 2 * 10 ] = 32,6 м 3
Определяем потребное количество сухого цемента:
G ц = 1 * Y ц . р * V ц . р / ( 1+m )
Где Y ц . р. - удельный вес цементного раствора, г/см 3 ;
G ц = 1*1,73 * 32,6 / ( 1+0,5 ) = 37,5т
Определяем потребное количество воды для затворения цемента:
V B = m*G ц. = 0,5 * 37,5 = 18,75 м 3
Определяем объем продавочной жидкости:
V пр = 0,785 * S * d 2 вн * ( H - h )
Где S - коэффициент, учитывающий сжатие жидкости, S -- 1,03-1,05;
d вн - внутренний диаметр эксплуатационной колонны, м;
V пр = 0,785 * 1,03 * 0,132 2 * (800 - 10) = 11,1 м 3
2. Расчет для цементирования интервала 0-1075м гельцементным раствором:
Определяем потребное количество гельцементного раствора для интервала 0 - 1075 м.
V цр = 0,785 * [ ( D 2 скв - d 2 н ) * Н 1 + ( D 2 в .н. - d 2 н ) * Н 2 ]
Где D скв - диаметр скважины в необсаженной части, м;
d н - наружный диаметр эксплуатационной колонны, м;
Н 1 - высота подъема гельцементного раствора за колонной в данном интервале в необсаженной част ствола скважины, м;
Где К - коэффициент каверзности, равен 1,3;
V цр = 0,785 * [ ( 0,28 2 - 0,146 2 ) * 745 = ( 0,229 2 - 0,146 2 ) * 330 ] = 41,4 м 3
Определяем Для определения весового соотношения компонентов и расхода материалов на приготовление 1 м 3 ГЦР и выход ГЦР, плотностью 1,65 г/см 3 пользуемая следующим расчетом.
3. Расчет компонентов гельцементного раствора:
Водоцементное отношение ГЦР рассчитываем по формуле:
Y г.ц. = ( 1 + m г + m в ) / (1/Y ц + m г /Y r + m в / Y в ) Где Y г.ц. - удельный вес ГЦР - 1,65 г/см 3 ;
Y ц - удельный вес сухого цемента - 3,15 г/см 3
Y r - удельный вес глинопорошка - 2,58 г/см 3 ;
Y B - сдельный вес воды - 1,0 г/см 3 ;
m г - глиноцементное отношение, принимаем равным 0,2;
1,65 *m в = ( 1 + 0,2 + m в ) / (l/3,15 + 0,2/2,58 + m B /1,0 )
Расход цемента на приготовление 1 м 3 ГЦР определяется по формуле:
q ц = Y ц Y r Y в / [ Y r Y в + m r Y ц Y в + W c Y ц Y r ( l + m r )]
где W c -водосмесевое отношение, по данным лаборатории принимается равным 0,85.
q ц = 3,15 * 2,58 * 1,0 / [2,58 + 0,2 * 3,15 * 1,0 + 0,85 * З,15 * 2,58 * (1 + 0,2)] = 0,7 т/м 3
Определим необходимое количество глинопорошка и воды для приготовления 1 м 3 ГЦР:
q r = q ц m r = 0,7 * 0,2 = 0,14 т/м 3
q B = q ц m B = 0,7 * 0,85= 0,6 t/m 3
Определим необходимое количество комопнентов для приготовления необходимого количества ГЦР:
Определяем количество воды для прдавки ГЦР:
Где S - коэффициент, учитывающий сжатие жидкости, S = 1,03 - 1,05;
d вн - Ввнутренний диаметр эксплуатационной колонны , м.
V np = 0,785 * 1,03 * 0,132 2 * 1075= 15,5м 3
4. Расчет времени цементирования, расчет необходимого количества цементировочных агрегатов и смесительных машин.
Определяем давление в цементировочной головке в конце цементирования:
Где Р г - давление на преодоление гидравлических сопротивлений в скважине;
Р р - давление, создаваемое разностью удельных весов цементного раствора и технической воды.
Р r = 0,02Н + 16 = 0,02 * 1875 + 16 = 5,35 МПа
Где Н - глубина спуска эксплуатационной колонны
Р р = 0,1 * [ ( Y г.ц. - Y в. ) Н 1 + ( Y ц.р. - Y в. ) * ( Н 2 - h) ]
Где Y г.ц. - удельный вес ГЦР - 1,65 г/см 3 ;
Y ц.р - удельный вес цементного раствора - 1,73 г/см 3 ;
Н 1 - высота подъема гельцементного раствора за колонной 1075м;
Н 2 - высота подъема цементного раствора за колонной -800 м;
Р р = 0,1 * [ ( 1,65 - 1,0 ) * 1075 + ( 1,73 - 1,0 ) * ( 800 - 10 ) ] = 127,5 * 10 5 Н/м = 12,7 МПа Р к = ( 53,54 + 127,5 ) * 10 5 = 18.1 * 10 б Н/м 2 = 18,1 МПа
По величине Р к выбираем цементировочный агрегат ЦА - 320.
Сравнивая Рr с давлением, развиваемым насосом агрегата, видим, что Р г < Р 5 значит закачку цементного раствора в колонну произведем на 5 скорости.
Определяем высоту цементного раствора в скважине перед продавкой:
Н 0 = V пр / 0,785 * [ ( D 2 скв - d 2 н ) + d 2 вн ]
Где V пр - общий объем цементного раствора - 76,5 м 3 ;
D скв - диаметр необсаженного ствола скважины - 0,28 м;
d н - наружный диаметр эксплуатационной колонны - 0,146 м;
d вн - внутренний диаметр эксплуатационной колонны - 0,132 м.
Н 0 = 76,5/0,785 * [ ( 0,28 2 - 0,146 2 ) + 0,132 2 ] = 1260 м.
Следовательно высота воды над цементным раствором равна:
а = ( Н 0 - h )/ Р р = ( 1260 - 10 )/127,5 * 10 5 = 9,8 * 10 -5 мп 3 /Н
Сопоставляя Р к с давлением в насосах агрегата, видим, что Р к > Р 4 и Р к < Р 3 . Определяем высоту столбов (продавочной жидкости, закачиваемой на различных скоростях агрегата:
L 5 пр = L 0 + а ( Р 5 - Р r ) = 615 + 9,8 * ( 8 - 5,35 )= 874,7 м
L 4 пр = а ( Р 4 - Р 5 ) = 9,8 * ( 10,3 - 8 ) = 225,4 м
L 3 пр = а ( Р к - Р 4 ) = 9,8 * ( 18,1 - 10,3 ) = 764,4 м
Количество продавочной жидкости, закачиваемой на различных скоростях:
V 5 пр = 0,785 * d 2 вн * L 5 пр = 0,785 * 0,132 2 * 874,7 = 13,3 м 3
V 4 пр = 0,785 * d 2 вн * L 4 пр = 0,785 * 0,132 2 * 225,4 = 3,08 м 3
V 3 пр = 0,785 * d 2 в н * L 3 пр = 0,785 * 0,132 2 * 764,4 = 10,45 м 3
Итого V пр = 26,8 м 3 . С учетом коэффициента сжимаемости V пр = 27,6 м 3
Определяем продолжительность цементирования при условиях работы одного агрегата.
Время работы одного агрегата на 5 скорости:
Т 5 = ( V 5 цр + V 5 пр ) * 1000/q 5 * 60
Где q 5 - производительность агрегата на 5 скорости, л с.
Т 5 = ( 73,1 + 13,3 ) * 1000 / 13,5 * 60 = 106 мин.
Время работы одного агрегата на остальных скоростях:
Т 4 = (3.08 *1000 / 10.4 * 60 = 4.9 мин.
Т 3 = ( 10.45 - 1,7 ) * 1000/5,8 * 60 = 25,1 мин.
1,7 м 3 воды прдавливаем на 2 скорости с целью избегания гидравлического удара.
Т 2 = 1,7 * 1000 / 3,0 * 60 = 9,4 мин
Т ц = 106 + 4,9 + 25,1 + 9,4 = 145,4 мин.
С учетом подготовительно - заключительных работ:
Т общ = Т ц + 15 = 145,4 + 15 = 160 мин.
Определяем температуру на забое скважины:
Где Т° ср - среднегодовая температура воздуха, °С:
Т ? заб = 10 ? + 0,025 * 1875 = 56,8 ?С.
Где Т схв - время начала схватывания, мин;
N = 0,785 ( D 2 crd - d 2 н ) * V * 1000/q 5 + 1
Где V - необходимая скорость подъема раствора - 2,0 м/с.
N = 0,785 ( 0,28 2 - 0,146 2 ) * 2 * 1000/13,5 + 1 = 7.
Т ф =T ц /N + 1 5 = 145.4/7 + 15==35.7 мин
Потребное количество цементосмесительных машин СМ-20:
Данные по цементированию сведем в таблицу.
Количество материала для цементирования
Процесс строительства скважин охватывает несколько этапов:
- подготовительные работы, бурение, крепление, освоение, заключительные работы, включающие ликвидацию шламовых амбаров и рекультивацию земель, нарушенных при бурении. Свести к минимуму загрязнение окружающей среды при бурении можно только путем комплексного решения этой проблемы. В настоящее время обеспечение нормативного качества природной среды при бурении скважины возможно по двум основным направлениям:
- совершенствование основных технологических процессов по резкому повышению уровня их экологической безопасности;
- создание специальных технологий по утилизации отходов бурения и нейтрализации их вредного воздействия при сбросе в объекты окружающей среды с оптимальным рассеиванием остаточного загрязнения в лито- гидросфере.
При бурении скважины необходимо проводить следующий комплекс мероприятии по охране окружающей среды и рациональному использованию природных ресурсов:
- внедрение кустового способа бурения скважин с целью сокращения занятия сельскохозяйственных земель;
- сохранение плодородного слоя почвы, рекультивация временно отведенных земель после окончания бурения;
- очистка и повторное использование буровых растворов;
- изоляция поглощающих и пресноводных горизонтов для исключения их загрязнения;
- применение нетоксичных реагентов для приготовления промывочных жидкостей;
- цементирование скважин до устья для исключения загрязнения пресноводных горизонтов;
- ликвидация буровых отходов и ГСМ без нанесения ущерба природе;
- осуществление инструктажа водителей всех транспортных средств и специальной техники о маршрутах проезда к объектам и недопустимости заезда на сельскохозяйственные угодья.
На защиту и восстановление земельных участков предоставленных геологоразведочным организациям во временное пользование, должны быть составлены и утверждены проекты и сметы, предусматривающие следующие мероприятия:
- подготовительные (до процесса бурения);
- по охране ( в процессе бурения );
- по восстановлению земельных участков.
Подготовительными мероприятиями предусматривается:
- установление мест складирования растительного и почвенного слоя или шунтов, подлежащие выемке;
- удаление плодородного слоя почвы в местах загрязнения нефтепродуктами и другими жидкостями, химическими реагентами, глиной, цементом и прочими веществами, ухудшающими состояние почвы и его складирование.
Охранные мероприятия в процессе бурения скважины заключаются в следующем:
- при наличии подземных грунтовых вод, водоносные горизонты обязательно должны перекрываться обсадными трубами в целях предохранения от загрязнения и заражения;
- попутные воды очищаются на фильтровальной установке от взвешенных частиц и примесей нефти и в зависимости от концентрации растворенных в ней солей и других примесей: при допускаемых концентрациях сбрасываются в различные источники или по рельефу; при повышенных - разбавляются в пределах норм и сбрасываются. Самоизливающие скважины должны быть оборудованы регулирующими устройствами.
- слив использованного промывочного раствора и химических реагентов в открытые водные бассейны и непосредственно на почву запрещается.
Мероприятия по восстановлению земельных участков.
По окончании бурения на скважине должна быть проведена техническая и биологическая рекультивация.
Горнотехническая рекультивация включает в себя подготовку освобождающейся от буровых работ территории для дальнейшего землепользования:
- сырая нефть вывозится для дальнейшего испо
Бурение нефтяных скважин курсовая работа. Геология, гидрология и геодезия.
Контрольная работа: Машины и их основные элементы
Реферат по теме Монография И.Н. Ильиной 'Общественные организации России в 1920-е годы'
Реферат по теме Химические и биологические средства борьбы с вредителями и болезнями плодовых, ягодных и овощных культур
Курсовая работа: Нахождение полиноминальной аппроксимации методом наименьших квадратов
Курсовая работа: Класс птицы, общая характеристика класса
Дипломная работа по теме Возникновение и совершенствование органов предварительного следствия
Реферат по теме Накопительные программы как способ поддержки мотивации к покупке в течение определенного срока
Предзащита Магистерской Диссертации Проходит
Контрольная работа по теме Представительство и доверенность (Республика Беларусь)
Курсовая работа: Уголовная ответственность за нарушение правил дорожного движения
Реферат: По дисциплине «Введение в рекламу» На тему «Социология в рекламе. Российская реклама: влияние социально расколотого общества»
Сочинение Про Дымковскую Игрушку
Учебное пособие: Т. Г. Пунина Вучебно-методическом пособии представлены общие сведения о видах образовательных веб-сайтов, роли веб-сайта в работе образовательного учреждения, об отличительных особенностях проектирования корпорати
Контрольная Работа 1 Курс Математика Колледж
Курсовая работа по теме Оценка параметрической надежности РЭС с использованием моделирования на ЭВМ постепенных отказов
Реферат: Николай Иванович Вавилов
Дипломная работа по теме Особенности психического здоровья и его динамики у студентов-психологов младших курсов
Курсовая работа: Учет расчетов с поставщиками и подрядчиками покупателями и заказчик 2
Курсовая работа: Финансовая отчетность корпораций
Курсовая работа по теме Привод к вертикальному валу
Бухгалтерский учет расчетов с персоналом по оплате труда в ЗАО НПК "Катрен" - Бухгалтерский учет и аудит дипломная работа
Клеточный уровень организации живой материи. Структурно-функциональная организация клетки - Биология и естествознание презентация
Анализ эффективности использования оборотных активов на примере предприятия ОАО УНТК - Бухгалтерский учет и аудит дипломная работа