Общая и геологическая характеристика района. Бурение скважины на месторождении Фахуд - Геология, гидрология и геодезия дипломная работа

Главная

Геология, гидрология и геодезия
Общая и геологическая характеристика района. Бурение скважины на месторождении Фахуд

Характеристика нефтеводоносности месторождения. Геологические условия бурения. Технологический регламент. Проектирование конструкции скважины. Расчет экономической эффективности от использования лопастных поликристаллических долот на месторождении Фахуд.


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.
Размещено на http://www.allbest.ru/
1. Общая и геологическая характеристика района работ
1.1 Географо-экономическая характеристика района работ
1.3 Характеристика нефтеводоносности месторождения
2.1 Выбор и обоснование способов бурения
2.2 Конструкция и профиль проектной скважины
2.2.1 Проектирование и обоснование конструкции скважины
2.2.2 Обоснование и расчет профиля проектной скважины
2.3.1 Обоснование класса и типоразмеров долот по интервалам бурения
2.3.2 Расчёт осевой нагрузки на долото
2.3.3 Расчёт частоты вращения долота
2.3.4 Выбор и расчет необходимого расхода очистного агента
2.4 Выбор бурового раствора и его обработка
2.4.1 Расчет плотности бурового раствора по интервалам бурения
2.5 Выбор и обоснование типа забойного двигателя
2.6 Режимы бурения при вскрытии продуктивных горизонтов
2.7 Обоснование критериев рациональной отработки долот
2.3 Проектирование и обоснование компоновки бурильной колонны
3. Технология работы поликристаллических долот
3.1 Конструктивные особенности буровых долот основных производителей
3.1.4 Промывочные устройства шарошечных долот
3.3 Анализ работы долот при бурении под эксплуатационную колонну
3.3.1 Показатели работы долот фирмы «ВБМ-сервис»
3.3.2 Показатели работы долот фирмы «Smith»
3.3.3 Показатели работы долот фирмы «Буринтех»
3.3.4 Показатели работы долот фирмы «Security DBS»
3.4 Экономическая эффективность применения долот
4. Расчет экономической эффективности от использования лопастных поликристаллических долот на месторождении Фахуд
4.3 Расчет экономического эффекта от использования алмазного долота с двойным рядом вооружения БИТ 215,9 М-5 по сравнению с алмазным долотом БИТ 215,9 М -4
4.4 Расчет экономической эффективности
4.5 Технико-экономические показатели
5. Безопасность и экологичность проекта
5.1.1 Анализ опасных и вредных факторов
5.1.2 Мероприятия по устранению опасных и вредных факторов
Республика Оман расположена между Ираном и Аравийским полуостровом. Соединён Ормузским проливом с Оманским заливом, Аравийским морем и Индийским океаном. В Персидский залив впадают Тигр и Евфрат. Регион Оманского залива из-за богатых запасов нефти геополитически чрезвычайно важен.
Экономика Омана базируется на экспорте нефти. Ввиду уменьшения запасов нефти, власти Омана планируют диверсифицировать экономику -- развивать добычу газа, металлургическую промышленность и туристический бизнес. Власти страны намерены вести приватизацию и повышать уровень образованности населения.
В 1961 году в Республике Оман было открыто крупнейшее по размерам месторождение нефти - Фахуд. Длина его 240 км, ширина 1602 км. Месторождение расположено на крупном поднятии Эль-Ахдар и объединяет ряд линейно вытянутых антиклинальных складок. Залежь нефти во всех этих складках единая, приурочена к известнякам и доломитам джолмудского возраста.
Дебиты нефти по большинству скважин изменяются от 750 до 1500 т/сут. Плотность нефти меняется от 0,845 до 0,865 г/смі. Запасы превышают 155 млн.т. Нефтяные скопления приурочены к известнякам свиты Асмари мощностью 250 м. Первоначальный водонефтяной контакт отбивался на отметке - 692 м, а первый газонефтяной контакт - 500 м.
Большинство залежей нефти и газа пластового сводового типа. Развиты литологически экранированные залежи нефти, обусловленные фациальной изменчивостью коллекторов нижнемеловых отложений.
1. Общая и геологическая характеристика
1.1 Географо-экономическая характеристика района работ
Месторождение Фахуд в административном отношении расположено на территории округов Дахилия и Захира в Республике Оман.
В геоморфологическом отношении район работ находится на полуострове, окруженном Оманским и Персидским заливами, а также Аравийским морем. Рельеф участка слабо всхолмленный, незаболоченный.
Большая часть месторождения находится в зоне сухого тропического климата. Внутренние пустынные районы имеют среднюю температуру летом около плюс 32 єС, зимой в районе плюс 27-29 єС, при этом влажность воздуха доходит до 96%. При этом ночью в зимнее время температура может опускаться до нулевой отметки. Осадков выпадает не более 100 мм в год. Климат характеризуется долгими засушливыми периодами без дождей. Наименьшая среднегодовая температура наиболее холодного месяца (январь) плюс 25.8 °С., самого тёплого (июнь) плюс 37 °С. Абсолютный минимум температуры плюс 22 град. С, абсолютный максимум плюс 57 град. С, среднегодовая температура плюс 32 град. С, а среднее годовое количество осадков не превышает 100 мм. Проведение работ осложняется пустынными суховеями, которые приносит сухой антициклон со стороны Бахрейна. Редкие дожди - результат перемещения охлажденного воздуха с Средиземного моря через Объединенное Арабские Эмираты к северной и центральной части Республики Оман. В период с июня по сентябрь здесь, а также в южных районах дуют муссоны "Хариф" с Индийского океана, что приносит обильные осадки.
Преобладающие направление ветра зимой юго-западное - западное, летом северное - северо-восточное, наибольшая скорость ветра 22 м/с.
Проектный литолого-стратиграфический разрез месторождения составлен на основе данных поисковых и разведочных работ. Данные о стратиграфическом делении разреза с указанием интервалов, индексов и коэффициентов кавернозности приведены в табл. 1.1.
Таблица 1.1 - Данные стратиграфического деления разреза
На своде поднятия Эль-Ахдар глины I пачки уже на расстоянии 10 - 15 км к северо-западу от полосы максимального содержания алевритов переходят в глинистые алевролиты темно-бурого цвета с включением светло-серых алевритов и бурых глин. Одновременно с этим алевриты II пачки постепенно выпадают из разреза, замещаясь зеленовато-серыми алевролитовые глинами, а и отдельных скважинах, сливаясь с алевролитами I пачки.
Образование средне- и мелкозернистых песчаников с течениевыми текстурами интерпретируется как результат периодической разгрузки от муссонных дождей в пределах низких рельефных частей, характеризующихся доминированием спокойных условий седиментации.
Литологическая характеристика разреза приведена в табл. 1.2
Таблица 1.2 - Литологическая характеристика разреза скважины
Глины зеленовато - серые с прослоями песков и бурых углей.
Глины серые и коричневые, пески светлые мелкозернистые с прослоями бурых углей.
Пески кварцевые, алевролиты с прослоями бурых углей.
Глины светло-зеленые, алевролитистые с растительными остатками и прослоями угля.
Глины зеленовато-серые с глауконитом внизу опоковидные, в середине диатомовые глины, опоки серые.
Глины темно-серые, серые, зеленоватые, алевролитистые с глауконитом с прослоями алевролита и включениями пирита.
Глины желто-зеленые, серые с глауконитом, пиритизированные.
Глины серые, темно-серые опоковидные алевролитистые с прослоями алевролита и растительными остатками.
Глины темно-серые плотные, алевролитистые.
Таблица 1.3 - Давление и температура по разрезу скважины
Наиболее крупными тектоническими нарушениями на площади месторождения Фахуд являются крутопадающие разломы северо-восточного и северо-западного простирания, являющимися основными структурами для миграции нефти.
Данные о физико-механических свойствах горных пород, слагающих нефтенасыщенные пласты, включая характеристику по пористости, проницаемости, карбонатности и абразивности (также приведена категория горной породы по промысловой характеристике).
Возможные осложнения в процессе бурения скважины приведены в таблице 1.4.
Таблица 1.4 - Виды возможных осложнений в процессе бурения скважин
Обвалы стенок скважины, слабые водопроявления, частичное поглощение бурового раствора, прихваты бурильного инструмента.
Незначительные водопроявления, осыпи и обвалы стенок скважины, прихваты бурильного инструмента, разжижение бурового раствора.
1.3 Характеристика нефтеводоносности месторождения
Исследования, проводимые в процессе бурения и при вызове притока на нефть, позволяют сделать следующие выводы о нефтеносности и водоносности месторождения Фахуд. Данные представлены в таблицах.
Характеристика водоносности приведена в табл. 1.5.
Таблица 1.5 - Водоносность месторождения Фахуд
Характеристика нефтеносности приведена в табл. 1.6.
Таблица 1.6 - Нефтеносность месторождения Фахуд
Динамический уровень в конце эксплуатации, м
Температура жидкости в колонне на устье скважины при эксплуатации, град.
2.1 Выбор и обоснование способов бурения
Существуют следующие основные способы бурения:
Основные преимущества роторного способа перед турбинным - независимость регулирования параметров режима бурения, возможность срабатывания больших перепадов давления на долоте, значительное увеличение проходки за рейс долота в связи меньшими частотами его вращения.
Основной недостаток роторного способа бурения это быстрый износ бурильных замков, труб КНБК, а так же аварии.
Применение роторного способа бурения рационально только в тех случаях, когда производится:
* бурение скважин долотами диаметра менее 190,5 мм;
* бурение скважин с применением утяжелённых буровых растворов плотностью 1,7 - 1,8 г/см3;
* бурение в условиях высоких забойных температур (более 140 - 150 С);
* бурение глубоких интервалов с минимальной частотой вращения долота;
* разбуривание мощных толщ пластичных глин.
Так как скважина имеет глубину 1740 метров, разрез её не требует применения утяжелённых буровых растворов, по нему не наблюдается высоких пластовых давлений, и забойные температуры на Мегионской площади не превышают 140 °С, можно сделать вывод, что от роторного способа бурения для строительства данной скважины следует отказаться.
б) гидравлическим забойным двигателем
Бурение турбобурами рационально производить только в тех случаях, когда производится:
* бурение наклонно направленных скважин и бурение вертикальных скважин глубинной до 3000 м.
* бурение скважин в условиях низких забойных температур, менее 140 С.
* использование буровых растворов, плотностью, менее 1,7 г/смі.
Исходя из вышеперечисленного (забойной температуры, глубины скважины, плотности раствора), предпочтение при бурении скважины на Приобской площади отдаётся турбинному способу бурения.
Это позволит добиться простоты конструкции скважины за счет того, что колонна бурильных труб не вращается, тем самым исключается возможность нежелательных осыпей и обвалов стенок скважин, так как бурение в данных геологических условиях идет по неустойчивым горным породам.
2.2 Конструкция и профиль проектной скважины
Обоснование и расчет конструкции скважины составляют один из основных разделов технического проекта на строительство скважины.
Конструкцию скважины разрабатывают и уточняют в соответствии с конкретными геологическими условиями бурения в заданном районе. Она должна обеспечить выполнение поставленной задачи, т. е. Достижение проектной глубины, вскрытие нефтегазоносной залежи и проведение всего намеченного комплекса исследований и работ в скважине, включая её использование в системе разработки месторождения.
Конструкция скважины зависит от сложности геологического разреза, способа бурения, назначения скважины, способа вскрытия продуктивного горизонта и других факторов. Она должна удовлетворять требованиям Правил безопасности в нефтяной и газовой промышленности, которые были утверждены на территории республики Оман, а также требованиям по охране недр и защите окружающей среды.
2.2.1 Проектирование и обоснование конструкции скважины
При разработке конструкции скважины приняты во внимание следующие горно-геологические особенности строения разреза:
· нефтенасыщенные пласты залегают в интервалах 1370 - 1740 метров (здесь и далее глубины указаны по вертикали);
· хобирахская свита залегает в интервале 455 - 670 м;
· газонасыщенных пластов в разрезе нет;
· максимальная забойная температура - 92 єС;
· коэффициент анормальности пластового давления не превышает величины 1,00;
В соответствии с требованиями правил безопасности Республики Оман строится совмещенный график пластовых (поровых) давлений гидроразрыва пород с использованием геологического материала подраздела.
По совмещенному графику давлений выбираются зоны совместимости условий бурения и с учетом конкретных горно-геологических условий на месторождении с целью снижения вероятности возникновения осложнений и аварийных ситуаций при проводке и креплении скважин. Из графика совмещенных давлений видно, что интервалы несовместимых условий отсутствуют, следовательно, нет необходимости в спуске промежуточных (технических) колонн. Принимается следующая конструкция скважины:
Ш Направление диаметром 324 мм спускается на глубину 50 м и цементируется до устья. Для перекрытия четвертичных отложений.
Ш Кондуктор диаметром 245 мм спускается на глубину 905 м и цементируется до устья. Такая глубина позволит избежать в дальнейшем осложнений и аварий.
Ш Эксплуатационная колонна диаметром 146 мм спускается на глубину 1740 м и цементируется до устья.
2.2.2 Обоснование и расчет профиля проектной скважины
Скважины, у которых устье и центр круга допуска лежат на вертикальной прямой, являющиеся её проектным профилем, а отклонение ствола скважины от вертикали не превышает радиус круга допуска называются вертикальными.
Для скважин глубиной от 1250 до 1740 метров радиус круга допуска равняется 55 метров.
Для этого необходимо стабилизировать зенитный угол скважины на уровне 2 - 3є.
Для экономии времени и затрат на строительство поисково-оценочной скважины проектный профиль скважины выбирается вертикальный.
В процессе проводки скважины возможны следующие отклонения от проектного профиля на величины следующих значений:
Таблица 2.1. - Отклонение проектного профиля
Под режимом бурения понимают комплекс субъективных факторов, которые определяют эффективность работы породоразрушающего инструмента на забое скважины. Каждый из этих факторов называется режимным параметром.
В качестве основных режимных параметров можно выделить следующие: нагрузку на долото G ос , кН; частота вращения инструмента n, мин-1; расход промывочной жидкости Q, л/с; тип и качество циркуляционного агента.
2.3.1 Обоснование класса и типоразмеров долот по интервалам бурения
В основу выбора типов долот должны быть положены физико-механические свойства горных пород таких как:
Опыт бурения на Джахабанской площади показывает, что бурение шарошечными долотами обеспечивает безаварийную проходку по всему разрезу скважины.
Применение долот с опорами типа В позволяет производить бурение турбинным способом из-за возможности выдерживать высокие скорости вращения и гидромониторные насадки Г позволяют использовать гидромониторный эффект для очистки поверхности забоя и частичного разрушения горной породы. У - маслонаполненные с автоматической подачей смазки, что увеличивает срок службы долота.
На основании изучения геологического материала и результатов геофизических исследований, а также данные о работе долот и параметров режима бурения по пробуренным на данной площади скважинам производится ориентировочный подбор типов долот по вооружению для литологически однородных материалов. Для данных геологических условий выбираем:
0 - 50 метров, породы мягкие абразивные слоистые: торфяники, суглинки, супеси и пески. Для турбинного бурения наиболее эффективно долото III 393,7 СГВУ
50 - 905 метров, породы мягкие абразивные слоистые: глины. Для турбинного способа бурения наиболее эффективно долото III 295,3 МСЗ-ГНУ
905 - 1740 метров, порода мягко-средняя абразивная слоистые: пески, глины, алевролиты, выбираем долото III 215,9 МЗ-ГВ
2.3.2 Расчёт осевой нагрузки на долото
Осевая нагрузка, как режимный параметр бурения, обеспечивает внедрения элементов долота в горную породу. С повышением осевой нагрузки, увеличивается эффективность разрушения, а наиболее эффективный процесс разрушения горной породы наблюдается в том случае, когда осевая нагрузка обеспечивает напряжение на контакте долота с горной породой превышающее значение ее твердости.
Осевая нагрузка для всех интервалов рассчитывается по статическому методу, затем расчётное значение сравнивается с допустимой нагрузкой по паспорту долота и принимается осевая нагрузка в пределах вычисленных величин. Все расчёты проводятся по [1].
Осевая нагрузка на долото G ос для каждого интервала бурения рассчитывается по формуле:
где g o - удельная нагрузка на 1 см диаметра долота, кгс/см;
· для пород категории М, g o = 250 кгс/см;
· для пород категории МС, g o = 700 кгс/см;
· для пород категории С, g o = 850 кгс/см.
Расчётное значение осевой нагрузки не должно превышать 80 % от (G доп ) допустимой по паспорту долота. Данное условие проверяем из неравенства:
В интервале бурения под направление от 0 до 905 метров осевая нагрузка на долото рассчитывается по формуле (1), здесь удельная нагрузка (g o ) принимается 250 кгс/см.
G ос = 250 * 29,53 = 7382,5 = 7,4 тс.
В интервале бурения от 905 до 1740 метров осевая нагрузка на долото рассчитывается по формуле (2.1), здесь удельная нагрузка (g o ) принимается 700 кгс/см.
G ос = 700 * 21,59 = 15113 = 15,1 тс.
Расчётное значение осевой нагрузки проверяется из неравенства (2.2):
· для интервала 0 - 905 метров G доп = 30 тс [2], G ос < 0.8 * 30 = 24 тс. Условие выполняется, следовательно, G ос на этом интервале принимается равной 7,4 тс;
· для интервала 905 - 1740 метров G доп = 25 тс [2], G ос < 0.8 * 25 = 20 тс. Условие выполняется, следовательно, G ос на этом интервале принимается равной 15,1 тс;
2.3.3 Расчёт частоты вращения долота
Частота вращения шарошечных долот рассчитывается для всех типоразмеров долот по следующим трём показателям:
· рекомендуемой линейной скорости на периферии долота;
· продолжительности контакта зубьев долота с горной породой;
Все ниже перечисленные расчёты производятся по [1].
Расчёт по рекомендуемой окружной скорости на периферии долота.
Расчётная частота вращения долота рассчитывается по формуле:
n = (60 * V окр ) / (р * Д д ), об/мин (2.3)
где n - расчётная частота вращения долота, об/мин;
V окр - окружная скорость для шарошечных долот, м/с;
Окружная скорость выбирается в зависимости от твёрдости горной породы:
- для пород категории М, V окр = 2,8 ч 3,4 м/с;
- для пород категории С,V окр = 1,8 ч 2,8 м/с;
На интервале бурения от 0 до 905 метров, для долота III 295,3 МСЗ-ГНУ окружная скорость (V окр ) принимается равной 3,4 м/с. Расчётная частота вращения долота рассчитывается по формуле (2.3):
n = (60 * 3,4) / (3,14 * 0,2953) = 194,1 = 220 об/мин
На интервале бурения от 905 до 1740 метров, для долота III 215,9 МЗ-ГВ окружная скорость (V окр ) принимается равной 2,8 м/с. Расчётная частота вращения долота рассчитывается по формуле (2.3):
n = (60 * 2,8) / (3,14 * 0,2159) = 247, 8 = 248 об/мин
Расчёт частоты вращения по продолжительности контакта зубьев долота с горной породой.
Частота вращения долота рассчитывается по формуле:
n = 0,6 * 105 * d ш / (ф min * z * Д д ), об/мин (2.4)
где n - частота вращения долота, об/мин;
z - число зубьев на периферийном венце шарошки;
ф min - минимальное значение времени контакта зубьев долота с горной породой;
d ш / Д д = 0,6 ч 0,7 принимаем среднее значение равное 0,65.
Число зубьев на периферийном венце шарошки (z) для долота III 295,3 МСЗ-ГНУ равно 22, а для долот III 215,9 МЗ-ГВ и III 215,9 С-ГВ оно равно 18.
Минимальное значение времени контакта зубьев долота с горной породой (фmin):
· для упруго пластичных пород равно 5 ч 7 мкс;
· для пластичных пород равно 3 ч 6 мкс;
· для упруго хрупких пород равно 6 ч 8 мкс;
· для хрупких пород равно 8 ч 10 мкс.
Для интервала 0 - 905 метров принимаем ф min = 6 мкс, а число зубьев на периферийном венце шарошки (z) равно 22. По формуле (2.4):
n = 0,6 * 105 * 0,65 / (6 * 22 ) = 295 об/мин
Для интервала 905 - 1740 метров принимаем ф min = 7 мкс, а число зубьев на периферийном венце шарошки (z) равно 18. По формуле (4):
n = 0,6 * 105 * 0,65 / (7 * 18 ) = 309,5 об/мин
Здесь частота вращения долота рассчитывается по формуле:
n = T o / (0.02 * (б + 2)), об/мин (2.5)
где n - частота вращения долота, об/мин;
T o - потенциальная стойкость опор долота, час;
б - коэффициент, учитывающий свойства горных пород:
· для пород категории М б = 0,7 ч 0,9;
· для пород категории С б = 0,5 ч 0,7;
· для пород категории Т б = 0,3 ч 0,5.
Интервал бурения 0 - 905 метров сложен породами категории М, следовательно, б = 0,8. По формуле (2.5) рассчитываем частоту вращения долота для данного интервала:
n = 0,0935 * 295,3 / (0.02 * (0,8 + 2)) = 493 об/мин;
Интервал бурения 905 - 1740 метров сложен породами категории МС, следовательно, б = 0,7. По формуле (2.5) рассчитываем частоту вращения долота для данного интервала:
n = 0,0935 * 215,9 / (0.02 * (0,7 + 2)) = 373,8 об/мин;
Из всех значений выбираются меньшие:
Расчётная частота вращения долота не совпадает с частотой вращения турбобура, следовательно, необходимо применять редукторную вставку.
2.3.4. Выбор и расчет необходимого расхода очистного агента
Режим течения бурового раствора является одним из управляющих факторов в процессе бурения.
Для каждого конкретного случая существует определённое значение расхода промывочной жидкости, кроме того, она является носителем энергии при использовании гидравлических забойных двигателей и буровых долот с гидромониторным эффектом. Таким образом, необходимо чтобы выбранный расход бурового раствора обеспечивал следующие функции:
· очистка забоя скважины от выбуренной породы;
· удаление продуктов разрушения по затрубному пространству на дневную поверхность;
· передавать мощность от источника на дневной поверхности к забою;
· гидромониторный эффект при бурении долотами с гидромониторными насадками;
· препятствовать проявлениям неустойчивости пород стенок скважины;
· способствовать сохранению естественных коллекторских свойств продуктивных пластов в приствольной зоне скважины.
Расчёты в этом разделе ведутся по [1].
Рассчитывается расход промывочной жидкости по интенсивности очистки забоя скважины.
где k - коэффициент удельного расхода жидкости (0,03 ч 0,065 л/с);
S заб - площадь забоя скважины, см 2 .
Площадь забоя скважины рассчитывается по формуле:
S заб = 0,785 • D д 2 , см 2 (2.8)
В интервале бурения под кондуктор площадь забоя скважины рассчитывается по формуле (2.8):
S заб = 0,785 • 29,53 2 = 684,53 см 2
Расход промывочной жидкости на данном интервале бурения определяется по формуле (2.7):
В интервале бурения под эксплуатационную колонну площадь забоя скважины рассчитывается по формуле (2.8):
S заб = 0,785 • 21,59 2 = 365,91 см 2
Расход промывочной жидкости на данном интервале бурения определяется по формуле (2.7):
Рассчитывается расход промывочной жидкости по скорости восходящего потока.
где V В - скорость восходящего потока, м/с;
S К.П. - площадь кольцевого пространства, м 2 .
Рекомендуемая скорость восходящего потока:
для пород категории М ~ 0,9 ч 1,3 м/с;
для пород категории С ~ 0,7 ч 0,9 м/с;
Площадь кольцевого пространства рассчитывается по формуле:
S К.П. = 0,785 • (D д 2 - d Б.Т. 2 ), (2.10)
В интервале бурения под кондуктор принимается: d Б.Т. = 0,127 м, V В =1,0 м/с, тогда площадь кольцевого пространства рассчитывается по формуле (2.10):
S К.П. = 0,785 • (0,2953 2 - 0,127 2 ) = 0,0558 м 2 ;
Расход промывочной жидкости на данном интервале рассчитывается по формуле (2.9):
В интервале бурения под эксплуатационную колонну принимается: d Б.Т. = 0,127 м, V В = 0,9 м/с, тогда площадь кольцевого пространства рассчитывается по формуле (2.10):
S К.П. = 0,785 • (0,2159 2 - 0,127 2 ) = 0,0239 м 2 ;
Расход промывочной жидкости на данном интервале рассчитывается по формуле (2.9):
Рассчитывается расход промывочной жидкости из условия создания гидромониторного эффекта.
где F н - площадь сечения насадок долота, см 2 ;
F н = m • (р • d н 2 ) / 4, см 2 (2.12)
Площадь сечения насадок долота рассчитывается по формуле (2.12):
F н = 2 • (3,14 • 1,22) / 4 = 2,26 см 2
Расход промывочной жидкости рассчитывается по формуле (2.12):
Рассчитывается расход промывочной жидкости, обеспечивающий вынос шлама на поверхность.
Q = V кр • S max + (S заб • V мех • (г п - г ж )) / (г см - г ж ), м 3 /с (2.13)
где V кр - скорость частиц шлама относительно промывочной жидкости, м/с;
S max - максимальная площадь кольцевого пространства в открытом стволе, м 2 ;
S заб - площадь забоя скважины, м 2 ;
V мех - механическая скорость бурения, м/с;
г п - удельный вес породы, г/см 3 ;
г ж - удельный вес промывочной жидкости, г/см 3 ;
г см - удельный вес смеси (шлам и промывочная жидкость), г/см 3 ;
г см - г ж = 0,01 ч 0,02 г/см 3 , принимаем г см - г ж = 0,02 г/см 3 .
В интервале от 0 до 905 метров рассчитывается площадь забоя скважины:
S заб = 0,2953 2 • 0,785 = 0,068 м 2
В интервале от 905 до 1740 метров площадь забоя скважины будет равняться:
S заб = 0,2159 2 • 0,785 = 0,036 м 2
В интервале от 0 до 905 метров рассчитывается максимальная площадь кольцевого пространства скважины:
S max = (0,2953 2 - 0,127 2 ) • 0,785 = 0,0558 м 2
В интервале от 905 до 1740 метров максимальная площадь кольцевого пространства скважины будет равняться:
S max = (0,2159 2 - 0,127 2 ) • 0,785 = 0,0239 м 2
В интервале от 0 до 905 метров рассчитывается расход промывочной жидкости по формуле (2.13), (г ж = 1,15 г/см 3 ):
Q = 0,5 • 0,0558 + (0,068 • 0,05 • (2,3 - 1,15)) / 0,02 = 0,22 м 3 /с = 22 л/с
В интервале от 905 до 1740 метров расход промывочной жидкости будет равняться (г ж = 1,12 г/см 3 ):
Q = 0,5 • 0,0239 + (0,036 • 0,05 • (2,3 - 1,12)) / 0,02 = 0,12 м 3 /с = 12 л/с
Рассчитывается расход промывочной жидкости, предотвращающий размыв стенок скважины.
где S min - минимальная площадь кольцевого пространства, м2;
V кп max - максимально допустимая скорость течения промывочной жидкости в кольцевом пространстве, V кп max = 1,5 м/с.
В интервале бурения под кондуктор принимается d Б.Т. = 0,127 м и минимальная площадь кольцевого пространства рассчитывается:
S min = 0,785 • (0,2953 2 - 0,127 2 ) = 0,0558 м 2
В интервале бурения под эксплуатационную колонну принимается d Б.Т.= 0,127 м и минимальная площадь кольцевого пространства рассчитывается:
Smin = 0,785 • (0,2159 2 - 0,127 2 ) = 0,0239 м 2
В интервале бурения под кондуктор расход промывочной жидкости рассчитывается по формуле (14):
Q = 0,0558 • 1,5 =0,084 м 3 /с = 84 л/с
В интервале бурения под эксплуатационную колонну расход промывочной жидкости рассчитывается по формуле (2.14):
Q = 0,0239 • 1,5 =0,036 м 3 /с = 36 л/с.
Рассчитывается расход промывочной жидкости для предотвращения прихватов инструмента.
Q = S max • V кп min , м 3 /с (2.15)
где S max - максимальная площадь кольцевого пространства, м 2 ;
V кп min - минимально допустимая скорость промывочной жидкости в кольцевом пространстве, V кп min = 0,5 л/с.
В интервале бурения от 0 до 905 метров расход промывочной жидкости рассчитывается по формуле (2.15):
Q = 0,0558 • 0,5 = 0,0279 м 3 /с = 27,9 л/с;
В интервале бурения от 905 до 1740 метров расход промывочной жидкости рассчитывается по формуле (2.15):
Q = 0,0239 • 0,5 = 0,0119 м 3 /с = 11,9 л/с.
Расчет не допущения гидроразрыва пород.
Р гр = 0,0083 • Н + 0,66 • Р пл , (2.16)
Принимаются плотность промывочной жидкости гж = 1,2 г/см 3 , пластовое давление Р пл = 26,7 МПа.
Р гр = 0,0083 • 2700 + 0,66 • 26,7 = 40 МПа
Давление в скважине рассчитывается по формуле:
где г ж - плотность промывочной жидкости, г/см3;
Р скв = 0,1 • 1,2 • 2700 = 324 атм. = 32,4 МПа.
Так как Р гр ? Р скв , значит гидроразрыва пород не будет.
Из всех расчетных значений расхода промывочной жидкости приведенных выше выбирают оптимальные (удовлетворяющие требованиям приведенным выше).
Расход уточняется при выборе типа забойного двигателя (исходя из необходимой подачи для его работы) и подачи насосов. Окончательный выбор производится при расчете гидравлической программы промывки скважины в п. 2.6.
2.4 Выбор бурового раствора и его обработка
При проходке интервала под направление и кондуктор разбуриваются неустойчивые глинистые отложения и рыхлые песчаники, поэтому буровой раствор должен обладать высокой выносящей способностью, хорошей смазочной способностью для предотвращения прихватов инструмента и обеспечивать сохранение устойчивости стенок скважины. Для решения этих задач используется буровой раствор с повышенной плотностью и структурно-реологическими характеристиками (табл. 2.4) и невысоким значением показателем фильтрации (8 - 6 см 3 за 30 минут).
При бурении под направление и кондуктор используется глинистый раствор. Для получения требуемых параметров он обрабатывается химическими реагентами. Ввод водного раствора КМЦ осуществляется во время циркуляции бурового раствора через всасывающую линию буровых насосов в течение двух циклов циркуляции. Ввод водного раствора гипана производится аналогично КМЦ, но в течение трех циклов циркуляции.
Бентонитовый глинопорошок при необходимости вводится во время циркуляции бурового раствора через глиномешалку.
Буровой раствор, используемый для бурения под эксплуатационную колонну, должен обладать свойствами, позволяющие обеспечить безаварийную проводку скважины, высокие технико-экономические показатели бурения и эффективное вскрытие продуктивного пласта.
При бурении под эксплуатационную колонну используется глинистый раствор, оставшийся после бурения интервала под кондуктор, который разбавляется технической водой до с = 1,05 г/см 3 и обрабатывается химическими реагентами для достижения показателей свойств раствора, указанных в табл. 2.4. В дальнейшем происходит наработка естественного глинистого раствора при разбуривании глинистых отложений.
2.4.1 Расчет плотности бурового раствора по интервалам бурения
Плотность бурового раствора в интервалах совместимых условий бурения определяется правилами безопасности при проведении бурильных работ на территории республики Оман.
Интервал бурения из-под кондуктора до глубины 1740 м является интервалом совместимых условий.
Для интервала от 0 до 900 м гидростатическое давление, создаваемое столбом бурового раствора, должно превышать пластовое (поровое) на величину 10-15%. Пластовое давление в этом инте
Общая и геологическая характеристика района. Бурение скважины на месторождении Фахуд дипломная работа. Геология, гидрология и геодезия.
Понятие опознания. Обстоятельства, исключающие производство опознания.
Дипломная работа по теме Психологические особенности работы воспитателя с группой в дошкольном учреждении
Контрольная работа: Развитие мелкой и общей моторики у детей с ТНР
Реферат: Kids Like Adults Are Facing A Time
Контрольная Работа На Тему Использование Методов Линейного Программирования И Экономического Моделирования В Технологических Процессах
Реферат: Лицензирование и осуществление экспортно-импортных операций
Эссе На Тему Идеальный Музей Для Меня
Современный Маркетинг Эссе
Курсовая работа по теме Реституция культурных ценностей и международные конференции 10-30-х гг. XX в.
Эссе На Тему Мой Стиль Управления
Реферат: ГУСИМЗ
Сочинение Рассуждение По Рассказу
Реферат по теме Маркировка медицинских и фармацевтических товаров, её роль в товароведческом анализе
Дифференциальная диагностика ЛНГ.
Рефераты По Возрастной Психологии
Краткое Сочинение На Тему Осень
Реферат: Book Report On Ss
Реферат: Представления о здоровье и болезнях в странах древнего Востока
Сочинение по теме Литературные кафе Санкт-Петербурга начала XX века: Привал комедианта и Бродячая собака
Случай Благоприятствует Подготовленному Уму Эссе
Актив баланса ООО "Белый замок" - Бухгалтерский учет и аудит курсовая работа
Лікарські рослини родини айстрових - Биология и естествознание контрольная работа
Учет хозяйственной деятельности и отчетность на предприятии ООО "Надежда" - Бухгалтерский учет и аудит курсовая работа