Проект бурения и крепление эксплуатационной скважины на Песчаной площади Краснодарского края - Геология, гидрология и геодезия дипломная работа

Главная

Геология, гидрология и геодезия
Проект бурения и крепление эксплуатационной скважины на Песчаной площади Краснодарского края

Ознакомление с основными сведениями о районе буровых работ и геологическом строении Песчаной площади. Проектирование конструкции скважины. Выбор оборудования буровой установки, породоразрушающего инструмента, технологии бурения и цементирования.


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.
Дипломная работа содержит __ таблиц, литературных источников - 11 и графических приложений - 4.
Дипломной работой предусмотрен проект бурения и крепления эксплуатационной скважины на Песчаной площади Краснодарского края.
Дипломная работа составлена согласно требованиям методических указаний и включает три части.
Первая общая часть содержит сведенья о районе буровых работ, геологическом строение Песчаной площади и характеристики продуктивных горизонтов.
Во второй проектной части решаются вопросы сооружения скважины: проектирование конструкции скважины, выбор оборудования буровой установки, породоразрушающего инструмента, технологии бурения и цементирования.
В третьей части дается описание возможных аварий и осложнений при бурении, их предупреждение. Тщательно освещены вопросы охраны недр и окружающей среды при строительстве скважины.
Настоящая дипломная работа предусматривает проведение работ по бурению и креплению эксплуатационной скважины на газ глубиной 3160 м на Песчаной площади.
Важной задачей работы является рассмотрение высокоэффективной и безопасной технологии крепления скважины.
Углеводородное сырье является одним из основных источников благосостояния России. Поэтому поиски, разведка и разработка перспективных месторождений являются одной из важнейших задач для экономики государства.
Эксплуатация нефтяных и газовых месторождений продолжается в течении многих десятилетий, поэтому многие из известных крупных залежей значительно истощены. Имея развитую нефтедобывающую и нефтеперерабатывающую инфраструктуру регион крайне заинтересован в восполнении топливно-энергетических ресурсов. Особенно ценными являются запасы качественного углеводородного сырья в пределах известных и эксплуатируемых месторождений. Так как их вовлечение в эксплуатацию не требует дополнительных затрат на развитие новых инфраструктур, как это происходит в отдельных регионах.
1.1 Общие сведения о районе буровых работ
Площадь проектируемых работ расположена на территории Краснодарского края Славянского района, в 100 км от г.Краснодара.
Рельеф местности представляет собой низменность с многочисленными старицами, заболоченными участками, мелкими островами. Максимальные абсолютные отметки 0 - 1 м. Сейсмичность района до 5 баллов по шкале Рихтера.
В качестве источников питьевой и технической воды могут служить: Лиман Мечетный в 3 км. К востоку, Лиман Восточный в 0,5 км. к западу, ерик Терноватый в 6 км. к северо-востоку, Варавенский канал в 16 км. к северо-востоку. Имеется артезианская скважина глубиной 300 м.
Среднегодовая температура в Славянском районе +15 0 С, среднеянварская - 5 0 С, среднеиюльская +26 0 С, минимальная - 30 0 С, максимальная +42 0 С. Среднегодовое количество осадков 600 мм, максимальное количество выпадает в осеннее-весенний период. Преобладающие направление ветра восточное, северо-восточной до 20 м/с.
Отопительный сезон 6 месяцев с 15.10 - 15.04.
На территории проектируемых работ имеются заповедники, рыбопитомники. Ближайшие населенные пункты ст.Черноерковская, в 3 км. к Юго-востоку, хут.Верхний - в 3 км к северу. Этнический состав населения в основном русские. Ведущими отраслями народного хозяйства являются: растениеводство, животноводство, птицеводство и рыболовство.
В 136 км к Юго-востоку, в п.Яблоновский ив 125 км к северо-востоку, в ст.Каневской имеются материально-технические базы. В 2 км к Юго-западу имеется газопровод диаметром 219 мм.
Пути сообщения: ж/д трасса Москва - Ростов-на-Дону - Краснодар - Новороссийск, в 35 км к Юго-востоку и автобус Краснодар - Славянск-на-Кубани - Петровская - Черноерковская в 3 км к Юго-востоку.
На данной территории ведутся работы по добыче ракушечника, песка, глины.
1.2 Геологическое строение участка буровых работ
Таким образом, основные перспективы на Песчаной площади связываются с предполагаемыми залежами, которые приурочены к сложнопостроенным ловушкам в VII и VIII пачках. Благоприятные структурные условия не исключают возможности существования ловушек и в других пачках, в случае развития в них гранулярных коллекторов.
Песчаная площадь входит в состав Азово-Кубанского нефтегазоносного бассейна. В пределах северного борта ЗКП, к которому в тектоническом плане относится площадь проведения работ, продуктивным является миоценовый нефтегазоносный комплекс.
По данным бурения и ГИС в разрезе чокрака выделено одиннадцать пачек, обладающих различными залежами, которые приурочены к сложнопостроенным ловушкам в VII и VIII пачках. Благоприятные структурные условия не исключают возможности существования ловушек и в других пачках, в случае развития в них гранулярных коллекторов.
В целом, анализ результатов поисково-разведочных работ в чокракских отложениях западной части северного борта ЗКП позволяет сделать следующие выводы:
1. Чокракские отложения рассматриваемого района характеризуется резкой гидравлической дифференцированностью резервуаров, что находит отражение в региональном развитии АВПД с широким диапазоном коэффициентов аномальности (от 1,37 до 2,08).
2. Продуктивность чокракских отложений не коррелируется со степенью гидродинамической напряженности вмещающих резервуаров.
3. УВ залежи приурочены сложнопостроенным комбинированным ловушкам, с элементами тектонического и литологического экранирования.
4. Экранирующие разрывные нарушения, обособляющие тектонические блоки на северном борту ЗКП, как правило, прослеживаются от среднего сармата до Майкопа. Сопоставление толщин, осложненных дизъюнктивными дислокациями отложений по смежным блокам показывает, что часть разломов имеет кон-, а часть постседиментационный характер.
5. Линзовидный замкнутый характер чокракских коллекторов позволяют исключить механизм формирования УВ залежей за счет латеральной миграции на региональном уровне.
6. Распределение пластовых давлений по разрезу чокракских отложений не имеет выраженной закономерности увеличения с глубиной, в ряде случаев наблюдается флюидодинамическая инверсия разреза (площади Морозовская, Южно-Морозовская, Варавенская и др.).
7. Строгой математической зависимости между пластовой температурой и глубиной залегания по разрезу чокракских отложений на локальном уровне не прослеживается, что обусловлено резкой литолого-фациальной изменчивостью пород, обладающих различными теплофизическими свойствами.
По данным сейсмических исследований, а также результатам бурения на соседних площадях, в районе проектируемых работ наиболее выдержаны VII и VIII пачки, с которыми связываются основные перспективы нефтегазоносности чокракских отложений на площади Песчаной. Учитывая сложности, имеющиеся при определении фазового состояния выявленных залежей и невозможность его достоверного прогноза на Перспективных Площадях, тип залежи VII пачки на площади Песчаной, по аналогии с залежью, вскрытой скв.№20 Приблежной, принимается газоконденсатным, а в VIII пачке (по аналогии с залежью СКВ.№1 Восточно-Прибрежной) - нефтяным:
К настоящему времени на лицензионном участке ООО "Кубаньгазпром", коллектора VII пачки вскрыты на Прибрежной (скв. № 1, 3, 4, 12, 13, 14, 15, 25 Бис), Северо-Прибрежной (скв. №№1, 21), Восточно-Прибрежной (скв. №№ 1, 2) площадях.
Коллектора VIII пачки на землях ООО "Кубаньгазпром" вскрыты на Прибрежной (скв. №№ 3, 14, 15, 25 Бис), Восточно-Прибрежной (скв. №№ 1, 20) и Черноерковской (скв. №№ 1, 2) площадях, а на участке ООО "Роснефть-Краснодарнефтегаз" - на Восточно-Черноерковской, Западно-Мечеттской, Морозовской, Западно-Морозовской и Южно-морозовской площадях. С отложениями VIII пачки связана нефтяная залежь, вскрытая скв. №1 Восточно-Прибрежной. На штуцере 5 мм дебит нефти составил 205 м 3 /сут, а газа - 50,6 тыс. м 3 /сут. Пластовое давление, замеренное на глубине 3258 м составило 606,0 кгс/см 2 (К АН =1,98) Пластовая температура 131 0 С.
Таким образом, доказанная продуктивность VII и VIII пачек чокракских отложений на соседних площадях, территориальная близость к выявленным месторождениям, а также сходство термобарических и геологических условий позволяют с достаточной степень достоверности прогнозировать наличие УВ залежей на Песчаной площади в VI и VIII пачках. Кроме того, при развитии коллекторов и благоприятных структурных условиях не исключена возможность наличия УВ залежей в других пачках чокракских отложений.
В тектоническом плане Песчаная площадь расположена в зоне сочленения северного борта и погруженной части ЗКП, который является восточной, сухопутной частью Индоло-Кубанского прогиба. На юге ЗКП через Ахтырскую шовную зону сочленяется с мегантиклинорием Большого Кавказа, а на севере полого переходит в Тимашевскую ступень (Рис………).
Осадочный чехол в пределах северного борта ЗКП представлен породами от антропогенового до юрского возраста включительно, общая толщина которого изменяется от 4,5 - 5 км на севере до 10-12 км в осевой части прогиба.
Майкопские и нижележащие отложения в рассматриваемом районе бурением не изучены. Подстилающие осадочный чехол породы, по аналогии с более северной зоной, по-видимому, представлены дислоцированными породами триаса, слагающими промежуточный между осадочным чехлом и фундаментом комплекс.
В разрезе осадочного чехла северного борта ЗКП выделяются три структурных этажа: нижний (юрский), средний (мел-эоценовый) и верхний - олигоцен-антропогенный.
Нижний и средний структурные этажи разделяются предмеловым перерывом в осадконакоплении, в результате которого меловые отложения с угловым несогласием ложатся на породы нижнего этажа. Отложения среднего этажа слабо дислоцированы, залегают, в основном, моноклинально, погружаясь в пределах северного борта в южном направлении.
Средний и верхний структурные этажи в рассматриваемом районе разделяются ингрессивным несогласием.
В пределах верхнего структурного этажа складчатость отмечается в понт меотических отложениях (внутриформационные складки уплотнения), а также в караган чокраке.
1.2.3 Характеристики продуктивных горизонтов
Четвертиричная система - Куяльницкий ярус Q+N 2 2 kl (0 - 715 м)
В верхней части разрез представлен суглинком буровато-коричневого цвета, бесструктурным, и супесью бурой, в основной массе, содержащей песок буровато-коричневый, мелкозернистый, раже зерна полевых шпатов, темноцветных минералов, слюды и с включением обломков раковин.
Ниже вскрыты глины голубовато-серые и бурые сильно песчанистые слабо уплотненные вязкие, легко преходящие в буровой раствор, с прослоями песка кварцевого и полимиктового (в составе преимущественно кварц, реже - полевые шпаты и темноцветные минералы), разнозернистого.
Киммерийский ярус N 2 2 km (715 - 1205 м)
Переслаивание глин голубовато-серых песчанистых, некарбонатных, вязких, слабо уплотненных с песками светло-серыми кварц-олевошпатовыми мелкозернистыми, песчаниками полимиктовыми буровато-серыми тонкозернистыми, средней плотности и крепости и кварцевыми с глауконитом мелкозернистыми, слабо сцементированными, тонкие прослои алевролита буровато-серого.
С глубины 1080 м глины, слюдистые, слабо карбонатные (CaCO 3 до 3%), вязкие тонким вкраплением пирита и темно-серые, тонкослоистые, слюдистые, алевритистые, плотные.
Понтический ярус N 2 1 pt (1205 - 1715 м)
Верхнюю часть понтического яруса до глубины 1465 м слагают глины серые, слюдистые, сильно известковистые (CaCO 3 до 26%), вязкие, слабо уплотненные с тонким вкраплением пирита и глины темно-серые, плотные, тонкослоистые.
Отложения в интервале 1465 - 1600 м, представлены чередованием мощных (до 50 м) пластов песчаников кварцевых серых и светло-серых, разнозернистых (от мелкозернистых до крупнозернистых), слабосцементированных с глинами темно-серыми, алевритистыми, карбонатными (CaCO 3 до 10%), плотными.
В интервале 1600 - 1715 м - глины серые, темно-серые, плотные, слоистые и неяснослистые, алевритистые, слюдистые, слабо известковистые (CaCO 3 до 5%) с редкими прослоями алевролитов и песчаников.
Меотический ярус N 2 1 mt (1715 - 2220 м)
Верхняя часть яруса до глубины 1850 - глина темно-серая, плотная, алевритическая, слюдистая, слабо известковистая (CaCO 3 до 3 - 5,5%) с налетами мучнистого карбонатного материала и присыпками алевролита по плоскостям наслоения с прослоями (мощностью до 15 м) серых, грязно-серых, песчаников кварцевых, мелкозернистых, редкие тонкие прослои белых и желтоватых известняков.
Нижняя часть 1850 - 2002 м представлена песчаниками кварцевыми светло-серыми, мелкозернистыми и полимиктовыми, разнозернистыми, слабосцементированными с прослоями алевролитов серых, темно-серых и глин темно-серых, плотных, алевритистых, слюдистых, слабоизвестковистых (CaCO 3 до 2,4%) и неизвестковистых (мощностью до 8 м).
Сарматский ярус N 2 1 srm 3 (2220 - 2750 м)
Верхний сармат N 2 1 srm 3 (2220 - 2425 м), переслаивание мощных словев и песчаников (10 - 40 м). Глина серая и темно-серая, алевритистая, слюдистая, некарбонатная и слабокарбонатная (CaCO 3 до 4,7%), тонкослоистая, плотная. Песчаник кварцевый светло-серый, тонкозернистый и мелкозернистый, слабосцементированный, тонкие редкие прослойки доломита светло-коричневого, крепкого, известняка белого, мелоподобного, хрупкого и мергеля серого, плотного.
Средний сармат N 2 1 srm 3 (2435 - 2625 м) представлен глинами темно-серыми, слюдистыми, алевритистыми, слабокарбонатная (CaCO 3 до 3,6%), тонкослоистая, плотная с тонкими прослоями мергелей коричневатых и темно-серых, плотных, крепких; известняков грязно-серых, рыхлых и песчаников полимиктовых серых, мелкозернистых.
Нижний сармат N 2 1 srm 3 (2625 - 2750 м), глина серая с зеленоватым оттенком, темно-серая, тонкослоистая и неяснослоистая, слабоалевритистая слюдистая, слабоизвестковистая и неизвестковистая (CaCO 3 от 0 до 3,5%), плотная, местами вязкая, пластичная с прослоями песчаника кварц-глауконитового и полимиктового серого и буровато-серого, мелкозернистого, единичные прослои алевролита темно-серого, плотного и известняка мелкоподобного белого.
Конкский + Караганский ярус N 1 2 kn+kr 3 (2750 - 2940 м)
Отложения представлены глинами серыми с зеленоватым оттенком, реже темно-серыми, неравномерно алевритистыми слюдистыми слоистыми слабокарбонатными и карбонатными (CaCO 3 от 2,2 до 13%), плотными, с прослоями песчаника серого кварцевого мелкозернистого, песчаника буровато-серого полимиктового, алевролита темно-серого и светло-серого глинистого, плотного, мергеля доломитизированного коричневато-серого, крепкого. Стяжения пирита.
Чокракский ярус N 1 2 ch (2940 - 3160 м)
Разрез представлен глинистыми породами с прослоями песчаников и реже алевролитов и доломитизированных мергелей.
Глины серые, темно-серые, алевристые, слюдистые, плотные, тонкослоистые, местами массивные, слабоизвестковистые (CaCO 3 до 10%), неравномерно пиритизированные с прослойками песчаников и доломитизированных известняков и мергелей.
Песчаники серые, слабо сцементированные, режеплотные, кварцевые с включением зерен глауконита, в основном мелкозернистые, на глинистом цементе.
Алевролиты серые, плотные, крепкие, кварц-полевошпатовые.
Известняки серые, коричневато-серые, крепкие, доломитизированные.
Мергель серый, с буроватым оттенком, плотный, крепкий, доломитизированный.
В результате проведенных геохимических исследований в отложениях куяльника, киммерия, понта, меотиса, верхнего и среднего сармата фоновые значения газосодержания составили от 0 до 0,05% в газо-воздушной смеси, что свидетельствует об отсутствии промышленных скоплении УВ.
Кратковременные повышения газопоказаний при бурении и промывках до 0,5 - 1,4% в киммериских-сарматских отложениях (состав газа С 1 = 98-99%, С 2 = 1-2%), возможно, связаны с перетоками УВ из чокракских отложений соседних скважин №1 и №2.
Исследования шлама песчаников и глин куяльника, киммерия и понта по методике ЛБА показали отсутствие признаков битуминозности. Породы меотиса, сармата, конки и карагана отмечены фоновыми значениями ЛБА 1 - 2 балла ЛБ (БГ) (<0,05%).
В отложениях нижнего сармата и конка-караганского яруса фоновые газопоказания составили 0,01 - 0,07 в газовоздушной смеси. При промывках наблюдалось увеличение значений газопоказаний до 0,9 - 1,5%, газ по составу к чокракскому. Возможно, это связано с перетоками газа из чокракских отложений, расположенных рядом скважин Песчаная №1 и №2.
В чокракских отложениях выделяются перспективные участки разреза, представленные песчаниками и алевролитами. Песчаники в интервалах 3017 - 3022 м, 3026 - 3030 м и 3036,5 - 3046 м, характеризуются по результатам геохимических исследований (диаграмм Пикслера, величине остаточного газосодержания F Г , остаточного газонефтесодержания F H Г и люминесцентно-битуминологической характеристике) как вероятно газонасыщенные, а в интервалах 3060 - 3065 и 3081 - 3090 м как возможно газоконденсатные или нефтенасыщенные.
В интервалах отбора керна результаты газового каротажа искажены за счет значительного разбавления (коэффициент разбавления Е = 1500 - 9000). Помимо количественной интерпретации газового каротажа и ЛБА шлама для определения характера насыщения вскрываемых пород геологической службы ГТИ произведены экспресс-исследования керна.
При отборе керна в интервале 3036,4 - 3040,2 м поднят песчаник, где геохимическая характеристика по результатам ЛБА до 3 - 4 баллов МБ (ГЖ), что позволяет предположить его нефтегазонасыщенность. Также заслуживает внимание пласт песчаника в интервале 3088,7 - 3089,6 м с битуминозностью до 4 баллов МБ (ГЖ).
2. Выбор и обоснование способа бурения
Выбор наиболее эффективного способа бурения обусловлен задачами, которые должны быть решены при разработке или совершенствовании технологии бурения в конкретных геолого-технических условиях.
При бурении нефтяных и газовых скважин получили распространение способы бурения: роторный, гидравлическими забойными двигателями и бурение электробурами. Бурение проектной скважины будет производиться роторным способом.
Участок набора кривизны и стабилизации угла искривления предусмотрено бурить с применением ВЗД.
Конструкция скважины определяется числом спускаемых обсадных колонн, глубиной их установки, диаметром применяемых труб, диаметром долот, которыми ведется бурение под каждую колонну, высотой подъема тампонажного раствора в затрубном пространстве и конструкцией забоя.
Конструкция скважины зависит от глубины залегания продуктивных пластов, их продуктивности и коллекторских свойств, пластовых и поровых давлений, а также давления гидроразрыва проходимых пород, физико-механических свойств и состояния пород.
При проектировании конструкции скважины в первую очередь выбирают число обсадных колонн и глубины их спуска, исходя из недопущения несовместимости условий бурения отдельных интервалов ствола. В данном проекте предусматриваются три обсадные колонны: под направление, под кондуктор и эксплуатационная колонна. Глубина спуска эксплуатационной колонны определяется местоположением продуктивных пластов, способами закачивания и эксплуатации скважины, а также конструкцией забоя. В нашем случае она составляет 3160 м. Глубина кондуктора - 850 м, направления - 30 м.
Диаметры обсадных колонн и долот выбираем снизу вверх, начиная с эксплуатационной колонны.
Исходя из предлагаемого дебита и габаритов средств откачки, а также учитывая установившуюся практику буровых работ в данном районе, принимаем конечный диаметр бурения 215,9 мм, диаметр эксплутационной колонны - 146 мм.
Диаметры кондуктора и направления выбираем в соответствии с величиной кольцевого зазора между долотом и спускаемой обсадной колонной и кольцевого зазора между обсадной колонной и спускаемым в нее долотом для последующего интервала. Диаметры долот для кондуктора и направления составляют 295,3 мм, 39,7 мм и 490 мм, а диаметры обсадных колонн: 245 мм, 324 мм и 426 мм соответственно.
Высота подъема тампонажного раствора в затрубном пространстве определяется на основании действующих инструктивных и методических материалов. Высоту подъема цементного раствора за всеми колоннами следует производить до устья скважины[9].
2.2 Выбор промывочного реагента бурения скважины и вскрытия пласта
Буровые растворы выполняют функции, которые определяют не только успешность и скорость бурения, но и ввод скважины в эксплуатацию с максимальной продуктивностью. Основные из этих функций:
- удаление шлама из-под долота, транспорт его по затрубному пространству и обеспечение отделения его на поверхности;
- удержание шлама во взвешенном состоянии при остановке циркуляции раствора;
- охлаждение долота и облегчение разрушения породы в призабойной зоне;
- создание давления из стенки скважины для предупреждения водо-, нефте- и газопроявлений;
- оказание физико-химического воздействия на стенки скважины, предупреждая их обрушение;
- обеспечение сохранения проницаемости продуктивного пласта при его вскрытии;
- передача энергии гидравлическому забойному двигателю (при его использовании) и др.
При бурении проектируемой скважины будут использоваться следующие буровые растворы.
В процессе бурения под направление и кондуктор будет применяться глинистый раствор плотностью 1,1 г/см 3 с химреагентами (Na 2 CO 3 , КССБ, графит), который обеспечит бурение без осложнений интервала 0 - 360 м, где предполагается наличие обвалов.
условная вязкость, сек. ……….30 - 50;
водоотдача, см 3 /30мин (API)…..6 - 8;
При бурении под эксплуатационную колонну возможны обвалы в интервалах: 1090 - 1145 м, 1470 - 1505 м, 2990 - 3270 м, и нефтепроявления в интервалах: 3060 - 3080 м, 3100 - 3120 м. Поэтому здесь предусматривается применение высокоингибирующего калиевого раствора на основе гуматов (ВИКР).
Этот раствор обладает тройным ингибирующим действием.
- Во-первых, хлорид калия как электролит при концентрации более 2% подавляет процессы набухания глин.
- Во-вторых, ионы калия, проникая в кристаллическую решетку, меняют природу глин, делая их водонечувствительными.
- В-третьих, особое ингибирующее действие в этой системе осуществляют гуматы, растворимость которых зависит от величины pH среды. Существуют критические значения pH (pH кр ), выше которых гуматы растворимы даже в минерализованном буровом растворе и активно действуют как в регулировании водоотдачи, так и структурно-механических свойств. При значениях pH ниже критического уровня гуматы высаливаются и полностью теряют активность, раствор загустевает, водоотдача повышается. В калиевом растворе величина pH кр колеблется от 8,5 до 9,0, поэтому для поддержания свойств этого раствора на заданном уровне величину pH в системе регулируют на 1 - 1,5 единицы выше, чем pH кр .
Процесс ингибирования глин гуматами происходит следующим образом. Фильтрат калиевого раствора, содержащий большое количество растворимых гуматов, проникает в микротрещины глинистой породы. Процесс гидратации глин сопровождается поглощением каустической соды, и величина pH снижается до 7 - 7,4, что значительно ниже критического значения. В такой среде гуматы высаливаются из фильтрата (выпадают в осадок) и существенно повышают прочность сформированных ионами калия коагуляционных контактов между активными плоскостями в микротрещинах глин. В результате такого действия гуматов устойчивость глин существенно повышается.
По некоторым данным ингибирующий эффект гуматов (индекс устойчивости) составляет 60 - 70% от общего ингибирующего действия данной системы ВИПГР.
Регулировать величину pH кр можно известью и КС1. С повышением концентрации этих электролитов повышается pH кр .
Условная вязкость, сек……………...20 - 30;
Пластическая вязкость, сПз………...10 - 15;
СНС 0/10 , Па……………………….…..1,5 - 3,0/3,0 - 6;
Водоотдача, см 3 /30мин (API)….……6 - 8;
КСl - разжижитель, регулятор свойств корки;
К воде добавляют бентонит, NaОН и перемешивают 1 час, затем вводят КС1 и все остальные реагенты, через 15 - 20 минут перемешивания раствор готов.
Основным недостатком системы ВИПГР является отрицательное влияние фильтрата этого раствора на продуктивные пласты. Гуматы высаливаются из фильтрата в пласте также как в глинах за счет снижения величины рН вследствие адсорбционных и ионообменных реакций. Осажденные гуматы кольматируют продуктивный пласт, и проницаемость снижается в 2 - 4 раза.
Однако в последнее время в бурении развивается тенденция применять для первичного вскрытия продуктивных пластов специальные жидкости типа ИКАРБ с полной заменой ранее применяемого раствора.
В связи с этим система ВИПГР представляется весьма перспективной для бурения в неустойчивых глинах. Помимо высокой эффективности этот раствор отличается доступностью и низкой стоимостью основных реагентов и материалов.
2.3.1 Определение максимальной массы бурильной колонны
Диаметр бурильных труб должен составлять 60 - 65%, а диаметр УБТ - 75 - 85% от диаметра долота. Поэтому при бурении проектируемой скважины будут использоваться бурильные трубы диаметром 127 мм, а УБТ - диаметром 178 мм.
где k - коэффициент, учитывающий силы трения колонны бурильных труб стенки скважины, а также возможные прихваты ее породой (при подъеме снаряда k = 1,25 - 1,5; при подъеме обсадных труб k = 1,5 - 2,0);
? - коэффициент, учитывающий увеличение веса труб за счет соединяющих их элементов (для муфтово-замкового ? = 1,1);
? ж - удельный вес промывочной жидкости, г/см 3 ;
? ст - удельный вес материала бурильных труб (для стали 7,85 г/см 3 ).
Вес снаряда можно также рассчитать по следующей формуле:
Для этого необходимо знать длину утяжеленных бурильных струб. Вычислим ее по формуле:
где Р - осевая нагрузка на породоразрушающий инструмент, Н;
k - коэффициент завышения веса БТ (k = 1,25).
Осевая нагрузка осуществляется с навеса.
Применяем 5 свечей УБТ диаметром 178 мм по 28 м.
Применяем 7 свечей УБТ диаметром 178 мм по 28 м.
Вычислим вес бурового снаряда для эксплуатационной колонны:
Определим вес обсадной эксплуатационной колонны по формуле:
Где L обс. - длина обсадной колонны, м;
Q обс. - вес 1 м обсадных труб, кг.
Буровые установки - это комплексные системы, включающие все основные и вспомогательные агрегаты и механизмы, которые необходимы для строительства скважины. Эксплуатационные характеристики бурового оборудования и их конструкция закладываются таким образом, чтобы обеспечить оптимальные условия при бурении скважин определенной глубины установками соответствующего класса.
Буровую установку выбирают по ее максимальной грузоподъемности, обуславливающей вес в воздухе наиболее тяжелой колонны бурильных труб. По номинальной грузоподъемности ограничивается и допустимый вес в воздухе обсадной колонны, спускаемой в один прием.
Тип привода буровой установки выбирается в зависимости от региональных условий. Учитывая опыт работ в данном районе, бурение проектируемой скважины будет осуществляться с использованием привода от ДВС.
Буровая установка с дизель-гидравлическим приводом БУ3200/200ДГУ-1 соответствует проектной глубине скважины 3290 м и максимальной нагрузке на крюке 122,25 т.
Она предназначена для бурения эксплуатационных и разведочных скважин на нефть и газ условной глубиной 3200 м в условиях умеренного климата, климатическое исполнение "У", категория I.
Способ монтажа и транспортирования.
Конструкция буровой установки предусматривает:
- крупноблочное транспортирование вышечно-лебедочного и навесного блоков на тяжеловозах ТПП-70 и Т-60;
- транспортирование средними блоками на трайлерах и платформах ПП40Бр грузоподъемностью 40т;
- агрегатный способ перевозки транспортом общего назначения[4].
Основные параметры БУ3200/200ДГУ-1:
1. Допускаемая нагрузка на крюке, кН (тс)………………........2000(200)
2. Условная глубина бурения, м……………………………………...3200
3. Скорость подъема крюка при расхаживании колонн, м/с……........0,2
4. Скорость установившегося движения при подъеме
элеватора (без нагрузки), м/с……………………………………………1,5
5. Расчетная мощность, развиваемая приводом на входном валу
подъемного агрегата, кВт……………………………………………….670
6. Диметр отверстия в столе ротора, м………………………………..700
7. Расчетная мощность привода ротора, кВт…………………………280
8. Мощность бурового насоса, кВт……………………………………950
9. Высота основания (от пола буровой), м………………………………6
10. Просвет для установки сборки превенторов, м……………………..4,7
11. Максимальное натяжение подвижного конца талевого каната,кН.217
12. Диаметр талевого каната, м…………………………………………..28
13. Диаметр тормозного шкива (обода), мм…………………………..1180
14. Наибольшая оснастка талевой системы………………..…………5 х 6
15. Максимальное давление, развиваемое насосом, МПа (кгс/см 2 ).32(320)
16. Максимальная подача насоса, л/с……………………………………46
17. Максимальная нагрузка на стол ротора, кН………………………5000
18. Максимальная нагрузка на ствол вертлюга, кН………………..…2500
19. Максимальная частота вращения ствола
вертлюга, с -1 (об/мин)……………………………………………..3,33(200)
20. Вышка……………………………………………………… А-образная
21. Максимальная нагрузка вышки, кН……………………………….2500
22. Рабочая высота вышки, м…………………………………………….45
23. Расстояние между ногами вышки, м……………………………….10,3
24. Суммарный объем циркуляционной системы, м 3 ………………….120
25. Пропускаемая способность, дм 3 /с:
илоотделителя……………………………………………....45
26. Число компрессоров, шт………………………………………………..3
27. Производительность компрессора, м 3 /мин……………………………5
28. Рабочее давление пневмосистемы, МПа……………………...0,6 - 0,8
29. Масса, т……………………………………………………………….582
1. Вышка ВМА-45х200-1, шт……………………………………………..1
2. Устройство для подъема вышки, комплект…………………………...1
3. Устройство для транспортирования вышки, комплект………………1
4. Вертлюг УВ-250МА, шт………………………………………………..1
5. Приспособление для подвески вертлюга, шт…………………………1
6. Ротор Р700 ТУ 24.00.1038-80 с ПКРБО-700 ТУ 26-02-1027-86……...1
7. Лебедка вспомогательная ЛВ-44, шт………………………………….1
8. Пульт управления, шт…………………………………………………..2
9. Упор, шт…………………………………………………………………8
10. Механизм крепления каната, шт…………….………………………...1
11. Ключ буровой АКБ-3М2 по ТУ 26-02-28-79, шт……………………..1
12. Подвеска машинных ключей, шт……………………………………...1
13. Насос буровой трехпоршневой УНБ-600, шт…………………………2
14. Кран консольно-поворотный, шт……………………………………...2
15. Кран поворотный КП-2, ТУ 26-02-24-80, шт…………………………1
16. Талевый канат для оснастки 5 х 6, бухта……………………………...1
17. Кронблок УКБА-6-250, шт……………………………………………..1
18. Блок талевый УТБА-5-200, шт……………………………………
Проект бурения и крепление эксплуатационной скважины на Песчаной площади Краснодарского края дипломная работа. Геология, гидрология и геодезия.
Курсовая работа: Учётная политика предприятия и ее влияние на результаты деятельности
Физика Лабораторная Работа Номер 1
Воспитание Родителей Реферат
Курсовая Работа Государство Актуальность
Дипломная работа по теме Организация подготовки спортсменов для спорта высших достижений
Про Сюрреализм Диссертация
Курсовая работа по теме Физическое воспитание младших школьников
Реферат: Тенденции развития ресурсов исследовательской компетентности у студентов-историков
Курсовая работа по теме Организация работы подразделений юридической службы Вооруженных Сил Российской Федерации
Реферат по теме Анализ опасностей в ВЦ
Курсовая Работа По Гражданскому Праву На Тему Авторское Право
Эбугалисина Хэм Эбелхарис Образларына Чагыштырма Характеристика Сочинение
Мир Животных Реферат
Курсовая работа: Диагностика банкротства и механизм финансовой стабилизации
Реферат: Менеджмент: сущность и основные категории
Контрольная работа: Психодиагностические методы в психологии
Реферат по теме О Дмитрии Ивановиче Писареве
Управление Персоналом Эссе
Контрольная работа по теме Реклама в условиях современного рынка
Дипломная работа по теме Проблемы и основные методы социального обеспечения на примере муниципального образования
Монокристаллический и нанокристаллический оксид алюминия - Геология, гидрология и геодезия курсовая работа
Этология и социобиология - Биология и естествознание реферат
Облік у небюджетних неприбуткових організаціях - Бухгалтерский учет и аудит контрольная работа