Проект конструкции скважины на Западно-Серафимовском месторождении - Геология, гидрология и геодезия дипломная работа

Главная

Геология, гидрология и геодезия
Проект конструкции скважины на Западно-Серафимовском месторождении

Обоснование диаметра эксплуатационных колонн, определение зон совместимости, количества обсадных колонн и глубин их спуска. Выбор способа цементирования и тампонажного материала. Определение экономической эффективности проекта крепления скважины.


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/
В непосредственной близости от месторождения проходит газопровод Арзгир-Мирное-Благодарный.
База материально-технического снабжения расположена в г. Благодарном. Энергоснабжение буровой предусматривается от двигателей внутреннего сгорания.
Снабжение буровой технической и питьевой водой осуществляется путем подвоза от Журавской КС. Основной вид связи с буровой - радиотелефон.
1.2 Литолого-стратиграфический разрез
Таблица 1.1 - Литолого-стратиграфический разрез
Литологическая характеристика пород
Суглинки желтовато-бурые с прослоями песка
Глины серые, глинистые мергели с прослоями известняка, мелкозернистого песчаника
Глины серые, известковистые с прослоями алевролитов
Чередование глин зелено-серых, темно-серых, черных
Глины темно-серые, прослои песчаников, местами карбонатных
Некарбонатные глины светло и темно-серые с налетом песка мелкозернистого
Глины карбонатные с останками рыб, мергели
Аргиллиты темно-серые, песчаники мелкозернистые, алевролиты
Аргиллиты серые, глинистые с прослоями песчаника
Известняки светло-серые до белых, мергели, аргиллиты
Переслаивание алевролитов, песчаников и аргиллитов
На основании региональных геологических и гидрогеологических исследований и наблюдений на Западно-Серафимовском месторождении, в исследуемом районе можно выделить следующие водоносные комплексы:
1.6 Пластовые давления и давления гидроразрыва
Значения пластовых давлений и давлений гидроразрыва, рассчитанные по данным бурения скважин на Западно-Серафимовском месторождении приведены в таблице 1.3.
Таблица 1.3 - Пластовые давления и давления гидроразрыва
В процессе строительства скважин на Западно-Серафимовском месторождении возможны следующие виды осложнений [1]: осыпи и обвалы стенок скважины; поглощение бурового раствора; нефтегазоводопроявления; прихваты бурильной колонны, вызванные потерей устойчивости стенок скважины и т.д.
Наибольшее число прихватов, вызванных обвалами, происходит в глинистых породах вследствие их способности быстро набухать под действием фильтрата промывочной жидкости. Среди технологических факторов, способствующим обвалам и осыпям можно отметить низкое качество промывочной жидкости, большое время воздействия промывочной жидкости на породы, склонные к обвалам. Краткие сведения о прихватоопасных зонах, а также осыпях и обвалах, приведены в таблицах 1.4 и 1.5.
Таблица 1.4 - Сведения о прихватоопасных зонах
Буровой раствор, при использовании которого произошел прихват
Допустимое время оставления бурильной колонны без движения, мин.
Нарушение технологии бурения скважины. Многократное хождение инструмента в разуплотненных глинистых образованиях.
Таблица 1.5 - Сведения об ожидаемых осыпях и обвалах стенок скважины
Минимально допустимая величина градиента гидростатического давления, при котором породы сохраняют устойчивость, МПа/100 м
Интервал проработки для восстановления скважины
Белая свита + + Бурая свита + + Зеленая свита + + Палеоцен
Несоблюдение заданных параметров бурового раствора, простои скважины, не связанные с технологией строительства скважин
Палеоцен + + Верхний мел + + Нижний мел
Поглощение бурового раствора может возникнуть, если в горной породе имеются раскрытые трещины, каверны и другие полости, а также, если под влиянием давления, создаваемого на стенки скважины, раскрываются естественные микротрещины. При поглощении статический уровень жидкости непостоянен. Если при снижении уровня жидкости обнажаются неустойчивые породы, то колебания давления и периодические осушение и увлажнение могут стать причиной обваливания. Краткие сведения о поглощении бурового раствора на Западно-Серафимовском месторождении приведены в таблице 1.6.
Таблица 1.6 - Возможные поглощения бурового раствора при разбуривании скважины Западно-Серафимовского месторождения
Максимальная интенсивность поглощения, м3/ч
Глубина статического уровня при максимальном его снижении, м
Имеется ли потеря циркуляции, да/нет
Градиент давления поглощения, МПа/100 м
Условия возникновения поглощения (повышение плотности бурового раствора, гидродинамическое давление и т.п.)
Четвертичная система + + плиоцен + + Неогеновая система + + Майкоп
При несоблюдении параметров бурового раствора
Нефтегазоводопроявления являются наиболее опасными осложнениями, которые могут привести к разрушению устья и бурового оборудования, возникновению пожаров и взрывов, стать причиной загрязнения окружающей среды и человеческих жертв. Сведения о возможных нефтегазоводопроявлениях в условиях Западно-Серафимовского месторождения представлены в таблице 1.7.
Таблица 1.7 - Возможные нефтегазоводопроявления при разбуривании скважины Западно-Серафимовского месторождения
Вид проявляемого флюида (вода, нефть, газ)
Объем притока пластового флюида при проявлении, м3/мин.
Плотность пластового флюида при проявлении, кг/м3
Условия возникновения пластового проявления
Нарушение технологии бурения скважины
Диаметр эксплуатационной колонны устанавливается заказчиком в зависимости от ожидаемого дебита нефтяной или газовой скважины или от диаметров технических средств, намеченных к использованию в скважине на поздней стадии разработки месторождения.
Рекомендуемые диаметры эксплуатационных колонн в добывающих скважинах приведены в таблице 2.1 [2].
Таблица 2.1 - Рекомендуемые диаметры эксплуатационных колонн
1. По литологической характеристике разреза выделяют интервалы с аномальной характеристикой пластовых давлений и давлений гидроразрыва. Для скважины Западно-Серафимовского месторождения участок в интервале глубин 0-570 метров характеризуется аномально-низкими значениями пластовых давлений, остальная же часть разреза в интервале глубин 570-3130 метров характеризуется гидростатическими значениями пластовых давлений.
2. Для полученных интервалов глубин находят значения эквивалентов градиентов пластовых давлений и давлений гидроразрыва слагающих пород. Под эквивалентом градиента давления понимают плотность жидкости, столб которой в скважине на глубине определения создает давление, равное пластовому или давлению гидроразрыва. Расчет эквивалента градиента пластового давления осуществляется по формуле:
Эквивалент градиента давления гидроразрыва рассчитывают по формуле:
Исходные данные для расчета эквивалентов градиентов давлений приведены в таблице 1.3, а результаты расчетов представлены в таблице 2.2.
Таблица 2.2 - Результаты расчета эквивалентов градиентов пластовых давлений и давлений гидроразрыва
Эквивалент градиента пластового давления, гс/см3
Эквивалент градиента давления гидроразрыва, гс/см3
3. На совмещенный график наносят точки эквивалентов и строят кривые эквивалентов градиентов давлений - рисунок 2.1.
4. Параллельно оси ординат проводят линии касательно крайних точек эквивалентов градиентов пластового давления и линии касательно крайних точек кривой эквивалентов градиентов давления гидроразрыва.
5. Области, ограниченные касательными, являются зонами совместимых условий бурения - рисунок 2.1.
6. Крайняя левая линия, ограничивающая область совместимых условий, определяет граничные условия по пластовым давлениям для соответствующих интервалов разреза, а крайняя правая линия - по давлениям гидроразрыва.
Зоны совместимых условий бурения являются зонами крепления скважины обсадными колоннами. Количество зон крепления соответствует количеству обсадных колонн. Как видно из рисунка 2.1 оба интервала пластовых давлений лежат в условиях совместимого бурения, что позволяет использовать одноколонную конструкцию скважины. Это позволит сократить металлоемкость конструкции и ее общую стоимость без потери качества разобщения пластов.
Рисунок 2.1 - Совмещенный график давлений для выбора конструкции скважины
8. Плотность бурового раствора, применяемого при бурении в каждой конкретной зоне крепления, должна находиться в пределах зоны совместимых условий и отвечать следующим требованиям: для скважин глубиной до 1200 м гидростатическое давление, создаваемое столбом бурового раствора в скважине, должно превышать пластовое на 10-15 %, а для скважин глубже 1200 м - на 5-10 %.
Следующим этапом проектирования скважины является определение глубины спуска обсадных колонн. Эксплуатационная колонна будет спущена на глубину 3130 м, поскольку скважина вскрывает газовое месторождение, для повышения качества разобщения пластов цементирование эксплуатационной колонны целесообразно осуществлять по всей длине [4]. Предлагаемая конструкция скважины является одноколонной, поэтому для повышения качества разобщения пластов необходимо, чтобы кондуктор частично выполнял роль промежуточной колонны. В связи с этим расчет глубины спуска кондуктора целесообразно вести по следующей формуле [3]:
Для условий скважин Западно-Серафимовского месторождения получим:
Таким образом, глубина спуска кондуктора составит 1815 м, цементирование кондуктора будет осуществляться по всей длине [4].
Для перекрытия рыхлых четвертичных отложений и отложений плиоцена, представленных суглинками и песками (таблица 1.1), направление должно быть спущено на глубину 210 м и зацементировано до устья.
2.2 Согласование диаметров обсадных колонн и долот
При расчете диаметров руководствуются нормами ГОСТ 632-80 на обсадные трубы (19 типоразмеров от 114,3 до 508,0 мм) и ГОСТ 20692-80 на шарошечные долота (39 типоразмеров), а также сведениями о номенклатуре долот, выпускаемых отечественной промышленностью и зарубежными фирмами.
Диаметр долота для бурения под обсадную колонну определяется по ее габаритному наружному размеру (наружный диаметр соединительной муфты) с таким расчетом, чтобы обсадная колонна свободно проходила по стволу скважины с регламентированным радиальным зазором, который определен в зависимости от диаметра обсадной колонны - таблица 2.3 [4].
Таблица 2.3 - Минимальная допустимая разность диаметров ствола скважины и муфты обсадной колонны
Номинальный диаметр обсадной колонны, мм
Расчетный диаметр долота определяется по формуле [2]:
Установленный таким образом нормализованный диаметр долота позволяет рассчитать внутренний диаметр обсадной колонны, через которую это долото должно свободно пройти:
Так как в ГОСТ 632-80 нормализован наружный диаметр обсадных труб и для каждого размера установлено по несколько толщин стенки трубы, внутренний диаметр может варьироваться в широких пределах:
Таблица 2.4 - Основные размеры обсадных труб и соединительных муфт к ним по ГОСТ 632-80
Наружный диаметр обсадной трубы, мм
Диапазон варьирования внутреннего диаметра
Наружный диаметр соединительной муфты
5,9; 6,9; 8,1; 9,2; 10,4; 11,5; 12,7; 13,7; 15,0
6,7; 7,7; 8,9; 10,2; 11,4; 12,7; 14,2
7,9; 8,9; 10,0; 11,1; 12,0; 13,8; 15,9
7,1; 8,9; 10,2; 11,4; 12,6; 13,8; 15,1; 16,5
8,4; 9,7; 10,9; 12,2; 13,1; 14,0; 15,4
Примечание - В скобках указан наружный диаметр муфт для труб исполнения Б.
Таблица 2.5 - Основные нормализованные диаметры трехшарошечных долот по ГОСТ 20692-80
Рассчитаем диаметры обсадных колонн для проектной скважины Западно-Серафимовского месторождения.
Наружный диаметр соединительной муфты для эксплуатационной колонны диаметром 114,3 мм согласно таблице 2.4 будет равен 127,0 мм.
Расчетный диаметр долота для бурения под эксплуатационную колонну тогда будет равен (согласно данным таблицы 2.3):
Диаметр ближайшего нормализированного долота согласно таблице 2.5 будет равен 146 мм.
Внутренний расчетный диаметр кондуктора будет равен:
Нормализованный диаметр кондуктора согласно таблице 2.4 будет 168,3 мм с максимально допустимой толщиной стенки 8,0 мм и наружным диаметром соединительной муфты 187,7 мм.
Расчетный диаметр долота для бурения под кондуктор равен:
Ближайший диаметр долота для бурения под кондуктор согласно таблице 2.5 равен 215,9 мм.
Внутренний расчетный диаметр направления:
2.3 Предлагаемая конструкция скважины Западно-Серафимовского месторождения по результатам выполненных расчетов
Сведения о полученной по результатам выполненных расчетов конструкции скважины приведены в таблице 2.6 и на рисунке 2.2.
Как видно из таблицы 2.6 и рисунка 2.2, предлагаемая конструкция отличается своей простотой и, в то же время повышенной надежностью цементирования, что имеет важное значение для разобщения газонасыщенных пластов, характеризующихся возникновением заколонных перетоков при недостаточном качестве цементирования. Интервал глубин 0-1815 м, представленный глинистыми породами склонными к интенсивному размыву и кавернообразованию, перекрывается удлиненным кондуктором малого диаметра. Как известно, с увеличением диаметра долота, используемого при бурении, увеличивается степень размыва стенок скважины в глинистом разрезе, что в свою очередь приводит к увеличению расхода тампонажного материала и общему снижению качества тампонажных работ.
Дополнительное повышение качества тампонажных работ обеспечивается цементированием эксплуатационной колонны на ее полную длину, что позволит создать цементное кольцо внутри кондуктора и тем самым повысить эффективность крепления наиболее неустойчивой части разреза скважины в интервале глубин 0-1815 м.
Упрощение же конструкции скважины достигается путем сокращения числа используемых обсадных колонн и их диаметра, что обосновано по результатам изучения совмещенного графика эквивалентов давлений - раздел 2.1. Упрощение конструкции скважины приводит к снижению ее металлоемкости и общей стоимости.
Таблица 2.6 - Полученная по результатам расчетов конструкция скважины
Рисунок 2.2 - Расчетная конструкция скважины Западно-Серафимовского месторождения
2.4 Расчет эксплуатационной колонны на прочность
Обсадные колонны рассчитывают с учетом максимальных значений избыточных наружных и внутренних давлений, а также осевых нагрузок (при бурении, опробовании, эксплуатации, ремонте скважин и т.д.). Значения внутренних давлений максимальны в период ввода скважин в эксплуатацию (при закрытом устье) или при нагнетании в скважины жидкостей для интенсификации добычи (гидроразрыв). Значения внутренних давлений обычно минимальны при окончании эксплуатации скважин.
Для газовых скважин расчет эксплуатационной колонны на прочность осуществляется согласно следующей схеме [5] - рисунок 2.3.
Перед выполнением непосредственно расчетов необходимо подготовить соответствующие исходные данные. К числу таких данных относятся диаметр эксплуатационной колонны, расстояние от устья скважины до башмака эксплуатационной колонны, пластовое давление на отметке газопроявляющего горизонта, наименьшее внутреннее давление в скважине при окончании эксплуатации, давление опрессовки, плотность бурового раствора, плотность цементного раствора, плотность опрессовочной жидкости, относительная плотность газа по воздуху, коэффициент сверхсжимаемости газа, температуры на устье и забое скважины.
Ранее было установлено, что оптимальный диаметр эксплуатационной колонны составляет 114 мм - раздел 2.1.
Согласно таблице 1.3 пластовое давление на отметке газопроявляющего горизонта составляет 30,85 МПа.
а, б - в исходном состоянии и на завершающем этапе соответственно;
Рисунок 2.3 - Расчетная схема при проектировании эксплуатационной колонны для газовой скважины
Таблица 2.7 - Минимальные давления опрессовки при испытании колонны на герметичность
Минимальные давления опрессовки при испытании колонны на герметичность, МПа
Остальные параметры определены в документе [1].
Все исходные параметры для расчета эксплуатационной колонны на прочность сведены в таблице 2.8.
Диаметр эксплуатационной колонны, мм
Удельный вес газа по воздуху (относительный)
- на отметке башмака эксплуатационной колонны
Коэффициент разгрузки цементного кольца выбирается согласно данным таблицы 2.9.
Таблица 2.9 - Значения коэффициентов разгрузки цементного кольца
Для газовых скважин давление на устье определяется по формуле:
Первоначально определим устьевое давление:
Для скважины Западно-Серафимовского месторождения эта величина составит 43,82 МПа. Такому давлению соответствую трубы группы прочности К с толщиной стенки 8,0 мм для которых критическое давление равно 48,8 МПа - таблица 2.10. Учитывая, что согласно данным таблицы 1.1 эксплуатационный объект залегает в интервале нижнемеловых отложений (2621-3130 м), длину первой секции труб принимаем равной 509 м.
Таблица 2.10 - Критические давления обсадных труб по ГОСТ 632-80
Условный наружный диаметр трубы, мм
Находим внутреннее избыточное давление на глубине 2621 м по эпюре на рисунке 2.5. Оно составляет 11,61 МПа. В соответствии с данными таблицы 2.7 эта величина должна быть не менее 12,0 МПа. Далее определяем коэффициент запаса прочности на внутреннее давление для первой секции труб по формуле:
Минимальное же установленное значение коэффициента запаса прочности на внутреннее избыточное давление составляет 1,15 для труб диаметром 114-219 мм.
Таким образом, первая секция труб пригодна для проектируемой скважины.
Таблица 2.11 - Вес секций обсадных труб различной длины
Условный наружный диаметр трубы, мм
Таблица 2.12 - Внутренние давления, при которых напряжение в теле трубы достигает предела текучести
Условный наружный диаметр трубы, мм
Внутренние давления, при которых напряжение в теле трубы достигает предела текучести, МПа
Для труб второй секции наружное избыточное давление на глубине 2621 м по эпюре (рисунок 2.4) составляет 28,23 МПа. Этому давлению соответствуют трубы группы прочности Д с толщиной стенки 7 мм, критическим давлением 31,5 МПа (таблица 2.10) и предельным внутренним давлением 40,7 МПа (таблица 2.12).
Тогда длина второй секции с толщиной стенки 7 мм будет равна:
Вес второй секции согласно таблице 2.11 составит 68985 Н или 0,0689 МН.
Внутреннее избыточное давление для труб второй секции на глубине 2256 м по эпюре на рисунке 2.5 будет равно 13,77 МПа. Следовательно, коэффициент запаса прочности на внутреннее избыточное давление будет равен:
Минимальное же установленное значение коэффициента запаса прочности на внутреннее избыточное давление составляет 1,15 для труб диаметром 114-219 мм. Таким образом, вторая секция труб также пригодна для крепления скважины.
Длину третьей секции определяем с учетом растяжения по формуле:
Вес третьей секции составит 213364 Н = 0,2134 МН.
Минимальное же установленное значение коэффициента запаса прочности на внутреннее избыточное давление составляет 1,15 для труб диаметром 114-219 мм. Таким образом, третья секция труб пригодна для крепления скважины.
Таблица 2.13 - Страгивающие нагрузки соединений обсадных труб по ГОСТ 632-80 для труб с нормальной резьбой
Условный наружный диаметр трубы, мм
Вес четвертой секции согласно таблице 2.11 составит 173982 Н = 0,1740 МН.
Минимальное же установленное значение коэффициента запаса прочности на внутреннее избыточное давление составляет 1,15 для труб диаметром 114-219 мм. Таким образом, четвертая секция труб пригодна для крепления скважины.
Поскольку оставшаяся длина необходимая для полного крепления ствола скважины до устья составляет 142 м, принимаем длину пятой секции равной 142 м. Ее вес составит 34080 Н = 0,0341 МН.
Минимальное же установленное значение коэффициента запаса прочности на внутреннее избыточное давление составляет 1,15 для труб диаметром 114-219 мм. Таким образом, пятая секция труб также пригодна для крепления скважины.
Результаты расчета эксплуатационной колонны сведены в таблице 2.14.
Таблица 2.14 - Компоновка эксплуатационной колонны по результатам расчетов
2.5 Выбор состава технологической оснастки обсадных труб
Низ кондуктора, а также эксплуатационной колонны оборудуется направляющим башмаком и обратным клапаном, устанавливаемым, как правило, на расстоянии 10-12 м от башмака.
Тип обратного клапана должен предусматривать самозаполнение обсадной колонны в процессе спуска не менее чем на 90-92 %, а также выполнять, как правило, роль кольца «стоп».
Для обеспечения полноты вытеснения бурового раствора тампонажным заколонная оснастка должна включать центраторы, скребки и турбулизаторы или устройства, сочетающие их функции.
Каждая обсадная колонна подлежит обязательному центрированию на следующих участках:
- над башмаком спускаемой потайной, нижней и промежуточной секции колонны, кондуктора и выше башмака на 8-10 м;
- у башмака ранее спущенной колонны (кондуктора) и выше на расстоянии 30-50 м через каждые 8-10 м;
- под и над устройством ступенчатого цементирования и ниже стыка секций по два центратора через 8-10 м;
- у «головы» потайной колонны и ниже на расстоянии 8-10 м;
- под и над заколонной манжетой или пакером по два центратора с расстоянием 8-10 м;
- в приустьевой части, в случае подъема тампонажного раствора до устья скважины, два центратора с расстоянием 8-10 м.
В газовых, газоконденсатных, рапосодержащих, техногенных пластах независимо от наличия АВПД, в интервалах близкорасположенных пластов с большими перепадами давлений, в нефтяных пластах с АВПД, а также над кровлей и под подошвой перечисленных пластов обсадная колонна должна оснащаться центраторами в сочетании с турбулизаторами и скребками.
Независимо от расчетной частоты расстановки центраторов, центраторы в флюидонасыщенном пласте устанавливаются через каждые 4-6 м; над каждым центратором и под ним устанавливается по одному турбулизатору и одному скребку.
Оснастка для предложенной конструкции обсадных колонн скважины Западно-Серафимовского месторождения будет выглядеть следующим образом.
В интервале установки направления диаметром 245 мм будет установлен башмак БКМ-245 (таблица 2.15), для цементажа будет использована головка цементировочная ГЦУ-245 (таблица 2.16) и один комплект разделительных пробок ПП 219Ч245 (таблица 2.17).
В интервале установки кондуктора диаметром 168 мм будет установлен башмак БКМ-168, обратный клапан ЦКОД-168-1 (таблица 2.18), для цементажа будет использована головка цементировочная ГЦУ-168 и один комплект разделительных пробок ПП 146Ч168. Для центрирования будут использоваться центраторы ЦЦ-168/216-1 (таблица 2.19). Потребное количество центраторов рассчитывается следующим образом [6].
Допустимая стрела прогиба обсадной колонны:
Таблица 2.15 - Башмаки колонные типа БКМ
Условный диаметр оснащаемой колонны, мм
Диаметр отверстий в насадке башмака, мм
Таблица 2.16 - Головки цементировочные универсальные типа ГЦУ
Наибольшее рабочее давление, МПа, не более
Наибольшая длина пробок, устанавливаемых в головке, мм, не более
Внутренний диаметр головки, мм, не менее
Кол-во присоединительных боковых отводов, шт.
- высота головки с переводником ± 30 мм
Монтажная база напорных трубопроводов ± 50 мм
Макс. допустимый перепад давления, МПа
Таблица 2.18 - Дроссельные обратные клапаны типа ЦКОД
Условный диаметр обсадной колонны, мм
Таблица 2.19 - Упругие центраторы типа ЦЦ-1
Вес вытесненного тампонажного раствора:
Вес обсадной колонны с продавочной жидкостью:
Вес обсадной колонны с продавочной жидкостью в цементном растворе, кгс/м:
Прижимающее усилие, действующее на центратор при расстоянии между центраторами 10 м:
Расстояние между центраторами по допустимой нагрузке на один центратор:
Определяют расстояние между центраторами по условию допустимой стрелы прогиба обсадной колонны:
Необходимое число центраторов в рассматриваемом интервале, шт:
Стрела прогиба обсадной колонны от собственного веса, мм:
Растягивающее усилие от нижележащего участка обсадной колонны, кгс:
Стрела прогиба труб между центраторами с учетом растягивающего усилия, мм:
В разделе 2.2 было установлено, что диаметр долота для бурения под кондуктор должен составлять 215,9 мм. Отсюда допустимая стрела прогиба обсадной колонны будет:
Согласно результатам расчетов в разделе 2.2 установлено, что внутренний диаметр кондуктора будет равен 152,3 мм. Отсюда жесткость труб обсадной колонны:
Объем вытесненного тампонажного раствора:
Вес вытесненного тампонажного раствора:
Вес обсадной колонны с продавочной жидкостью в цементном растворе:
Стрела прогиба труб между центраторами с учетом растягивающего усилия:
По результатам расчетов в разделе 2.4 установлено, что эксплуатационная колонна будет состоять из нескольких секций с разным внутренним диаметром, поэтому перед проведением дальнейших расчетов определим средневзвешенный внутренний диаметр эксплуатационной колонны:
Согласно данным таблицы 2.14 в нашем случае имеем:
В разделе 2.2 было установлено, что диаметр долота для бурения под эксплуатационную колонну должен составлять 146 мм. Отсюда допустимая стрела прогиба обсадной колонны будет:
Объем вытесненного тампонажного раствора:
Вес вытесненного тампонажного раствора:
Сведения о районе буровых работ, геологическом строение Квартового месторождения и характеристики продуктивных горизонтов. Проектирование конструкции разведочной скважины, технология цементирования. Выбор оборудования для цементирования обсадных колонн. курсовая работа [1,0 M], добавлен 06.08.2013
Тектоника Западно-Сибирской провинции. Залежи нефти на Западно-Камынском месторождении. Обоснование и расчет конструкции скважины. Коэффициент аномальности пластового давления. Расчет обсадных колонн на прочность. Гидравлическая промывка скважины. курсовая работа [431,0 K], добавлен 25.05.2012
Гидрогеологическая характеристика участка месторождения Белоусовское. Разработка конструкции скважины. Обоснование способа и вида бурения. Число обсадных колонн и глубина их спуска. Выбор состава бурового снаряда и породоразрушающего инструмента. дипломная работа [1,3 M], добавлен 21.05.2015
Обоснование и проектирование конструкции скважины. Обоснование состава технологической оснастки компоновки обсадной колонны, способа и режима ее спуска. Способы контроля качества цементирования. Вопросы техники безопасности при заканчивании скважин. курсовая работа [472,4 K], добавлен 13.07.2010
Забой скважины с цементировочной пробкой. Основные факторы, определяющие качество цементирования обсадных колонн, фактическая высота подъема цемента в затрубье. Оценка качества сцепления в интервалах плотных отложений. Примеры интерпретации АКЦ. презентация [5,2 M], добавлен 16.10.2015
Вскрытие продуктивного пласта. Обоснование числа обсадных колонн и глубины их спуска. Выбор диаметров обсадных колонн и долот, буровых растворов и их химическая обработка по интервалам. Параметры бурового раствора. Гидравлический расчет цементирования. дипломная работа [949,7 K], добавлен 13.07.2010
Геологические условия бурения. Расчет плотности растворов. Выбор конструкции скважины и способа бурения, гидравлической программы бурения скважины. Выбор типа промывочной жидкости. Расчет обсадных колонн на прочность. Характеристика бурильной установки. курсовая работа [74,5 K], добавлен 20.01.2016
Работы в архивах красиво оформлены согласно требованиям ВУЗов и содержат рисунки, диаграммы, формулы и т.д. PPT, PPTX и PDF-файлы представлены только в архивах. Рекомендуем скачать работу .

© 2000 — 2021



Проект конструкции скважины на Западно-Серафимовском месторождении дипломная работа. Геология, гидрология и геодезия.
Реферат: Страхование
Реферат На Тему Технологии Погружения Металлического Шпунта Вблизи Существующих Зданий С Обеспечением Их Безопасности И Недопущения Неравномерных Осадок Их Фундаментов
Реферат: Научные основы дактилоскопии
Курсовая Работа На Тему Оплата Труда, Системы И Формы
Реферат: Методические рекомендации по выполнению курсовой работы для студентов 2 курса специальности 080507 «Менеджмент организации»
Реферат по теме Школьные реформы 60-х годов XIX века. Школа в период реакции 70-80-х годов
Дипломная работа по теме Привлечение в качестве обвиняемого
Реферат по теме Життя та діяльність доктора медицини Миколи Васильовича Скліфосовського
Контрольная работа: Итальянский театр эпохи романтизма . Аделаида Ристори , Эрнесто Росси и Томазо Сальвини
Реферат по теме История налогов: от первобытных времён до античного мира
Доклад по теме Причины возникновения и проявления синдрома сухих глаз
Курсовая работа по теме Локус контроля школьников среднего возраста и его взаимосвязь с уровнем школьной тревожности
Дипломная работа: Механизм безналичных расчетов, используемых коммерческими банками
Как Ввести Пример В Сочинение
Курсовая работа: Сравнительный анализ государственных должностей и должностей государственной службы
Эссе Про Александра Невского По Истории
Аналар Жұмысқа Бару Керек Пе Эссе
Контрольная работа по теме Применение метода анализа данных - деревья решений
Дипломная работа по теме Инвестиционные риски и способы их оценки на примере ООО "Ситис"
Курсовая работа по теме Междоусобица на Руси 1015-1019 гг.
Классификация затрат в системе управленческого учета - Бухгалтерский учет и аудит курсовая работа
Комплексный анализ хозяйственной деятельности предприятия - Бухгалтерский учет и аудит контрольная работа
Высшие споровые растения. Мхи - Биология и естествознание презентация