Проект строительства эксплуатационной скважины на Западно-Хосседаюском месторождении - Геология, гидрология и геодезия дипломная работа

Главная

Геология, гидрология и геодезия
Проект строительства эксплуатационной скважины на Западно-Хосседаюском месторождении

Геолого-промышленная характеристика месторождения. Основные проблемные вопросы бурения типовой наклонно-направленной эксплуатационной скважины Западно-Хоседаюского месторождения. Обоснование применения алмазно-твердосплавных пластинок долот при бурении.


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.


В пределах Ненецкого АО расположена одна из наиболее известных и богатых нефтью и газом Тимано-Печорская нефтегазоносная провинция, сосредоточившая огромные разведанные и потенциальные запасы углеводородного сырья. В настоящее время на территории Ненецкого АО открыто 77 месторождений нефти и газа с начальными суммарными ресурсами углеводородного сырья 3580 млн. т. условного топлива.
Тимано-Печорская провинция является высокоперспективным нефтедобывающим регионом Европейской части России. Указанный регион занимает исключительное положение по разведанным запасам и открытым месторождениям углеводородов Севера европейской части России.
Мощная конкуренция, существующая в современной нефтяной отрасли, заставляет искать более эффективные и экономичные пути бурения. Наиболее успешно в этой отрасли работают те компании, которые обладают исчерпывающей информацией о бурении, опытным и квалифицированным персоналом, современным оборудованием.
В дипломной работе рассмотрены вопросы бурения типовой наклонно-направленной эксплуатационной скважины Западно-Хоседаюского месторождения, а также произведено обоснование применения АТП (алмазно-твёрдосплавные пластинки) долот при бурении Западно-Хоседаюского месторождения.
1. Геолого-промышленная характеристика месторождения
месторождение скважина твердосплавный долото
Общие сведения о районе буровых работ представлены в таблице 1.1.
Таблица 1.1 - Общие сведения о районе буровых работ
Наименование площади (месторождения)
Россия, Архангельская область, Ненецкий автономный округ
Равнина, заболоченная местность с озерами и ручьями
Снабжение производства технической водой осуществляется из р. Колва
Питьевая вода доставляется вертолетами (в летнее время), автотранспортом (в зимнее) из г. Усинск
Дизель-генераторные станции типа «ЗВЕЗДА-1000ВК-02М3»
Таблица 1.2 - Общие сведения о скважине
Стратиграфический разрез, литологическая характеристика скважины приведены в таблице 1.3.
Таблица 1.3 - Литолого-стратиграфическая характеристика разреза скважины
Литологическая характеристика пород
В верхней части разреза глины, суглинки, супеси с прослоями песков переходящих в песчаники с включениями гальки, гравия различных пород. Ниже переслаивание песков, глин, алевролитов. Пески и слабосцементированные песчаники светло-серые, кварцевые, мелкозернистые, слюдистые содержат прослои глинисто-алевритовой породы. Глины алевритовые и алевролиты глинистые, зеленовато-серые.
Переслаивание глин, песков и алевролитов. Глины серые, алевритистые, слоистые, известковивтые. Алевролиты серые, глинистые. Встречаются прослои горючих сланцев, стяжения пирита
Песок кварцевый, серый, почти белый, м/зернистый, слюдистый, косослоистый, с тонкими прослойками и линзами глины, с редкими прослоями угля, с включениями гравия, реже валунов. Глины меняют окраску от серого до коричневого.
Верхнетриасовый +Среднетриасовый отдел
Глины и алевролиты с прослоями песчаников. Глины серые, зеленовато-серые, горизонтально-слоистые, с растительным детритом. Алевролиты серые, н/глинистые, слюдистые, с растительным детритом, часто переходящие в глины. Песчаники полимиктовые, серые, разнозернистые, глинистые, слюдистые, с обугленным растительным детритом.
Глины аргиллитоподобные, слоистые, слюдистые, неизвестковые с прослойками песчаников и алевролитов. Песчаники и алевролиты полимиктовые, зеленовато-серые, разнозернистые, глинистые, слюдистые. В основном песчаники зеленовато-серые, средне-, крупнозернистые, полимиктовые плотные, крепкие, с обилием гальки и гравия.
Переслаивание песчаников, алевролитов и глин. Песчаники и алевролиты серые, зеленовато-серые, мелкозернистые, полимиктовые, слабоглинистые, известковистые. Глины серые, зеленовато-серые, аргиллитоподобные, неравномерно алевритистые, углистые, слюдистые.
Нижнепермский отдел, кунгурский ярус
Переслаивание песчаников полимиктовых, мелко-, среднезернистых, известковистых и глин аргиллитоподобных, неизвестовых, алевритов с конкрециями пирита.
Нижнепермский отдел, артинский ярус
В верхней части известняки алевритистые. В нижней части карбонатно-глинистая порода с алевритовым материалом.
Нижнепермский отдел, ассельский+сакмарский ярусы
Известняки глинистые, алевритистые.
Известняки серые, светло-серые и тёмно-серые, органогенно-детритовые, неравномерно перекристаллизованные, прослоями и участками доломитизированные, глинистые.
Средний карбон, московский+башкирский ярусы
Чередование известняков серых, светло-серых, ангидритов тонкозернистых, доломитов тонкозернистых сульфатизированных, глин и мергелей.
Верхнедевонский отдел, Усть-печорский горизонт
Известняки органогенно-детритовые, разнозернистые, сгустково-комковатые.
Верхнедевонский отдел, фаменский ярус
1.4 Физико-механические свойства горных пород
Физико-механические свойства горных пород по разрезу скважины представлены в таблице 1.4.
Таблица 1.4 - Физико-механические свойства горных пород по разрезу скважины
Индекс стратиграфического подразделения
Гидратационное разуплотнение (набухание) пород
1.5 Нефтеностность, пластовое давление и температуры
Таблица 1.5 - Нефтеносность по разрезу скважины
Индекс стратиграфического подразделения
относительная по воздуху плотность газа
Давление насыщения в пластовых условиях, кгс/см 2
1.6 Возможные осложнения в процессе бурения скважины
Сведения о возможных при бурении проектируемой скважины осложнениях представлены в таблице 1.6.
Таблица 1.6 - Возможные осложнения при бурении
Размыв устья, осыпание стенок скважины. Желобообразование. Замедленное твердение тампонажного раствора. Сужение ствола скважины в отложениях К1 из-за образования фильтрационной корки. Оттаивание ММП до глубины 300 м.
Разрез неустойчивый. Осыпание стенок скважины Сужение ствола скважины из-за образования фильтрационной корки в проницаемых интервалах. Желобообразование. Сальникообразование. Дифференциальные прихваты и прихваты при образовании сальников.
Разрез относительно устойчивый. Возможно желобообразование при прохождении глинистых пород. Сужение стенок скважины из-за образования фильтрационной корки. Коагуляция бурового раствора в ангидритах С1s1. Поглощение бурового раствора от частичного до полного (C1s2-C2). Дифференциальные прихваты бурового инструмента.
Разрез устойчивый. Сужение ствола скважины Желобообразование. Поглощение тампонажного раствора с потерей циркуляции. Дифференциальные прихваты инструмента. Нефтеводопроявления при снижении давления в скважине до пластового.
1.7 Геофизические исследования в скважине
Комплекс геофизических исследований, проводимых в скважине, представлены в таблице 1.7.
Таблица 1.7 - Геофизические исследования
Стандартный каротаж, ПС, Резистивиметр, БК, БКЗ
В интервалах 2730-2840 м, 2960-3102 по вертикали
2.1 Проектирование профиля скважины
Исходные данные для расчета профиля ствола скважины приведены в таблице 2.1
Рисунок 2.1 - Эскиз профиля наклонно направленной скважины
Таблица 2.1 - Исходные данные для расчета профиля
Проектная глубина скважины по вертикали
Проектный отход скважины на глубине 3102 м
Для профиля данного типа необходимое значение максимального зенитного угла, при котором обеспечивается проектное смещение ствола скважины на проектной глубине скважины, определяется в результате решения уравнения по формуле (2.1):
где - зенитный угол ствола скважины;
- радиус кривизны участка искривления;
- проектное смещение забоя от вертикали;
Радиус кривизны участка искривления определяется по формуле (2.2):
где - интенсивность набора кривизны на 10 м бурения.
Длина вертикального участка определяется по формуле (2.3):
Вертикальная проекция прямолинейного наклонного участка определяется по формуле (2.5):
Длина участка набора зенитного угла определяется по формуле (2.6):
Длина прямолинейного наклонного участка определяется по формуле (2.7):
Длина ствола скважины по инструменту определяется по формуле (2.8):
Горизонтальная проекция участка набора зенитного угла определяется по формуле (2.9):
Горизонтальная проекция прямолинейного наклонного участка определяется по формуле (2.10):
Горизонтальная проекция длины ствола скважины по инструменту определяется по формуле (2.11):
Данные полученные по расчету профиля скважины представлены в таблице 2.2
Таблица 2.2 - Профиль ствола скважины
участок стабилизации зенитного угла
2.2 Проектирование конструкции скважины
Под конструкцией скважины понимают совокупность данных о числе, глубинах спуска и диаметрах обсадных колонн, диаметрах долот для каждой из колонн и интервалах цементирования. Конструкция скважины зависит от сложности геологического разреза, способа бурения, назначения скважины, способа вскрытия продуктивного горизонта и других факторов Конструкция скважины должна быть прочной и обеспечивать:
- минимальные затраты средств на разведку и разработку месторождения;
- достижение необходимого режима бурения и эксплуатации;
- доведение скважины до проектной глубины.
Число обсадных колонн и глубины установки их башмаков определяются по числу зон с несовместимыми условиями бурения, которые определяются по совмещенному графику градиентов давлений. При выборе числа колонн также необходимо учитывать устойчивость горных пород и необходимость перекрытия ММП.
Диаметр долота D д при бурении под обсадную колонну определяется по формуле:
где D м - диаметр муфт спускаемой обсадной колонны, мм;
b м - требуемый диаметральный зазор между стенками скважины и муфтой обсадной колонны, мм ( =25 мм для труб 168-245 мм; = 35 мм для труб 273-299 мм; = 39-45 мм для труб 324-426 мм).
Наружный диаметр предыдущей обсадной колонны D ок , внутри которой должно проходить долото диаметром D д , вычисляется из соотношения:
где b д - требуемый диаметральный зазор между долотом и внутренней полостью обсадных труб (b д = 5 - 10 мм, причем b д увеличивается с увеличением D д );
д - толщина стенки обсадных труб, мм (принимается средняя или наибольшая толщина стенки для данного типоразмера труб).
По результатам расчетов принимаются ближайшие стандартные диаметры долот и обсадных труб.
Определяем диаметр муфт для обсадной колонны диаметром 168,3 мм. Диаметр муфт D м составит 187,7 мм.
Так как скважина имеет наклонно-направленный профиль, разность диаметров между муфтой обсадной колонны и стенкой ствола скважины принимаем b м =25 мм.
Таким образом, диаметр долота для бурения под эксплуатационную колонну составит:
Принимаем стандартный диаметр долот для бурения под эксплуатационную колонну D д =215,9 мм.
Определим диаметр колонны, исходя из формулы (2.13)
Принимаем стандартный диаметр колонны D ок =244,5 мм. Диаметр муфты для труб данного диаметра составит D м =269,9 мм.
Определим диаметр долота, применяемого при бурении под техническую колонну диаметром 245 мм.
Принимаем стандартный диаметр долота D д =295,3 мм.
Определим диаметр колонны по формуле (2.13)
Принимаем стандартный диаметр колонны D ок =323,9 мм. Диаметр муфты для труб данного диаметра составит D м =351 мм.
Определим диаметр долота, применяемого при бурении под техническую колонну диаметром 324 мм.
Принимаем стандартный диаметр долота D д =393,7 мм.
Определим диаметр направления, исходя из формулы (2.13)
Принимаем стандартный диаметр колонны D ок =426 мм. Диаметр муфты для труб данного диаметра составит D м =451 мм.
Определим диаметр долота, применяемого при бурении под техническую колонну диаметром 426 мм.
Принимаем стандартный диаметр долота D д =490 мм.
Полученные результаты расчета проектной конструкции скважины сведены в таблицу 2.3
Таблица 2.3 - Проектная конструкция скважины
2.3 Выбор буровых растворов и их химическая обработка по интервалам бурения
Основным критерием выбора типа буровых растворов является их способность обеспечивать строительство высококачественных и рентабельных скважин с минимальным негативным воздействием на окружающую природную среду и фильтрационные свойства продуктивных пластов.
Плотность буровых растворов для интервалов совместимых условий бурения рассчитывается исходя из условий сохранения устойчивости горных пород, слагающих стенки скважин, а в интервалах содержащих напорные пласты - создания столбом раствора гидростатического давления на забой, предотвращающего поступление пластового флюида в ствол скважин.
Для строительства скважин Западно-Хоседаюского месторождения устанавливаются следующие значения плотности бурового раствора при бурении под обсадные колонны:
Таблица 2.4 - Значения плотности бурового раствора при бурении под обсадные колонны
Плотность бурового раствора, г/см 3
Промежуточная колонна диаметром 245 мм
Эксплуатационная колонна диаметром 168 мм
Типы и параметры буровых растворов для строительства проектируемых скважин выбраны с учетом минералогического состава и свойств горных пород, слагающих разрез, а также анализа практического опыта бурения на месторождениях Центрально-Хорейверского Поднятия (ЦХП).
Таблица 2.5 - Типы и параметры буровых растворов
Хлоркалиевый биополимерный ингибирующий
Таблица 2.6 - Компонентный состав бурового раствора и характеристики компонентов
Номер интервала с одинако-вым долевым составом бурового раствора
Смена раствора для бурения интервала (да, нет)
Содер-жание вещества в товарном продукте (жидко-сти), %
Содер-жание компо-нента в буровом растворе, кг/м 3
2.4 Выбор компоновок бурильного инструмента
Используемые КНБК при бурении скважины на Западно-Хоседаюском месторождении представлены в таблице 2.6.
Таблица 2.6 - Компоновка низа бурильных колонн (КНБК)
расстояние от забоя до места установки, м
215,9 GFS30VPS (537) VSi616LUPX (PDС)
215,9 GFS30VPS (537) VSi616LUPX (PDС)
Выберем диаметр бурильных труб для интервала бурения 2374 - 3102 м (по вертикали) в зависимости от диаметра долота, равного 215,9 мм.
Руководствуясь практикой бурения, рекомендуются следующие диаметры бурильных труб для долот: D дэ =215,9 мм, D УБТ = 178 мм и с толщиной стенки 44 мм, D БТ =127 мм и с толщиной стенки 9,11 мм [7].
Исходные данные для расчета бурильной колоны для бурения эксплуатационной колонны представлены в таблице 2.7
Таблица 2.7 - Исходные данные для расчета бурильной колоны
Вес 1 п. м. бурильных труб марки ДЧ9,
Допустимая нагрузка на растяжение тела бурильной трубы диаметром 127 мм с толщиной стенки 9 мм группы прочности Д
Вес 1 п. м. бурильных труб марки КЧ9,
Допустимая нагрузка на растяжение тела бурильной трубы диаметром 127 мм с толщиной стенки 9 мм группы прочности К
Рассчитаем необходимую нагрузку на долото создаваемую УБТ по формуле (2.16)
где - коэффициент, учитывающий превышение нагрузки УБТ над нагрузкой на долото (согласно ЕТП должно быть превышение на 25%);
- нагрузка создаваемая весом забойного двигателя кН;
- нагрузка создаваемая весом забойной телесистемы, кН;
-максимальный зенитный угол в интервале.
Согласно выбранной компоновки выбираем бурильные трубы диаметром 127 мм с толщиной стенки 9 мм и группы прочности Д, допустимая растягивающая нагрузка для которых, с учетом коэффициента запаса прочности рассчитывается по формуле (2.18)
По формуле (2.19) рассчитаем длину первой секции колонны бурильных труб.
Для второй секции выбираем бурильные трубы диаметром 127 мм с толщиной стенки 9 мм и группы прочности К, допустимая растягивающая нагрузка для которых, с учетом коэффициента запаса прочности рассчитывается по формуле (2.18)
По формуле (2.20) рассчитаем длину второй секции колонны бурильных труб.
Длины второй секции достаточно для бурения под эксплуатационную колонну. По формуле (2.21) вычислим длину секции:
Таблица 2.8 - Сводная таблица расчета бурильных колонн
Под режимом бурения понимается сочетание регулируемых параметров, влияющих накачество бурения, к числу которых относится: осевая нагрузка на долото P д , частота вращения долота n, расход бурового раствора Q р .
Параметры оптимального режима бурения отображены в таблице 2.9.
Таблица 2.9 - Режим бурения проектируемой скважины
бурение под эксплуатационную колонну, с набором зенитного угла
2.7 Разработка гидравлической программы проводки скважины
При расчете промывки скважины определяют необходимый расход бурового раствора и потерь напора в циркуляционной системе с целью выбора буровых насосов и установления режима их работы по интервалам бурения [7].
Для каждого разбуриваемого одним и тем же инструментом интервала минимальная подача буровых насосов определяется по формуле (2.22)
где - коэффициент кавернозности в интервале;
- наружный диаметр бурильных труб, м;
- критическая скорость (скорость витания) для наиболее крупной частицы шлама, м/с. На практике в большинстве случаев рекомендуется принимать =0,4…0,6 м/с.
Рассчитаем диаметр скважины при бурении интервала под эксплуатационную колонну по формуле (2.23).
Определим подачу буровых насосов при бурении интервала под эксплуатационную колонну
Исходя из данных таблицы 2.8 принимаем оптимальный расход промывочной жидкости. Для бурения под эксплуатационную колонну он составит 30 л/с.
Потери давления при циркуляции для каждого интервала бурения определяются как сумма потерь в отдельных элементах циркуляционной системы (2.24)
где - коэффициент запаса на случай преодоления дополнительных сопротивлений в осложненных условиях бурения, ;
- потери давления в бурильных трубах, кольцевом пространстве, трубах УБТ, бурильных замках, промывочных отверстиях долота, поверхностной обвязке буровой установки, МПа.
Потери давления в бурильных трубах определяются по формуле (2.25)
где - безразмерный коэффициент гидравлических сопротивлений, который определяется в зависимости от режима течения промывочной жидкости, а режим течения оценивается через обобщенныйй критерий Рейнольдса (2.26)
где - средняя скорость течения жидкости в трубах, м/с,
- плотность бурового раствора, кг/м 3 ;
- внутренний диаметр колонны бурильных труб, м;
- пластическая вязкость бурового раствора, Па•с;
- динамическое напряжение сдвига, Па.
Экспериментально установлено, что в большинстве случаев полностью турбулентный поток образуется при величине числа . При поток всегда ламинарный. В переходном потоке, когда значение изменяется в пределах 2000…3000, поток является пробковым (струйным).
При ламинарном и струйном течении коэффициент гидравлического сопротивления труб определяется по формуле (2.28)
Для определения потерь давления в кольцевом пространстве определим режим течения по числу Рейнольдса (2.30).
где - средняя скорость течения жидкости по кольцевому пространству, м/с,
Потери давления в кольцевом пространстве скважины определяются по формуле (2.31)
где для турбулентного режима течения, для ламинарного и структурного режимов;
Определение потерь давления в УБТ производится по методу эквивалентных длин по формуле (2.33)
где - эквивалентная длина местных сопротивлений, м
Определение потерь давления в бурильных замках также производят через эквивалентную длину местных сопротивлений по формуле (2.35)
где - эквивалентная длина местных сопротивлений, м
где - эквивалентная длина замкового соединения, выраженная в долях внутреннего диаметра труб, для труб 127 мм
Определение потерь давления в промывочных отверстиях долота производится по формуле (2.37)
где - величина, зависящая от расхода промывочной жидкости и формы сопла, изменяется в пределах 120•10 -8 …57•10 -8 у гидромониторных долот с округленным входом и конусностью;
- скорость истечения жидкости из промывочных отверстий долота, м/с;
F - суммарная площадь отверстий в долоте, м 2 F=5,67?10 -4  м 2
Потери давления в поверхностной обвязке скважины с буровыми насосами определяются по формуле (2.38)
Потери давления при циркуляции (2.24)
Полученные результаты расчета необходимы для подбора насоса, который приведен в третьем разделе данной пояснительной записки.
Эксплуатационная колонна диаметром 168,3 мм рассчитывается:
- на наружное избыточное давление в момент окончания цементирования;
- на наружное избыточное давление на поздней стадии эксплуатации скважин;
- на внутреннее избыточное давление в момент опрессовки колонны;
- на растягивающую нагрузку от собственного веса.
Исходные данные для расчета эксплуатационной колонны представлены в таблице 2.10
Таблица 2.10 - Исходные данные для расчёта эксплуатационной колонны
Глубина до уровня цемента за колонной
Коэффициент аномальности пластового давления в продуктивном пласте
Плотность пластового флюида (в период ввода в эксплуатацию)
Плотность жидкости, поступающей в скважину в конце эксплуатации
Плотность минерализованной воды в застывшем цемете
Снижение уровня в колонне в конце эксплуатации
На глубине 2974 м над продуктивным пластом:
На глубине 2974 м в продуктивном пласте:
На глубине 3102 м в продуктивном пласте:
Так как толщина продуктивного пласта менее 200 м, давление в нем принимается постоянным и равным среднеарифметическому:
Это давление распространяется на 50 м выше кровли продуктивного пласта, т.е. до глубины 2924 м.
Давление на отметке 2924 м в цементном камне:
2) Расчет внутреннего давления в колонне.
При опрессовке колонны - так как это давление не превышает минимально рекомендуемое давление опрессовки р оп =11,5 , то принимаем давление на устье р у =11,5.
Минимальное давление у башмака колонны в период ввода в эксплуатацию:
3) Построение эпюры наружного избыточного давления.
Эпюра наружного избыточного давления строится для самых неблагоприятных условий нагружения, т.е. на заключительном этапе эксплуатации, когда вследствие снижения уровня жидкостив колонне внутренне противодавление становится минимальным:
По разностям наружного и внутреннего давлений в характерных точках строится эпюра наружного избыточного давления, которая изображена на рисунке 2.2.
4) Построение эпюры внутреннего избыточного давления.
Приведем некоторые расчетные значения внутреннего избыточного давления в характерных точках:
На глубине 2924 м (под влиянием продуктивного пласта):
Рисунок 2.2 - Эпюра наружных избыточных и внутренних избыточных давлений при испытании колонны на герметичность
2. Расчетное сминающее давление - 29,1 МПа;
3. Расчетное внутренние давление - 18,2 МПа;
4. Интервал зоны перфорации - 2974-3102 м (по вертикали); 3164 - 3030 (по стволу)
- На смятие в зоне перфорации, - 1,3;
Таблица 2.11 - Прочностные характеристики обсадных труб диаметром 168 мм по ГОСТ 632-80.
Предельное внутреннее давление, МПа
Предельная страгивающая нагрузка, т
Расчет производится из условия равнопрочности колонны на смятие, внутренние давление, страгивающую нагрузку и мнимой металлоемкости.
Интервалу перфорации 3164-3030 м по стволу 3102-2974 м по вертикали соответствуют трубы Д с толщиной стенки д=12,1 мм, сминающие давление для которых МПа. Расчетное: МПа. Фактический коэффициент запаса прочности на смятие нижней трубы:
Длину второй секции определяем из условия прочности на смятие нижней трубы третьей секции. Принимаем трубы с группой прочности Д (д = 8,9 мм.), для которых МПа. По эпюре (рисунок 2.2) этому давлению соответствует глубина 2500 м.
Длину третьей секции определяем из условия прочности на смятие нижней трубы четвертой секции. Принимаем трубы с группой прочности Д (д = 8,0 мм.), для которыхМПа. По эпюре (рисунок 2.2) этому давлению соответствует глубина 2000 м.
Длину четвертой секции определяем из условия прочности на смятие нижней трубы пятой секции. Принимаем трубы с группой прочности Д (д = 7,3 мм.), для которыхМПа. По эпюре (рисунок 2.2) этому давлению соответствует глубина 1650 м.
Согласно эпюре трубы всех четырех секций соответствуют условию прочности на внутренние давление, следовательно дальнейший расчет производим из условия прочности на страгивающую нагрузку.
Длину пятой секции определяем из условия верхней трубы на страгивание. Принимаем трубы с группой прочности Д (д = 8,0 мм.), для которыхт. Допускаемая страгивающая нагрузка:
Длину шестой секции определяем из условия верхней трубы на страгивание. Принимаем трубы с группой прочности Д (д = 8,9 мм.), для которыхт. Допускаемая страгивающая нагрузка:
Длину седьмой секции определяем из условия верхней трубы на страгивание. Принимаем трубы с группой прочности Д (д = 10,6 мм.), для которыхт. Допускаемая страгивающая нагрузка:
Длину восьмой секции определяем из условия верхней трубы на страгивание. Принимаем трубы с группой прочности Д (д = 12,1 мм.), для которыхт. Допускаемая страгивающая нагрузка:
Таблица 2.12 - Конструкция обсадной колонны
Цементирование всех обсадных колонн осуществляется прямым способом. Эксплуатационная колонна цементируется не до устья, высота недоподъема цемента составляет 2074 м. (таблица 2.13).
Таблица 2.13 - Общие сведения о цементировании скважины
Способ цементирования (прямой, ступенчатый, обратный)
Данные по раздельно спускаемой части колонны
номер раздельно спускаемой части колонны в порядке спуска
2.10 Выбор типа тампонажного цемента
В общем случае основными факторами для выбора тампонажного материала являются температура в скважине (на глубине 3102 м., t = 67 0 С ) , давление гидроразрыва пород, а также наличие нефтегазоносных пластов.
Для предотвращения поглощения тампонажного раствора предусматривается регулирование сроков схватывания таким образом, чтобы время цементирования составляло 75% от сроков начала схватывания.
Концентрация реагентов подбирается лабораторным путем и в проекте не указывается.
С целью предупреждения перетоков между пластами, упрочнения стенок скважины и изоляции нефтегазоводоносных горизонтов затрубное пространство между обсадными колоннами и стенками скважины перекрывается цементным раствором.
Компоненты для цементирования обсадных колонн представлены в таблице 2.14.
Таблица 2.14 - Компоненты для цементирования обсадных колонн.
Название (тип жидкости для цементирования)
Расчет цементирования эксплуатационной колонны
Исходные данные для расчета цементирования эксплуатационной колонны представлены в таблице 2.15
Таблица 2.15 - Данные для расчета цементирования эксплуатационной колонны
Расстояние от устья до уровня цементного раствора, м
Диаметр ствола скважины (диаметр долота)
Коэффициент кавернозности в интервале
Коэффициент учитывающий потери цемента
Коэффициент сжимаемости продавочной жидкости
Определим высоту столба бурового раствора за колонной (2.44)
Находим требуемый объем цементного раствора по формуле (2.45)
где - коэффициент кавернозности в интервале;
, - наружный и внутренний диаметры обсадных труб, м;
- высота подъема цементного раствора за колонной, м;
Требуемый объем цементного раствора составляет
Требуемая масса сухого цемента (2.46)
где k 2 - коэффициент, учитывающий потери.
Объем воды для приготовления раствора определяется по формуле (2.47)
где q в - единичный расход воды на 1 т сухого цемента, м 3 /т,
Требуемый объем продавочной жидкости (2.48)
где k c - коэффициент сжимаемости продавочной жидкости;
V м - вместимость манифольда, м 3 .
Гидравлический расчет цементирования:
Определим максимальное давление перед посадкой верхней пробки на упорное кольцо по формуле (2.49)
где p 1 - давление, создаваемое за счет разности плотности жидкости в затрубном пространстве и в трубах (2.50).
p 2 - давление, необходимое для преодоления гидравлических сопротивлений, находится по формуле Шищенко-Бакланова (2.51)
Подставив числовые значения, получаем
2.11 Выбор технических средств цементирования скважины
Находим количество цементировочных агрегатов из условия обеспечения определенной скорости течения цементного раствора в кольцевом пространстве v в . Принимаем v =1,5 м/с и находим требуемую подачу цементировочных агрегатов для обеспечения этой скорости.
Требуемая подача цементировочных агрегатов (2.52)
где D д и d - диаметры долота и обсадной колонны, м.
При v = 1,5 м/с подача цементировочных агрегатов составит
Принимаем цементировочный агрегат 3ЦА-400А, имеющий на 5-й скоростей производительность 19,5 л/с и давление 13 МПа при диаметре втулок 110 мм, что обеспечивает заданный режим (по давлению).
Тогда количество цементировочных агрегатов определим по формуле (2.53)
где q i - производительность цементировочного агрегата на пятой скорости, л/с.
Таким образом, для цементирования колонны необходимо 3 цементировочных агрегата. Находим необходимое количество цементосмесительных машин (2.54)
где V бун - вместимость бункера цементосмесительной машины, м 3 , для цементосмесительной машины 2СМН-20 = 14,5;
Тогда количество цементосмесительных машин составит
Определим количество цементировочных агрегатов для закачки буферной жидкости объемом:
Вместимость одного мерного бака 3ЦА-400А составляет 6,4 м 3 . Поэтому для закачки буферной жидкости принимаем один цементировочный агрегат (n 1 = 1).
Число цементировочных агрегатов при закачке цементного раствора определим по формуле (2.55)
Предусматриваем закачивание 0,98 объема продавочного раствора с помощью агрегатов, при подаче 19,5 л/с. Оставшиеся 0,02 объема продавочного раствора будут закачиваться одним агрегатом при подаче Q = 14,1 л/с, что необходимо для ловли момента «стоп» - момента посадки верхней разделительной пробки на упорное кольцо.
Определяем продолжительность цементирования по формуле (2.56)
Для цементирования обсадной колонны необходимо принять тампонажный цементный раствор, характеризующийся началом загустевания (2.57)
2.12 Техника для строительства скважины
Выбор буровой установки и основного оборудования
Выбор буровой установки производится по главному параметру - допускаемой нагрузке на крюк [1].
Допускаемая нагрузка на крюк - это вертикальная статическая нагрузка на крюке, которая не должна быть превышена в процессе всего цикла проводки скважины независимо от вида и продолжительности выполнения операций. Допускаемая нагрузка на крюк от веса обсадной и бурильной колонны определяется по формулам (3.1) и (3.2)
где - допускаемая нагрузка на крюке от веса наиболее тяжелой обсадной или бурильной колонны, кН;
- вес в воздухе наиболее тяжелой обсадной колонны (секции колонны, включая вес труб, на которых производится их спуск), кН;
- вес в воздухе наибол
Проект строительства эксплуатационной скважины на Западно-Хосседаюском месторождении дипломная работа. Геология, гидрология и геодезия.
Примеры Написания Эссе По Обществознанию 2022
Курсовая Работа На Тему Баланс Сбережения И Потребления В Экономике
Реферат На Тему Национальное Движение И Начало Классовой Борьбы Пролетариата
Реферат: Кафедра уголовного права и уголовного процесса
Тема Зависимость Реферат
Курсовая работа: Иностранные инвестиции
Курсовая работа по теме Бухгалтерская (финансовая) отчетность сельскохозяйственной организации
Дипломная работа по теме Анализ структуры рынка строительных услуг
Реферат: Красный цвет в дизайне интерьера. Скачать бесплатно и без регистрации
Реферат: Моделирование процесса обработки сигнала с широтно-импульсной модуляцией и помехи в приемном устройстве системы передачи информации
Дипломная работа по теме Гендерные аспекты выбора школьниками будущей профессии
Курсовая Работа Заключение Пример Заболевания
Спортивный Менеджмент Реферат
Контрольные Работы По Алгебре 8 Класс Фгос
Узнать Оценки За Контрольные Работы
Контрольная работа по теме Динамический расчет токарно-винторезного станка 16Б04А
Курсовая работа по теме Проектирование четырехсекционного одиннадцатиэтажного жилого дома
Дипломная работа: Державне регулювання фондового ринку в Україні
Писать Контрольные Работы На Заказ Вакансии
Реферат по теме Дистанционное обучение иностранному языку
Механизмы процесса принятия решения у животных - Биология и естествознание курсовая работа
Ихтиофауна водоемов Республики Беларусь - Биология и естествознание курсовая работа
Анализ состояния геоинформационных технологий в решении типовых задач управления региональной недвижимостью Тульской области - Геология, гидрология и геодезия дипломная работа