Проектирование добывающей нефтяной скважины - Геология, гидрология и геодезия дипломная работа

Главная

Геология, гидрология и геодезия
Проектирование добывающей нефтяной скважины

Характеристика литолого-стратиграфического разреза. Интервалы водоносности. Нефтегазоносность, интервалы продуктивных горизонтов. Возможные осложнения при бурении скважины, мероприятия по их предусмотрению и устранению. Проектирование глубины 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.


Павловское месторождение нефти в административном отношении расположено в Чернушинском районе Пермского края в 15 км восточнее г.Чернушки. Год ввода месторождения в эксплуатацию 1962.
В тектоническом отношении Павловское месторождение приурочено к крупной антиклинальной складке размером 30*20 км, расположенной в южной части Чернушинского вала, осложняющего юго-западную часть Башкирского свода. Промышленная нефтеносность установлена в карбонатных отложениях турнейского яруса (пласты Т), в терригенных отложениях нижнего карбона (пласты Тл2а, Тл2б, Бб1, Бб2), малиновского надгоризонта (пласт Мл), в карбоатных отложениях среднего карбона (пласт Бш) и верейского яруса (пласты В3В4).
Большая часть площади покрыта смешанными пихтово - еловыми лесами с липой, кленом, березой и осиной. Климат района умеренный, континентальный. Среднегодовая температура +1.4'С; максимальная температура в июле +37'С; минимальная температура в январе -45'С. Годовое количество осадков 500-600 мм. Устойчивый снежный покров образуется в ноябре и сходит в апреле. Наибольшая высота снега 65-75 см. Максимальная глубина промерзания почвы составляет - 1,26м. Преобладает юго-западное направление ветра.
Основные полезные ископаемые кроме нефти и газа являются глины, галечники и медистые песчаники. Рельеф местности представляет собой всхолмленную равнину, расчлененную сетью речных долин, логов, оврагов. Толщина почвенного слоя 10-15 см.
Нефть с УППН “Павловка” перекачивается на НПС “Слудка” и отправляется на Уфимский нефтеперерабатывающий завод.
Водонефтяной контакт для центральной части месторождения принят на абсолютной отметке (-1260 м).
Цель бурения: эксплуатация, добыча нефти.
Проектная глубина:1515 м (по вертикали), 1713 м (по стволу)
Профиль ствола скважины: наклонно-направленный.
2.1 Характеристика литолого-стратиграфического разреза
Таблица 1 - Стратиграфический разрез скважины Скважины наклонно-направленные А = +226,9 м
Серпуховский ярус+ верхневизейский подъярус
Скважины с горизонтальным окончанием ствола
Серпуховский ярус+ верхневизейский подъярус
Таблица 2 - Литологическая характеристика разреза скважины
Отложения элювиально-делювиального, происхождения.
Голубовато-серые ангидриты с включениями и прожилками доломитов. Доломиты, прослойками и включениями ангидрита и гипса. Алевролиты плотные тонко-зернистые с прослойками аргиллитов.
Переслаивание доломиты и аргиллиты, реже песчаники.
Переслаивание доломитов и ангидритов, реже мергелей.
Доломиты прослоями известковистые, разнозернистые, сгустково-комковатые, сульфатизированные.
Известняки органогенно - детритовые, участками пористые, с включениями ангидрита и гипса, крепкие. Доломиты мелкозернистые с включениями ангидрита, неравномерно известковистые, участками пористые и кавернозные.
Известняки органогенно - детритовые, доломитизированные. Доломиты тонкозернистые, известковистые, сульфатизированные, участками окремнелые.
Известняки, доломиты, аргиллиты, мергели
Известняки детритовые доломитизированные и сульфатизированные, с редкими стилолитами.. Доломиты микро-тонкозернистые, известковистые, с редкими прослоями аргиллитов в нижней части горизонта.
Чередование известняков, неравномерно глинистых и алевролитистых, массивных, аргиллитов, известковистых алевритистых.
Известняки фораминиферовые, водорослевые и детритовые, со стилолитами, с глинистыми примазками.
Известняки детритовые доломитизированные и сульфатизированные, с редкими стилол итами..
Таблица 3 - Физические свойства горных пород продуктивных пластов
Индекс стратиграфического подразделения
1.1 2.2 Водоносность, интервалы водоносности
Индекс стратиграфического подразделения
Относится к источнику питьевого водоснабжения
Примечание: 1. Глубина залегания подошвы пресных вод до 65м.
2. Возможны проявления сероводородсодержащих вод в водоносных горизонтах
верхнего карбона в интервале 612-732 (651/617 - 786/738) м.
3. В числителе значение для наклонно -направленных скважинах, в знаменателе с горизонтальным окончанием ствола.
2.3 Возможные осложнения при бурении скважины и мероприятия по их ликвидации
1. Осыпи и обвалы стенок скважины: Q - 0 - 20 м; С 2 vr - 974(1057) - 1030(1120) м; С 1 tr(т) - 1388(1534) - 1408(1562) м.
- Спуск направлений, кондуктора, технической и эксплуатационной колонн;
- Бурение с промывкой буровым раствором в соответствии с показателями свойств;
- Проработка ствола в интервалах обвалообразований;
- Установка цементного моста в процессе бурения не позднее, чем через 36 часов
после вскрытия верейских отложений.
2. Поглощение бурового раствора: P 1 sl: 35 - 45 м (частичные), Р 1 ir: 110 - 150 м (частичные), S 1 s+v3: 1088(1185) - 1363(1500)м (частичные).
- Превышение давления в скважине над пластовым: Н ? 1200 м ?Р реп. max > 1,5 МПа
- Регулирование параметров бурового раствора (плотность, вязкость, СНС);
- Кольматация зоны поглощения (т.е. процесс забивания пор
и трещин твердой фазой, находящейся в растворе);
- Использование (ввод) инертных наполнителей, закачка в паст.
3. Возможные нефтегазопроявления (НГВП): C 1 t - 1461(1637) - 1476(1658) м
Условие возникновения: При бурении с промывкой буровым раствором с отклонением параметров или при снижении давления в скважине ниже пластового из-за отсутствия постоянного долива жидкости в скважину. Характер проявлений: плёнка нефти
Для предупреждения НГВП в процессе подъема бурильных труб, следует ограничить
В интервалах возможных обвалообразований и повышенной проницаемости пород.
Проявление пластовых вод с сероводородом: С 3 612(651) - 732(786) м;
Условия возникновения: при понижении плотности бурового раствора ниже проектной на 5%.
Целевым назначением отбора керна является:
- изучение литолого-фациальных характеристик продуктивных пластов, вторичных изменений пород-коллекторов, а также свойств и качества покрышек;
- количественная оценка ФЕС коллекторов продуктивных пластов с целью обоснования петрофизических моделей: керн-керн и керн-ГИС, необходимых при интерпретации кривых ГИС и определения подсчетных параметров.
Частота отбора керна для определения ФЕС и нефтенасыщенности, Кнг коллекторов принимается из расчета 3 образца на 1 пог.м, что соответствует существующим требованиям по оценке запасов промышленных категорий. Вынос керна по продуктивным пластам должен быть не менее 80%.
В процессе реализации «Технологической схемы разработки Павловского нефтяного месторождения» каждую 5 скважину целесообразно бурить с отбором керна с целью изучения ФЕС коллекторов и уточнения Квыт., и остаточной нефтенасыщенности, Кно, что является необходимым условием в случае достаточно высокой изменчивости вязкости нефтей и ФЕС коллекторов в залежах.
C 1 t: от 1463(1611) - 1470(1620) м; метраж отбора керна 9м. Отбор керна осуществляется керноотборным снарядом “Секъюрити”.
Так как скважина №1217 является эксплуатационной, и разрез месторождения хорошо изучен, отбор керна в данной скважине можно производить по необходимости.
2.5 Геофизические работы в скважине
При проектировании эксплуатационных скважин предусматривается комплекс промыслово-геофизических исследований, обеспечивающий расчленение пройденного разреза, выявление продуктивных пластов и определение их коллекторских свойств.
ГК, ННК, АК с ВС, ДС, БК, ИК, инклинометрия
не ранее 24 часов после цементирования
ГК, ННК, АК с ВС, ДС, инклинометрия
не ранее 48 часов после цементирования
ИК, РК, АК с ВС, БКЗ-3уст., КВ, БК, МБК, МЗ
не ранее 48 часов после цементирования
Контроль проводки ствола скважины бескабельной телесистемой с электромагнитным каналом связи
Партия ГТИ (геохимические* и технологические исследования, супервайзерский контроль
Интерпретация ГИС сводилась к следующему:
- выделение коллекторов и определение эффективных толщин;
- определение характера насыщения коллекторов и ВНК, с учётом результатов испытания интервалов продуктивного пласта;
- определение пористости (Кп) и нефтенасыщенности (Кн).
2.6 Интервалы испытаний продуктивных горизонтов. Оборудование для испытаний
Для уточнения нефтеносности продуктивных объектов, проектируется испытание продуктивных горизонтов сверху вниз в открытом стволе в процессе бурения скважин испытателем пластов.
Количество объектов испытания в эксплуатационной колонне зависит от фактической нефтеносности разреза, степени изученности залежей на данном этапе работ, их сравнительной характеристики и т.п.
Все объекты, подлежащие испытанию, должны быть опробованы на приток пластовой жидкости с целью определения дебитов на различных режимах работы скважины, суточного рабочего дебита нефти по замерам фактической непрерывной суточной добычи, коэффициентов продуктивности, статических уровней, пластовых и забойных давлений, пластовых температур.
Помимо замеров дебитов должен быть произведен отбор глубинных и приповерхностных проб нефти, замеры пластовых, забойных и устьевых давлений.
Если залежь имеет промышленное значение, должны быть проведены гидродинамические и потокометрические (при наличии двух и более проницаемых пластов) исследования с целью получения эксплуатационной характеристики пласта. При низкой производительности (дебита) скважины должны быть проведены работы по интенсификации притоков нефти (в карбонатных отложениях - объемная солянокислотная обработка с пакером).
Под конструкцией скважины понимают совокупность информации о числе обсадных колонн, их диаметрах, глубинах их спуска, интервалах цементирования, диаметрах долот для бурения под эти колонны и иногда дополнительной информации - толщине стенок ОК и группах прочности стали из которой сделаны эти колонны.
Конструкция скважины должна обеспечивать:
- прочность и долговечность скважины как технического сооружения;
- проходку скважины до проектной глубины;
- возможность проведения геофизических исследований;
- достижение проектных режимов эксплуатации;
- максимально полное использование природной энергии для транспортирования нефти и газа на поверхность;
- надежную изоляцию газо-нефте-водоносных горизонтов;
-разобщение несовместимых для одновременного бурения интервалов, а также продуктивных горизонтов, если их больше одного;
-осуществление надежных, долговечных каналов связи между продуктивными горизонтами и земной поверхностью;
-предотвращение возможных осложнений при строительстве скважины;
-возможность использования специального оборудования и инструмента при эксплуатации и ремонте скважины;
-применение современных технологий серийно выпускаемого оборудования;
-отвечать требованиям охраны окружающей среды.
При проектировании скважины учитываются:
-горно-геологические залегания горных пород и их физико-механические свойства
-свойства флюидов, их состав, температура, давление
-давление гидроразрыва пород, которое пройдет скважина
Выбор конструкции забоя и расчет глубины скважины
Выбор конструкции забоя скважины зависит от назначения, способа эксплуатации скважины, типа коллектора, механических свойств пород продуктивного пласта и др. факторов.
Призабойным называют участок от кровли продуктивного (эксплуатационного) горизонта до конечной глубины скважины.
Под конструкцией забоя понимают сочетание элементов крепи скважины в интервале продуктивного пласта, обеспечивающих устойчивость ствола, надежное разобщение флюидосодержащих горизонтов, возможность проведения технико-технологических воздействий на пласт, ремонтно-изоляционных работ, а также длительную эксплуатацию скважины с рациональным дебитом.
Эффективная работа скважины (призабойной зоны) во многом зависит от того, насколько конструкция забоя соответствует геологическим условиям залегания продуктивных пластов. Выбор конструкции забоя нефтяных добывающих скважин регламентируется РД 39-2-771-82, который распространяется на вертикальные и наклонные скважины с зенитным углом искривления ствола в интервале продуктивного пласта до 450.
Конструкция скважины представляет собой зацементированную прострелянную колонну.
Глубина спуска эксплуатационной колонны определяется глубиной залегания продуктивного пласта, его характеристикой (устойчивостью, относительным пластовым давлением), наличием подошвенной воды и водоносных горизонтов выше и ниже продуктивного пласта. Наиболее часто эксплуатационная колонна размещается так, чтобы её башмак был установлен ниже подошвы продуктивного пласта. В этом случае глубина спуска эксплуатационной колонны может быть рассчитана следующим образом:
Н = Ау+ Нп+ hст+ Hз + hпг = 226,9+1211,1+10+15+77=1515 (м)
где АУ - альтитуда устья скважины, м;
Нп - пьезометрическая отметка кровли продуктивного пласта, м;
hпг - мощность продуктивного горизонта, м;
hст - высота цементного стакана в обсадной колонне (с применением обратного клапана и упорного кольца «стоп» 10 - 20 м);
Длина зумпфа (hз), оставляемого для обеспечения прохождения геофизического, испытательного и промыслового оборудования до подошвы пласта и сбора выносимой твердой фазы при последующей эксплуатации, принимается равной 10 - 20 м.
Высота цементного стакана (hст), оставляемого в эксплуатационной колонне, зависит от места остановки верхней разделительной пробки.
Выбор числа обсадных колонн глубин их спуска , диаметров долот для бурения
Оптимальное число обсадных колонн и глубины установки их башмаков при проектировании конструкции скважин определяются количеством зон, несовместимых по условиям проводки ствола по градиентам пластовых (поровых) давлений и давлений гидроразрыва (поглощения) пластов (ГРП), устойчивости пород.
Для выбора числа обсадных колонн и глубины их спуска строят совмещенный график изменения пластового давления, давления гидроразрыва пород (ГРП) и гидростатического давления столба бурового раствора в координатах «глубина - эквивалент градиента давления».
Под эквивалентом градиента давления понимают относительную плотность жидкости, столб которой в скважине на глубине определения создает давление, равное пластовому или давлению ГРП, т.е. б пл =Р пл / (0,01·Н пл ) б грп = Р грп / (0,01·Н пл )
Величины пластовых давлений для проницаемых пластов берутся из геологической характеристики района работ, для непроницаемых пород в расчете принимают поровое давление, которое чаще всего принимают равным гидростатическом.
Величины давлений ГРП по разрезу скважины определяются расчетным путем:
Градиент давления ГРП (Агрп) выбирается следующим образом:
- для потенциально поглощающих пластов независимо от глубины: А = 0,012 МПа/м;
- для непоглощающих пластов при глубине до 1000 м : А = 0,026 МПа/м;
- для непоглощающих пластов при глубине более 1000 м: А = 0,0234 МПа/м.
Для Пермского края бгрп =2,6, К=1,5 ?р=1,0…1,5 МПа.
Проверяем глубину спуска той колонны, на которую установлено ПВО, в нашем случае это техническая колонна, следовательно,
Ру - давление на устье при его герметизации во время флюидопроявления, МПа;
?Ру - дополнительное давление на устье, принимается 1,0 - 1,5МПа;
бгрп - эквивалент давления гидроразрыва пород у башмака кондуктора;
К - коэффициент безопасности, принимается равным 1,5;
с о.ж. - относительная плотность жидкости в скважине при флюидопроявлении.
Lпл-гипсометрическая отметка кровли нижнего продуктивного пласта;
Ру = 1,2*10 6 - 1,13*9,81*1211,1 = 1,19МПа
Нк = 100*(1,19+1,0) / (2,6/1,5 - 1,13) =362 м
Принимаем глубину спуска технической колонны - 357м.
На основании построений и теоретических знаний выберем 4 обсадных колонн: эксплуатационную колонну, техническую, кондуктор и направление.
Направление предусматривают с целью перекрытия неустойчивых четвертичных отложений, предотвращения размыва устья скважины при бурении под направление, разобщения и предупреждения загрязнения верхних водоносных горизонтов. Глубину его спуска выберем 20 м.
Кондуктор предназначен для крепления неустойчивых стенок верхней части разреза скважины, предотвращения поглощений бурового раствора, перекрытия пресных водоносных горизонтов от загрязнения. Башмак кондуктора устанавливается в плотных, непроницаемых породах. Кондуктор спускается до глубины 65 м.
Техническая колонна предназначена для разобщения вышележащих зон геологического разреза, несовместимых по условиям бурения с нижележащими, защиты водоносных горизонтов от загрязнения, предотвращения гидроразрыва пород при нефтегазопроявлениях и установки противовыбросного оборудования. Глубина спуска технической колонны уточняется из условий предотвращения разрыва горных пород у башмака при герметизации устья скважины в случае нефтегазопроявлений:
Принимаем глубину спуска технической колонны - 357м.
Эксплуатационная колонна спускается для разобщения продуктивных горизонтов, обеспечения их раздельного испытания, освоения и эксплуатации. Главная ее функция - создание надежного долговечного канала связи продуктивного горизонта с земной поверхностью.
Глубина спуска эксплуатационной колонны 1515 м.
Диаметр обсадных колонн и долот выбирают снизу вверх, начиная с эксплуатационной колонны.
Диаметр эксплуатационной колонны выбирается по величине ожидаемых дебитов жидкости (нефть + газ + вода), габаритных размеров оборудования, которое должно быть спущено в эксплуатационную колонну, а также исходя из возможности обеспечить подземный и капитальный ремонты скважины в период её эксплуатации.
Диаметр эксплуатационной колонны принимаем равным 168 мм, т.к. предполагается, что проектируемая скважина будет иметь суммарный дебит жидкости равный (154 м3/сут) и он удовлетворяет габаритным размерам оборудования, которое должно быть спущено в эксплуатационную колонну для обеспечения заданных дебитов жидкости и глубины скважины.
Диаметр эксплуатационной колонны выбирается ориентировочно по величине ожидаемого дебита нефти или газа. В данном случае диаметр эксплуатационной колонны составляет 168 мм, тогда наружный диаметр соединительной муфты (Dмэк) для эксплуатационной колонны по ГОСТ 632-80 составит 188 мм. Зная диаметр эксплуатационной колонны, можем определить диаметр долота для бурения под эту эксплуатационную колонну:
Dмэк - диаметр эксплуатационной колонны под муфту;
д - зазор между стенкой скважины и эксплуатационной колонной, принимаем равным 25 мм;
Выбираем по ГОСТ 20692 - 75 диаметр долота Dд эк = 215,9 мм.
Расчетный диаметр долота для бурения под технологическую колонну:
зазор между муфтой технической колонны и стенкой скважины
Расчетный диаметр долота для бурения под кондуктор:
; зазор между муфтой кондуктора и стенкой скважины
Выбираем по ГОСТ 632 - 80 направление с наружным диаметром 426 мм.
Расчетный диаметр долота для бурения под направление:
зазор между муфтой направления и стенкой скважины
Таким образом, согласно проведенным расчетам диаметры обсадных колонн и долот представлены в таблице 3.3
Шестиинтервальный профиль ствола скважины
Глубина вертикального участка: hв= 120м
Интенсивность набора зенитного угла, град/10 м - до 31,5
Интенсивность набора зенитного угла, град/10 м - до 30
Участок условной стабилизации: длина по стволу 1415м
Интенсивность набора зенитного угла, град/10 м - до 45
Интенсивность спада зенитного угла, град/100 м - до 2
1-й интервал(вертикальный участок):
4-й интервал (условная стабилизация ):
lст = hст/сos б = 1298/cos27,11 = 1458,2м
Aст = hст*tg б = 1298*tg27,11 = 664,5м
L==120+10+90,4+1458,2+100+5,0=1713м
нефтегазоносность бурение скважина литологический
Графическое изображение профиля ствола скважины представлено на рисунке 1.
Выбор способа бурения производится на основе опыта ранее пробуренных скважин на близлежащих месторождениях с учетом исходных данных (глубины бурения, профиля скважины, диаметров долот, типа породоразрушающего инструмента и бурового раствора).
Бурение под направление диаметром 426 мм рекомендуется вести роторным способом диаметром долота = 490мм.
Бурение под кондуктор диаметром 324 мм рекомендуется вести турбинным способом турбобуром 2ТСШ-240 в сочетании с долотами диаметром 393,7 мм.
Бурение под техническую колонну диаметром 245 мм рекомендуется вести турбинным способом турбобуром 2ТСШ-240 в сочетании с долотами диаметром 295,3 мм.
Бурение под эксплуатационную колонну диаметром 168 мм проектируется вести с использованием турбобуров ДР1-176 в сочетании с долотами диаметром 215,9 мм.
При турбинном способе бурения колонна неподвижна, вращается вал забойного двигателя вместе с долотом. Турбобур устанавливают непосредственно над долотом в компоновке нижней части бурильной колонны (КНБК). При использовании забойных двигателей улучшаются условия работы бурильной колонны, что позволяет облегчить и удешевить процесс бурения.
Виды буровых растворов для бурения отдельных интервалов скважины выбираются в зависимости от состава горных пород, температуры, химического состава пластовых вод, характеристики продуктивных горизонтов, наличия и характера осложнений, с учетом опыта бурения скважин на Павловском месторождении, а также руководствуясь совмещенным графиком давлений.
Буровые растворы предназначены для выполнения следующих функций в процессе бурения:
- очистка забоя от частиц выбуренной породы и вынос их на поверхность потоком бурового раствора;
- охлаждение породоразрушающего инструмента.
В зависимости от состава буровые растворы могут выполнять ряд дополнительных функций:
- сохранять и повышать устойчивость стенок скважин;
- удерживать при прекращении циркуляции частицы выбуренных пород во взвешенном состоянии;
- способствовать разрушению горных пород на забое скважины;
- гасить вибрации и снижать трение бурового инструмента о стенки скважины;
- предотвращать поступление флюидов в ствол скважины;
- обеспечивать перенос энергии от насоса к забойному двигателю.
Кроме того, буровые растворы должны удовлетворять ряду требований:
- приготавливаться из недорогих и нетоксичных материалов, не загрязнять окружающую среду;
- быть устойчивыми к действию минерализованных сред, снижать коррозию и абразивный износ инструмента и бурильной колонны;
- обладать тиксотропными свойствами, надежно закупоривать поры и трещины в слабонапорных горизонтах, а при вскрытии продуктивных горизонтов не ухудшить их коллекторских свойств.
Таким образом, в интервале 0-65 м, слагающимся ангидритами, доломитами, мергелями и алевролитами, бурение проводим с применением полимерэмульсионного бурового раствора.
В интервале 65-357 м скважину слагают ангидриты, доломиты, мергели (65-270 м) и известняки, доломиты(270-348) отложения. Полимерэмульсионный буровой раствор.
В интервале 357-1037 м, слагающимся известняки, доломиты и алевролиты (348 - 700) и алевролиты и песчаники(700-1037). Поэтому бурение будем проводить с применением бурового раствора ХНР.
В интервале 1037 - 1438 м, слагающимся песчаниками и алевролитами, будем бурить с применением бурового раствора ХНР.
В интервале 1438-1713 м используем буровой раствор ББР ПМГ, а затем в интервале 2108-2337м - Газожидкостную смесь. Эти растворы используются при бурении той части разреза скважины, где находятся нефтесодержащие пласты. Благодаря свойствам этих растворов снижена вероятность проникновения фильтрата бурового раствора в продуктивный пласт, что позволит сохранить его коллекторские свойства.
Итоги выбора буровых растворов сведены в табл. 11.
Таблица 11 . Типы буровых растворов
водоотдача ?18 см3/30мин, ДНС=15-80 дПа
водоотдача ?18 см3/30мин, ДНС=15-80 дПА
Примечание: УВ - условная вязкость, ДНС - статическое напряжение сдвига.
Исходя из того, что диаметр под бурение эксплуатационной колонны 215,9 мм, выбираем наружный диаметр УБТ
В соответствии с диаметром долота выбираем предпочтительный диаметр УБТ.
Выберем УБТ-178 мм с внутренним диаметром 71,4 мм, толщиной стенки 53,3 мм и массой одного погонного метра 163,7 кг. В соответствии с выбранными УБТ выбираем БТ по соотношению Выберем БТ с диаметром 127 мм, массой одного погонного метра 26,2 кг и толщиной стенки 9,2 мм.
Принимаем забойный двигатель Д2-195
Для него m=1350 кг, l=7675 мм. Значит . - вес забойного двигателя
- гидравлическая составляющая нагрузки на долото;
- коэффициент учитывающий силу Архимеда
- площадь поперечного сечения канала бурильных труб расположенных под долотом, ЗД или УБТ.
По таблице для выбранного забойного двигателя , .
Получаем длину УБТ = 20м. выберем трубы УБТ
Определяем допустимую длину бурильной колонны:
Где - допустимая растягивающая нагрузка для одной секции БТ;
- масса одного погонного метра УБТ;
- растягивающая нагрузка на предел текучести
Так как допустимая длина 1-ой секции бурильных труб больше длины скважины, то:
Для придания жесткости низу бурильной колонны в ее компоновку целесообразно включить 2-3 центратора. Кроме этого для проработки стенок скважины необходимо установить калибратор. Состав и типы элементов КНБК указаны в табл.12.
Выбор типов долот и режимов бурения
В основу выбора типов долот и режимов бурения положены:
а) механические свойства пород (твердость, пластичность, абразивность и др.);
в) интервалы отбора керна и характеристика отбираемых пород по трудности отбора керна (сыпучие, рыхлые, крепкие и т.д.);
г) статистические показатели отработки долот по данной площади или соседним площадям.
Совокупность тех факторов, которые влияют на эффективность разрушения породы и интенсивность износа долот и которыми можно оперативно управлять в период работы долота на забое, принято называть режимом бурения. А сами факторы - параметрами режима бурения. К ним относятся:
в) расход очистного агента (промывочной жидкости) в единицу времени.
Сочетание этих параметров, при которых обеспечивается получении наилучших показателей работы долота, называется оптимальным режимом бурения.
Осевая нагрузка на долото выбирается с учетом твердости породы, типа долота, его диаметра и технической возможности ее обеспечения. Частота вращения долота зависит от способа бурения, осевой нагрузки на долото, типа забойного двигателя. Выберем типы долот и параметры режимов бурения для всех интервалов.
Таблица 13. Типы долот и параметры режимов бурения
1. Подготовку ствола скважины к цементированию с использованием забойной пачки и многокомпонентных буферных систем, обеспечивающих физико-химическую обработку фильтрационной корки буровых растворов, изоляцию проницаемых пластов, исключение влияния водоносных коллекторов, отмыв органических соединений и улучшение условий замещения бурового раствора тампонажным.
2. Цементирование с использованием облегченного тампонажного состава с МСФ для надпродуктивных интервалов и тампонажного состава с низкой водоотдачей для продуктивных пластов, приготовленных по специальным технологиям.
Технологическая оснастка обсадных колонн:
Башмак - предназначен для направления обсадной колонны по стволу скважины и предотвращения повреждения низа обсадной колонны. Глубина спуска башмака равна глубине спуска колонны.
Обратный клапан - предназначен для облегчения обсадной колонны при спуске и для предотвращения обратного движения цементного раствора.
Центрирующие фонари - устанавливаются с целью концентрического расположения относительно ствола скважины. Предотвращают прилипание обсадных колонн к стенкам скважины, не устанавливаются в зоны, где есть каверны. Предназначены для облегчения спуска колонны, так как уменьшается трение.
Продавочная пробка - предназначена для разделения цементного раствора и продавочной жидкости.
Расчёт цементирования эксплуатационной колонны
Выбор высоты подъема цементного раствора в затрубном пространстве обсадных колонн зависит от назначения скважины, геологических условий и выбирается в соответствии с «Правилами безопасности в нефтяной и газовой промышленности».
Целью цементирования затрубного пространства обсадных колонн является укрепление обсадных колонн, изоляция проницаемых горизонтов друг от друга после того, как они вскрыты скважиной, предотвращение перетоков пластовых жидкостей по заколонному пространству, защиты обсадных колонн от агрессивного воздействия пластовых жидкостей и др. Исходя из этого, с учетом «Правил безопасности в нефтяной и газовой промышленности», примем, что, направление, кондуктор, техническую колонну и эксплуатационная колонна цементируются на всю длину, т. е. до устья.
Крепление обсадных колонн осуществляется методом прямого одноступенчатого цементирования. Рассчитаем необходимый объем цементного раствора для цементирования эксплуатационной колонны.
Где V 1 - объем в технической колонне.
V 2 =0,785((KD д .эк ) 2 - D 2 н . эк )*(L - L 0 ) = 0,785((1*0,2159) 2 - 0,168 2 )*(1713 - 357) =30,25
где Dд - диаметр долота для бурения под ЭК, м;
Dвнэк - внутренний диаметр эксплуатационной колонны, м;
К - коэффициент кавернозности (1,1 - 1,5);
L - длина эксплуатационной колонны, м;
Нтк - длина технической колонны,=357 м;
Hоткр.ст - высота открытого ствола,=10 м.
сц.р. - плотность цементного раствора, = 1820 кг/м3;
спрод.ж. - плотность продавочной жидкости, = 1120 кг/м3;
Объем продавочной жидкости определим по формуле:
где kсж - коэффициент сжатия продавочной жидкости, =1,01 - 1,1. Пусть =1,05.
Масса сухого цемента для приготовления раствора:
где m - водоцементное отношение, =0,5
Масса воды для приготовления раствора:
Где К - коэффициент потери жидкости затворения, принимаем равным 1,05.
Схема цементирования представлена в Рисунке 4.
Цель: - определить потери давления при цементировании;
- определить количество единиц цементировочной техники;
- определить время проведения операции.
Гидравлический расчет заключается в определении максимального давления на устье скважины в момент посадки пробки на стоп-кольцо.
где Р гс - гидростатическая составляющая, МПа;
Р гд - гидродинамическая составляющая, МПа;
где Ртр - потеря давления в обсадной колонне, МПа;
Ркп - потеря давления в кольцевом пространстве, МПа.
где коэффициент гидравлических сопротивлений, =0,035;
Q - расход томпонажной смеси в единицу времени, м3/с;
где k k - коэффициент кавернозности, =1,1-1,2. Пусть =1,1;
v - скорость восходящего потока, =2м/с.
Расчет необходимого количества машин
По величине Р max выбираем тип цементировочного агрегата 4АН-700. D вт =115 мм, Q=17,3 л/с, Р=24 МПа.
Количество агрегатов рассчитаем как:
В соответств
Проектирование добывающей нефтяной скважины дипломная работа. Геология, гидрология и геодезия.
Контрольная работа по теме Поездка на Аландские острова
Курсовая работа по теме Цивилизация Ацтеков
Доклад по теме Загадочный Чаван
Контрольная работа по теме Правове регулювання захисту прав споживачів в Україні
Контрольная работа: Дисковые устройства ПК. Форматирование ячеек.
Курсовая Работа На Тему Разработка Технологического Процесса Механической Обработки Детали
Реферат по теме Симфоническое и камерное творчество Танеева
Дневник Производственной Практики Стропальщиков
Курсовая работа по теме Статистические методы контроля
Работа По Написанию Дипломов И Курсовых
Реферат: Charles Darwin Essay Research Paper Charles R
Небольшое Сочинение Про Природу
Реферат: Night Riders Essay Research Paper The story
Курсовая работа по теме Максимізація прибутку фірми-монополіста в короткостроковому і довгостроковому періоді
Курсовая работа: Право собственности в международном частном праве
Сочинение Моя Сестра Самая Лучшая
Сочинение Катерина И Варвара В Драме Гроза
Контрольная Работа Номер 1 Многоугольники
Сочинение: Петербург - Петроград. Литературная жизнь города
Тема Воспитания В Комедии Недоросль Сочинение Краткое
Определение параметров деформационного упрочнения горных пород (Известняк Д-6) - Геология, гидрология и геодезия курсовая работа
Изучение Земли из космоса - Геология, гидрология и геодезия реферат
Северная Америка - География и экономическая география презентация