Проектирование эксплуатационной скважины на Туймазинском месторождении. Курсовая работа (т). Геология.
⚡ 👉🏻👉🏻👉🏻 ИНФОРМАЦИЯ ДОСТУПНА ЗДЕСЬ ЖМИТЕ 👈🏻👈🏻👈🏻
Вы можете узнать стоимость помощи в написании студенческой работы.
Помощь в написании работы, которую точно примут!
Похожие работы на - Проектирование эксплуатационной скважины на Туймазинском месторождении
Скачать Скачать документ
Информация о работе Информация о работе
Скачать Скачать документ
Информация о работе Информация о работе
Скачать Скачать документ
Информация о работе Информация о работе
Скачать Скачать документ
Информация о работе Информация о работе
Скачать Скачать документ
Информация о работе Информация о работе
Скачать Скачать документ
Информация о работе Информация о работе
Нужна качественная работа без плагиата?
Не нашел материал для своей работы?
Поможем написать качественную работу Без плагиата!
Проектирование
эксплуатационной скважины на Туймазинском месторождении
эксплуатационная скважина месторождение
.2
Литолого-стратиграфический разрез
.3 Расчет
цементирования обсадной колонны
.4 Выбор
компоновки утяжеленных бурильных труб
.5 Расчет
колонны бурильных труб при роторном бурении
.6
Гидравлическая программа промывки скважины
.7
Производство спускоподъемных операций
. СПЕЦИАЛЬНАЯ
ГЛАВА: МЕТОДЫ ПОВЫШЕНИЯ НЕФТЕОТДАЧИ
. ТЕХНИЧЕСКАЯ
И ЭКОЛОГИЧЕСКАЯ БЕЗОПАСНОСТЬ
.1 Меры
безопасности при бурении скважины
.2
Мероприятия по охране окружающей среды и недр
В данном курсовом проекте разрабатывается технология бурения
эксплуатационной скважины на Туймазинском месторождении, которое расположено в
республике Башкортостан.
Проектируется бурение вертикальной скважины глубиной 1800 м, которая
бурится для добычи нефти.
В данном проекте приводится краткая геологическая характеристика
месторождения, технико-технологическая часть, производится выбор конструкции
скважины, выбираются долота для различных интервалов бурения, рассчитывается
цементирование эксплуатационной колонны, определяется расход промывочной
жидкости, рассчитываются потери давления и гидравлическая программа промывки
скважины. Приводятся мероприятия по обеспечению безопасных условий работы на
буровых и охране недр в процессе бурения.
Туймазинская площадь находится в западной части Республики Башкортостан.
Она расположена в пределах Туймазинского района Республики Башкортостан в 180
км от г. Уфы, и часть Бавлинского района Республики Татарстан.
Месторождение открыто в 1937 г. С вводом его в промышленную разработку, в
1944 г., Туймазинский район из сельскохозяйственного превратился в один из
крупнейших промышленных районов Башкирии.
Литологический состав подпочвенных слоев в пределах рассматриваемой
территории меняется в зависимости от рельефа местности. На водораздельных
платообразных возвышениях в основном песчано-глинистые образования, к низу
переходящие в слабосцементированные песчаные породы и мергели казанского и
татарского ярусов верхней перми. На обширных пониженных речных долинах наряду с
аллювием встречаются красноцветные породы уфимского яруса и глинисто-галогенные
образования кунгурского яруса.
Основными полезными ископаемыми являются нефть и строительные материалы,
такие как глина, песок, известняк и гравий. Встречаются залежи гипса. Некоторые
глины пригодны для приготовления глинистого раствора, необходимого для бурения
скважин. [1].
Общая мощность осадочных пород, вскрытых на Туймазинском месторождении
выше кристаллического фундамента, достигает 1900 метров. По возрасту, они
относятся к додевонским, девонским, каменноугольным и пермским отложениям.
Разрез сложен преимущественно карбонатными отложениями, известняками и
доломитами. Подчинённую роль играют терригенные отложения и совсем
незначительную - гидрохимические осадки, залегающие в верхней части разреза.
Промышленные нефтеносные горизонты приурочены к каменноугольным и девонским
отложениям. Залежи нефти в каменноугольных отложениях приурочены к терригенным
осадкам угленосной свиты. Нефть залегает в линзах мощностью от 6 до 12 м.
Протяженность песчаных линз достигает 7 км при ширине 2-3 км. Основные запасы
нефти на Туймазинском месторождении заключены в девонских песчаниках Д 1
и Д 2 , которые приурочены к терригенным отложениям нижнефранского
подъяруса верхнего девона Д 1 и живетского яруса среднего девона Д 2 .
Опорными горизонтами, которые отмечаются на каротажных диаграммах высоким
сопротивлением являются: 1) верхний известняк, 2) средний известняк, 3) нижний
известняк.
Средняя глубина залегания верхнего известняка 1650 метров. В разрезе
выделяется 5 песчаных пластов, из которых нефтеносными являются Д 1 ,
Д 2 , Д 3 и Д 5. Пласт Д 1 и Д 2
хотя разобщены глинистым пропластком, но в силу того, что глинистый раздел
местами размыт, оба пласта гидродинамически связанны между собой.
Структура Туймазинского месторождения по подошве репера «верхний
известняк» представляет обширную (36 км ´ 20 км) брахиантикальную структуру с четко выраженной
ассиметрией (с крутым юго-восточным крылом (3 - 4º) и пологим юго-западным (до 30¢)) и двумя сводами: на юго-западе
Александровским и в центре собственно Туймазинским.
Вершины сводов расположены вблизи крутого юго-восточного крыла, вдоль
которого по девонским горизонтам прослеживается неглубокий прогиб. Осевая линия
структуры изогнута и выпуклостью обращена в юго-восточном направлении. Далее к
югу и юго-востоку от осевой линии отмечается обширная структурная терраса
шириной 4-6 км. Еще далее к юго-востоку пологое залегание слоев сменяется новым
их понижением под углом 1-4º. Амплитуда погружения юго-восточного
крыла Туймазинской структуры достигает 100 м.
Северо-западный склон структуры характеризуется значительно меньшим
числом локальных куполов и мульд, несколько сложнее построен лишь Апсалямовский
участок и северная часть Александровской площади. Амплитуда Туймазинского и
Александровского сводов соответственно равна 63 и 37м. [9].
Характеристика продуктивных пластов
Признаки нефти выявлены в размере от девонских до пермских отложений
включительно. Самым нижним нефтеносным горизонтом является песчаный пласт Д4, в
котором обнаружена небольшая залежь нефти на Александровской площади. Следующим
нефтеносным горизонтом выше по разрезу является песчаный пласт Д3, в котором
небольшие залежи обнаружены в наиболее повышенных участках структуры на
Туймазинской площади. Одним из основных нефтеносных горизонтов являются
песчаники пласта ДП, которые на Туймазинской площади содержат крупные (12´9 км) залежь нефти. Основной объект
разработки Туймазинского месторождения приурочен к песчаникам пласта Д1
пашийского горизонта, нефтенасыщенным на Туймазинской площади (рис.1).
Рис. 1. Геологический профиль Туймазинского месторождения.
Туймазинское нефтяное месторождение является многопластовым. В настоящее
время эксплуатируются пласты Д1, Д2, Д3, Д4 бобриковского горизонта.
Пористость песчаников пластов Д1 и Д2 распределяется в довольно узком
пределе: от 20% до 23% для Д 1 , от 20% до 22 % для Д 2 .
Среднее значение пористости песчаников Д 1 и Д 2
практически одинаково и равно 21,5%. Лабораторные определения проницаемости
девонских песчаников по кернам показывают большую проницаемость песчаников Д 1
по сравнению с Д 2 .
Средневзвешенное значение проницаемости по пласту Д 1
составляет 0,45 дарси (450 миллидарси). Для пласта Д 2 наибольшая
частота проницаемости приурочена к более узкому пределу проницаемости от 0,2 до
0,4. Средневзвешенное значение проницаемости для песчаников пласта Д 2
составляет 0,361 дарси.
Наиболее характерными радиусами поровых каналов для девонских песчаников
являются радиусы от 7 до 12 мкм. Объем этих пор колеблется в пределах 60-75% от
объема всех пор. Для малопроницаемых образцов характерны поры радиусом от 6 до
8 мкм и объём этих пор не превышает 30% порового пространства.
Пьезопроводность песчаников Д 1 и Д 2 варьирует в
пределах соответственно для Д 1 от 12200 см 2 /сек в
нефтяной части пласта до 30200 см 2 /сек в водяной, а для Д 2 от
8000 см 2 /сек для нефтяной до 21500 см 2 /сек в водяной
части пласта.
Нефтенасыщенность девонских песчаников колеблется сравнительно в узких
пределах - от 82 до 96%. Для пределов проницаемости от 375 до 700 миллидарси,
характерных для девонских песчаников, содержание остаточной воды составляет 8%
от объема пор. Эта величина погребённой воды при всех расчётах принимается как
средняя и характерная для девонских песчаников. [3].
Водоносные горизонты в девонских отложениях приурочены к живетскому,
франкскому и фаменскому ярусам. Воды всех девонских пластов Д 5 , Д 4 ,
Д 3 , Д 2 , Д 1 характеризуются одним и тем же
составом. Воды хлоркальциевые, сильно минерализованные, практически
безсульфатные. Характерной особенностью девонских вод является значительное
содержание в них закисного железа и повышенное содержание брома. Общая
минерализация пластовых вод девона достигает 275 г/л. Плотность колеблется в
пределах 1187-1190 кг/м 3 .
Пласты Д 1 и Д 2 представляют собой единую
гидравлическую систему, на что указывают одинаковые отметки поверхности
водонефтяного контакта и одинаковая величина начального пластового давления.
Сравнивая изменения состава вод по площади, можно отметить общие черты,
свойственные обоим пластам. Воды каждого пласта по площади неоднородны. Пластовые
воды на юго-восточном крыле по сравнению с северо-западным имеют более высокую
метаморфизацию, что указывает на застойный их характер.
Общая характеристика нефтей пластов Д 1 иД 2 , по
данным УфНИИ, представлена в таблицах 1 и 2. [3].
Таблица 1.Физическая характеристика девонской нефти Туймазинского
месторождения.
Коэффициент сжимаемости k×10 -5 см 2 /кг
Удельный вес газа (удельный
вес воздуха = 1)
Коэффициент для перевода 1т
товарной нефти в м 3 в пластовых условиях.
Таблица 2. Общая химическая характеристика нефти Туймазинского
месторождения.
Температура плавления
парафина, о С
Температура застывания
парафина без термообработки
Вязкость кинематическая при
10 о С, стокс
Вязкость кинематическая при
20 о С, стокс
Разработка пласта Д 1 осуществляется с июля 1945 г. вначале на
упруговодонапорном режиме, а с 1949г. с поддержанием пластового давления
закачкой воды. Начальное пластовое давление равнялось 16,92 МПа. К 1949г., то
есть к моменту, когда началась закачка воды в законтурную часть пласта давление
в залежи снизилось до 11,57 МПа. На 1.01.96 средневзвешенное пластовое давление
составляет 15,24 МПа.
С начала разработки до 1969 года наблюдалось приблизительно равное
стягивание контуров нефтеносности, но с 1969 года обнаружилось нарушения
параллельного стягивания, что свидетельствует о неравномерной выработке запасов
нефти по площади. Наиболее выработанным считаются северный и южный участки
пласта. Оставшиеся участки с наибольшими значениями нефтенасыщенной мощности в
текущей водонефтяной зоне сосредоточенны в основном в западной части залежи.
Оставшиеся выработки на западном участке можно объяснить несколькими причинами.
Во-первых, изначально, большая часть залежей была представлена здесь
водонефтяной зоной с большим нефтенасыщенными мощностями и разбурена по мелкой
сетке. Во вторых, почти все скважины в этой зоне изначально были малодебитными,
что сдерживало отработку запасов. В третьих, в течении разработки градиенты
давления на западе залежи были в два - три раза меньше чем в других её частях.
Нагнетательные скважины с севера и юга были ближе к зоне отбора в 1,5 - 2 раза,
чем с западной стороны. Кроме того, на севере и на юге был осуществлён перенос
фронта нагнетания. В северо-восточной части выделялась полоса оставшейся
водонефтяной зоны с нефтенасыщенными мощностями 1-3 метра.
Для ускорения выработки этого участка была введена под закачку скважина №
459. На юго-востоке в районе скважин № 375, № 402, отмечаются отдельные участки
с небольшими оставшимися запасами нефти. На юге залежи имеется зона с неполной
выработаностью коллекторов пласта Д 1 . Вся остальная зона за текущим
внешним контуром, выработана с достаточной плотностью. Об этом свидетельствуют
опробование и исследования многих скважин. Коэффициент нефтеотдачи составляет в
разных частях месторождения от 0,25 до 0,7.
Всего в действующем фонде скважин по НГДУ «Туймазанефть» 1613 скважин, в
том числе по Туймазинскому месторождению - 1136 скважин. В фонде действующих
добывающих скважин - 1402 скважины по НГДУ и 957 скважин по Туймазинскому
месторождению.
Действующий фонд нагнетательных скважин по НГДУ-300 штук, по
Туймазинскому месторождению - 212, эксплуатационный - 306 скважин по НГДУ и 231
скважина по Туймазинскому месторождению.
Фонд ликвидированных скважин по НГДУ - 626, по Туймазинскому
месторождению - 359; скважин контрольных - 7, пьезометрических - 5
Геологический разрез представлен осадочными породами
девонской, каменноугольной, пермской, триасовой, неогеновой и четвертичной
систем.
Описание сводного усредненного геологического разреза
скважин приводится в стратиграфической последовательности снизу вверх согласно
стратиграфической схеме.
Образования, относимые к этой группе, объединяют
отложения девонской, каменноугольной и пермской систем.
Отложения девонской системы представлены терригенными
и карбонатными породами.
Отложения каменноугольной системы со следами размыва и
угловыми несогласиями залегают на породах девонской системы и выделяются в
объеме нижнего, среднего и верхнего отделов.
Отдел представлен тульским и серпуховским ярусами.
Состоящими в основном из песчано-глинистыми отложениями.
Отложения среднего отдела каменноугольной системы с
размывом залегают на образованиях нижнего отдела и подразделяются на башкирский
и верейский ярусы. Образован отдел в основном известняками.
Разрез верхнего отдела каменноугольной системы сложен
в основной своей части известняками темно-серыми, органогенными обломочными,
мелко- и среднекристаллическими, в различной степени глинистыми, переслаивающимися
с доломитами светло-коричневыми, мелкокристаллическими, плотными, крепкими.
Со следами размыва и угловым несогласием породы
пермской системы залегают на карбонатах каменноугольной системы и выделяются в
объеме нижнего и верхнего отделов.
Отложения верхнего отдела пермской системы залегают на
размытой поверхности хемогенных образований кунгурского яруса и выделены в
объеме уфимского яруса. Слагается по преимуществу красноцветными терригенными
породами.
В строении отложений мезозойской группы входят породы
триасовой системы.
Отложения ее с размывом залегают на нижележащих
образованиях пермской системы и представлены переслаивающимися песчаниками бурыми,
желтовато-серыми, кварцево-полевошпатовыми, тонко-, мелко-, и среднезернистыми,
в различной степени глинистыми, алевролитами красновато-коричневыми,
аналогичного состава, глинистыми и аргиллитами темно-коричневыми,
коричневато-красными, красновато-коричневыми, мясо-красными, тонкоотмученными,
прослоями алевритистыми, скрытослоистыми, слоистыми, плитчатыми.
Породы ее залегают на размытой поверхности триасовых
отложений и представлены образованиями неогеновой и четвертичной систем.
Толщи, относимые к неогеновой системе, сложены глинами
темно-серыми, зеленовато-серыми, бурыми, монтмориллонитовыми, чешуйчатыми,
оскольчатыми с прослоями песков серых, желтовато-серых, кварцевых, мелко- и среднезернистых,
в различной степени глинистых.
Представлена суглинками коричневато-бурыми,
песчанистыми, с тонкими прослоями песков желтых, кварцевых.
Ниже в табл. 3 представлен усредненный разрез
Туймазинской площади и на рисунке 2 показана структурная карта Туймазинского
месторождения. [6].
Таблица 3. Усредненный проектный разрез разведочных
скважин Туймазинской площади
На данном месторождении на основе анализа фактических
данных и других факторов эффективнее бурить вертикальные скважины. Так как на
данном месторождение мощность продуктивного пласта очень мала, а также учитывая
другие геологические параметры, целесообразным профилем скважины будет
вертикальный.
Обоснование и расчет конструкции скважины
Конструкция скважины в интервале продуктивного пласта должна обеспечивать
наилучшие условия поступления нефти и газа в скважину и наиболее эффективное
использование пластовой энергии нефтегазовой залежи. Выбором правильной
конструкции скважины в интервале продуктивного пласта решаются следующие
задачи:
1) обеспечение наилучших условий дренирования продуктивного пласта;
2) задание величины заглубления скважины в продуктивный пласт,
обеспечивающего безводную длительную добычу;
3) изоляция продуктивного пласта от близлежащих водоносных
горизонтов;
4) защита продуктивного пласта от вредного влияния тампонажного
раствора при цементировании или всемерное снижение этого влияния на
проницаемость породы-коллектора.
Исходных данные для определения конструкции скважины приводятся в таблице
4.
Таблица 4. Геологический разрез с
предположительными давлениями пласта и гидроразрыва
Конструкция скважины выбирается на основе графика совмещенных давлений.
Коэффициент аномальности пластового давления
(1)
где
Р пл - пластовое давление, h - глубина от устья до
рассматриваемого сечения.
(2)
(3)
(4)
Результаты
вычислений приведены в табл. 5.
Выбирается относительная плотность промывочной жидкости:
для всего интервала бурения выбираем ρ 0 = 1,09
На основании полученных данных строим график совмещенных давлений (рис.
3).
Рис. 3. График совмещенных давлений
Для данной скважины выбирается три обсадные колонны: направление глубиной
100 м, кондуктор - 730 м, эксплуатационная глубиной 1800 м. Каждая обсадная
колонна цементируется до устья.
1.
Наружный диаметр соединительной муфты для эксплуатационной колонны:
Расчетный
диаметр долота для бурения под эксплуатационную колонну:
Выбор
ближайшего нормализованного диаметра долота:
.
Определяем внутренний расчетный диаметр кондуктора:
с
максимально допустимой толщиной стенки
Наружный
диаметр соединительной муфты для кондуктора:
Расчетный
диаметр долота для бурения под кондуктор:
с
максимально допустимой толщиной стенки
Расчетный
диаметр долота для бурения под направление:
Расчет обсадных колонн на прочность
Обсадные колонны рассчитываются с учетом требований «Правил безопасности
в нефтяной и газовой промышленности». Расчет колонны выполняется исходя из
условия, что при любом самом неблагоприятном сочетании действующих нагрузок
напряжение в опасном сечении трубы не превысит предела текучести ее материала и
не вызовет необратимой деформации, которая в конечном счете может привести к
разрушению обсадной колонны. Расчет избыточных давлений и веса колонны. Так при
проектировании обсадной колонны учитывают нагрузки двух видов:
· наружное избыточное давление смятия;
· внутреннее избыточное давление в колонне;
С учетом регламентированных коэффициентов запаса прочности и справочных
данных о показателях прочности обсадных труб при расчете обсадной колонны по
расчетным нагрузкам подбираются трубы, соответствующей группы прочности стали и
толщины стенки для комплектования секций обсадной колонны.
Расчетная схема, применяемая для расчета обсадных колонн спущенных в
нефтяную эксплуатационную скважину, представлена на рисунке 4.
А - конец эксплуатации, Б - начало эксплуатации
Рис. 4. Расчетная схема для эксплуатационной скважины.
1) Коэффициент запаса на избыточное наружное давление:
) Коэффициент запаса на избыточное внутреннее давление:
) Коэффициент запаса на страгивание:
Определение избыточного наружного давления в характерных точках:
P ни z = 0,01×ρ р ×z (8)
где ρ р
- плотность промывочной жидкости, z - глубина
где
ρ цр -
плотность цементного раствора, ρ в - плотность скважинной жидкости, k -
коэффициент разгрузки, характеризующий уменьшение напряжений в обсадной колонне
при затвердевании цемента; k = 0,25;
Определение избыточного внутреннего давления в характерных точках:
(10)
III)
Проектирование обсадной колонны
Нижнюю часть обсадной колонны проверяем на наружные избыточные давления и
выбираем трубы для первой секции:
Р кр = n×Р ни z = 1,15×12 = 13,8 МПа
По таблице выбираем трубы группы прочности Д толщина стенки 6,5 мм
δ = 6,5 мм, группа прочности Д, Р кр
= 19,4 МПа
По
формуле (11) определяется допустимая глубина спуска данной обсадной колонны с
учетом предельно допустимой нагрузки на страгивание резьбовых соединений:
(11)
Вес
труб секции: Q 1 = 0,226×10 -3 ×1800= 0,4068
МН
Растягивающая
нагрузка, при которой напряжение в теле труб достигает предела текучести:
Из
расчётов следует, что трубы данной группы прочности и сданной толщиной стенки
можно использовать для всей скважины.
Полученные
данные заносим в табл. 6.
Таблица
6. Сводная таблица длины и веса секций бурильных труб
Выбор типов породоразрушающих инструментов
В соответствии с геологическими данными (табл. 4) и данными по категориям
твердости и абразивности весь геологический разрез разделяется на пачки пород,
сходные приближенно по твердости и абразивности, а затем подбирается
необходимые для бурения в каждой из этих пачек пород долота (I пачка 0 - 100 м, II пачка 100 - 730 м, III пачка 730 - 1800 м).
Исходя из этих условий, используя специальную классификационную таблицу
(табл.7) парных соответствий категорий твердости и абразивности пород типов
шарошечных долот, выбирается долота для каждой пачки. Так, для I пачки рациональным является долото III393,7М-ЦВ, для II пачки - долото III269,9МС-ГАУ, для III пачки - долото III190,5С-ГНУ.
Таблица 7. Геологические и физико-механические сведения по проектной
скважине
Объединенный показатель по
буримости
Основные требования к выбору способа бурения - необходимость обеспечения
успешной проводки ствола скважины при возможных осложнениях с высокими
технико-экономическими показателями. В данном курсовом проекте выбирается
роторный способ бурения, так как он соответствует всем заданным условиям
бурения. Диаметр проходного отверстия ротора должен быть достаточным для спуска
долот и обсадных труб, используемых при бурении скважин:
D п.о = D д.н + δ (12)
где D д.н - диаметр долота при бурении под
направление в мм, δ - диаметральный зазор в мм.
Следовательно D п.о = 393,7 + 50 = 443,7 мм. Выбираю
ротор Р-460.
Продолжительность контакта зубьев долота с забоем определяется по
формуле:
(13)
где
n д -частота
вращения долота, z max - количество зубьев периферийного венца, d ш - диаметр шарошки.
Для
развития объемного разрушения минимального необходимо время контакта для пород
средней плотности равно τ min = 0,005 - 0,006 c.
Т.к.
τ k < τ min , частота вращения для создания объемного разрушения уменьшается до 200
об/мин. Тогда τ k
= 0,008 с.
(14)
где
η z
- коэффициент перекрытия, b н - ширина
площадки начального притупления.
По
формуле (15) находится площадь контакта, соответствующая объемному разрушению:
(15)
где
Р 0 - осевая нагрузка, Р ш - твердость по штампу
Т.к.
F н < F об можно считать, что долото будет осуществлять объемное
разрушение породы.
По
формуле (16) с учетом (17) определяется конечная площадь контакта долота с
забоем, соответствующая максимальному износу зубьев:
(16)
где
b k - ширина площадки притупления зуба на момент его
максимального износа.
(17)
Тогда
по формуле (18) доля объемного разрушения в процессе работы долота:
(18)
где
θ
- относительная длительность объемного
разрушения породы
Низкое
значение θ
показывает на недостаточную нагрузку
долота. Предельно допустимая по условию прочности нагрузка для долота
соответствует выражению (19):
P max
= q max ×D д (19)
q max
= 10 - 12 кН/см - предельно допустимая удельная нагрузка на 1 см диаметра
долота.
Принятая
величина нагрузки должна составлять не более 0,5 - 0,7×P max .
Если
увеличить нагрузку на долото до 160 кН, что примерно равно 0,6×P max ,
то
, что
соответствует нормальному режиму бурения долотом типа С.
Таким
образом, расчет показывает, что долота типа С (при осевой нагрузке Р д
= 137 кН частотой вращения 200 об/мин) основную часть рейса работают в режиме
усталостного разрушения породы.
Упрощение расчета состоит в следующем допущении, что цементируемый
интервал пород выдержит столб тампонажного раствора и не произойдет
гидроразрыва пласта.
В реальных условиях для решения этой задачи применяют облегченные
тампонажные материалы.
Схема цементажа обсадной колонны представлена на рисунке 6.
Рис. 6. Схема цементажа обсадной колонны.
h -
высота цементной пробки (высота остановки стоп-кольца);
) Определение высоты столба за колонной:
(21)
h р = 0, т.к цементацию ведем до устья;
)
Расчет необходимого объема цементного раствора:
(22)
где
k 1 -
коэффициент заполнения каверн = 1,15, D - диаметр скважины, d 1 - наружный диаметр обсадной трубы, d 2 - внутренний диаметр обсадной трубы.
)
Определение потребного количества сухого цемента:
(23)
где
m - водоцементное отношение (m = 0,5), k 2 - коэффициент учитывающий потери (k 2 =1,05)
)
Определение количества воды для приготовления расчетного объема цементного
раствора:
(24)
)
Определение потребного объема продавочнго раствора:
(25)
где
Δ
- коэффициент сжимаемости бурового
раствора = 1,04, V м -
вместимость манифольда (из справочника), h - высота
цементного стакана;
)
Определение высоты столба буферной жидкости:
(20)
где
z пл -
отметка продуктивного горизонта от устья, ρ б -
плотность буферной жидкости = 1,0 г/см 3 , ρ в -
плотность пресной воды.
т.к.
превышает глубину скважины плотность буферной
жидкости выбираем из следующего соотношения , и принимаем высоту столба буферной жидкости равной , что достаточно для качественного цементирования.
)
Определение максимального давления перед посадкой пробки на упорное кольцо:
P max = P 1 + P 2 (26)
где P 1 - давление создаваемое за счет разности плотностей
жидкости в затрубном пространстве и в трубах, P 2 - давление необходимое для преодоления гидравлического
сопротивления,
Р 1
= 0,01×[ 200 × 1,3 +1800 × 1,86 - 20 × 1,86 - (1800
- 20) × 1,09] = 16,3 МПа
Т.к.
Н > 1500, то Р 2 = 0,001 × Н + 0,8;
Р 2
= 0,001 × 1800 + 0,8 = 2,6 МПа,
)
Определение числа необходимого цементировочных агрегатов из условий обеспечения
определенной скорости течения цементного раствора в кольцевом пространстве:
Определение
потребной подачи цементировочных агрегатов для обеспечения выбранной скорости:
(27)
где
F з -
площадь затрубного пространства
(28)
где
V ст - объем
цементного раствора образующего стоп-кольцо,
Q = 0,0134 × 2 = 0,0268 м 3 /с = 26,8 дм 3 /с,
Q III
= 17,3 дм 3 /с, P III = 24 МПА
Потребное
число цементировочных агрегатов:
(29)
Необходимое
количество цементировочных агрегатов принимается n = 3.
)
Определение необходимого количества цементосмесительных машин:
(30)
где
V бцн -
объем бункера цементосмесительной машины, g н - насыщенная объемная масса цемента = 1,21 [т/м 3 ]
Марка
цементосмесительной машины: 2СМН-20.
)
Определение количества цементировочных агрегатов при закачке буферной жидкости
объемом V б :
(31)
V б = 0,785 × (0,1905 2
- 0,1461 2 ) × 200 = 2,35 м 3 ,
)
Определение числа цементировочных агрегатов при закачке цементного раствора:
)
Определение продолжительности закачки цементного раствора:
Предусматривается
закачивание 0,98×V пр с помощью (n -1) цементировочных агрегатов
на III передаче.
Оставшиеся
0,02×V пр будут закачиваться одним агрегатом при той же подаче,
что необходимо для ловли момента посадки верхней пробки на упорное кольцо.
Т.к.
V ц < V пр , то гидравлические дав
Похожие работы на - Проектирование эксплуатационной скважины на Туймазинском месторождении Курсовая работа (т). Геология.
Курсовая работа по теме Методические особенности изучения темы "Земноводные" в школьном курсе биологии
Бизнес Технологии И Мораль Эссе
Славянские Предания И Мифы Эссе Кратко
Контрольная работа: Прогнозирование и планирование в условиях рынка
Дипломная работа: Организация рекламной кампании федерального государственного унитарного предприятия. Скачать бесплатно и без регистрации
Курсовая работа по теме Активные формы обучения на уроках английского языка
Дипломная работа по теме Абсолютное употребление переходных глаголов в современном английском языке
Курсовая работа по теме Формирование геометрических понятий в начальной школе
Реферат по теме Учет нематериальных активов на примере ОАО Вымпел г. Омск
Реферат: ЕС в мировой экономике. Скачать бесплатно и без регистрации
Курсовая работа: Европейские планы счетов
Курсовая Работа На Тему Младший Школьный Возраст
Курсовая работа по теме Зв'язок нейронних мереж з штучним інтелектом
Сочинение Про Джека Воробья На Английском
Сочинение Отношение Автора К Дубровскому
Сочинение Описание Мамы
Реферат: Інформаційні технології поняття та класифікація
Реферат по теме Ю.М. Шокальский
Реферат по теме Спілкування, його роль у формуванні особистості
Доклад по теме Воздействие разработки месторождений на население птиц сосняков-беломошников
Похожие работы на - Качественное исследование модели парения птиц в воздухе
Реферат: Анализ деятельности Сбербанка России
Реферат: Виды рисков