Разработка технологического регламента на строительство наклонно-направленной скважины - Геология, гидрология и геодезия дипломная работа

Главная

Геология, гидрология и геодезия
Разработка технологического регламента на строительство наклонно-направленной скважины

Литолого-стратиграфическая характеристика Нарыкско-Осташкинской площади. Выбор конструкции скважины, способа бурения, типа забойного двигателя. Выбор бурильной колонны и ее технологическая оснастка. Проектирование гидравлической программы промывки.


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.

Областное государственное бюджетное образовательное учреждение
Среднего профессионального образования
РАЗРАБОТКА ТЕХНОЛ ОГИЧЕСКОГО РЕГЛАМЕНТА НА СТРОИТ Е ЛЬСТВО НАКЛОННО-НАПРАВЛЕННОЙ СКВАЖИНЫ
Консультант по геологическому разделу З.М-Г.Костоев
Консультант по экономическому разделу Е.Д.Тюркина
1.2 Литолого-стратиграфическая характеристика месторождения
2.1 Выбор и обоснование конструкции скважины
2.2 Выбор и обоснование профиля скважины
2.3 Выбор и обоснование способа бурения
2.4 Выбор и обоснование породоразрушающего инструмента
2.5 Выбор и обоснование режима бурения по интервалам
2.6 Выбор и обоснование типа забойного двигателя
2.7 Выбор и обоснование бурильной колонны и ее технологическая оснастка
2.8 Выбор промывочной жидкости и химических реагентов для промывки скважины
2.9 Технологический процесс крепления скважины
2.11 Выбор комплекта противовыбросового оборудования
3.1 Проектирование гидравлической программы промывки
5.1 Промышленная безопасность опасных производственных объектов
5.2 Пожаровзрывобезопасность при строительстве скважины
5.3 Мероприятия по охране недр и окружающей среды
6 Организационно - экономический раздел
6.3 Доплата по районному коэффициенту- 70%
6.4 Доплата за работу в районах крайнего севера
6.5 Расчёт заработной платы с премиями
6.6 Расчёт дополнительной заработной платы
6.8 Отчисление на социальное страхование
6.9 Расчет нормативного времени на бурение проектируемой скважины

скважина бурение гидравлический промывка
В настоящее время вопросами промышленной добычи метана из газоносных угольных пластов активно занимаются многие страны мира, в частности, США, Австралия, Канада.
Большие успехи в области освоения метаноугольных ресурсов достигнуты в США, которые имеют двадцатилетний опыт добычи метана из угольных пластов. Всего за это время а США добыто около 200 млрд.м3 метана. Основной объем добычи метана сосредоточен в бассейне Сан-Хуан, где ресурсы метана составляют 2380 млрд.м3. В 2007 году в США добыто 55 млрд.м3. метана, в том числе доля бассейна Сан-Хуан составляет 28 млрд.м3 газа.
В России наиболее перспективным и подготовленным регионом для добычи метана из газоносных угольных пластов является Кузнецкий угольный бассейн (Кузбасс).
Прогнозные ресурсы метана в Кузбассе оцениваются следующими величинами:
-верхний промышленный этаж (глубина до 1200 м) - 7,47 трлн.м3, в т.ч. за пределами разрабатываемых и резервных шахтных полей - 7,2 трлн.м3;
-нижний прогнозный этаж (глубина 1200-1800 м), который в настоящее время недоступен для добычи угля - 5,6 трлн.м3.
Общие прогнозные ресурсы метана в Кузбассе (до глубины 1800 м) оцениваются в 13 трлн.м3, что составляет около 14% мировых ресурсов метана в угольных пластах и примерно 6% традиционных прогнозных ресурсов природного газа в России. Ресурсы метана в угольных пластах на глубине 2000-4000 м условно оцениваются в 20-30 трлн.м3.
Среди известных угольных бассейнов мира по своим углегазопромысловым характеристикам Кузбасс уникален и ему практически нет равных:
-угленосная толща представлена наиболее предпочтительными с точки зрения метаноносности марками углей (ГЖ, Ж, ЖК) с суммарной мощностью пластов до 90-120 м при содержании метана до 25-30 м3/т;
-высокая плотность (концентрация) ресурсов метана в угольных пластах - до 3 млрд.м3/км2;
-большие суммарные прогнозные ресурсы метана в угольных пластах бассейна (до глубины 1800 м) 13трлн.м3 на площади 21 тыс.км, при этом в наиболее перспективных южных районах (Ерунаковском, Терсинском, Томь-Усинском, Мрасском) ресурсы оцениваются в 0,9-3,2 трлн.м3, а на отдельных перспективных площадях в 100-480 млрд.м3.
К настоящему моменту в Кузбассе выполнен значительный объем поисковых и геологоразведочных работ, в результате которых установлены общие и специфические закономерности изменения параметров газоносности угольных пластов, а так же разработана методология оценки прогнозных ресурсов метана и выбора приоритетных площадей для подготовки их к опытно-промышленной добычи метана.
Потребности Кемеровской области в энергетическом газе оцениваются в 30-40 млрд.м3 в год, а его реальные поставки из Томской области по газопроводу Парабель - Юрга - Новокузнецк не превышают 3 млрд.м3 в год.
Метан, добываемый из угольных пластов с помощью пробуренных скважин, является экологически чистым углеводородным сырьем как для газификации самого региона, так и для использования его в промышленности, газохимии, как моторного топлива и т.д.
Нарыкско-Осташкинская площадь. Административное расположение: Россия, Кемеровская обл. Прокопьевский район. Рельеф местности-Равнина холмистая. Абсолютная отметка, м. от плюс 195 до плюс 235 м. Климат района Резко-континентальный. Температура воздуха, °С:
- ср. максимум самого жаркого месяца плюс 24,9
- ср. температура наиболее холодного периода минус 21,1
Максимальная глубина промерзания грунта, м от 1,0 до 2,5
Толщина почвенного (плодородного) слоя, м 0,20
Растительный покров березовые, сосновые перелески и кустарниковая растительность.
Продолжительность отопительного периода, сут 234
Продолжительность зимнего периода, сут 180
Преобладающее направление ветров юго-западное (max. до 20 м/с)
Среднегодовое количество осадков, мм 593
источник водозаборная скважина (стоимость и реквизиты проекта)
Связь (кабельная, воздушная, радио) РРС-2М, мобильная
Рисунок 1 - Обзорная карта района работ
1.2 Литолого-стратиграфическая характеристика месторождения
Располагается на глубине от 0 до 10 метров. Горная порода: глины, суглинки. Почвенно-растительный слой: серые глины, иногда алевролитистые, суглинки буровато-серые, пески мелко-среднезернистые
нижний и средний отделы нерасчлененные T1-2
Располагается на глубине от 10 до 248 метров. Горная порода: пески, глины, алевриты. переслаивание песков серых, желтовато-серых, разнозернистых, иногда глинистых, алевритов и серых песчано-алевритистых глин.
Располагается на глубине от 248 до 900 метров. Горная порода: глины, пески, уголь, алевролит. Глины голубовато-зеленые с многочисленными прослоями песков серых, светло-серых. Алевролит мелкий, темно-серый, с горизонтальной и волнистой слоистостью за счет изменения цвета породы и гранулометрического состава. Уголь залегает на глубине от 263 до 900 метров. Уголь пл. 103 черный, полублестящий, тонкополосчатый, хрупкий, разбит системой разнонаправленных трещин. Уголь пл. 102 черный, полублестящий. Уголь пл. 101 черный, полублестящий. Уголь пл. 98-97 черный, полублестящий, тонкополосчатый, хрупкий, слабый.
Тектоническое строение Нарыкско-Осташкинской площади определяется её расположением в Центральной части Кузнецкого бассейна на границе с Присалаирской зоной линейной складчатости. Основные складчатые структуры - Нарыкская антиклиналь, Кыргай-Осташкинская синклиналь имеют субширотное направление. С запада и юга складчатые структуры осложнены крупными разрывными нарушениями - Воробьевским взбросом и нарушением I (рис.2).
Кыргай-Осташкинская синклиналь расположена в центральной части района, от Жерновской антиклинали отделена взбросом I. Кыргай-Осташкинская синклиналь это крупная структура, размеры которой в
Ерунаковском районе по длинной оси (ориентированной в субширотном направлении) составляют 19 км, а по короткой - 10 км. Падения пластов в южном крыле 15-20 град., в северном-30-40 град. Синклиналь выполнена полным разрезом угленосных отложений кольчугинской серии, мощность которых составляет около 2000м, перекрытыми (в ядре синклинали) триасовыми и юрскими отложениями общей мощностью около 600-650 м.
Нарыкская антиклиналь - крупная брахиформная структура, ориентирована параллельно Кыргай-Осташкинской синклинали, имеет субширотную ориентировку осевой поверхности расположенная в северо-восточной части Ерунаковского района. Антиклиналь имеет длину 35 км и ширину 10 км, амплитуда по кровле ерунаковской подсерии составляет более 1500 м. Простирание длинной оси складки - субширотное. Северное крыло пологое (18-30°), южное - более крутое (30-75°), участками флексурообразное и осложнённое разрывным нарушением, которое сопровождается рядом апофиз.
Нарушение I - это крупное разрывное нарушение, протягивающееся по южному крылу Кыргай-Осташкинской синклинали и далее на восток и юго-восток через Маркино-Никольскую антиклиналь, установленное по зоне трещиноватых раздробленных пород. Мощность зоны дробления около 350 м, а амплитуда смещения колеблется в пределах 150-500 м. Как правило, этот дизъюнктив сопровождается зеркалами скольжения с преобладающими углами падения сместителя (порядка 60-850). Характерным для этого нарушения является его северо-восточное падение и изменчивость простирания. Здесь, очевидно, сказывается разнонаправленность тектонических напряжений, приведших к образованию в этой части района пересекающейся складчатости и соответственно разнонаправленных разрывных нарушений.
Рисунок 2. - Тектоническая схема Нарыкско-Осташкинской площади
2.1 Выбор и обоснование конструкции скважины
При разработке конструкции эксплуатационной скважины учитываются следующие горно-геологические особенности месторождения:
-интервалы залегания газоносного пласта T1-2 - P2 gr;
-газонасыщенные пласты залегают в интервале T1-2 - P2 gr;
-пластовое давление по разрезу ствола скважины близки к гидростатическому, коэффициент давления Кан = 1;
-многолетнемерзлые породы отсутствуют;
-скважина наклонно-направленная с допустимым зенитным углом-45°, глубина по вертикали - 900м, длина по стволу - 1185 м;
Конструкция скважины должна обеспечивать:
-высокое качество строительства скважины как долговременно эксплуатируемого сложного нефтегазопромыслового объекта;
-возможность доведения скважины до проектной глубины без осложнений и аварий на всех этапах строительства и эксплуатации скважины;
-условие охраны окружающей среды и надежную изоляцию газонефтеводонапорных горизонтов;
-эффективную гидродинамическую связь между скважиной и эксплуатируемым объектом;
-максимально полное использование природной энергии для транспортировки нефти и газа;
-возможность проведения ремонтных работ в скважине;
-качественное вскрытие продуктивных горизонтов с максимальным сохранением природных, фильтрационно-емкостных свойств коллектора;
-снижение затрат времени и материально-технических ресурсов на бурение.
Для выбора количества обсадных колонн (зон крепления в соответствии с пунктом 113 Правил безопасности в нефтяной и газовой промышленности от 2013г.]) строится совмещенный график пластовых давлений. По графику выбирают зоны несовместимых условий бурения и с учетом конкретных горно-геологических условий на месторождении и накопленного опыта работы в организации с целью снижения вероятности возникновения осложнений и аварий, необходимость выполнения мероприятий по охране недр и окружающей среды, а также с учетом требования задания на проектирование, принимается следующая конструкция скважины.
Рисунок 3 - График совмещенных давлений
Направление: Для предотвращения размыва устья и поглощения бурового раствора при бурении под кондуктор конструкции скважины предусмотрена установка направления. Бурение под направление производится до глубины 20 метров компоновкой, включающей долото диаметром 393,7 мм. Направление комплектуется обсадными трубами диаметром 323,9 мм с резьбовыми соединениями «ОТТМА». Цементирование осуществляется до устья с применением цемента для холодных и умеренных температур.
Кондуктор: Для перекрытия неустойчивых пород, склонных к осыпям и обвалам, для обеспечения надежного перекрытия верхних водоносных горизонтов и для установки ПBO. В качестве кондуктора применяются обсадные трубы диаметром 245 мм с резьбовым соединением «Batress». Цементируется до устья.
Эксплуатационная колонна: Комплектуется из обсадных труб диаметром с резьбовым соединением «Batress» и спускаются на глубину по вертикали 900 м, по стволу 1185 м, в кровлю продуктивного пласта.
Расчет минимальной глубины спуска кондуктора из условий предотвращения ГРП при закрытии устья. В случае возможного открытого фонтанирования при полном замещении скважинной жидкости флюидом рассчитывается по формуле:
Ггрп1 - градиент гидроразрыва пород, залегающих в предколонном интервале (расчетный), кгс/см2/м
Ггрп - градиент гидроразрыва пород, залегающих в предколонном интервале после упрочнения, кгс/см2/м
Рпл - пластовое давление, проявляющееся в пласте, кгс/см2
Ру - устьевое давление при закрытом ПВО (по промысловым данным), кгс/см2
Нк - минимально необходимая глубина спуска колонны (расчетная), м
L - глубина залегания кровли пласта, м
2.2 Выбор и обоснование профиля скважины
Рисунок 4 - Вертикальная проекция ствола скважины
Профиль направленной скважины должен обеспечивать:
-высокое качество скважины как объекта для последующей эксплуатации;
-минимальные затраты на строительство скважины;
-безаварийное строительство скважины;
-бурение и крепление скважины с применением существующих технологий и технических средств;
-свободное прохождение по стволу скважины приборов (например, геофизических) и устройств.
Всем этим требованиям отвечает трех интервальный профиль скважины:
Рисунок 5 - Горизонтальная проекция ствола скважины
2.3 Выбор и обоснование способа бурения
Выбор способа бурения является одним из ответственных этапов при проектировании технологии проводки скважины. Способ бурения выбирается на основе статистического материала по уже пробуренным скважинам. Способ бурения определяет многие технические решения: режим бурения, бурильный инструмент, гидравлическую, программу, тип буровой установки, технологию крепления скважины.
Выбор способа бурения должен обеспечивать:
-качественное вскрытие продуктивного пласта;
-достижение высокого качества ствола скважины;
-высоких механических скоростей и проходок на долото.
Таблица 2.1 - Способы бурения скважины
Использование комбинации роторного и турбинного способа бурения является отличительной особенностью ООО «ТБНГ-Бурение», и вместе с новым высококачественным оборудованием позволяет добиться высоких технико-экономических показателей. Также к использованию роторного и роторно-турбинного способа бурения предрасполагает наличие системы СВП. Одним из преимуществ данной технологии является отсутствие ведущей трубы.
Для выбора типа размеров долот необходимо геологический разрез разделить на нормативные пачки, имеющие в своем составе незначительно различающиеся на 1-2 единицы по твердости и абразивности. Это необходимо для определения средней твердости и абразивности с целью выбора породоразрушающего инструмента по классификационной таблице НИИБТ.
Таблица 2.2 - Усредненный геологический разрез и тип ПРИ
Алевролит, песчаники, уголь, углистые аргиллиты, алевролиты
2.5 Выбор и обоснование режима бурения по интервалам
Основными параметрами режима бурения являются:
-частота вращения долота, h (об/мин);
-количество прокачиваемой жидкости в единицу времени, Q (л/с).
Осевая нагрузка определяется рекомендациями завода изготовителя в зависимости от типа выбранного долота.
Частота вращения для интервалов роторным способом бурения определяется, исходя из технологической характеристики буровой установки, частота вращения долот с использованием забойных двигателей, с учетом технологической характеристики двигателей.
Расход промывочной жидкости определяем с учетом заданной скорости восходящего потока, обеспечивающего сохранение стенок скважины и условий, предупреждающих прихваты.
k - коэффициент, учитывающий твердость пород при бурении скважин. В мягких породах k = 1,3, в твердых или крепких k = 1,05;
dбт - наружный диаметр бурильных труб, м
VB - скорость восходящего потока, м/сек (рекомендуемая скорость в мягких породах - 1,5 м/сек, для средних - 1,2 м/сек, для твердых - 1,0 м/сек)
Для долот пачки I 393.7 МГВУR227 расход промывочной жидкости составляет: Q = 0,785 * 1,3 * (0,3932 - 0,1472) * 1,5 = 0,2 л/с
Для долот пачки II 295.3 ETS13GLK расход промывочной жидкости составляет: Q = 0,785 * 1,3 * (0,2952 - 0,1472) * 1,5 = 0,1 л/с
Для долот пачки III 215.9 МСЗГНУ-R37 расход промывочной жидкости составляет: Q = 0,785 * 1,05 * (0.2152 - 0,1472) * 1,2 = 0,02 л/с
Для долот пачки IV 215.9 МЗГВR155 расход промывочной жидкости составляет: Q = 0,785 * 1,05 * (0,2152 - 0,1472) * 1,2 = 0,02 л/с
Для лолот пачки V 215.9 DSX613M-D5 расход промывочной жидкости составляет: Q = 0,785 * 1,05 * (0,2152 - 0,1472) * 1,0 = 0,02 л/с
Таблица 2.3 - Сводная таблица результатов
Количество раствора, прокачиваемого в единицу времени, Q л/с
2.6 Выбор и обоснование типа забойного двигателя
Тип забойного двигателя выбирается, исходя из интервалов бурения, диаметра долота, проектного профиля скважины. Правильно выбранный забойный двигатель должен обеспечивать высокие технико-экономические показатели.
Требования, предъявляемые к забойным двигателям:
-диаметр забойного двигателя должен быть не менее 0,8-0,9 диаметра долота;
-крутящий момент должен обеспечивать требуемую мощность на разрушение горной породы;
-расчетный расход промывочной жидкости должен быть близким к паспортному расходу двигателя.
Таблица 2.5 - Техническая характеристика забойных двигателей

2.7 Выбор и обоснование БК и ее технологическая оснастка
Таблица 2.6 - Компоновка низа бурильной колонны по интервалам
расстояние от забоя до места установки, м
III 393,7 СЗ-ЦГВУ (с клапанами для воздуха)
III 295,3CH 34 MRS (с клапанами для воздуха)
III 215,9 HE 24 MRSV (III 215,9 HE 34 MRSV)

Таблица 2.7 - Типы и параметры бурового раствора по интервалам
Реологическая характеристика раствора

2.8 Выбор промывочной жидкости и химических реагентов для промывки скважины
-удалять выбуренную породу (шлам) из-под долота, транспортировать ее вверх по кольцевому пространству между бурильной колонной и стволом скважины и обеспечивать ее отделение на поверхности;
-удерживать частицы выбуренной породы во взвешенном состоянии при остановке циркуляции раствора;
-охлаждать долото и облегчать разрушение породы в призабойной зоне;
-создавать давление на стенки скважины для предупреждения водо-, нефте- и газопроявлений;
-оказывать физико-химическое воздействие на стенки скважины, предупреждая их обрушение;
-передавать энергию гидравлическому забойному двигателю (при бурении этими двигателями);
-обеспечивать сохранение проницаемости продуктивного пласта при его вскрытии.
Используемый буровой раствор и химические реагенты, применяемые для его обработки, должны быть малотоксичные с точки зрения охраны окружающей среды. Система очистки бурового раствора должна обеспечивать эффективную очистку его от выбуренной породы, в том числе избыточного содержания коллоидной глинистой фракции.
Таблица 2.8 - Характеристика химических реагентов
Наименование химреагента, применяемого в интервале
Цель применения химреагента, материала
Глинопорошок бентонит. ПБМА ТУ 5751-002-58156178-02
Загуститель бурового раствора, понизитель фильтрации
Загуститель бурового раствора, понизитель фильтрации
При разбуривании цементных стаканов
Примечание: применяемые химреагенты и материалы должны быть сертифицированы
2.9 Технологический процесс крепления скважины
Под креплением скважины понимают обсадную колонну с формировавшимся вокруг нее тампонажным камнем. Крепление скважины предназначено для:
-сохранения формы и размеров проектного поперечного сечения на весь период эксплуатации;
-разобщение пластов с целью испытания межпластовых перетоков и флюидопроявления как в процессе строительства, так и в период эксплуатации;
-толщина и группа прочности стали труб обсадной колонны;
-состав, количество и расположение технической оснастки на обсадной колонне;
-тип и количество буферной жидкости и тампонажного раствора;
-способ и технико-технологические условия цементирования
производство (отечественное, импортное)
марка (группа прочности) материала труб
Способ цементирования выбирается в зависимости от величины коэффициента безопасности Кб:
Где Рф- расчетное давление в конце цементирования у башмака спущенной колонны, кгс/см2
Рг.р.- давление гидроразрыва пластов на той же глубине, кгс/см2
Если Кб ? 1.0, то цементирования производится в две ступени с использованием заколонного изолирующего пакера или муфты ступенчатого цементирования.
При 0.95? Кб < 1.00 цементирование производится с обязательным выполнением специального комплекса мероприятий по предотвращению гидроразрыва пластов;
При Кб? 0.95, проведение цементирования производится в нормальном режиме. Прогнозное значение давления гидроразрыва (давления поглощения тампонажного раствора) у башмака обсадной колонны составляет, кгс/см2:
Значение Рф определяется по формуле:
где Рсз - гидростатическое давление в затрубном пространстве в конце цементирования на глубине спуска колонны (по вертикале), кгс/см2:
?P - гидравлические потери давления при движении жидкостей в затрубном пространстве в конце цементирования ( по длине ствола L), кгс/см2:
Во избежание поглощения тампонажного раствора и гидроразрыва пластов при цементировании кондуктора, наряду с цементным раствором нормальной плотности, предусматривается применение облегченной тампонажной смеси.
Подъем тампонажного раствора за кондуктором до устья.
Эксплуатационная колонна цементируется с перекрытием башмака кондуктора на 150м. Во избежание поглощения тампонажного раствора и гидроразрыва пластов цементирование эксплуатационной колонны производится одноступенчатым способом
Обвязка обсадной колонны предназначена для:
-герметизации разобщения межколонного пространства;
-создания растягивающих напряжений в обсадной колонне;
-управления скважиной при возникновении осложнений.
В качестве обвязки обсадной колонны используют колонные головки, которые различают числом подвешенных колонн и воспринимаемым давлением.
Конструкция проектной скважины состоит из:
-эксплуатационной колонны, диметром 168 мм.
И для данной конструкции скважины подходит обвязка обсадной колонны марки ОКК1-21-245Х168ХЛ-4.
2.11.2 Выбор противовыбросового оборудования (ПВО)
Для предупреждения флюидопроявления и неуправляемого фонтанирования на устье скважины устанавливается противовыбросовое оборудование, состав которого определяется ожидаемым давлением на устье скважины. При вскрытии газонефтяных пластов с ожидаемым давлением на устье до 35 МПа, в состав противовыбросового оборудования входит: 3 превентора, один из которых - универсальный. На устье проектируемой скважины ожидаемое давление не превышает 35 МПа, значит, на устье устанавливается комплект ПВО марки ОП5-230/80х35. В комплект ПВО входят 2 плашечных превентора,1 универсальный и крестовина.
1 - плашечный превентор; 2 - задвижка с гидравлическим управлением; 3 - устьевая крестовина; 4 - манометр с запорным и разрядным устройствами и разделителями сред, 5 -кольцевой превентор 6 - дроссель регулируемый с ручным управлением; 7 - задвижка с ручным управлением; 8 - гаситель потока; 9 - вспомогательный пульт; 10 - станция гидропривода; 11 - обратный клапан.
Исходными данными при выборе буровой установки является проектная глубина и конструкция скважины. Буровую установку выбирают по ее максимальной грузоподъемности (Gгр), обуславливающей вес в воздухе наиболее тяжелой колонны бурильных или обсадных труб.
Параметр максимальная нагрузка характеризует предельно допустимое значение нагрузки на крюке, которое не может быть превышено при выполнении любых технологических операций в процессе всего цикла строительства скважины (вертикальные нагрузки, возникающих при ликвидации и осложнении в скважине).
Gэк = lk * qk = 900 * 288 = 0,32 MH
Gбк = lбк * Qбк + lубт * Qубт = 59,5 * 49,5 + 31,3 * 25,4 = 1,3 MH
При расхаживании буровой колонны нагрузку можно увеличить на 25%
Qбкрж = Qбк * 1,25 = 1,3 * 1,25 = 1,6 МН
При расхаживании наибольшей тяги обсадной колонны нагрузку можно увеличить на 15%
Qэкрж = Gэк - 1,15 = 1,7 - 1,15 = 0,55 МН
Из расчетов следует, что наибольшую нагрузку буровая установка будет испытывать при бурении.
Для бурения данной скважины наиболее рационально использовать установку RD-20/III. Техническая характеристика данной установки приведена в таблице.
Таблица 2.10 - Техническая характеристика буровой установки RD-20/III
3.1 Проектирование гидравлической программы промывки
Выбор расхода промывочной жидкости:
-выбор расхода промывочной жидкости осуществляется, исходя из условия удовлетворительной очистки забоя:
где q = 0,65 м/с - удельный расход;
-выбор расхода, исходя из условий выноса наиболее крупных частиц шлама:
Где Uос - скорость оседания крупных частиц шлама;
Fкп - площадь кольцевого пространства, м2;
где dш - средний диаметр крупных частиц шлама;
r - плотность промывочной жидкости, кг/м3.
dш = 0,0035+0,0037*0,2159 = 0,0043 м
-выбор расхода из условия нормальной работы турбобура:
где Муд - удельный момент на долоте;
Мс - момент турбобура при расходе Qc жидкости rc;
r - плотность жидкости, при которой будет использоваться турбобур.
к - коэффициент учитывающий потери момента в осевой опоре турбобура равный 0,3.
Параметры забойного двигателя 3ТСШ1-195:
Mg = 1200 Hм; Qc = м3/с; rc = 1000 кг/м3; r = 1100кг/м3, Мс = 1500 H/м.
Боковые стволы как основа технологии строительства разветвляющихся многоствольных скважин.
Теоретические основы технологии бурения скважин с боковыми ответвлениями были разработаны инженерами и учёными ВНИИБТ в середине прошлого века. В 50 х годах на нефтяных месторождениях СССР под руководством А.М.Григоряна пробурено свыше 30 многозабойных скважин. В 1951 г. разветвление скважин начинается на Карташёвском месторождении Стерлитамакской области Башкирской АССР. Месторождение представляет собой рифовый массив мощностью от 100 м до 300 м с неравномерной проницаемостью в горизонтальном и вертикальном направлениях. Первые две многозабойные скважины (№№ 59/45, 64/45) на данном месторождении имели по три ответвления. В 1953 г. на Карташёвском месторождении построена уникальная скважина № 66/45 с 10 наклонными и горизонтальными ответвлениями от основного ствола. При вертикальной глубине 600 м общая длина ствола составила 1993 м, из которых 1760 м пройдено непосредственно в продуктивном пласте. Скважина № 66/45 после освоения эксплуатировалась с дебитом, равным дебиту нескольких десятком соседних вертикальных скважин [1]. Однако, не смотря на выдающиеся результаты, технология многозабойного бурения не была востребована нефтегазодобывающими предприятиями, поэтому в практике строительства скважин ответвления забуривались только в аварийных случаях. При этом проводку второго ствола производили неориентировано вдоль основного ствола.
В условиях резкого падения нефтедобычи в начале 90-х годов для стабилизации положения в отрасли необходимы были новые нестандартные решения. Одним из таких решений стала технология строительства горизонтальных боковых стволов (БС) из бездействующих и малодебитных скважин, фонд которых только в Западной Сибири на тот момент времени превышал 40 тысяч скважин.
Разработка технологии бурения направленных БС из скважин с эксплуатационными колоннами диаметром 140 мм, 146 мм и 168 мм осуществлялась на основе опыта бурения, полученного инженерами ВНИИБТ в процессе проектирования и строительства многозабойных скважин. При этом разработчиками был решён ряд принципиально новых технических задач:
-ориентирование забойного двигателя-отклонителя в обсадной колонне, являющейся магнитной средой;
-проектирование и расчёт параметров пространственного профиля наклонно-направленного и горизонтального БС;
-разработка технологии забуривания БС с зарезного цементного моста в интервале, ограниченным окном в обсадной колонне;
-конструирование специальных винтовых забойных двигателей для забуривания и бурения БС по среднему радиусу кривизны;
-разработка алгоритма контроля и управления проводкой БС по проектной траектории;
-создание технических средств для измерения параметров горизонтальной части БС;
-разработка технологии подготовки БС к спуску хвостовика;
-разработка устройства для подвески хвостовика в обсадной колонне с последующим его цементированием.
К 1992 году учёными и конструкторами ВНИИБТ была завершена работа над технико-технологическим комплексом для бурения наклонных и горизонтальных БС из эксплуатационных колонн, который включал:
-пакет программ для ЭВМ «Наклонно-направленное бурение - ННБ» для проектирования, контроля и управления проводкой БС;
-устройства для вырезания участка обсадной эксплуатационной колонны УВ-114 и УВУ168.
-устройство для ориентирования забойного двигателя-отклонителя на основе гироскопа;
-специальные зарезные безопорные долота;
-малогабаритную телеметрическую систему ЭТО-36 с проводным каналом связи;
-винтовые забойные двигатели серии ДГ диаметром 106 мм;
-технологическую оснастку для перемещения геофизических приборов в горизонтальном стволе;
Опытно-промысловые работы по испытанию технико-технологического комплекса ВНИИБТ были проведены в 1992-1993 г.г. при строительстве горизонтального бокового ствола из вертикальной скважины № 12130 на Ен-Яхинской площади Уренгойского газоконденсатного месторождения.
В интервале 1113ч1120,5 м с помощью вырезающего устройства УВУ-168 по всему сечению роторным способом была вырезана обсадная колонна диаметром 168 мм. Забуриваиие БС производили с цементного моста в интервале 1113,6ч1117,1 м следующей КНБК: долото Ш-139.7 Д-СЦВ, винтовой забойный двигатель-отклонитель (ВЗДО) ДГ 106 с углом перекоса секций 3°30', гироскопическое ориентирующее устройство «Зенит-106», НКТ диаметром 101,6 мм.
При бурении БС использовался полимерный меловой раствор по рецептуре института «ТюменНИИгипрогаз».
Бурение участка БС с увеличением зенитного угла до кровли сеноманских отложений осуществляли с помощью КНБК: долото III-139,7 СЦВ (III -139,7 СВКШ), ВЗДО ДГ-106 (угол искривления 3°30' и 3°), бурильные трубы диаметром 89 мм и НКТ диаметром 101,6 мм. Фактический профиль БС показан на рис. 1. Хвостовик, составленный из НКТ-101.6 с фильтром длиной 108 мм, был подвешен в эксплуатационной колонне на специа
Разработка технологического регламента на строительство наклонно-направленной скважины дипломная работа. Геология, гидрология и геодезия.
Тіл Адам Ойының Айнасы Эссе
Реферат: Globe Essay Research Paper The Globe Theatre
Сочинения Описание Помещения 6 Класс Моя Комната
Дипломная работа по теме Планирование синтеза салазопиридазина
Реферат: Автоматизированный априорный анализ статистической совокупности в среде MS Excel 5
Эссе Мировоззрение Индивида
Реферат: Первая советская электронно-счетная машина С.А. Лебедева
Курсовая Работа На Тему Политика Самодержавия Александра Iii
Дипломная работа по теме Совершенствование системы взаимодействия районной администрации и субъектов хозяйственной деятельности (на примере отдела управления образованием ИК МО г. Казани по Вахитовскому и Приволжскому районам)
Реферат: Black Americans Essay Research Paper Black Americans
Денежная база
Реферат по теме Процес кваліфікації злочинів
Подготовка Переподготовка И Повышение Квалификации Персонала Курсовая
Реферат: Рассольник Ленинградский
Контрольная работа по теме Права человека и пенитенциарная практика
Реферат: Збірник законів Кароліна
Реферат Массаж Лица В Косметологии
Реферат: Маршалловы Острова
Курсовая Работа На Тему Монтаж Одноэтажного Промышленного Здания
Дипломная работа по теме Марковская и полумарковская модели открытой сети с тремя узлами
Учёт финансовых результат от обычных видов деятельности в системе бухгалтерского и налогового учёта - Бухгалтерский учет и аудит курсовая работа
Методи архівного описування - Бухгалтерский учет и аудит контрольная работа
Современное состояние машиностроения Сибири - География и экономическая география дипломная работа