Войти в мой кабинет
Регистрация
ГОТОВЫЕ РАБОТЫ / ДИПЛОМНАЯ РАБОТА, РАЗНОЕ

Проект бурения разведочной скважины на Гауровской площади с рассмотрением причин потери инструментов в скважине и методов извлечения аварийных инструментов на поверхность.

irina_krut2020 2050 руб. КУПИТЬ ЭТУ РАБОТУ
Страниц: 82 Заказ написания работы может стоить дешевле
Оригинальность: неизвестно После покупки вы можете повысить уникальность этой работы до 80-100% с помощью сервиса
Размещено: 12.03.2020
Проект бурения разведочной скважины на Гауровской площади с рассмотрением причин потери инструментов в скважине и методов извлечения аварийных инструментов на поверхность. В выпускной квалификационной работе рассматривается бурение разведочной скважины на Гауровской площади.. Цель работы является рассмотрение причин потери инструмента в скважине, наглядное изображение эффективности проведения ловильных работ при использовании различных способов извлечения аварийного оборудования на поверхность. Выпускная квалификационная работа состоит из введения, пяти разделов, заключения, содержит 14 рисунков, 16 таблиц, 14 источников. Общий объем работы составляет 80 страниц.
Введение

Нефтегазовая промышленность занимает одно из главных позиций в экономике страны и мира в целом. Трудно представить современный мир без нефти и газа. Огромное количество автомобилей и двигателей, миллиарды отапливаемых в мире домов, экономика многих стран и континентов зависит от данной отрасли. И хотя в мире есть множество альтернативных замещений в области энергетики, изобретено множество экономичных, безвредных для экологии электрических двигателей, различной продукции, однако нефть и газ остается лидирующим звеном в сфере разработки данной продукции. И главной задачей перед специалистами - является создать настолько эффективную систему в области разработки и эксплуатации, чтобы увеличить производительность и добычу сырья, уменьшить риск загрязнения окружающей среды при помощи современных технологий. Актуальность работы. Ускорение научного прогресса в нефтегазовой отрасли и в частности увеличение процесса разработки в нефтегазодобываю-щих районах нашей страны, представляет использование всех возможностей для наращивания добычи газа и нефти. Сооружение скважины - трудоемкий инженерно-технологический процесс, нередко осложняющийся различного рода авариями, которые снижают производительность труда и повышают себестоимость буровых работ. На устранение аварий в год тратиться от 5 до 10% рабочего времени. Аварии также часто являются причинами списания скважин, не выполнивших геологического задания. Поэтому создания инструмента для ликвидации аварий в разведочных скважинах не теряет своей актуальности на протяжении многих лет. Все создаваемые инструменты должны вписываться в диаметры совре-менных скважин, а при пересечении осложненных прихвато опасных зон - легко и быстро включаться в состав бурового снаряда. В связи с необходимостью дальнейшего технического перевооружения геологоразведочных организаций и оснащения их высокоэффективным оборудованием и аппаратурой механизмы для предупреждения и ликвидации прихватов тоже должны соответствовать лучшим мировым образцам и стандартам. Анализ аварий при бурении разведочных скважин на нефть и газ позво-лил специалистам выявить наиболее характерные виды прихватов и вероятные причины их возникновения. Около 26% прихватов возникает за счет перепада давления (1 категория по классификации А.К. Самотоя), 32% - вследствие заклинивания инструмента (2 категория) и 42% - по причине сужения ствола скважины в связи с осыпями, обвалами, сальнико образованиями, оседанием шлама и утяжелителя (3 категория). Объект исследования – Гауровская площадь располагается в Шенталинском районе Самарской области в 10 км. к югу от районного центра Шентала. Предмет исследования – применение ловильного инструмента для извлечения аварийного оборудования и различных предметов оставленных в скважине Целью данной выпускной квалификационной работы является рассмотрение причин потери инструмента в скважине, наглядное изображение эффективности проведения ловильных работ при использовании различных способов извлечения аварийного оборудования на Гауровской площади. Были сформулированы следующие задачи. 1) Причины прихватов бурильных колонн . 2) Изучить технологию проведения аварийных работ и применяемого оборудования. 3) Принять участие при проведении работ связанных с аварией. 4) Изучить местоположение аварийного инструмента, причины его оставления в скважине, состояния аварийного инструмента, его размеров и ориентации в стволе скважины. Автором при выполнении поставленных задач применялось комплексирование следующих основных методов исследования: анализ специальной опубликованной научной литературы и архивной информации; В ходе выполнения выпускной квалификационной работы мною использована литература ООО “Богородскнефть” на применяемое оборудование при проведении аварийных работ. Использованы материалы из книги “ Разведочное бурение”, под общей редакцией Воздвиженский Б.И., материалы из книги И.П.Пустовойтенко, "Предупреждение и ликвидация аварий в бурении" и множество другой литературы приведенной в списке используемых источников. Работа состоит из введения, пяти глав, заключения и списка используемых источников. Автор выражает искреннюю признательность и благодарность своему научному руководителю – заведующему кафедрой геоэкологии и инженерной геологии СГТУ имени Гагарина Ю.А., кандидату геолого-минералогических наук Иванову Алексею Викторовичу за помощь в исследовании и подготовке работы. Выражаю признательность и благодарность за предоставление полезной литературы и информации начальнику цеха ТКРС ООО “Богородскнефть” Бурлакову Евгению Александровичу и главному инженеру по аварийным и сложным работам ООО “Богородскнефть” Рябову Игорю Николаевичу за предоставление технической документации и полезной информации.
Содержание

ВВЕДЕНИЕ……………………………………………………..………………… 10 Глава 1. ГЕОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ…….……………………..….…………… 12 1.1. Общая характеристика…….…………………………………………………12 1.2 Литолого-стратиграфическая характеристика разреза скважины……..…..13 1.3 Тектоника ………..………………………………..……………………………15 1.4 Нефтегазоводоносность по разрезу скважины……...……….………………15 1.5. Возможные осложнения по разрезу скважины…….……….….…………...17 1.6. Промыслово-геофизические работы при бурении скважины….….….…...18 Глава 2. ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ ……….…….…………..…………...20 2.1 Обоснование и расчет конструкции скважины…….…….........……………20 2.2.Обоснование и расчет профиля скважины……….…………….…………...25 2.3 Выбор способа бурения…………………………….…...….......….…….…..26 2.4 Выбор инструмента ……………………………….…………...…….….….…27 2.5 Выбор промывочной жидкости …………………….……………..…………30 2.6 Проектирование режима бурения ………………...…………...…………….31 2.7 . Причины потерь инструментов в скважине и методы извлечения аварийных инструментов на поверхность …………………………………….…34 Глава 3. ТЕХНИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ ………………………………..……………58 3.1. Выбор вида энергии и привода буровой установки………………………. 58 3.2.Выбор буровой установки………………………………….………………....58 3.3. Выбор и расчёт талевого каната на прочность……………………………..61 Глава 4.ОХРАНА ТРУДА………………………………………..……………….62 4.1 Анализ технологического процесса с точки зрения опасных и вредных производственных факторов…………………..…………………………………..62 4.2. Требования к эксплуатации оборудования, механизмов, инструмента.….63 4.3 Взрывобезопасность и повышающие ее мероприятия….…………………..67 Глава 5. ОХРАНА ОКРУЖАЮЩЕЙ СРЕДЫ…………………..………....………70 5.1. Основные источники загрязнения окружающей среды при строительстве скважин………………………………………………..………………………….…..70 5.2. Природоохранные мероприятия при строительстве скважин…….……..….76 5.3. Расчет объемов отходов бурения и шламового амбара…….…………….…84 5.4. Охрана недр…………………………………………………..……..………..…84 ЗАКЛЮЧЕНИЕ …………………………………………………………...……..…..96 СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ ……….……………………97
Список литературы

1. Материалы преддипломной практики. Задание на проектирование строительства разведочной скважины на Гауровской площади. 2. Бурение нефтяных и газовых скважин. Учебное пособие. Составители: Л.В. Ермолаева, С.С. Андреев., Самара, СамГТУ. 2008. 3. Бурение наклонных и горизонтальных скважин. Справочник, под ред. А.Г. Калинина.-М., Недра, 1997.648 с. 4. Методические указания по гидравлическому расчёту циркуляционной системы при бурении скважин по курсу «Гидроаэромеханика в бурении» для студентов специальности 0211 «Бурение нефтяных и газовых скважин» /Сост. В.М. Вязельщиков, Е.П. Варламов. – Куйбышев: КПтИ. 1988. 35 с. 5. Выбор и рациональная отработка долот. Самара, СамГТУ, 2005. 6. Буровые промывочные растворы. Методические рекомендации./ Сост. Л.В. Ермолаева. Самара, СамГТУ, 2008. 7.Ивачев Л.М. Промывочные жидкости и тампонажные смеси. – М.: Недра, 1987.. 8. Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности. РД-08-624-13. М., Госгортехнадзор России, 2013. 9. Басарыгин Ю.М. и др. Бурение нефтяных и газовых скважин: учебное пособие для вузов. М., Недра, 2002, 632 с. 10. И.П.Пустовойтенко, Предупреждение и ликвидация аварий в бурении 2008. – 13 с. 11. Леонов, Е. Г. Осложнения и аварии при бурении нефтяных и газовых скважин. В 2 частях. Часть 1. Гидроаэромеханика в бурении / Е.Г. Леонов, В.И. Исаев. - М.: Недра-Бизнесцентр, 2014. - 238 c. 12. Соловьев Н.В., Бронников И.Д., Хромин Е.Д. Бурение разведочных скважин. Учебное пособие М. МГГРУ, 2002.
Отрывок из работы

1. ГЕОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ 1.1. Общая характеристика. Географически Гауровская площадь располагается в Шенталинском районе Самарской области в 10 км. к югу от районного центра Шентала. В 2,5 км к востоку от месторождения проходит автодорога Исаклы-Шентала, в 9,6 км к северо-западу проходит железная дорога с ближайшей железнодорожной станцией Кондурча. Рядом протекают небольшие реки Хмелевка, и Сухой Суруш. Населенные пункты связаны между собой улучшенными грунтовыми дорогами и дорогами с асфальтированным покрытием. Район густонаселен, в экономическом отношении является сельскохозяйственным. Гауровская площадь расположено в зоне лесостепей Заволжья и характеризуется континентальным климатом, с жарким летом и холодной зимой. Климат района континентальный, с жарким летом и холодной зимой. Среднегодовая температура воздуха +3,2оС, среднегодовое количество осадков составляет 465мм. Основной фон почвенного покрова представлен различными черноземами, на которых расположены пашни. На севере и северо-западе территория месторождения граничит с лесными массивами Государственного лесного фонда (ГЛФ). Лесной массив представлен широколиственными породами деревьев: дубом, платановидным кленом, липой, осиной и кустарниками. 1.2 Литолого-стратиграфическая характеристика разреза скважины. Литолого-стратиграфическая характеристика разреза скважины приведена в таблице 1.1 Таблица 1.1 Литолого-стратиграфическая характеристика разреза скважины Стратиграфическое подразделение Глубина залегания по стволу,м Краткое название пород Название индекс От до Четвертичная система и неогеновая система Q 0 50 Суглинки желтовато-бурые,глины,пески. Казанский ярус P2kz2 50 140 Глины темно коричневые, плотные. До-ломиты плотные, крепкие, гипсы, ан-гидриты, известняки серые, глинистые Калиновская свита P2kz1 140 225 Глины темно коричневые, плотные. До-ломиты плотные, крепкие, гипсы, из-вестняки серые, глинистые Уфимский ярус P2uf 225 245 Известняки Артинский,сакмарский и ассильский ярусы P1ar P1s P1a 245 415 Доломиты и известняки серые, ангидриты, гипсы Верхний карбон C3 415 615 Доломиты и известняки серые и светло серые. Мячковский горизонт C2mc 615 705 Известняки серые и светло-серые участками окрамнелые и доломитизированные, доломиты желтовато- серые, слабо известковистые. Подольский горизонт С2pd 705 810 Известняки светло-серые участками глинистые с прослоями доломитов известковистых. Каширский горизонт C2ks 810 970 Известняки серые, светло-серые, участками окремнелые, Доломиты желтовато-серые, слабо известковистые. Верейский горизонт C2vr 970 1030 Песчаники, алевролиты и глины темно-серые, с прослоями известняков белых, алевролит зеленовато-серый. Башкирский ярус C2 b 1030 1085 Песчаники, алевролиты и глины темно-серые, с прослоями известняков белых, алевролит зеленовато-серый. ? Продолжение таблицы 1.1. Серпуховский ярус C1s 1085 1180 Известняки органогеннообломочные, доломиты кристаллические зернистые, глина доломитизированная. Окский н/горизонт C1ok 1180 1290 Известняки Тульский горизонт C1tl 1290 1340 Известняки серые и темно-серые, глинистые, местами окремнелые, с прослоями глин черных известковистых, алевролитов и песчаников Бобриковский горизонт C1bb 1340 1350 Песчаники светло желтовато-серые, неравномерно зернистые, с прослоями глин темно-серых и алевролитов серых Турнейский ярус C1t 1350 1452 Известняки серые и темно-серые с прослоями доломитов серых Фаменский ярус C1f 1452 1643 Известняки серые и темно-серые доломиты светло бурые, серые кристаллические. В/франский п/ярус Д3f3 1643 1900 Известняки светло – серые, серые, кристаллические, часто доломитизированные, мергели, гипсы Доманиковый горизонт D3d 1900 1940 Известняки серые темно-серые, местами окремнелые, трещеноватые, с прослоями черных глин. Саргаевский горизонт D3s 1940 1980 Известняки буровато – черные, местами окремнелые, трещиноватые, с прослоя-ми черных битуминозных глин Тиманский горизонт D3t 1980 2020 Преслаивание песчаников, известняков, алевролитов, глин и мергелей. Пашийский горизонт Д3ps 2020 2059 Песчаники светло-серые, кварцевые, тонко и мелкозернистые, алевролиты с прослоями глин. Ардатовский горизонт Д2ar 2059 2093 Песчаники светло-серые, кварцевые, тонко и мелкозернистые, алевролиты с прослоями карбонатных пород, глин коричневые Эйфельский ярус Д2if 2093 2113 Чередование глин, известняков и доло-митов Протерозойская группа РR 2113 2153 Песчаники светло-серые, кварцевые, тонко и мелкозернистые, алевролиты , глины Архей AR 2153 2350 Метаморфические и магматические по-роды 1.3 Тектоника. Гауровская площадь в тектоническом плане расположено в северо-западной части Сокской седловины, разделяющей Мелекесскую и Бузулукскую впадины. Геологическое строение его, кроме того, обусловлено приуроченностью к южному борту Серноводского грабена, к бортовой зоне Волго-Сокского палеопрогиба, к юго-западной приосевой и бортовой зонам Усть-Черемшанского внутричехольного прогиба Камско-Кинельской системы. Серноводский грабен выделен из более крупного и сложного тектонического сооружения – Серноводско-Абдулинской впадины – авлакогена субмеридионального простирания и является его заливом широтного простирания. Он ограничен с севера Шенталинским, а с юга Исаклинским разломами. Образовавшись в верхнерифейское время, он заполнился нижне-бавлинскими отложениями. 1.4 Нефтегазоводоносность по разрезу скважины. Нефтеносность проектного разреза скважины, приведены в таблице 1.2. Достоверность определяется степенью изученности площади, прогнозной оценкой, базирующейся на аналогии с соседними месторождениями и установленными общими закономерностями распределения нефтяных, газонефтяных и газовых залежей и водоносных горизонтов в разрезе на территории Гауровской площади. При составлении раздела использовались промысловые отчетные материалы, руководящие, инструктивные и методические документы. Стратиграфия Интервал, м по вертикали. Плотность, г/см3 Температура, t0 Параметры раство-ренного газа от (верх) до (низ) в пласто¬вых усло¬виях газовый фактор, м3/т содержание сероводо¬рода, % 1 2 3 5 8 11 12 Верейский горизонт 1005 1020 0,912 18 6,8 0 Башкирский ярус 1030 1050 0,917 19 8,7 0,12 Бобриковский горизонт 1340 1350 0,860 26 10,5 1,53 Турнейский ярус 1350 1375 0,908 26 8,9 2,56 Нефтеносность. Таблица 1.2 1.5. Возможные осложнения по разрезу скважины Исходя из анализа геологических условий и опыта, ранее бурившихся скважин в аналогичных геологических условиях, в таблицах 1.3-1.5 приводятся возможные осложнения в разрезе проектируемой скважины. Таблица 1.3 Обвалы и осыпи Стратиграфическое подразделение Интервал Казанский ярус 0-90м Верейский ярус 970-1030м Башкирский ярус 1160-1180м Тульский ярус 1290-1350м Бобриковский ярус Тиманский ярус 1980-2350м Пашийский ярус Ардатовский ярус Таблица 1.4 Интервалы возможных поглощений Поглощающий горизонт Интервал,м Интенсивность поглощений м3/ч Калиновская свита 140-225 Полное Уфимский ярус 225-245 Полное Артинский 283-287 Полное Башкирский ярус 1105-1135 4-6 м3/час Серпуховский ярус Окский над/горизонт 1224-1226 4-6 м3/час Фаменский ярус 1543-1583 4-6 м3/час Таблица 1.5 Нефтеводопроявление Стратиграфическое подразделение Интервал Тип флюида От, м До, м Верейский горизонт 1005 1020 Нефть Башкирский ярус 1030 1050 Нефть Бобриковский горизонт 1340 1350 Нефть Турнейский ярус 1350 1375 Нефть Тиманский горизонт 1980 2000 Нефть Пашийский горизонт 2020 2035 Нефть Ардатовский горизонт 2059 2159 Нефть ? 1.6 Промыслово-геофизические работы при бурении скважины Виды и объемы исследовательских работ определяются целевым назначением скважины. Они регламентируются инструктивными и руко-водящими документами, и уточняются в зависимости от степени изучен-ности месторождения. Таблица 1.6 Программа геофизических исследований Забой, м Методы Мас-штаб Интервал ис-следования, м Каротаж перед спуском 324мм кондуктора 280 ПС, КС (1-2 зонда из состава БКЗ), профилеметрия (ДС), резистивиметрия, ИОН(ИММН) 1:500 16(от уровня ротора) 280 Контроль качества цементирования кондуктора 310 (В случае невыхода цемента на устье - Термокаро-таж (ОВПЦ)) 1:500 0 280 АКЦ, ГГК-Ц(СГДТ), термометрия (с целью опре-деления заколонных перетоков) 1:500 0 280 Каротаж перед спуском 245мм тех.колонны 470 ПС, КС (1-2 зонда из состава БКЗ), профилеметрия (ДС), резистивиметрия, ИОН(ИММН) 1:500 280 470 Контроль качества цементирования тех.колонны 500 (В случае невыхода цемента на устье - Термокаро-таж (ОВПЦ)) 1:500 0 470 АКЦ, ГГК-Ц(СГДТ), термометрия (с целью опре-деления заколонных перетоков) 1:500 0 470 Привязочный каротаж для уточнения интервала отбора керна при достижении а.о. -722.0м. 985 ПС, КС (1-2 зонда из состава БКЗ) 1:500 470 985 РК (ГК, НГК) 1:500 0 985 ИОН(ИММН) с учетом раннее выпол-ненных замеров Промежуточный каротаж по отложениям карбона при достижения а.о. -837.0м 1100 ПС, БКЗ, БК, ИК (ЭМК), НК, МК (БМК), АК, ГК, ГГК-П (ГГК-Л), ЛМ, резистивиметрия, профиле-метрия 1:200 828 1100 ПС, КС (1-2 зонда из состава БКЗ) 1:500 935 1100 ИОН(ИММН) с учетом раннее выпол-ненных замеров Привязочный каротаж для уточнения интервала отбора керна при достижении а.о. -1057.0м. Продолжение таблицы 1.6. 1320 ПС, КС (1-2 зонда из состава БКЗ) 1:500 1050 1320 РК (ГК, НГК) 1:500 935 1320 ИОН(ИММН) с учетом раннее выпол-ненных замеров Промежуточный каротаж по отложениям карбона при достижения а.о. -1162.0м 1425 ПС, БКЗ, БК, ИК (ЭМК), НК, МК (БМК), АК, ГК, ГГК-П (ГГК-Л), ЛМ, резистивиметрия, профилеметрия 1:200 1290 1425 ПС, КС (1-2 зонда из состава БКЗ) 1:500 1270 1425 ИОН(ИММН) с учетом раннее выпол-ненных замеров Привязочный каротаж для уточнения интервала отбора керна при достижении а.о. -1697.0м. 1960 ПС, КС (1-2 зонда из состава БКЗ) 1:500 1375 1960 РК (ГК, НГК) 1:500 1270 1960 ИОН(ИММН) с учетом раннее выпол-ненных замеров Заключительный каротаж 2350 ПС, БКЗ, БК, ИК (ЭМК), НК, МК (БМК), АК, ГК, ГГК-П (ГГК-Л), ЛМ, резистивиметрия, профилеметрия 1:200 1930 2093 РК (ГК, НГК), АК 1:500 0 2350 ИОН (ИММН) с учетом раннее выпол-ненных замеров ПС, КС (1-2 зонда из состава БКЗ), резист, проф. 1:500 470 2350 С целью определения высоты подъема цемента в эксплуатационной колонне 2350 Термокаротаж (ОВПЦ) 1:500 0 420 Контроль качества цементирования эксплуатационной колонны 2350 АКЦ, ГК, ЛМ 1:200 955 - 1100 , 1290 - 1425 , 1930 - 2330м; АКЦ, СГДТ, термометрия (с целью опреде-ления заколонных перетоков) 1:500 0 2340 Опрессовка эксплуатационной колонны снижением уровня до глубины 1500м. Контроль траектории через каждые 200м проходки, с точками замеров через 25м, в ин-тервалах набора искривления в точках через 5м ? 2. ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ 2.1 Обоснование и расчет конструкции скважины Нефтяная или газовая скважина представляет собой капитальное сооружение, которое строится по заранее составленному техническому проекту. Основой такого проекта является конструкция скважины. Под конструкцией скважины понимается то количество обсадных колонн, которое необходимо спускать в скважину для успешной проводки её и последующей длительной эксплуатации. В понятие конструкция скважины также входят оптимальные высоты подъёма цементного раствора в затрубном пространстве. Диаметр скважины должен быть минимальным, но вместе с тем достаточным для спуска обсадных колонн на запроектированные глубины и обеспечения надёжной изоляции продуктивных пластов от водоносных горизонтов и от взаимного влияния пластов друг на друга. От выбранной конструкции скважины зависят скорость её бурения и стоимость строительства. Разведочная скважина на Гауровской площади буриться с целью разведки залежей нефти в отложениях девона и карбона. Выбор конструкции скважины осуществляется, исходя из решаемых ею задач с учётом требований «Правил безопасности в нефтяной и газовой промышленности». Принимая во внимание геологические особенности разреза, а также проектируемый комплекс исследований, предусматривается следующая конструкция скважины: Шахтовое направление диаметром 530 спускается на глубину 16м с целью предотвращения размыва устья скважины. Цементируется тампонажным раствором плотностью 1,90 г/см3 с использованием цемента марки ПЦТ I-G-CC-1 Направление диаметром 426мм спускается на глубину 30м с целью обеспечения надежного перекрытия интервала залегания неустойчивых, склонных к осыпям и обвалам отложений, предупреждения размыва устья скважины. Цементируется тампонажным раствором плотностью 1,90 г/см3, с использованием цемента марки ПЦТ I-G-CC-1 в интервале от 30м до устья. Кондуктор диаметром 324мм спускается на глубину 280 м – с целью обеспечения надежного перекрытия интервала залегания неустойчивых, склонных к вспучиванию пород. Цементируется тампонажным раствором плотностью 1,90 г/см3, с использованием цемента марки ПЦТ I-G-CC-1 в интервале от 280м до устья. Промежуточная колонна диаметром 245мм спускается на глубину 470 м – с целью обеспечения надежного перекрытия интервала залегания неустойчивых, склонных к вспучиванию пород. Ввиду возможных нефтеводопроявлений при дальнейшем углублении скважины на кондукторе устанавливается противовыбросовое оборудование. Цементируется тампонажным раствором плотностью 1,90 г/см3, с использованием цемента марки ПЦТ I-G-CC-1 в интервале от 470м до устья. Эксплуатационная колонна диаметром 146 мм спускается: на глубину 2350 м. Служит для крепления стенок скважины. Интервал 2350–2175м цементируется РТМ-75 ПВ плотностью 1,90 г/см3 . Интервал 2175-897 м цементируется портландцементом ПЦТ-I-G-CC-I плотностью 1,90 г/см3. Интервал 897-320м цементируется ОТМ-5 плотностью 1,56 г/см3. Таблица 2.1 Конструкция скважины Название колонны Диаметр, мм Глубина спуска,м Тип цемента Уд.вес , г/см3 В.П.Ц. Шахтовое направле-ние 530 16 ПЦТ-1-G-СС-1 1,90. до устья Направление 426 30 ПЦТ-1-G-СС-1 1,90. до устья Кондуктор 324 280 ПЦТ-1-G-СС-1 1,90. до устья Промежуточная ко-лонна 245 470 ПЦТ-1-G-СС-1 1,90. до устья Эксплутационная ко-лонна 146 2350 ОТМ-5 ПЦТ-1-G-СС-1 РТМ-75 ПВ 1,56 320-897 1,90 897-2125 1,90 2125-2350 ? Расчет конструкции скважины Проектирование конструкции скважины начинаем с выбора диаметра эксплуатационной колонны. Диаметр эксплуатационной колонны должен обеспечить возможность применения всех современных методов эксплуатации скважины в различные периоды её жизни. По рекомендациям геологической службы предприятия принимаем диаметр эксплуатационной колонны с диаметром муфты эксплуатационной колонны (по ГОСТ 632-80) . После выбора dэ.к. определяется диаметр долота при бурении под эксплуатационную колонну по формуле: где f - зазор между муфтой и стенкой скважины, необходимый для обеспечения спуска труб, мм; в соответствии с правилами Госгортехнадзора f=20мм, Из ГОСТ 20692-75 ближайший больший диаметр долота Длина эксплуатационной колонны определяется из соотношения: где LП- глубина подошвы эксплутационного объекта, м.; 13 – длина зумпфа скважины, м.; 1Н – длина низа эксплутационной колонны, м. Выбор промежуточной колонны: После этого определяем внутренний диаметр промежуточной колонны: По ГОСТу 632-80 выбираем ближайший больший . В соответствии с ГОСТом 632-80 диаметр муфт обсадных труб под промежуточную колонну принимается равным После выбора внутреннего диаметра промежуточной колонны определяем диаметр долота при бурении по формуле : Из ГОСТ 20692-75 ближайший больший диаметр долота . Выбор кондуктора: После этого определяем внутренний диаметр: По ГОСТу 632-80 выбираем ближайший больший . В соответствии с ГОСТом 632-80 диаметр муфт обсадных труб под кондуктор принимается равным . После выбора внутреннего диаметра кондуктора определяем диаметр долота при бурении по формуле : Из ГОСТ 20692-75 ближайший больший диаметр долота Выбор направления: После этого определяем внутренний диаметр: По ГОСТу 632-80 выбираем ближайший больший . В соответствии с ГОСТом 632-80 диаметр муфт обсадных труб под направление принимается равным . После выбора внутреннего диаметра направления определяем диаметр долота при бурении по формуле : Из ГОСТ 20692-75 ближайший больший диаметр долота Выбор шахтового направления: После этого определяем внутренний диаметр: По ГОСТу 632-80 выбираем ближайший больший . В соответствии с ГОСТом 632-80 диаметр муфт обсадных труб под шахтовое направление принимается равным . После выбора внутреннего диаметра шахтового направления определяем диаметр долота при бурении по формуле: Для бурения шахтового направления применим шнек диаметром 630 мм. Конструкция скважины Рис.2.1. 2.2.Обоснование и расчет профиля скважины. Скважина Гауровской площади вертикальная, поэтому расчет профиля скважины не производим. При бурении скважины применяют следующие компоновки: Таблица 2.2 Компоновки низа бурильной колонны для проектируемой скважины Интервал Компоновка низа бурильной колонны 0-16 м Шахтовое направление буриться шнеком 630мм 16 – 30 м Долото +КЛС 490+ УБТ-203(24м)+ ведущая труба. 30-280 м Долото + КЛС 390 + УБТ 203-8м + КЛС 393,7 + УБТ-203(24м) + УБТ 178(100м) +ПК-127х9,19мм -остальное. Долото + КЛС390 + ДРУ-240 + КЛС 393,7 + УБТ-203 (24 м) + УБТ-178(100м) + ПК-127х9,19мм -остальное. 280-470 м Долото + КЛС-293 + ДРУ-240 + КЛС 295,3 + УБТ-203 (24м) + УБТ-178 (100м) + ПК-127х9,19мм –остальное Долото + КЛС293 + УБТ-203 (8м) + КЛС 295,3 + УБТ-203 (24м) + УБТ-178 (125м)+ ПК-127х9,19мм -остальное. 470 – 920 м Долото + КСИ 214 +ДРУ-195(172) +центратор КЛС (215,9-214) +УБТ 178 мм (125 м)+ПК-127?9,19 мм мм – остальное. 920 – 2350 м Долото + КСИ-215,9 +ДРУ-195(172) + центратор КЛС 208-214 + УБТ-178(75м) + Ясс + УБТ-178(50м) + ПК-127х9,19мм– остальное. Долото + КСИ-215,9 + УБТ-178 (8 м) + центратор, КЛС 208-214 + УБТ-178(100м)+ Ясс+ УБТ-178 (50 м)+ПК-127х9,19мм– остальное. Отбор керна Д + СК 171-101,6 + УБТ-178 (50 м) + ПК-127?9,19 - остальное. ? 2.3 Выбор способа бурения. Основные требования к выбору способа бурения – необходимость обеспечения успешной проводки ствола скважины при возможных осложнениях с высокими технико-экономическими показателями. Поэтому способ бурения выбирается на основе анализа статистического материала по уже пробуренным скважинам. Выбранный способ бурения должен допускать использование таких видов буровых растворов и такую технологию проводки ствола, которые наиболее полно отвечали бы условиям качественного вскрытия продуктивного пласта; достижению вы¬сокого качества ствола скважины, ее конфигурации и наиболее высоких механических скоростей и проходок на долото; возмож¬ности использования долот различных типов в соответствии с механическими и абразивными свойствами пород. Целесообразность принятых решений по применению того или иного способа бурения пересматривается по мере совершен¬ствования технологии и техники бурения. В соответствии с опытом, полученным при бурении скважин на данном месторождении, при бурении скважины под направление выбираем роторный тип бурения с частотой вращения 60-80 об/мин. При бурении скважины под остальные колонны выбираем комбинированное бурение с использованием забойного двигателя и ротора. В интервалах отбора керна используем роторный способ бурения.
Не смогли найти подходящую работу?
Вы можете заказать учебную работу от 100 рублей у наших авторов.
Оформите заказ и авторы начнут откликаться уже через 5 мин!
Похожие работы
Дипломная работа, Разное, 42 страницы
250 руб.
Дипломная работа, Разное, 66 страниц
200 руб.
Дипломная работа, Разное, 92 страницы
300 руб.
Дипломная работа, Разное, 52 страницы
200 руб.
Дипломная работа, Разное, 59 страниц
220 руб.
Служба поддержки сервиса
+7(499)346-70-08
Принимаем к оплате
Способы оплаты
© «Препод24»

Все права защищены

Разработка движка сайта

/slider/1.jpg /slider/2.jpg /slider/3.jpg /slider/4.jpg /slider/5.jpg