Дипломный проект


IV. ЭКОНОМИЧЕСКИЙ РАЗДЕЛ 4.1. Выбор и проектирования способа бурения



Скачать 281,47 Kb.
страница19/19
Дата16.10.2020
Размер281,47 Kb.
ТипДиплом
1   ...   11   12   13   14   15   16   17   18   19

IV. ЭКОНОМИЧЕСКИЙ РАЗДЕЛ




4.1. Выбор и проектирования способа бурения

Основные требования к выбору способа вращения долота определяются необходимостью обеспечения успешной работы, проводки ствола скважины с высокими технико-экономическими показателями. Выбор способа бурения зависит от технической оснащённости предприятия (парк буровых установок, буровых труб, забойных двигателей и т.п.), опыта бурения в данном районе. Для бурения данной скважины выбираем бурение с помощью гидравлических забойных двигателей. Турбинный способ обладает рядом преимуществ по сравнению с роторным способом бурения:



  • механическая скорость выше, чем при роторном способе бурения;

  • облегчает отклонение ствола в требуемом направлении;

  • можно использовать все виды промывочной жидкости за исключением аэрированной;

  • улучшаются условия работы, отсутствуют шум и вибрация.

Исходные данные:

1) Глубина скважины по стволу – 3180 м;

2) Тип долота – III-215,9 МЗ-ГВ;

3) Конструкция низа бурильной колонны:

· долото III-215,9 МЗ-ГВ-R155;

· турбобур 3ТСШ1-195;

· УБТ Æ 178 мм – 10 м;

· ТБПВ 127х9;

· ЛБТ 147х9;

4) Параметры промывочной жидкости:

· r = 1100 кг/м3 ;

· УВ = 25¸30 сек;

· ПФ = 5¸6 см3 /30мин.

Таблица 2.1 - Компоновки низа бурильной колонны (КНБК)



№№

Элементы КНБК

Типоразмер, шифр

Наружный диаметр, мм

Длина, м

Масса, кг

Примечание

1

2

3

4

5

6

1

III 295,3 СЗ-ГВ-R175

295,3

0,40

90

Бурение вертикального интервала под кондуктор

2

8 КС 295,3 МС

295,3

0,90

200

3

Т 12РТ-240

240,0

8,20

2017

4

8 КС 290,0 МС

290,0

0,90

200

5

УБТС2-203

203,0

12

2413




1

III 295,3 СЗ-ГВ-R175

295,3

0,4

90

Бурение под кондуктор с набором зенитного угла

2

8 КС 295,3 МС

295,3

0,90

200

3

ТО2-240

240,0

10,20

2593

4

УБТС2-203

203,0

12

2413

5

СИБ-1

172,0

9,60

500

1

III 295,3 СЗ-ГВ-R175

295,3

0,40

90

Бурение под кондуктор со стабилизацией зенитного угла, проработка ствола скважины

2

8 КС 295,3 МС

295,3

0,90

200

3

СТК-290

290

0,20

12

4

2ТСШ1-240

240,0

16,5

4100

5

УБТС2-203

203,0

12

2413

1

III 215,9 МЗ-ГВ-R155

215,9

0,40

37

Бурение под эксплуатационную колонну со стабилизацией зенитного угла, проработка ствола скважины

2

9 КП 215,9 МС

215,9

0,50

50

3

УОК-215

200,0

0,40

34

4

СТК-213,0

213,0

0,20

10

5

3ТСШ1-195

195,0

25,70

4790

6

УБТС-178

178,0

72,00

11232

1

МF-15

215,9

0,40

37

Бурение под эксплуатационную колонну со стабилизацией зенитного угла

2

9 КП 215,9 МС

215,9

0,50

50

3

УОК-215

200,0

0,40

34

4

3ТСШ1-195

195,0

25,70

4790

5

УБТС-178

178,0

72,0

11232

1

MF-15

215,9

0,40

37

Бурение под эксплуатационную колонну с естественным снижением зенитного угла (вскрытие продуктивного пласта одним долблением)

2

9 КП 215,9 МС

215,9

0,50

50

3

3ТСШ1-195

195,0

25,70

4790

4

СИБ-1

172,0

9,60

500

5

УБТС-178

178,0

72,00

11232

1

215,9 МСЗ-ГНУ-R71

215,9

0,40

37

Резервная компоновка для корректировки ствола скважины

2

9 КП 215,9 МС

215,9

0,50

50

3

ДВО-195

195,0

7,70

1350

4

СИБ-1

172,0

9,60

500

5

УБТС-178

178,0

12

1872

Примечание:

1. Возможно использование других типов долот отечественного или импортного производства по коду IADC 437, 447Х, 545Х.

2. КНБК уточняется технологической службой бурового предприятия в процессе бурения по результатам инклинометрии.



4.2 Выбор расхода промывочной жидкости

– выбор расхода промывочной жидкости осуществляется исходя из условия удовлетворительной очистки забоя:



где q = 0,65 м/с – удельный расход;

Fз – площадь забоя;

где Dд – диаметр долота.

Dд = 215,9 мм;

м2 ;

м3 /с.

– выбор расхода, исходя из условий выноса наиболее крупных частиц шлама:



где Uoc – скорость оседания крупных частиц шлама;

Fкп – площадь кольцевого пространства, м2 ;

где dш – средней диаметр крупных частиц шлама;

rп – плотность породы, кг/м3 ;

r - плотность промывочной жидкости, кг/м3 .

dш =0,0035+0,0037×Dд ; (2.17)

где Dтр – диаметр турбобура, м.


dш =0,0035+0,0037*0,2159 = 0,0043 м;

0,36 м/с;

м2 ;

м3 /с.

– выбор расхода из условия нормальной работы турбобура:



где Муд – удельный момент на долоте;

G – вес турбобура;

Мс – момент турбобура при расходе Qc жидкости rс ;

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:

Мg = 1200 Нм; Qc = 0,03 м3 /с; rс = 1000 кг/м3 ; r = 1100 кг/м3 , Мс =1500 Н/м.



м3 /с.

Из трех расходов Q1 , Q2 , Q3 выбираем максимальный расход: 0,03 м3 /с и далее в расчетах будем принимать этот расход.




4.3 Выбор бурового насоса

Выбор бурового насоса производится из условия обеспечения расхода бурового раствора, не ниже расчетного, при расчетном давлении. По результатам гидравлических расчетов для успешного доведения скважины до проектной глубины требуется насосы, развивающие производительность Q³ 0,03 м3 /с при давлении Р ³ 12,7 МПа. [15, стр. 72]

По таблице 56 выбираем буровой насос с [P] = 13,9 МПа при диаметре втулок dвт = 170 мм –У8-6МА.

Заключительной стадией гидравлического расчета скважины является построение НТС – номограммы.

Для этого занесем в таблицу теоретические и фактические подачи и давления насоса при различных диаметрах втулки.

Теоретические подачи и давления насоса берем из таблицы 56.

Фактическая подача определяется по формуле:

где к – коэффициент, учитывающий работу насоса на всасывании (к = 0,85);

Q – теоретическая подача.
Таблица 2.2 - Давления и подачи У8-6МА

Диаметр втулки, мм

Допустимое давление, МПа

Теоретическая подача, м3

Фактическая подача, м3

160

16

0,0317

0,0269

170

13,9

0,0355

0,03018

180

12,2

0,0404

0,03434



4.4 Построение НТС-номограммы и определение режима работы насоса


НТС – номограмма – это совмещенная характеристика насоса, турбобура и скважины. Для того, чтобы обеспечить заданный расход Q = 0,03 м3 /с при давлении Р ³ 12,7 МПа необходимо использовать данные по насосу для трех втулок указанных в таблице 2.9.

Для значений расходов высчитываем характеристику скважины (это зависимость потерь давления в элементах бурильной колонны от подачи и глубины спуска).

Расчёт ведется для 3-х расходов Q1 = 26,9 л/с; Q2 = 30 л/с; Q3 = 34,3 л/с и для трех глубин Н1 = 3180 м; Н2 = 2000 м; Н3 = 1000 м.

Потери давления в элементах бурильной колонны рассчитываются по формулам подобия:



- для турбулентного режима,

- для ламинарного режима.

Характеристика скважины при глубине спуска бурильной колонны на 3180 м


Таблица 2.3 - Потери давления в элементах бурильной колонны

Участок БК

Длина труб L, м

Q, л/с

30

26,9

34,33

1

2

3

4

5

Внутри труб

ЛБТ

2616

1,42

1,14

1,86

СБТ

504

0,64

0,51

0,84

УБТ

72

0,37

0,27

0,48

3ТСШ1-195

25,7

4,3

3,46

5,63

Долото

-

2,1

1,69

2,75

SDРтр

-

8,83

7,07

11,56

В кольцевом пространстве

ЛБТI

1926

0,93

0,75

1,22

ЛБТII

690

0,22

0,18

0,29

СБТ

504

0,14

0,11

0,18




УБТ

72

0,17

0,14

0,22




3ТСШ1-195

25,7

0,34

0,27

0,45




SDРкп

-

1,8

1,45

2,36




SDР

-

10,63

8,52

13,92



Характеристика скважины при глубине спуска бурильной колонны на 2000 м



Таблица 2.4 - Потери давления в элементах бурильной колонны

Участок БК

Длина труб L, м

Q, л/с

30

26,9

34,33

1

2

3

4

5

Внутри труб

ЛБТ

1436

0,78

0,63

0,98

СБТ

504

0,64

0,51

0,84

УБТ

72

0,37

0,27

0,48

3ТСШ1-195

25,7

4,3

3,46

5,63

Долото

-

2,1

1,69

2,75

SDРтр

-

8,19

6,59

10,66

В кольцевом пространстве

ЛБТI

746

0,36

0,29

0,47

ЛБТII

690

0,22

0,18

0,29

СБТ

504

0,14

0,11

0,18

УБТ

72

0,17

0,14

0,22

3ТСШ1-195

25,7

0,34

0,27

0,45

SDРкп

-

1,23

0,99

1,61

SDР

-

9,42

7,58

12,27

Характеристика скважины при глубине спуска бурильной колонны на 1000 м


Таблица 2.5 - Потери давления в элементах бурильной колонны

Участок БК

Длина труб L, м

Q, л/с

30

26,9

34,33

1

2

3

4

5

Внутри труб

ЛБТ

436

0,24

0,19

0,31

СБТ

504

0,64

0,51

0,84

УБТ

72

0,37

0,27

0,46

3ТСШ1-195

25,7

4,3

3,46

5,63

Долото

-

2,1

1,69

2,75

SDРтр

-

7,65

6,15

10,0

В кольцевом пространстве

ЛБТII

436

0,14

0,11

0,18

СБТII

254

0,042

0,04

0,048

СБТI

250

0,068

0,05

0,089

УБТ

72

0,17

0,14

0,22

3ТСШ1-195

25,7

0,34

0,27

0,45

SDРкп

-

0,76

0,61

0,99

SDР

-

8,41

6,76

11,0

Таблица 2.6 - Характеристика скважины



Q, л/с L, м

26,9

30

34,33

1000

3,03

3,77

4,92

2000

3,85

4,78

6,19

3180

4,79

5,99

7,84

Таблица 2.7 - Характеристика турбобура



Q, л/сL, м

26,9

30

34,33

3180

3,73

4,64

6,08

По НТС – номограмме выбираем втулку диаметром 0,17 м и подачей 0,030 м3 /с, которая обеспечивает промывку скважины и очистку забоя скважины от шлама, бурения до заданной глубины 2750 м с минимальными потерями давления. В начале бурения будем иметь запас по давлению, что может быть использовано, например, для усиления гидромониторного эффекта.



4.5 Расчет рабочих характеристик забойных двигателей

Рабочей выходной характеристикой турбобура называется зависимость частоты вращения, момента и мощности на валу турбобура (на долоте) от осевой нагрузки на долото.

Определение необходимых данных для расчёта

Параметры турбины n, M, DP определяются из выражений



где nc , Mc , DPc - соответственно частота вращения, момент турбин и перепад давления в турбобуре при расходе жидкости Qc плотностью rc .

Из nc = 6,33 об/с, Мс = 1,5 кН×м, DPc = 3,9 МПа

Определяем параметры турбины



Определим коэффициент трения m

Для турбобуров с шаровой опорой m = 0,05¸0,08

Выбираем m = 0,065.

Рассчитываем средний радиус трения

Определяем гидравлическую нагрузку в турбобуре

Рг = 0,785(DPт × Дс 2 +DPд ×Дв 2 )+В, (2.36)

где Дс - средний диаметр турбин турбобура

Дв - диаметр вала турбобура (шпинделя) в место установки ниппеля (сальника), Дв = 0,135 м

Д1 , Д2 - размеры шаровой опоры или резинового кольца подпятника осевой резинометаллической опоры,

Д1 = 0,149 м, Д2 = 0,124 м.

DPт , DPд - перепад давления в турбобуре и долоте

В – веса вращающихся деталей и узлов турбобура (валов и роторов турбин), маховых масс, центраторов, долота,

В = 0,5×Мт ×g+Мм ×g+Мц ×g+Mг ×g,

где Мм , Мт , Мг , Мц – маховая масса, масса турбобура, долота, центраторов соответственно;

g – ускорение силы тяжести



Рг = 0,785(4,3×106 ×0,1302 +2,1×106 ×0,1352 )+23950 =110,6кН

Из выбираем Муд = 6×10-3 м

Определим момент на долоте при G = 0, обусловленный трением долота о стенки скважины и промывочную жидкость,

М0 = 550Дд = 550×0,2159 = 118,7 Н×м

Основные расчетные уравнения

- Определяем частоту вращения вала турбин по формуле (2.37)

ni = n/М [ 2M-(M0 +Mуд ×Gi +mr / Gi -Pг /) ] (2.37)

- Определяем момент на долоте

Мд = Муд ×Gi +550Дд (2.38)

- Определяем вырабатываемую мощность в турбобуре

Ni =Mд ×ni ×2π(2.40)



Результаты расчетов сводим в таблице 2.15.
Таблица 2.8 - Результаты расчетов

G, кН

0

50

100

110,6

150

200

ni , об/с

10,3

10,0

9,72

9,66

8,08

6,07

Мд , Нм

118,7

418,7

718,7

782,3

1018,7

1318,7

Ni , кВт

7,68

26,35

43,87

47,46

51,69

50,27



4.6 Составление проектного режима бурения


Выбор проектного режима бурения скважины производим в соответствии с пунктами 2.2; 2.7.1; 2.7.2, а также исходя из опыта бурения скважин и выбранные данные сводим в таблицу 2.16.
Таблица 2.9 - Сводная таблица режима бурения

Интервал бурения, м

Диаметр долота, мм

Тип забой-ного двига-теля

Расход, м3

Давление, Мпа

Нагрузка на долото, кН

Параметры промывочной жидкости

от

до

r, кг/м3

УВ, с

ПФ, см3 / 30мин

0

690

295,9

ТСШ-240

0,056

11

10-12

1180

25

6¸8

690

3180

215,9

3ТСШ-195

0,030

13

17

1100

25

5¸6

Из графика видно, что турбобур останавливается при ni < 0,4 np , а при | Рг -Gi | < 10 кН наблюдается усиленная вибрация турбобура и бурильного инструмента. На рис.2.3 видно, что турбобур устойчиво работает в области нагрузок (0¸100) ×103 Н и (120¸250) × 103 Н



4.7 Расчет и выбор конструкции обсадных колонн, компоновка их низа и обоснование технологической оснастки

Расчет эксплуатационной колонны:

Исходные данные для расчета:

Цементный раствор от 2557 до 2750 м. Облегченный цементный раствор от 2557 до 450 м. Выше 450 м находится буровой раствор. Продавку цементного раствора в заколонное пространство осуществляется технической водой ρ=1000 кг/м3 .

Под названием «технологическая оснастка» подразумевается набор устройств, которыми оснащают обсадную колонну для обеспечения ее спуска и качественного цементирования.

Таблица 2.10 - Технологическая оснастка обсадных колонн



п/п


Название колонны

Элементы технологической оснастки колонны

Суммарная на колонну

наименование, шифр, типоразмер

ГОСТ, ОСТ, МРТУ, МУ и т.п. на изготовление

масса элемента, кг

интервал установки

количество элементов на интервале, шт.

количество, шт

масса, кг

от

до

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

1

Кондуктор

Башмак БКМ-245

Обратный клапан

ЦКОДМ-245

Центратор

ЦЦ-4-245

Пробка ПП-219´245



ОСТ 39-011-87

ТУ 39-1443-89

ТУ 39-1442-89

ТУ 39-1086-85



60

57

17



13

665

697

687


685

685


1

1

3



1

1

1

3



1

60

57

51



13

2

Эксплуатационная

Башмак БКМ-168

Обратный клапан

ЦКОДМ-168

Центратор

ЦЦ-168


ОСТ 39-011-87

ТУ 39-1219-87

ТУ 39-1220-88


28

25

11



3099

697


667

3180

3170


3159

3094


687

1

1

7



48

3


1

1

58



28

25

638



Пакер ПГМД1-168

Комплект разделительных пробок с фиксатором

КРПФ 168´178


НПО «Буровая техника»

НПО «Бурение»



100

14


3141

3147

3170


1

1


1

1


100

14


Примечание: 1. Количество и порядок расстановки элементов технологической оснастки уточняется в плане работ на крепление по результатам окончательного каротажа.

2. Допускается применение импортных заколонных проходных гидравлических пакеров.


Выбор обсадной колонны производим из условия недопущения смятия и разрыва колонны, страгивания резьб при спуске.

Максимальное наружное избыточное давление Рни = 23,25 МПа, поэтому для первой секции выбираем трубы, имеющие:

Ркр1 ≥ Рни ×[n1 ],

Ркр1 ³23,25×1,2=31,6 Мпа

Выбираем трубы диаметром 168 мм и толщиной стенки δ = 10,6 мм, с группой прочности «Е», имеющие следующие характеристики:

Ркр = 44,0 МПа, Рт = 60,7МПа, Рстр = 2010 кН.

Длина 1-ой секции l1 =110 м (60 м плюс 50 м выше кровли эксплуатационного объекта). Вес ее определяется по формуле:

Qi =qi ×li , (2.40)

где Qi – вес соответствующей i-ой секции, кН;

qi - вес 1м трубы соответствующей i-ой секции, кН;

li – длина соответствующей i-ой секции, кН.

Q1 =0,414 × 110 =45,5 кН.

По эпюре находится давление РНИ Z на уровне верхнего конца 1-ой секции на глубине 3070 м РНИ Z =24,8 МПа. Следующая секция имеет толщину 8,9 мм для которых Р1 КР =24,1 МПа. Определяется значения РКР2 для труб второй секции. Из условий двухосного напряжения с учетом растягивающих нагрузок от веса 1-ой секции по формуле:

PI КР i+1 = PКР i+1 × (1-0,3× (Q i /Q i+1 )) МПа, (2.41)

где Qi – вес предыдущей секции, кН;

Qi +1 – растягивающая нагрузка при которой напряжения в теле трубы достигают предела текучести для определяемой секции, кН;

PКР i +1 – наружное избыточное давление на глубине установки определяемой секции, МПа.

PI КР2 = 24,8× (1-0,3× (45,5/1686))=24,6 МПа.

Глубина спуска 2-ой секции принимается равной 2970 м.

Толщина стенки труб 2-ой секции принимается 8,9 мм. Так как наружные избыточные давления к устью продолжают уменьшаться, то трубы с данной толщиной стенки их выдержат. Дальнейший расчет проводится из условия прочности на страгивающие нагрузки в резьбовом соединении. Длина секции определяется по формуле:

li=([P] - ∑Qi -1 )/qi ,м, (2.42)

где qi – вес 1 м труб искомой секции, кН;

∑Qi -1 – общий вес предыдущих секций, кН;

[P] – допустимая нагрузка на растяжение, кН.

Допустимая нагрузка на растяжение определяется по формуле:

[P]=РСТ /nI 3 , кН, (2.43)

где РСТ – страгивающая нагрузка для соединений труб соответствующей секции, кН.

[P]=1640/1,3= 1261,5 кН.

Длина 2-ой секции определяется по формуле (2.42):

l2 =(1261,5-45,5)/0,354=3435 м

Принимается длина 2-ой секции 3070. Тогда вес 2-ой секции по (2.40):

QI 2 =3070 × 0,354=1086,8 кН.

Вес 2-х секций составит

∑QI = 45,5+1086,8=1132,3 кН.

Сводные данные о конструкции обсадной колонны приведены в табл. 2.18.
Таблица 2.11 - Сводные данные о конструкции обсадной колонн

№ п.п. секции

Группа прочности

Толщина стенки, мм

Длина секции, м

Вес ,кН

Интервал Установки, м

секции

суммар-ный

1 м труб

I

E

10,6

110

45,5

45,5

0,414

3180 -3070

II

E

8,9

3070

1086,8

1132,3

0,354

3070 - 0


4.8. Цементирование обсадных колонн

Для облегчения качественного крепления обсадной колонны выбираем портландцемент ПЦТ-ДО-50.

Определяем водоцементное отношение для облегченного цементного раствора и для цементного раствора по формуле:

(2.44)

где ρц = 2920 кг/м3 – плотность цементного раствора;

– для облегченного цементного раствора:

– для цементного раствора:



Найдем необходимый объем:

– облегченного цементного раствора:

– цементного раствора:



Объем воды для приготовления:



(2.47)

– для цементного раствора:



– для облегченного цементного раствора:



Количество цементировочной техники:



(2.48)

где ρнас –насыпная плотность цементного порошка;

Vбунк –объем бункера цементосмесительной машины СМН-20;

Для приготовления цементного раствора:



Для приготовления облегченного цементного раствора:


Всего потребуется для приготовления и закачки цементных растворов 3 машины 2СМН-20.

Производительность смесителя 2СМН-20 по цементному раствору

(2.49)

где Q В – производительность водяного насоса, л/с;



Производительность смесителя 2СМН-20 по облегченному цементному раствору:



(2.50)

где Q В – производительность водяного насоса, л/с ;



Число цементировочных агрегатов для закачки цементного раствора (ЦА-320):

Так как производительность смесителя по цементному раствору 21,8 л/с, а максимальная производительность ЦА-320 - 14,5 л/с, то с каждым смесителем должно работать по два агрегата: для закачки цементного раствора.

Число цементировочных агрегатов для закачки облегчённого цементного раствора:

Так как производительность смесителя по облегчённому цементному раствору 16,73 л/с, а максимальная производительность ЦА-320 - 14,5 л/с, то с каждым смесителем должно работать по два агрегата: для закачки облегчённого цементного раствора.

Для приготовления цементного и облегчённого цементного растворов необходимо три машины 2СМН-20.

Для подачи воды и начала продавки необходимо два агрегата ЦА-320.

Для закачки цементного и облегчённого цементного растворов необходимо шесть агрегатов ЦА-320.

Всего необходимо восемь цементировочных агрегатов ЦА-320.

Также для цементирования используем блок манифольдов 1БМ-700 и станцию контроля цементировании СКЦ-2М-80.

Таблица 3.1 - Распределение тампонажных материалов

Смеситель

ЦА

Материал

Цемент, т

Вода, м3

Буф. ж., м3

Продавка, м3

1

1

ОЦР

14,153

7,08

11,36




2

ОЦР

7,08

11,36




2

3

ОЦР

14,153

7,08

11,36




4

ОЦР

7,08

6,62




3

5

ЦР

3,843

0,87

4,8




6

ЦР

0,87

4,8




-

7

Подача воды

-

8

2












Расчёт времени цементирования:

Буферная жидкость

Облегченный цементный раствор:



Цементный раствор:



Продавка:







Итого времени t=104,3×1,05=1 ч. 49 мин.

Расчетное время цементирования меньше, чем время начала схватывания, цементного раствора (tнсхв »3:20-3:40).

Наиболее эффективным методом, позволяющим получить максимальную информацию о качестве цементирования обсадной колонны не зависимо, от температуры и плотности тампонажного камня, является акустическая цементометрия. Для контроля качества цементирования обсадной колонны применяют акустические цементомеры АКЦ-1 и АКЦ-2. путем совместной интерпретации кривых акустической цементограммы представляется возможным:

- определить высоту подъема тампонажного раствора за обсадной колонной;

- оценивать состояние контакта цементного камня с колонной, а в некоторых случаях и с породой в кольцевом пространстве;

- исследовать процессы формирования цементного камня в затрубном пространстве во времени и оценивать степень влияния на камень различных нагрузок, испытываемых обсадной колонны при перфорации, избыточных внутренних давлениях и выполнение технологических операций в скважине.

С целью повышения информативности акустической цементометрии желательно использовать приставки к наземной аппаратуре цементомера, позволяющие регистрировать полный акустический сигнал, подающий в приемник цементомера. На основе интерпретации характеристик полного акустического сигнала достаточно уверено можно оценивается состояние контакта цементного камня с породой, учитывая влияния факторов на результаты измерений. [19, стр. 46]

Для оценки герметичности обсадной колонны нужно провести опрссовку ствола скважины.

Давление опрессовки должно быть не менее 7 МПа. Колонна считается герметичной, если при опрессовке ее водой давление за 30 минут снижается не более чем на 0,5 МПа, а также если после замены продавочной жидкости водой не наблюдается перелива жидкости и выделения газа на устье.




ЗАКЛЮЧЕНИЕ


Увеличение объёмов и качества работ по нефтедобыче является основным условием заблаговременного и ритмичного наращивания запасов полезных ископаемых для обеспечения сырьевыми ресурсами промышленности и сельского хозяйства. Развитие технологий нефтедобычи, является важнейшим средством поисков и разведки всех видов полезных ископаемых.

В ходе нашей работы мы провели анализ капитальных ремонтов скважин в районе деятельности ТПП «Урайнефтегаз». Наиболее частым подземным ремонтом является промывка песчаных пробок. Было установлено, что промывка песчаных пробок нефтью является преимущественным способом промывки скважин на месторождении, так как этот способ уменьшает вредное поглощение пластом промывочной жидкости, оказывает меньшее негативное воздействие на емкостно-фильтрационные свойства пласта. Этот способ применяется при промывке песчаных пробок, находящихся в перфорированной части обсадной колонны, которые образуются в большинстве скважин на месторождении.

Исходя из технологического и экономического анализа, наиболее оптимальным является применение комбинированного способа промывки песчаных пробок (прямая и обратная промывка нефтью). Технологически комбинированный способ легко осуществим, а снижение издержек при этом способе промывки песчаных пробок составляет 10% от затрат в случае использования прямой и обратной промывки нефтью отдельно.

В нашей работе мы провели расчетно-технический анализ для проектирования профиля скважин, рассмотрели варианты выбора буровых растворов. Подробно рассмотрели и проанализировали требования, предъявляемые к охране труда и охране окружающей среды. Помимо этого, мы проанализировали способы и составили проектный режим бурения.



СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАНОЙ ЛИТЕРАТУРЫ


1. СНИП II-31-74. Водоснабжение. Наружные сети и сооружения. – М.: Стройиздат, 1975.

2. СНиП 2.04.02-84.

3. ГОСТ 25676-83. Рукава резиновые для бурения. Основные параметры и размеры, технические требования, методы испытаний, маркировка и упаковка, транспортирование и хранение.

4. ГОСТ 26673-85. Турбобуры. Основные параметры и размеры. – М.: Изд-во стандартов, 1986.

5. ЕНиР на строительство, монтажные и ремонтно-строительные работы. Сборник № 14. Бурение скважин на воду. – М.: Стройиздат, 1975.

6. Абубакиров В.Ф., Буримов Ю.Г., Гноевых А.Н., Межлумов А.О., Близнюков В.Ю. Буровое оборудование: Справочник: В 2-х т. Т. 2 – М.: ОАО «Издательство «Недра», 2013.

7. Баймухаметов К.С., Гайнуллин К.Х., Сыртланов А.Ш.,Тимашев Э.М. Геологическое строение и разработка Арланского нефтяного месторождения. - Уфа, РИЦ АНК "Башнефть ", 2007.

8. Башкатов А.Д. Прогрессивные технологии сооружения скважин. – М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2013.

9. Богомолов Р.М. Методы повышения эффективности разрушения горных пород при бурении скважин шарошечными долотами. Автореферат диссертации на соискание ученой степени д.т.н. – М., 2011.

10. Буровые комплексы. Современные технологии и оборудование. – Екатеринбург, 2012.

11. Вадецкий Ю. В. Бурение нефтяных и газовых скважин; Академия - Москва, 2012, с. 39.

12. Володченко К.Г. Колонковое бурение; Госгеолтехиздат - Москва, 2013, с. 81.

13. Ганджумян Р.А., Калинин. Инженерные расчеты. – М.: Недра, 2010.

14. Ибрагимов Н.Г., Хафизов А.Р., Шайдаков В.В. Осложнения в нефтедобыче. - Уфа: ООО Издательство научно-технической литературы «Монография», 2013, с. 302.

15. Калинин А.Г. Разведочное бурение. – М.: Недра, 2010.

16. Куличихин Н. И., Воздвиженский Б. И. Разведочное бурение; Государственное издательство геологической литературы - Москва, 2014, с. 85.

17. Лукьянов Алексей Глубокое бурение; Снежный Ком М, Вече - Москва, 2010, с. 94.

18. Передовые нефтегазовые технологии//Интервал. - 2010. - №3(14), с.10-11.

19. Персиянцев М.Н. Добыча нефти в осложненных условиях.- М.: ООО "Недра-Бизнесцентр", 2010, с. 653.

20. Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности. РД 08 - 200 - 03 - Москва, 2013г.



21. Рассел Джесси Бурение; Книга по Требованию - Москва, 2016, с. 98.

Поделитесь с Вашими друзьями:
1   ...   11   12   13   14   15   16   17   18   19


База данных защищена авторским правом ©psihdocs.ru 2019
обратиться к администрации

    Главная страница