Технико- технологическая часть
|
Скачать 1.55 Mb.
|
Прочие возможные осложнения
Не ожидаются 1.8. Интервалы отбора керна Отбор керна предусматривается произвести в скважинах, бурящихся на III блоке в интервалах 310-327м пластГ и 335-343м. пласт Д. Керн отбирается в 10% от общего количества добывающих скважин. При отбора керна необходимо руководствоваться инструкциями. Спуск колонкового снаряда производить на пониженной скорости, не допускаяпосадок бурильной колонны более 1-2тс. При появлении таковых бурильную колонну поднять и ствол проработать 3 шарошечным долотом с компоновкой аналогичный при бурении с отбором керна. Бурение следует начинать с «навеса», что обеспечит центривание конкурса снаряда и надежную зарезку керна в горной породе. После углубление на 25-30см параметр режима бурение довести до проектных. Для получения максимального выноса керна необходимо стремится сокращать время пребывание снаряда в скважине путем увеличения механической скорости. После окончания процесса бурения инструмент вращать без нагрузки 5-7 минут. Это позволит ослабит керн у основания кернорвателям принять рабочее положение. Промывка прекращается после остановки вращения инструмента. Подъем бурильной колонны с колонковым снарядом во избежании выпадения Керна, надо производить плавно и без толчков, соблюдения эти требования особенно при посадке муфты на элеватор. Отвинчивать бурильной трубы ротором запрещается. 1.9. Вскрытие и опробования перспективных горизонтов В проектируемых нагнетательных скважинах III блока площади Каражанбас вскрывается горизонт Г+Д+Ю расположенный в интервале 312-345м. Проектом предусматривается что некоторые скважины вскрывают только пласт «Г» или «Д» и в их числе будут скважины временно добывающие, а затем они же станут нагнетательными. Эксплуатационные объекты (312-317 и 335-345м) представлены переслаиванием слабоцементуюванных песчаников, способных к песке проявлению. Коэффициент аномальности пластового давления Ка=1,14-1,24 по отношению к гидростатическими. Вскрытие объектов эксплуатации осуществляется долотом 215,9мм с применением бурового раствора, имеющего параметры указанные в ГТН. Условия вскрытия продуктивных пластов приводим в таблице 1.13. Таблица 1.13.
Эксплуатационный забой против продуктивных объектов с целью нормальной гидродинамической связи пластов со скважиной в добывающих и нагнетательных скважинах образуется путем кумулятивной перфорации зацепентированной 168мм эксплуатационной колонны. Прострел осуществляется перфораторами КПРЦ-65, имеющего вес заряда 30гр. С плотностью 16 отверстии на 1 погонный метр (по два спуска КПРУ-65 в тот же интервал). С целью предупреждения выноса песка и обеспечение нормальной эксплуатации добывающих скважин предусматривается оборудование их эксплуатационных забоев протипесочными фильтрами. Учитывая необходимость накопления опыта технологии освоения, а также дальнейшей нормальной эксплуатации в добывающих и нагнетательных скважинах устанавливается один из разновидностей вставных фильтров, проволочные двух и трехслойные с титановыми элементами. Опробование и освоение добывающих и нагнетательных скважин производится с бурового станка, по ниже описываемой для обоих категории скважин. После завершения подготовительных работ по оборудованию устья скважин и их эксплуатационных забоях производится вызов притока нефти из пластов путем постепенной замены бурового раствора на техническую воду. При этом депрессия на пласты постепенно увеличивается и может достигнут величины 5,5-7,0 кгс/см2. При необходимости начальная депрессия может быть увеличена путем снижения уровня аэризации. Насосно-компрессорные трубы диаметром 73мм спускается в скважину до забоя для полной очистки ее от раствора и шлама, затем НКТ приподнимаются до глубины на 1-2м выше верхних отверствии фильтра. Башмак насосно-компрессорных труб оборудуется воронкой для свободного прохода и извлечения спускаемых в скважину глубинных приборов. Опробование и освоение скважины осуществляется в два этапа. Первый этап. Производится плановый вызов притока нефти и последующее исследование скважины на стационарных и нестационарных режимах. С целью уменьшения интенсивности выноса песка, отработка скважины производится при минимальной депрессии на пласте 2-3 кгс/см2. При исследовании на каждом из видов режимов при штуцерах 2,5-3,5мм фиксируется все необходимые данные, в том числе наличие, состава и процентное количество выносимой твердой фазой. Второй этап. Останавливается фонтанирование скважины путем закачки ее нефтеэмульсионным раствором плотности 1,37-1,43 г/см3. В скважину после шаблонировки эксплуатационной колонны спускается вставной фильтр (проволочный двух-трехслойный, титановый), после этого работы выполняется в такой же последовательности, что и на первом этапе. По мере накопление опыта освоения скважины в этажность освоения и выбор фильтра для массового применения могут быть вынесены коррективы. Скважины которые на определенный причинам окажутся не фонтанными будут осваиваться глубинно-насосным способом. После окончания освоения нагнетательных скважин вставной фильтр из них извлекается. С целью предупреждения поступления песка в скважину при возможных технологических остановках на воздушный и водяной нагнетательных линиях устанавливается обратные клапаны. 1.10. Геофизические исследования в скважине Исходя из целевой установки проектируемого бурения, характера разреза, типов коллекторов предусматривается следующий объем промыслово-геофизических работ для скважин III – блока. а) стандартный каротаж в масштабе 1:500 в интервале 0-450м. б) БКЗ, БК,МБК, МКЗ, каверномер, ГК+НГК,ЛК,АК, замер температуры, ГК в масштабе 1:200 в интервале 200-450м. в) Гаммо-каротаж в масштабе 1:500 с целью массовых поисков в интервале 0- 450 на глубинах 150,450м. г) инклинометр в интервале 0-450м на глубинах 150,450м. д) СГДТ+АКЦ на глубинах 150 и 450м. II. Технико- технологическая часть. II. Технико- технологическая часть. 2.1. Выбор и обоснование способа бурения. Наиболее распространение получили три способы бурения нефтяных и газовых скважин роторный, гидравлическими забойными двигателями и бурение электробурами. Способ бурения можно выбрать в зависимости от установленной оптимальной частоты вращения долота и вала турбобура. Ротор, турбобур с редуктором – вставкой электробур с двумя редукторами вставкой –35 – 100 (об/мин). Ротор, винтовой забойный двигателя, турбобур с редуктором вставкой, турбобур с решетками гидроторможение, электробур редуктором вставкой – 100 – 250 (об/мин). Шпиндельные турбобуры с турбинками точного литья и турбобуры с подающей к тормозу нитей довления, турбобур с редуктором вставкой, электробур с редуктором вставкой 250 – 500 (об/мин). Турбобуры и электробуры для алмазного бурения 500-800 (об/мин).  - Зависимость между расходами жидкости ичастотами вращения вала турбобура. Эксплуатационная колонна Дэ=215,9мм; Q=0,7·Fзаб; - расход жидкости.  - площадь забоя скважины Q=0,7·0,37=0,259 (м3/с)=26 (л/сек)   (об/мин)турбобур А7Ш: Q=26 л/сек; n=451 об/мин насосы У8-7 (3) кондуктор Дэ=295,3 мм;  Q=0,7·0,068=0,048 (м3/с)=48 (л/сек);   турбобур А9Ш: Q=48 л/сек, n=448 об/мин; насосы У8-7 [5] 2.2. Проектирование и обоснование конструкции скважины. Конструкцию скважины начинаем с подбора долот под эксплуатационную колонну. Диаметр эксплуатационной колонны 146 мм. Эксплуатационная колонна используется для крепления и разобщения продуктивных горизонтов и изоляции их от других горизонтов геологического разреза скважины. Глубина спуск эксплуатационной колонны на – 950м. Дд.э=Дм.э+2·б; Дд.э=166+2·7=180 (мм): Выбираем долота диаметром 215,9 мм. Кондуктор используется для крепления верхних неустойчивых интервалов разреза, изоляции водоносных горизонтов от загрязнения, установка на устье противовибросового оборудование. Кондуктор спускаем 450м. Определяем диаметр кондуктора: Дк=Дд.э+2·б=215,9·2·9=233,5 (мм) Выбираем диаметр кондуктора ровным 245 мм. Дд.к=Дм.к+2·б=270+2·12,5=295 (мм) Выбираем долота диаметром 295,3 (мм) Направление используется для крепления верхних неустойчивых интервалов. Предназначено для предотвращения размыва устья скважины. Направление спускаем на глубину 20 м. Дн-Дд.к+2·б=295,3+2·10=315,3 (мм), Дн=324 (мм) Дд.н=Дм.н+2·б=251+2·15=381 (мм); Дд.н=393,7 (мм) (Таблица 2.1). 2.3. Проектирование конструкции бурильной колонны. 2.3.1. Расчет бурильной колонны. Расчет бурильных труб при бурении гидавлическими забойными двигателями сводится к определению допустимой длины колонны с учетом веса двигателя, утяжеленных бурильных труб и давления бурового раствора.  ;Qр=115000 кг – допустим. растеч. нагр. для данных труб. Qтруб=3135кг – вес турбора для А7Ш [5] QУБТ=lУБТ-qУБТ; вес УБТ  qУБТ=156 кг/м табл. VII. 1,15 [3] Рg=α·Fr·Рш - осевая нагрузка на долото 2=0,59-1,5 коэф. учит. забойн. условия на буримость пород Рш=40 кгс/мм [1] – твердость по штомпу  Площадь контакта долото с забоями скважин. η – коэффициент перекрытия зубьев долот η=1,02÷1,01 δ – коэффициент притупления зубьев долот δ=1,4-1,6  (м2)Рg=1,1·0,15·4000=66000=6,6 (тн)   выбираем 24м.Диаметр УБТ выбираем под эксплуатационной колонны ДУБТ=(0,75-0,85)·Дg ДУБТ=0,8·215,9=172,7 (мм); ДУБТ выбираем 178 мм. QУБТ=24·156=3744 кг. К=1,15-коэффициент учитывающий влияние трения ρм=7850 кг/м3 – плотность материала труб ρб·р=1210 кг/м3 – плотность бурового раствора ρо=  ρм – перепод давления на турбобуреρм=7.8 МПа – давление на монометре [2] ρо=  (атм)=5,2 (МПа); Fк= Fк=  (м2)Q=23,5 кг/м – вес 1 м бурильной трубы   можно не рассчитывать так как l1=2404мГлубина скважины 450м. Lб·к=L-lтруб-lУБТ; длина бурильный колонна Lтруб=17,6м -длина турбобура. Запас прочности при расчете: При турбинном способе бурение расчет бурильной колонны производится только на растяжение. При определений растягивающей нагрузки учитывается вес турбобура, тяжелого низа колонны, бурильных труб и действия перепода давления.  F=29,9 (м2) – площадь поперечни сечени  Коэффициент запаса прочности принимается равном не менее 1,35. Независимо от способа бурения снижения веса бурильной колонны при нагружений ее в жидкость во внимание не берется δр=1,56>1,35. 2.4. Промывка скважин. 2.4.1. Выбор вида промывочной жидкости и установление ее параметров по интервалам глубин. Бурение под 245мм кондуктор глубиной 150мм осуществляется технической водой. При наличии в разрезе большого количества интенсивно диспергирующих глин, быстро насыхающих промывочных жидкостей, с целью их феокуляций и осаждение на поверхность, воду обрабатывают ПАА в концентрации 0,05÷0,07 (0,5÷0,7 кг/м3) Найдем плотность бурового раствора при бурении под эксплуатационную колонну.  к=l,1На глубине 450 м Рпл=5,6 МПа  (г/см3)плотность бурового раствора при бурении под кондуктор – 1,02 (г/см3) (техническая вода) Максимальное значение расхода бурового раствора. Q=0,7·Fзаб;  - площадь забоя скважины (м2)Q=0,7·0,037=0,0259 (м3/с)=26 л/сек  ; (об/мин)турбобур А7Ш; Q=26 л/сек, n=451 (об/мин) насос У8·6 [5] Определяем диаметр пробуренной породы.  m – опытный коэффициент зависящей от формычастиц m=2 [1]      Скорость восходящего потока бурового раствора υ=с+а·И; С – скорость подъема частицы в кольцевом пространстве а – коэффициент от площади поперечного сечения кольцевого пространства а=1,10-1,11 и – скорость погружной частицы в буровом растворе определяющийся при отсутствии давления к – коэффициент зависящей от формы частиц, для шарообразных к=0,159   (м/с)Скорость подъема частицы С=υ·и=1,2-1,14·0,009=1,19 м/с Т=н/60·с - время подъема от устья до забоя Т=990/60·1,19=12,6 (сек) |
|||||||||||||||||||||||||||||||||
Похожие:
 |
Технико- технологическая часть Выбор вида промывочной жидкости и установление ее параметров по интервалам глубин |
|
1. Исследовательская часть и технико-экономическое обоснование задания... Технологическая карта оборудования и орг оснастки размещенных на проектируемом участке |
 |
Учебное пособие Москва 2011 Оглавление Введение 4 Глава Аналитическая... Технико-экономическая характеристика предметной области и предприятия. Анализ деятельности «как есть» 6 |
|
Технологическая карта Резервуар вертикальный стальной 1000м³ Данная технологическая карта разработана производственно-техническим отделом зао», на основании нормативно-технической и проектной... |
|
Пояснительная записка. Учебный план. Методическая часть. Система контроля и зачетные требования Образовательная программа предназначена для подготовки лыжников-гонщиков в группах спортивного совершенствования (гсс и гвсм). В... |
|
Типовая технологическая карта на бетонные работы Типовая технологическая карта разработана на бетонирование монолитных конструкций при отрицательных температурах |
|
Типовая технологическая карта (ттк) Типовая технологическая карта (именуемая далее по тексту ттк) разработана на комплекс работ по монтажу железобетонных колонн промышленных... |
|
Технологическая часть проекта «Дробильно-сортировочный завод по производству... Лещадность на сланцеподобных материалах (сланец, геллефлинт и т п.) не превышает 11-13%. Приводимая ниже пояснительная записка, составленная... |
|
Методические рекомендации по проведению экспертизы технико-экономических обоснований (проектов) Мдс 11 99 Методические рекомендации по проведению экспертизы технико-экономических обоснований (проектов) на строительство предприятий,... |
|
Методические рекомендации по проведению экспертизы технико-экономических обоснований (проектов) Мдс 11 99 Методические рекомендации по проведению экспертизы технико-экономических обоснований (проектов) на строительство объектов... |
|
Федеральное казначейство (казначейство россии) Утвержден 54819512.... Технологическая инструкция (регламент) работы с модулем формирования бюджетной (бухгалтерской) отчетности подсистемы учета и отчетности... |
|
1. Технологическая часть Выбор системы газоснабжения Значительный рост добычи газа существенно изменит топливный баланс страна. Если в 1950 году удельный вес газового топлива занимал... |
|
Андрей Владимирович Петухов Футбол Формирование основ индивидуального... Формирование основ индивидуального технико-тактического мастерства юных футболистов |
|
Патофизиологическое введение Верхняя часть этой трубки служит для приема и обработки пищи, средняя часть для всасывания, нижняя часть для выделения остатков |
|
Реферат На тему: «Технико-экономические мероприятия по повышению... «Технико-экономические мероприятия по повышению конкурентоспособности продукции на руп «Белмедпрепараты»» |
|
Технико-коммерческое предложение |