Автор работы: Пользователь скрыл имя, 05 Февраля 2015 в 19:06, курсовая работа
Для удовлетворения потребностей в воде для технических нужд бурения (скважины №35, №37) на площадке куста №25 эксплуатационных скважин (рядом с Р-113) предусматривается строительство артезианской скважины. Для скважины № 36 артезианская скважина строится на кустовой площадке эксплуатационных скважин №34. Для хозяйственно-питьевых нужд предпочтительным вариантом является привозная вода, соответствующего качества.
стр.
Введение ............................................……………………………………….
3
1.
Геологическая часть ..............................………………………………
5
2.
Техническая часть ................................……………………………….
10
2.1. Анализ состояния техники и технологии бурения скважин на месторождении ....................………………………………………….
10
2.2. Выявление вида и зон осложнений в скважине………………...
15
2.3. Конструкция скважин .........................…………………………..
16
2.4. Тип и свойства промывочной жидкости ........…………………..
16
2.5 Анализ физико-механических свойств горных пород разреза ..
17
2.6. Разделение геологического разреза скважины на интервалы по буримости ..................…………………………………………………
20
2.7. Выбор типа долота и его промывочного узла....………………..
22
2.8. Выбор способа бурения .......................………………………….
25
2.9. Обоснование компоновки бурильной колонны ....……………..
27
2.10. Проектирование режима бурения ...............……………………
28
2.10.1. Расчет осевой нагрузки на долото ..........…………………….
28
2.10.2. Расчет максимальной величины давления на выкиде буровых насосов....................………………………………………….
31
2.10.3. Проектирование расхода промывочной жидкости …………
32
2.10.4. Расчет частоты вращения долота ..........……………………..
36
2.11. Расчет гидравлической мощности буровых насосов, их типа и количества, корректировка расхода промывочной жидкости……
38
2.l2. Выбор забойного двигателя ...................………………………..
39
2.13. Расчет диаметра насадок долот ...............………………………
44
2.14. Расчет бурильной колонны на прочность .......………………...
47
2.15.Выбор буровой установки .....................………………………...
57
2.16. Аварии и осложнения…………………………………………...
58
2.17.Мероприятия по технике безопасности при углублении скважины и СПО и по охране природы ....…………………………..
66
2.18. Выводы…………………………………………………………...
Список использованных источников……………………………………...
60
Примечание - подошва мерзлоты на глубине 400 м
Таблица 1.4 - Дополнительные сведения по мерзлоте
Засоленность воды в зоне ММП, % |
Давление разрыва пород, МПа |
Коэффициент осадки грунта при оттаивании ММП |
Удельная теплоемкость пород, Дж / (кг × К0) |
Коэффициент теплопроводности пород, Вт / (м × К0) |
Температура фазового перехода воды в лед, 0С | ||||
талые |
мерзлые |
талые |
мерзлые | ||||||
0,1-0,4 |
17 |
0,2 |
750 |
560 |
пески |
-1,0 | |||
2,15 |
2,35 |
||||||||
супеси |
|||||||||
1,55 |
1,65 |
||||||||
глины |
|||||||||
1,30 |
1,45 |
||||||||
4.5 Таблица 1.5 - Нефтегазоносность
Индекс пласта |
Интервал залежи, м |
Тип флюида |
Плотность, кг/м3 |
Относительная плотность газа по воздуху |
Проницаемость, (мДа)
/ подвижность, |
Содержание, % |
Средний дебит, тыс. м3/сут. м3/сут |
Температура на устье, 0С |
Температура в пласте, 0С |
Пластовое давление, МПа |
Газовый фактор, м3/м3 | ||
от (верх) |
до (низ) |
серы |
парафина | ||||||||||
сенон I |
780 |
795 |
газ |
0,569 |
26/- |
77,8-82,4 |
- |
20 |
9,23 |
- | |||
сенон II |
800 |
840 |
газ |
0,569 |
32/- |
101,7-216 |
21 |
9,42 |
|||||
ПК1 |
890 |
979 |
газ |
0,563 |
0,3-3,8/- |
374,5-698,4 |
- |
23 |
8,88 |
- | |||
ПК12 |
1319 |
1330 |
газ |
0,579 |
90,2/- |
208,2 |
37 |
12,93 |
|||||
ПК16 |
1475 |
1493 |
газ |
0,563 |
33,3/- |
456,5 |
43 |
14,46 |
|||||
ПК 171 |
1497 |
1522 |
газ |
0,570 |
29,6/- |
249,9 |
37 |
14,68 |
|||||
ПК172 |
1526 |
1546 |
газ нефть |
913 |
0,565 |
51,6/- |
2,88 |
33 |
14,96 |
2,7 | |||
ПК18 |
1553 |
1559 |
нефть |
915 |
- |
-/61,1 |
0,42 |
38 |
15,23 |
2,7 | |||
ПК19 |
1583 |
1590 |
газ нефть |
997 |
0,664 |
60,9/- |
170,4 5,2 |
38 |
15,52 |
2,7 | |||
ПК21-22 |
1666 |
1687 |
газ нефть |
917 |
0,566 |
61,4/- |
63,6 0,96 |
44 |
16,33 |
2,7 | |||
ПК24 |
1752 |
1763 |
газ |
0,568 |
55/- |
61,0-168,1 |
47 |
17,18 |
- | ||||
АТ0 |
2051 |
2057 |
газ |
0,566 |
9,5/- |
65,65 |
51 |
20,10 |
- | ||||
АТ1 |
2062 |
2109 |
газ |
0,560 |
14,8/- |
86,9 |
52 |
20,22 |
- | ||||
БТ12 |
2450 |
2460 |
газ |
0,636 |
1,4/- |
- |
53 |
25,22 |
- | ||||
4.6 Таблица 1.6 - Характеристика вскрываемых пластов
Индекс пласта |
Интервал залегания |
Тип коллектора |
Тип флюида |
Проница-емость, мД |
Коэффициент газо-, конден-сато-, нефте- насыщенности |
Пластовое давление, МПа |
Коэффициент аномаль-ности |
Толщина глинистого раздела флюид-вода, м | ||
от (верх) |
до (низ) | |||||||||
сенон I |
780 |
795 |
Терригенный |
газ |
25,8 |
56 |
9,23 |
1,24 |
н/д | |
сенон II |
800 |
840 |
Терригенный |
газ |
25,8 |
54 |
9,42 |
1,24 |
||
ПК1 |
890 |
979 |
Терригенный |
газ |
960-975 |
-82 |
8,88 |
1,05 |
||
ПК12 |
1319 |
1330 |
Терригенный |
газ |
21÷75,5 |
65 |
12,93 |
1,00 |
||
ПК16 |
1475 |
1493 |
Терригенный |
газ |
22,8÷43,6 |
65 |
14,46 |
1,00 |
||
ПК 171 |
1497 |
1522 |
Терригенный |
газ |
9,37÷19,3 |
65 |
14,68 |
1,00 |
||
ПК172 |
1526 |
1546 |
Терригенный |
газ, нефть |
12,1÷54,0 |
73 |
14,96 |
1,00 |
||
ПК18 |
1553 |
1559 |
Терригенный |
нефть |
20,2÷80,8 |
- |
15,23 |
1,00 |
4÷17 | |
ПК19 |
1583 |
1590 |
Терригенный |
газ, нефть |
56,0÷62,3 |
60 |
15,52 |
1,00 |
8÷22 | |
ПК21-22 |
1666 |
1687 |
Терригенный |
газ, нефть |
83,6 |
64 |
16,33 |
1,00 |
||
ПК24 |
1752 |
1763 |
Терригенный |
газ |
22,0÷110,8 |
59 |
17,18 |
1,00 |
||
АТ0 |
2051 |
2057 |
Терригенный |
газ |
22,1÷208,3 |
55 |
20,10 |
1,00 |
||
АТ1 |
2062 |
2109 |
Терригенный |
газ |
126,3÷356,8 |
50 |
20,22 |
1,00 |
||
БТ12 |
2450 |
2460 |
Терригенный |
г/к |
0,5÷50,0 |
50 |
25,22 |
1,05 |
||
4.7 Таблица 1.7 - Водоносность
Интервал, м |
Тип коллектора |
Плотность, кг/м3 |
Дебит, м3/сут |
Тип воды по составу |
Минерализация общая, г/л |
Относиться к источнику питьевого водоснабжения (да, нет) | ||
от (верх) |
до (низ) | |||||||
0 |
40-100 |
терригенный |
- |
Комплекс в зоне ММП |
||||
40-100 |
130 |
терригенный |
1000 |
До 250 |
Гидрокарбонатные, Кальцево-магниевые* |
0,1-0,4 |
да | |
130 |
300 |
терригенный |
- |
Комплекс в зоне ММП |
||||
300 |
360 |
терригенный |
- |
Комплекс в зоне ММП 2,3-5,7 |
нет | |||
360 |
770 |
терригенный |
Региональный водоупор |
|||||
770 |
840 |
терригенный |
1004 |
209,0 |
Хлор-кальциевый* |
8,4 |
нет | |
840 |
890 |
терригенный |
- |
Региональный водоупор |
||||
890 |
1590 |
терригенный |
1006 |
4,9-245 |
Хлор-кальциевый* |
10,6-9,3 |
нет | |
1590 |
2500 |
терригенный |
1011 |
0,6-138 |
Хлор-кальциевый, гидрокарбонатно-натриевый |
12,5-20,1 |
нет | |
Таблица 1.8 -Градиенты давлений по разрезу
Интервал, м |
Градиенты | ||||
от (верх) |
до (низ) |
пластового давления, МПа/м |
гидроразрыва пород, МПа/м |
горного давления, МПа/м |
геотермический, оС/100м |
0 |
40 |
0,0100 |
0,0200 |
- |
зона ММП |
40 |
140 |
0,0100 |
0,0200 |
- |
талые породы |
140 |
200 |
0,0100 |
0,0174 |
0,0195 |
зона ММП |
200 |
300 |
0,0100 |
0,0174 |
0,0196 |
зона ММП |
300 |
380 |
0,0100 |
0,0174 |
0,0204 |
зона ММП |
380 |
770 |
0,0100 |
0,0178 |
0,0204 |
4,0 |
770 |
890 |
0,0124 |
0,0180 |
0,0207 |
4,0 |
890 |
1300 |
0,0105 |
0,0181 |
0,0208 |
4,0 |
1300 |
1590 |
0,0100 |
0,0181 |
0,0209 |
4,0 |
1590 |
2030 |
0,0100 |
0,0184 |
0,0213 |
2,8 |
2030 |
2500 |
0,0100 |
0,0187 |
0,0215 |
2,8 |
Таблица 1.9 - Отбор керна шлама
Отбор керна |
Отбор шлама | |||||||
Индекс пласта |
интервал, м |
технические средства |
интервал, м |
частота отбора | ||||
от (верх) |
до (низ) |
метраж отбора керна |
от (верх) |
до (низ) | ||||
сенон I |
775 |
805 |
30 |
Керноотборный снаряд УКР-172/100 (производство Павловского машинострои- тельного завода, Пермская обл., Очерский р-он, п. Павловский) |
По требованию | |||
сенон II |
808 |
828 |
20 |
геологической службы | ||||
сеноман ПК1 |
864 |
959 |
95 |
|||||
ПК12 |
1282 |
1297 |
15 |
|||||
ПК16 |
1432 |
1442 |
10 |
|||||
ПК171 |
1470 |
1475 |
5 |
|||||
ПК 172 |
1483 |
1503 |
20 |
|||||
ПК18 |
1521 |
1536 |
15 |
|||||
ПК19 |
1550 |
1560 |
10 |
|||||
ПК21-22 |
1626 |
1671 |
45 |
|||||
ПК24 |
1711 |
1731 |
20 |
|||||
АТ0 |
2002 |
2007 |
5 |
|||||
АТ1 |
2008 |
2018 |
10 |
|||||
БТ12 |
2450 |
2460 |
10 |
|||||
2 Техническая часть
2.1 Анализ состояния техники и технологии бурения скважины на месторождении
На Береговом месторождении бурение осуществляется с применением следующего наземного и скважинного оборудования:
1. Буровые установки типа Уралмаш-3Д, Уралмаш-4Э, БУ-3000ЭУК-1М, БУ-75БрЭ, БУ-3200/200 ЭУК-2М;
2. Буровые насосы УНБ – 600, УНБТ-600;
3. Забойные двигатели типа: 3ТСШ1-240, 3ТРХ -240, 3ТРХ-195, А9ГТШ и др.;
4. Долота: III 215.9 МСЗ-ГВ-R 155, III 215.9 С-ГВ R192, ІІІ 295,3 МС – ГВ R105, ΙΙΙ 295,3 МСЗ-ГНУ-R37, III 393,7 МСЗ-ЦВ-12, III 490 МЗ-ЦВ-1;
5.Оборудование для приготовления и очистки бурового раствора: Циркуляционная система ЦС4Э-76М (ЦС БМ-БА-2900ДЭП-3) (ТУ 26-02-555-84), глиномешалка МГ2-4 (ТУ 39-01-396-78) или с помощью гидромешалки ГДМ-1 , вибросито ВС-1 (ТУ 39-01-08-416-78), пескоотделитель ПГ-50 (ГКЦ-360) (ТУ 26-02-1079-89), илоотделитель ИГ-45 (ТУ 26-02-982-84), центрифуга, дегазатор ДВС-2К (ТУ 41-01-065-74), конвейер шнековый КШ 40/12 ( ТУ 3661-004-00136627-00);
6. Выбор компоновки низа бурильной колонны зависит от горно-геологических условий места проводки скважины, конструкции скважины, способа бурения, различных осложнений и прочего.
Таблица 2.1.1 – Результаты анализа промысловой информации о компоновке бурильного инструмента по Береговому месторождению
Усло-вный номер КНБК |
Интервал бурения по вертикали |
Элементы КНБК | |||||
типоразмер, шифр |
ГОСТ, ОСТ на изготовление |
техническая характеристика |
назначение | ||||
наружный диаметр, мм |
длина, м |
масса, кН | |||||
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
1 |
0-150 |
Долото III 490 C-ЦВ-1 Труба УБТ-392 Д (квадратное) Труба УБТ-229 Труба УБТ-203 Труба УБТ-178 Труба ПК-127´9 Д3 (ЗП-162-95-2) |
ГОСТ 20692-75 6325.000ТУ 6325.000ТУ 6325.000ТУ 6325.000ТУ ГОСТ Р 50278—92 |
490,0 392,0 229,0 203,0 178,0 127,0 (162,0) |
0,50 24,9 8,30 8,30 8,30 99,70 |
3,00 169,86 22,53 17,68 13,54 31,13 |
Бурение под направление |
2 |
150-600 |
III 393,7 М-ЦВ-12 Калибратор КС-393,7 СТ Турбобур ТБ-240 Калибратор К-393,7 Труба УБТ-203 Калибратор К-393,7 Труба УБТ-203 Труба УБТ-178 Труба ПК-127´9 -Д3 (ЗП-162-95-2) |
ГОСТ 20692—75 ТУ 26-02-14-01-26-94 ГОСТ 26673-90 ТУ 26-02-14-01-26-94 6325.000ТУ ТУ 26-02-14-01-26-94 6325.000ТУ 6325.000ТУ ГОСТ Р 50278—92 |
393,7 393,7 240,0 393,7 203,0 393,7 203,0 178,0 127,0 (162,0) |
0,35 1,10 8,21 1,10 8,30 1,10 16,60 49,80 513,44 |
1,72 3,20 20,17 3,20 17,68 3,20 35,36 81,23 160,29 |
Бурение под кондуктор |
Информация о работе Составление регламента на углубление разведочной скважины