Xreferat.com » Рефераты по геологии » Бурение эксплуатационной наклонно-направленной скважины на Озерной площади

Бурение эксплуатационной наклонно-направленной скважины на Озерной площади

Федеральное государственное образовательное учреждение

среднего профессионального образования

«Пермский нефтяной колледж»


КУРСОВОЙ ПРОЕКТ


Бурение эксплуатационной наклонно-направленной скважины на Озерной площади


Руководитель А.П. Доброхотов


Разработал А.В. Шелковников


Пермь 2010

ЗАДАНИЕ


Для курсового проектирования по «Технологии бурения нефтяных и газовых скважин»

Студенту IV курса Б – 07 – 1 группы 130504 специальности БУРЕНИЕ НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ СКВАЖИН

Пермского нефтяного колледжа

Шелковникову Александру Владимировичу (Фамилия, имя, отчество)

Тема задания и исходные данные: Бурение эксплуатационной наклонно-направленной скважины на Озерном месторождении.

Курсовой проект на указанную тему выполняется студентами колледжа в следующем объеме:

1. Объяснительная записка

1. Введение.

2. Геологический разрез.

2.1. Краткие сведения о районе буровых работ.

2.2. Стратиграфический разрез.

2.3. Нефтеносность.

2.4. Водоносность.

2.5. Газоносность.

2.6. Давление и температура в продуктивных пластах.

2.7. Геофизические исследования.

2.8. Возможные осложнения по разрезу скважины.

2.9. Испытание, освоение продуктивного пласта.

3. Технологический раздел.

3.1. Выбор и расчет конструкции скважины.

3.2. Выбор и расчет профиля наклонно-направленной скважины.

3.3. Выбор типов буровых растворов по интервалам скважины.

3.4. Расчет обсадных колонн.

3.5. Расчет цементирования обсадных колонн.

3.6. Организационно-технические мероприятия по повышению крепления скважин.

3.7. Выбор и расчет бурильной колонны, КНБК по интервалам.

3.8. Выбор буровой установки.

3.9. Показатели работы долот и режимы бурения.

3.10. Расчет гидравлических сопротивлений движущегося раствора в циркуляционной системе.

Расчетная часть проекта

4. Охрана труда, природы и недр.

4.1. Техника безопасности при бурении скважины.

4.2. Производственная санитария.

4.3. Меры по обеспечению пожарной безопасности.

4.4. Охрана окружающей среды.

3. Графическая часть проекта

Лист 1 Геолого-технологический наряд

Лист 2

Лист 3

Лист 4

Дата выдачи « » 20 г.

Срок окончания « » 20 г.

Преподаватель-руководитель

курсового проектирования /А.П. Доброхотов/

(Подпись) (И.О.Ф.)


ВВЕДЕНИЕ


Среди важнейших видов промышленной продукции, объемы производства которой определяют современное состояние и уровень развития материально-технической базы страны, одно из главных мест отводится производству и потреблению нефтепродуктов и добыче нефти и газа.

Бурное развитие нефтяной промышленности началось в XX веке, когда стали широко применяться двигатели внутреннего сгорания, требующие тяжелого и легкого горючего и разнообразных смазочных масел. Особенно быстро начала развиваться мировая нефтегазовая промышленность с тех пор, как нефть и газ стали использовать в качестве сырья для химической промышленности. Нефть, газ и продукты их переработки оказывают огромное влияние на развитие экономики страны, на повышение материального благосостояния народа. Поэтому темпам роста нефтяной и газовой промышленности постоянно уделяется большое внимание. Важным фактором в увеличении добычи нефти является бурение скважин. Данный проект предусматривает проектирование строительства скважины на Озёрном месторождении. Озёрное месторождение расположено на территории заказника «Нижневишерский» вокруг памятника природы – озера Нюхти. ООО БКЕ «Евразия » разрабатывает это месторождение в сложных геологических условиях, требующих больших затрат на охрану окружающей среды.


2. ГЕОЛОГИЧЕСКИЙ РАЗДЕЛ


2.1 КРАТКИЕ СВЕДЕНИЯ О РАЙОНЕ РАБОТ


Таблица 1

Наименование Значение (текст, название, величина)
Площадь (месторождение) Озёрное

Административное расположение: Республика

Область (край)

Район


Россия

Пермский Красновишерский

Год ввода площади в бурение 1977

Температура воздуха °С, среднегодовая

наибольшая летняя

наименьшая зимняя


– 0,2 + 36

– 45

Среднегодовое количество осадков, мм 633
Максимальная глубина промерзания грунта, м 1,7
Продолжительность отопительного периода в году, сутки

235

Продолжительность зимнего периода в году, сутки.

167

Азимут преобладающего направления ветра, град.

225-270

Рельеф местности Полого-всхолмленная равнина
Состояние местности - Заболоченная

Толщина, см

- снежного покрова

- почвенного слоя


80 20

Растительный покров Смешанный лес
Категория грунта Вторая

Бурение эксплуатационной наклонно-направленной скважины на Озерной площади


VІІ Чередование известняков и аргиллитов Известняки биоморфные Известняки детритовые

Известняки биоморфные,

Водорослевые, сгустковые

Известняки окремленные с кальцитом Известняки глинистые

Песчаники мелкозернистые,

аргиллиты


Известняки рифогенные
Подольский горизонт Каширский горизонт Верейский горизонт Башкирский ярус Серпуховской ярус Тульский горизонт (карб. отл.) Тульский горизонт (терр. отл.) Фаменский ярус
V С2рd С2ks С2vr С2b

С1s +

С1v3


С1tl(К) С1tl(Т) D3fm
ІV 1270 1320 1387 1445 1676 1715 1738 1852
ІІІ 1220 1270 1320 1387 1445 1676 1715 1738
ІІ 1258 1308 1375 1433 1663 1702 1725 1838
І 1208 1258 1308 1375 1433 1663 1702 1725


2.3 НЕФТЕНОСНОСТЬ

Таблица 3

Параметры растворенного газа


давление насыще-ния в пластовых условиях 13,58 10,28


относи-тельная по воздуху плотность


1,008 0,915


содержание углекислого газа


0,05 1,3


содержание

сероводорода


0,42 отс.


газовый

фактор,

м3/т


53,8 136,7

Содержание

парафина,

по весу

%

2,71 3,94

Содержание

серы,

по весу

%

0,89 0,62

Подвижность,

мкм2/м Па∙с


0,06 0,01

Плотность, г/см3


после

дегазации


0,839 0,836


в пластовых

условиях


0,804 0,727

Тип

коллектора


поровый поровый

Интервал

по стволу

низ 1439 1849


верх 1393 1841

Индекс С2b D3fm

2.5 ГАЗОНОСНОСТЬ


Свободный газ отсутствует.



2.4 ВОДОНОСНОСТЬ

Таблица 4

Относится к

источнику

питьевого

водоснабжения


нет нет нет нет

Тип воды

хлоркальцие-

вый


ХЛК ХЛК ХЛК ХЛК

Общая

минерали-

зация, мг/л


6537,04 5450,84 5515,36 8661,55

Химический состав воды в мг-экв/л

Катионы


Nа+К+


2501,32 2160,55 1826,3 3136



Мg++


264,8 172,8 278,7 332



Са++


502,4 392,07 652,59 863


Анионы


НСО3 –


3,2 4,39 7,0 3,4



SО4–2


16,4 13,47 37,43 4,15



Сl–


3248,92 2707,56 2713,25 4323

Плотность

г/см3

1,128 1,108 1,145 1,177

Тип

коллектора

поровый поровый поровый гранул.

Интервал,

м

до

(низ)

1070 1387 1445 1738


от

(верх)

892 1320 1387 1715

Индекс Р1s + аs С2vr С2b С1tl

2.6 ДАВЛЕНИЕ И ТЕМПЕРАТУРА В ПРОДУКТИВНЫХ ПЛАСТАХ


Таблица 5

Температура в конце интервала Источник получения РФЗ РФЗ


оС +23 +29,8

Пластовое

давление, МПа

13,58 13,5-16,0

Интервал, м

До

(низ)

1445 1838


От

(верх)

1387 1823

Индекс

стратиграфического

подразделения

С2b D2fm

Совмещенный график давлений


Глубина, м

Индекс

стратиграфического

подразделения


Давление,

МПа

Характеристика давлений:

пластового (порового) давления

гидроразрыва пород

Глубина спуска

колонны, м

Плотность БР, г/см3


Пластовое Гидроразрыва

Бурение эксплуатационной наклонно-направленной скважины на Озерной площади



16 Q

14,6


13,5-16


1,5


11,1


14,8


18,2


21,1


21,9


23,4


Бурение эксплуатационной наклонно-направленной скважины на Озерной площади

1,08
136 Р2u



1,21
326 Р1ir




546 Р1fl



1,0
613 Р1аr




736 Р1s+а(Т)




892 Р1s+аs(К)




1070 Р1s+аs



1,12

-

1,14

1160 С3




1220 С2mс




1270 С2рd




1320 С2ks




1387 С2vr



1,14
1445 С2b




1676 С1s+С1v3




1715 С1tl(К)




1738 С1tl(Т)




1852 D3fm





2.7 ГЕОФИЗИЧЕСКИЕ ИССЛЕДОВАНИЯ


Таблица 6



Замеры и отборы

Наименование исследований


Масштаб


на глубине,

м

в интервале, м



от до
ПВП.ЦМЮ-12 1:500 160 0 160
БКЗ, АК, РК, БК, ИК, МЗ, ПВП 1:500 579 160 579
АКЦ, ЦМ8-10 1:500 579 0 579
БКЗ, БК, РК, ИК, КВ, АК 1:200 1676 1376 1676
БКЗ, БК, РК, ИК, КВ, АК 1:200 1852 1738 1852
КВ, М2А0,5В 1:500 1676 579 1676
КВ, М2А0,5В 1:500 1852 1445 1852
РК 1:500 1852 0 1852
АКЦ, СГДТ 1:500
0 1852
АКЦ, СГДТ 1:200
1376 1676
АКЦ, СГДТ 1:200
1738 1852
ГК, ЛМ 1:200
1738 1852
Инклинометрия: с т.з. через 5м

60 579
с т.з. через 10м

0

579

60

1852


2.8 ВОЗМОЖНЫЕ ОСЛОЖНЕНИЯ ПО РАЗРЕЗУ СКВАЖИНЫ


2.8.1 ПОГЛОЩЕНИЕ БУРОВОГО РАСТВОРА


Таблица 7

Условия

возникновения

1. Наличие высокопроницаемых

пород;

2. Превышение давления в скважине над пластовым:

Н ≤ 1200 м Р ≥ 1,5 МПа;

1200 м < Н ≤ 2500 м Р ≥ 2,5 МПа


2.8.2 ПРИХВАТООПАСНЫЕ ЗОНЫ

В интервалах обвалообразований, поглощающих пластов и в нефтяных пластах с пониженным давлением.


Максимальная

интенсивность поглощения, м3/ч

Частичные От частичных до полных Частичные

Частичные




Интервал, м

До

(низ)

16 136 1676 1738


От

(верх)

0 16 1445 1715

Индекс

стратиграфического

подразделения

Q + Р2u Р2u + Р1ir С1s + С1v3 С1t(К) + С1t(Т)

2.8.3 ОСЫПИ И ОБВАЛЫ СТЕНОК СКВАЖИНЫ


Таблица 8

Индекс

стратиграфи-

ческого

подразделения

Интервал, м

Мероприятия по ликвидации

последствий


От

(верх)

До

(низ)


Q + Р2u 0 16

Спуск направления, кондуктора.

Бурение с промывкой буровым
раствором в соответствии с
установленными показателями.

Проработка ствола в интервалах
обвалообразования.

Промывка.

Установка цементных мостов в
процессе бурения не позднее, чем
через 36 часов после вскрытия артинских терригенных и верейских отложений.

Р2u 16 136
С2ks + С2vr 1320 1387
D3fm 1738 1852

2.8.4 НЕФТЕГАЗОВОДОПРОЯВЛЕНИЯ


Таблица 9

Индекс стратигра- фического подразде-

ления

Интервал по стволу, м Вид проявляе­мого флюида Условия возникновения Характер проявлений

от (верх) до (низ)


С2b 1387 1445 нефть При бурении с промывкой буровым раствором с отклонением параметров заданного бурового раствора Пленка нефти Пленка нефти Пленка нефти
С2tl+D3fm 1760 1779 нефть

D3fm 1779 1837 нефть


2.8.5 ПРОЧИЕ ВОЗМОЖНЫЕ ОСЛОЖНЕНИЯ


Таблица 10

Индекс страти­графического подразделения Интервал по стволу, м Вид осложнения Условия возникновения

от (верх) до (низ)

Р1s + а 613 736

Проявление

Н2S-вод

Понижение плотности раствора

ниже проектной на 5%

С2b + С1s 1445 1676

С1tl 1676 1715


Опорожнение колонны

при испытании

Плотность

жидкости

(г/см3)

1,0

Максимальное

снижение

уровня

1274

Диаметр

штуцера

(мм)

3,57

Количество

режимов

(штуцеров)

для

испытания

(шт.)

3

Пласт

фонтани-

рующий

(да, нет)

да

Тип

установки

для

испытания

(освоения)

передвижная

Тип

констру-

кции

продукти-

вного

забоя

цемент,

колонна

Интервал

залегания

объекта, м

До

(низ)

1838

От

(верх)

1725

Номер

объекта

(снизу)

1

Индекс

стратигра-

фического

подразделе-

ния

D3fm

3. ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЙ РАЗДЕЛ


3.1 ВЫБОР КОНСТРУКЦИИ СКВАЖИНЫ


Конструкция скважины определяется числом спущенных обсадных колонн, отличающихся друг от друга глубиной спуска, диаметром, толщиной стенки, группой прочности, применяемых долот по интервалам, а также высотой подъема цементного раствора в затрубном пространстве.

Выбор числа обсадных колонн и глубины спуска производится по совмещенному графику давления. Выбор конструкции скважины производится на основании геологических условии залегания пород, ожидаемых осложнений, глубины скважины и т.д.

На данной площади для успешной проводки скважины спускаются следующие обсадные колонны:

Направление – для перекрытия неустойчивых обваливающихся, осыпающихся пород, ликвидации зоны поглощения, цементируется до устья.

Кондуктор – для перекрытия неустойчивых обваливающихся, осыпающихся пород, предупреждения прихвата бурильной колонны, перекрытия интервала поглощения и изоляции пресных подземных вод от загрязнения, цементируется до устья.

Техническая колонна – для крепления верхних неустойчивых интервалов разреза, изоляции водоносных горизонтов от загрязнения.

Эксплуатационная колонна – для разобщения продуктивных горизонтов, извлечения нефти на поверхность при испытании, цементируется до устья. Расчет диаметров обсадных колонн и долот производится снизу вверх. Диаметр эксплуатационной колонны принимается из условия ожидаемого дебита и наличия эксплуатационного и ремонтного инструмента, оборудования, и принимается равным 0,168 м по ГОСТ 632-80.

Определяется диаметр долота под эксплуатационную колонну:


Dд.эк. = dм + 2δ = 0,188 + 2 Ч 0,012 = 0,212м,


где dм – диаметр муфты эксплуатационной колонны, δ – зазор между муфтой эксплуатационной колонны и стенками скважины, зависящий от диаметра и типа соединения обсадной колонны профиля скважины, сложности геологических условии, выхода из под башмака предыдущей колонны и т.д. Принимается 0,02 м. из опыта бурения. Принимается согласно ГОСТу 20692-75 диаметр долота 0,2159 м.

Определяется диаметр технической колонны из условия прохождения долота по эксплуатационной колонне:


Dвнк = Dд.эк. + (0,006ч0,008)=0,2159 + 0,006 = 0,2219 м,


где 0,006ч0,008 м зазор между долотом и внутренним диаметром технической колонны. Принимается диаметр технической колонны по ГОСТу 632-80 равный 0,245 м.

Определяется диаметр долота под техническую колонну:


Dд.т. = Dм + 2δ = 0,271 + 2 Ч 0,012 = 0,295м.


Принимается диаметр долота по ГОСТу 20692-75 равный 0,2953 м.

Определяется диаметр кондуктора:


Dвн.к = Dд.т + (0,006 ч 0,008) = 0,2953 + 0,006 = 0,3013 м,


где 0,006ч0,008 м зазор между долотом и внутренним диаметром технической колонны. Принимается диаметр кондуктора по ГОСТу 632-80 равный 0,324 м.

Определяется диаметр долота под кондуктор:


Dд.к = dм + 2δ = 0,351 + 2 Ч 0,015 = 0,381 м.


Принимается диаметр долота по ГОСТу 20692-75 равный 0,3937 м.

Определяется диаметр ІІ направления:


Dвн.н = Dд.к + 0,006 = 0,3937 + 0,006 = 0,3997м.


Принимается по ГОСТу 632-80 диаметр направления 0,426 м.

Определяется диаметр долота под II направление:


Dд.н = dмн +2δ = 0,451+2 Ч 0,02 = 0,491 м.


Принимается по ГОСТу 20692-72 диаметр долота равный 0,490 м.

Диаметр I направления равен 0,530 м.

Диаметр долота под I направление равен 0,6 м.

КОНСТРУКЦИЯ СКВАЖИНЫ


Схема 1

Бурение эксплуатационной наклонно-направленной скважины на Озерной площади


3.2 ВЫБОР И РАСЧЕТ ПРОФИЛЯ НАКЛОННО-НАПРАВЛЕННОЙ СКВАЖИНЫ


Принимается для бурения наклонно-направленной скважины. На данной площади 3-х участковый профиль, состоящий из вертикального участка, искривленного участка и прямолинейно-наклонного участка. Учитывается для расчета, что третий участок представляет приблизительно прямую линию. Глубина зарезки наклонного ствола на глубине 200 метров. Бурение искривленного участка осуществляется отклонителем ШО1-195. При бурении под эксплуатационную колонну для изменения направления ствола скважины используют отклонитель ШО-195. Первый спуск отклонителя осуществляется по меткам. Последующие ориентирования отклонителя на забое производится с помощью телесистемы. Интенсивность искривления участка набора кривизны, угла (искривленного участка) принимается i10 = 1°.

РАСЧЕТ НАКЛОННОГО СТВОЛА СКВАЖИНЫ

Исходные данные:

Глубина скважины L в – 1838 м.

Глубина зарезки наклонного ствола Н в = 200 м.

Диаметр долота D д = 0,2953 м.

Диаметр забойного двигателя D з.д = 0,24 м.

Длина отклонителя L.що= 10м.

Длина забойного двигателя L 2тсш = 17 м.

Определяется радиус искривления ствола скважины:

R = Бурение эксплуатационной наклонно-направленной скважины на Озерной площади Ч 10 Ч К =Бурение эксплуатационной наклонно-направленной скважины на Озерной площади Ч 10Ч 1,05 = 600 м, где К – коэффициент, учитывающий ошибки в расчетах принимается (1,05ч1,10).

Определяются минимальные радиусы искривленного ствола скважины при использовании различных забойных двигателей:


Бурение эксплуатационной наклонно-направленной скважины на Озерной площади = Бурение эксплуатационной наклонно-направленной скважины на Озерной площади = Бурение эксплуатационной наклонно-направленной скважины на Озерной площади = 282 м;

fот = Бурение эксплуатационной наклонно-направленной скважины на Озерной площади = Бурение эксплуатационной наклонно-направленной скважины на Озерной площади = 9,9 мм;

I = 0,049Бурение эксплуатационной наклонно-направленной скважины на Озерной площади = 0,049 Ч 244 = 16,257см2;

Бурение эксплуатационной наклонно-направленной скважины на Озерной площади = Бурение эксплуатационной наклонно-направленной скважины на Озерной площади = Бурение эксплуатационной наклонно-направленной скважины на Озерной площади = 429,4 м,


где К1 – принимаемый зазор между забойным двигателем и стенкой скважины, в зависимости от твердости горных пород 2 – 6см;

f зд – прогиб отклонителя забойного двигателя в искривленном стволе

скважины;

I – момент инерции поперечного сечения забойного двигателя;

Е – модуль Юнга, Е = 2,1 Ч 107


Бурение эксплуатационной наклонно-направленной скважины на Озерной площади = Бурение эксплуатационной наклонно-направленной скважины на Озерной площади = Бурение эксплуатационной наклонно-направленной скважины на Озерной площади = 599 м,

fзд = Бурение эксплуатационной наклонно-направленной скважины на Озерной площади = Бурение эксплуатационной наклонно-направленной скважины на Озерной площади = 6,31 мм;

I = 0,049Бурение эксплуатационной наклонно-направленной скважины на Озерной площади = 0,049 Ч 19,54 = 7085 см2,


где: q зд – масса забойного двигателя длиной в 1 см (кг).

Так как минимальные радиусы меньше расчетного радиуса искривления ствола скважины, то принимается R = 600 м.

Определяется максимальный угол наклона ствола скважины:


соs α = Бурение эксплуатационной наклонно-направленной скважины на Озерной площади = Бурение эксплуатационной наклонно-направленной скважины на Озерной площади = 0,9910; α = 7о,


где: А – проложение – 200 м; Н = Lв – Нв = 1838 – 200=1638 м.

Определяется горизонтальная проекция искривленного участка:


а = R Ч (1 – соs α) = 600 Ч (1 – 0,9910) = 5,4 м.


Определяется вертикальная проекция искривленного участка:


h = R Ч sin α = 600 Ч 0,1219 = 73,14 м.


Определяется вертикальная проекция прямолинейного наклонного участка:


Н = Lв – (Нв + h) = 1838 – (200 + 73,14) = 1565 м.


Определяется горизонтальная проекция прямолинейного наклонного участка:


А = Н Ч tg α = 1565 Ч 0,1228 = 192 м.


Определяется длина искривленного участка:


ℓ2 = 0,01745 Ч R Ч α = 0,01745 Ч 600 Ч 7 = 73,3 м.


Определяется длина прямолинейного наклонного участка:


ℓ3 = Н1 / соs α = 1565 / 0,9910 = 1579 м.


Определяется длина наклонного участка:


Lн = ℓ1 + ℓ2 + ℓ3 =200 + 73,3 + 1579 = 1852 м.


Определяются коэффициенты приращения по интервалам наклонной скважины:


к2 = ℓ2 / h = 73,3 / 73,1 = 1,002;

к3 = ℓ3 / Н = 1579 / 1565 = 1,009.


ПРОФИЛЬ НАКЛОННОЙ СКВАЖИНЫ


Схема 2

Бурение эксплуатационной наклонно-направленной скважины на Озерной площади


3.3 ВЫБОР ТИПОВ БУРОВЫХ РАСТВОРОВ ПО ИНТЕРВАЛАМ СКВАЖИНЫ


Типы буровых растворов выбираются по интервалам бурения с учетом геолого-технических условий, опыта проводки скважины на данной площади с целью предупреждения осложнений, снижения проницаемости продуктивных пластов и получения максимальных технико-экономических показателей бурения скважины.

Бурение под I направление в интервале от 0 до 12 м «всухую» шнеком Dд = 600 мм.

Бурение под II направление в интервале от 12 до 40 м. ведется на естественном глинистом растворе ρ = 1080 кг/м3, УВ = 20-25 с, рН = 6,5.

Бурение под кондуктор от глубины II направления до башмака кондуктора от 40 до 160 м ведется на глинистом растворе ρ = 1230-1240 кг/м3.

Бурение под техническую колонну от 160 до 579 м, на соленасыщенном растворе ρ = 1,21-1,23 г/см3, УВ = 22 с.

Бурение под эксплуатационную колонну в интервале от 579 до 972 м. ведется на технической воде ρ = 1000 кг/м3, остальные параметры не регулируются;

в интервале от 972 до 1497 м – ХНР (хлорнатриевый раствор), ρ = 1120-1140 кг/м3, остальные параметры не регулируются;

в интервале от 1497 до 1852 м – на безглинистом растворе на основе полисахаридов с ρ = 1120-1140 кг/м3, УВ=20-25 с, фильтроотдача 6-8 Ч 10–6 м3 Ч 30 мин, рН = 7,5-8,5, корка – пленка.

Определяется плотность бурового раствора из условия предупреждения проявления.


Ρб.р = Рпл Ч К / 0,01L = 14,08Ч1,05 / 0,01Ч1838 = 804 кг/м3.


С целью предупреждения проявления продуктивного пласта и осложнений вышележащих пластов принимается ρб.р = 1140 кг/м3, со следующими параметрами: УВ=25-30 с, фильтроотдача 6-8 Ч 10–6 м3 Ч 30 мин, рН=7,5-8,5, корка – пленка, СНС = 0.

Определяется количество материалов для приготовления и обработки бурового раствора по интервалам:

Vм – объем мерников, м3;

К1 – коэффициент кавернозности 1,1;

К2 – коэффициент, учитывающий потери бурового раствора от фильтрации 1,1;

К3 – коэффициент, учитывающий потери бурового раствора при его очистке 1,1;

Интервал бурения 0 – 12 м:


Vбр = Vм + 0,785 Ч Бурение эксплуатационной наклонно-направленной скважины на Озерной площади Ч Lн Ч К1 Ч К2 Ч К3 = 50 + 0,785 Ч 0,4902 Ч 40 Ч 1,1 Ч 1,1 Ч 1,1 = 55,6м3.


Интервал бурения 0 – 40 м:


Vбр = Vм + 0,785 Ч Dд2 Ч Lн Ч К1 Ч К2 Ч К3 = 50 + 0,785 0,4902 Ч 40 Ч 1,1 Ч 1,1 Ч 1,1 = 60,5м3.


Интервал бурения 0 – 160 м:


Vбр = Vм + 0,785 Ч Dд2 Ч Lн Ч К1 Ч К2 Ч К3 =50 + 0,785 Ч 0,39372 Ч 160 Ч 1,1 Ч 1,1 Ч 1,1 = 76 м3;


Интервал бурения 0 – 579м.:


Vбр = Vм + 0,785 Ч Dд2 Ч Lн Ч К1 Ч К2 Ч К3 = 50 + 0,785 Ч 0,29532 Ч 579 Ч 1,1 Ч 1,1 Ч 1,1 = 101 м3;


Интервал бурения 0 – 972 м:


Vбр = Vм + 0,785 Ч Dд2 Ч Lн Ч К1 Ч К2 Ч К3 = 50 + 0,785 Ч 0,21592 Ч 972 Ч 1,1 Ч 1,1 Ч 1,1 = 102 м3;


Интервал бурения 0 – 1497 м:


Vбр = Vм + 0,785 Ч Dд2 Ч Lн Ч К1 Ч К2 Ч К3 = 50 + 0,785 Ч 0,21592 Ч 1497 Ч 1,1 Ч 1,1 Ч 1,1 = 118 м3;


Интервал бурения 0 – 1852 м:


Vбр = Vм + 0,785 Ч Dд2 Ч Lн Ч К1 Ч К2 Ч К3 = 50 + 0,785 Ч 0,21592 Ч 1852 Ч 1,1 Ч 1,1 Ч 1,1 = 141 м3.


Для приготовления бурового раствора применяется гидросмеситель УС – 6 – 30. Для обработки бурового раствора химическими реагентами применяют глиномешалку МГ-2-4.

Для очистки бурового раствора применяется циркуляционная система: 2 вибросита (DЕRRІСК), гидроциклоны, илоотделитель, центрифуга, емкость-отстойник.


6 322 кг 368 кг 460 кг 16744 кг 46 кг 46кг 80,78 м3
5 493,5 564 705 25662 70,5 70,5 123,7
4 3,5 4 5 182 0,5 0,5 0,878
3 Реоцел марки «В» Р-Сил марки «А» Синтал Хлорид натрия Хлорид кальция ПАВ Техническая вода
2






1







3.4 РАСЧЕТ ОБСАДНЫХ КОЛОНН


3.4.1 РАСЧЕТ ЭКСПЛУАТАЦИОННОЙ КОЛОННЫ

Исходные данные:

Глубина скважины

Если Вам нужна помощь с академической работой (курсовая, контрольная, диплом, реферат и т.д.), обратитесь к нашим специалистам. Более 90000 специалистов готовы Вам помочь.
Бесплатные корректировки и доработки. Бесплатная оценка стоимости работы.

Поможем написать работу на аналогичную тему

Получить выполненную работу или консультацию специалиста по вашему учебному проекту
Нужна помощь в написании работы?
Мы - биржа профессиональных авторов (преподавателей и доцентов вузов). Пишем статьи РИНЦ, ВАК, Scopus. Помогаем в публикации. Правки вносим бесплатно.

Похожие рефераты: