Банк рефератов содержит более 364 тысяч рефератов, курсовых и дипломных работ, шпаргалок и докладов по различным дисциплинам: истории, психологии, экономике, менеджменту, философии, праву, экологии. А также изложения, сочинения по литературе, отчеты по практике, топики по английскому.
Полнотекстовый поиск
Всего работ:
364150
Теги названий
Разделы
Авиация и космонавтика (304)
Административное право (123)
Арбитражный процесс (23)
Архитектура (113)
Астрология (4)
Астрономия (4814)
Банковское дело (5227)
Безопасность жизнедеятельности (2616)
Биографии (3423)
Биология (4214)
Биология и химия (1518)
Биржевое дело (68)
Ботаника и сельское хоз-во (2836)
Бухгалтерский учет и аудит (8269)
Валютные отношения (50)
Ветеринария (50)
Военная кафедра (762)
ГДЗ (2)
География (5275)
Геодезия (30)
Геология (1222)
Геополитика (43)
Государство и право (20403)
Гражданское право и процесс (465)
Делопроизводство (19)
Деньги и кредит (108)
ЕГЭ (173)
Естествознание (96)
Журналистика (899)
ЗНО (54)
Зоология (34)
Издательское дело и полиграфия (476)
Инвестиции (106)
Иностранный язык (62792)
Информатика (3562)
Информатика, программирование (6444)
Исторические личности (2165)
История (21320)
История техники (766)
Кибернетика (64)
Коммуникации и связь (3145)
Компьютерные науки (60)
Косметология (17)
Краеведение и этнография (588)
Краткое содержание произведений (1000)
Криминалистика (106)
Криминология (48)
Криптология (3)
Кулинария (1167)
Культура и искусство (8485)
Культурология (537)
Литература : зарубежная (2044)
Литература и русский язык (11657)
Логика (532)
Логистика (21)
Маркетинг (7985)
Математика (3721)
Медицина, здоровье (10549)
Медицинские науки (88)
Международное публичное право (58)
Международное частное право (36)
Международные отношения (2257)
Менеджмент (12491)
Металлургия (91)
Москвоведение (797)
Музыка (1338)
Муниципальное право (24)
Налоги, налогообложение (214)
Наука и техника (1141)
Начертательная геометрия (3)
Оккультизм и уфология (8)
Остальные рефераты (21697)
Педагогика (7850)
Политология (3801)
Право (682)
Право, юриспруденция (2881)
Предпринимательство (475)
Прикладные науки (1)
Промышленность, производство (7100)
Психология (8694)
психология, педагогика (4121)
Радиоэлектроника (443)
Реклама (952)
Религия и мифология (2967)
Риторика (23)
Сексология (748)
Социология (4876)
Статистика (95)
Страхование (107)
Строительные науки (7)
Строительство (2004)
Схемотехника (15)
Таможенная система (663)
Теория государства и права (240)
Теория организации (39)
Теплотехника (25)
Технология (624)
Товароведение (16)
Транспорт (2652)
Трудовое право (136)
Туризм (90)
Уголовное право и процесс (406)
Управление (95)
Управленческие науки (24)
Физика (3463)
Физкультура и спорт (4482)
Философия (7216)
Финансовые науки (4592)
Финансы (5386)
Фотография (3)
Химия (2244)
Хозяйственное право (23)
Цифровые устройства (29)
Экологическое право (35)
Экология (4517)
Экономика (20645)
Экономико-математическое моделирование (666)
Экономическая география (119)
Экономическая теория (2573)
Этика (889)
Юриспруденция (288)
Языковедение (148)
Языкознание, филология (1140)

Курсовая работа: Бурение нефтяных скважин

Название: Бурение нефтяных скважин
Раздел: Рефераты по геологии
Тип: курсовая работа Добавлен 00:02:39 04 декабря 2010 Похожие работы
Просмотров: 101 Комментариев: 2 Оценило: 0 человек Средний балл: 0 Оценка: неизвестно     Скачать

Содержание

Введение

1. Общие сведения о районе

2. Геологическая часть

3. Обоснование и расчет профиля скважины

4. Проектирование конструкции скважины

5. Расчет обсадных колонн

6. Технология и организация процесса цементирования

7. Охрана труда

8. Список литературы


Введение

Газовая и нефтяная отрасли занимают важное место в экономике страны, способствуя решению социальных проблем общества и развитию других отраслей. В состоянии этих отраслей ведущее место принадлежит разведке и разработке нефтяных и газовых месторождений. Их промышленное освоение должно обеспечивать требуемые уровни добычи нефти и газа, возможно более полное использование недр как по месторождениям, разрабатываемым длительное время, так и по вновь вводимым.

Полувековая история «Татнефти» - это история развития и формирования одной из крупнейших нефтяных компаний России. Это путь от первых нефтяных фонтанов Ромашкинского месторождения, давших основание назвать Татарстан «вторым Баку», до создания акционерного предприятия, способного продуктивно работать в сложных условиях перехода к рыночной экономике. За короткий исторический срок республика стала регионом большой нефти. Все эти годы неизменными слагаемыми в работе «Татнефти» оставались высокий профессионализм, смелость и взвешенность, умение мобилизовывать все силы и ресурсы для решения сложнейших проблем.

Сегодня можно с уверенностью сказать: «Татнефть» по-прежнему является одной из ведущих нефтяных компаний России. В отечественном нефтяном комплексе она удерживает четвертую позицию - доля «Татнефти» составляет свыше 8% от всей нефти, добываемой в стране. В мировом нефтяном бизнесе ОАО «Татнефть» по объему добычи занимает 30 место и 18 место - по запасам нефти. Многолетний опыт результативной деятельности на международном нефтяном рынке, репутация надежного делового партнера завоевали нашей компании заслуженный авторитет в мире.

За 60 лет своей истории «Татнефти» добывала из недр республики около 3 млрд.т. нефти.

Сегодня в разработке находится 52 месторождения, главное из которых Ромашкинское - одно из крупнейших в мире. Оно включено в перечень месторождений, подлежащих разработке на условиях Российского Закона «О соглашениях, о разделе продукции».


1. Общие сведения о районе

Заподно-лениногорская площадь расположена в центральной части Ромашкинского месторождения и в административном положении входит в состав Лениногорского, Альметьевского, района Татарстана.

Характерный вид поверхности описываемого района - ассиметричные широко волнистые плато, пересекающиеся глубокими и широкими долинами, образовавшимися действием временных потоков рек Степной Зай, Зай-Каратай, Кичуй.

По рельефу этот район отличается от других большой высотой, доходящей до 300-370 м.

Характерной особенностью климата является резко выраженная континентальность – суровая холодная зима с сильными ветрами и буранами, жаркое лето. Средняя январская температура колеблется от -13 до -14С. Средняя температура июля +19. наибольшее количество осадков выпадает в июле до 44 мм, минимальное в феврале до 12 мм.

По растительному вопросу данная территория относится к зоне лесостепи. В долинах преимущественно степная растительность, на возвышенностях – леса.

Из полезных ископаемых, кроме основного – нефти, в районах месторождения имеется каменный уголь, торф, строительное минеральное сырье (известняки, доломиты, суглинки и т.п.)

2. Геологическая часть

Литолого-стратиграфическая характеристика разреза

Осадочный чехол заподно-лениногорская площадь сложен отложениями девонской, каменноугольной, пермской и четвертичной систем, общей толщиной до 2000 м и является характерным для Ромашкинского месторождения в целом. При этом на три четверти разрез представлен карбонатным образованиями и на 25% - терригенными породами. Наиболее древними отложениями, вскрытыми бурением и опробованными на приток, являются гранитогнейсовые породы архейского возраста кристаллического фундамента.

В пределах площади среднедевонские отложения трансгрессивно залегают на кристаллическом фундаменте и представлены терригенными породами эйфельского и живетского ярусов. Отложения верхнего девона (франский, фаменский ярусы) сложены терригенно-карбонатными породами.

Относимые к эйфельскому ярусу отложения бийского горизонта являются наиболее древними палеонтологически охарактеризованными образованиями девона в пределах площади. Литологически в нем выделяются две пачки: нажне-базальная гравийно-песчаная (пласт ДV) и залегающая выше – карбонатно-аргиллитовая. Пласт ДV сложен серыми разнозернистыми кварцевыми песчанками с примесью гравийного материала. Толщина песчаного пласта изменяется от 11 до 17 м на юге площади от 1 до 4 м на север. Для карбонатно-аргиллитовой пачки, мощностью 2-8 м характерно присутствие серых известняков, известных как четкий электрорепер «нижний известняк», с прослоями алевролитов и аргиллитов. Мощность эйфельских отложений закономерно уменьшается с юга-запада на север от 16-25 до 0 м.

Пашийский горизонт (Д ) (в промысловой практике – Д1) представлен мелкозернистыми песчаниками и крупнозернистыми алевролитами с переслаиванием аргиллитов и глинистых алевролитов. Песчаники кварцевые, светло-серые, или темно-коричневые, в зависимости от нефтенасыщенности. Алевролиты серые, слоистые. Для песчано-алевролитовых пород характерна кварцевая цементация с однородным гранулометрическим составом. Средняя мощность горизонта 42 м. полоса повышенных мощностей (45-48 м) отмечается на юго-западе.

Отложения тиманского (Д3 t ) горизонта ограничены в разрезе региональными реперами. В подошве репером – верхний известняк сложенным пачкой глинистых темно-серых известняков и доломитов, выше которого – залегают темно-серые и шоколадно-коричневые аргиллиты. Кровля горизонта установлена по подошве известняков репер «Аяксы». Толщина горизонта 20 м.

В отложениях подьяруса Д3 2 выделены отложения: саргаевского и семилуского горизонтов, объединенных в российский надгоризонт.

Слои саргаевского горизонта (Д3 sr ), сложенные темно-серыми известняками с размывом залегают на кыновских отложениях. Мощность отложений колеблется от 2 до 12 м.

3. Обоснование и расчет профиля скважины

Рассчитаем и построим профиль наклонно-направленной скважины при следующих условиях: скважина должна вскрыть один продуктивный горизонт, естественное искривление ствола незначительное.

Исходные данные:

1. Проектная глубина скважины по вертикали H=1835 м.

2. длина проекции ствола на горизонтальную плоскость A = 350 м

3. Интенсивность набора угла наклона скважины н =1.5° на 10 м.

4. Интенсивность спада угла наклона скважины αсп =1,3° на 100 м.

Конструкция скважины

Тип колонны

Диаметр колонны

Диаметр долота, мм

Глубина спуска,м

1

2

3

4

Направление

324

394

30

Кондуктор

245

295,3

330

Эксплуатационная колонна

146

215,9

1 875


Расчёт:

1. Радиус искривления участка набора угла наклона определяется по формуле:

R1 = (57.3 /αн ) * 10;

R1 = (57.3 / 1.5) * 10 = 382 м;

2. Радиус искривления участка снижения угла наклона определяется по формуле:

R2 = (57.3 /αсп ) * 100;

R2 = (573 /1.3) * 100 = 4408 м

Находим угол наклона ствола проектируемой скважины: Cosα= 1- [А/( R1 + R2 ) ]= 1-[350/ (382+4408)] =21.5̊̊̊̊̊

Находим длину участка набора угла проектируемой скважины

L2 = 0.01745 * R1 * a = 0.01745 * 382 * 21.5 = 143.3 м

Горизонтальная проекция участка L2 : A1 = R1 * ( 1- cos α ) = 382 * ( 1- cos 21.5°) = 26.74 м;

Вертикальная проекция участка L2 : h = R1 * ( 1- sinα) = 382 * ( 1- sin 21.5°) = 140м ;

Длина участка спада наклона проектируемой скважины: L3 = 0.01745 * R2 * a = 0.01745 * 4408 * 21.5 = 1651.7 м;

Горизонтальная проекция участка L3 : А2 = R2 * ( 1- cosα) = 4408 * ( 1- cos 21.5°) = 323.26 м;

Вертикальная проекция участка L3 : H1 = R2 * ( 1- sinα) = 4408 * ( 1- sin 21.5 ° ) = 1615 м :

Последнии участок L3 = H – Hв – h3 – H1 = 1875-50-140-1615=30 м;

Вертикальная проекция hв = L4 = 30 м;

Длина ствола по профилю L = L1 + L2 + L3 + L4 = 50+143.3 +1651.7+30 = 1875 м.

Горизонтальная проекция скважины: А= А1 + А2 = 26.74 + 323.26 = 350 м;

Вертикальная проекция скважины: Н = Нв + h + H1 + hB = 50 + 140 + 1615 + 30 = 1835 м

Уклонение ствола скважины за счет кривизны Lукл = L – H = 1875 – 1835 = 40 м.

По данным расчета строим профиль ствола скважины рис.

Для построения профиля скважины на вертикальной линии откладываем отрезки АВ=Н=1835 м

АС = НВ = 50 м - вертикальный участок скважины; CD = h = 140 м; DE = Н1 = 1615 ми EB = hB =30 м. Через точки С,D,E, В проводим горизонтальные линии и откладываем отрезки от точки С: отрезок C01 = R1 = 382 м; от точки D отрезок DF = A1 = 26.7м; от точки Е отрезок ЕК = А2 = 350 м; от точки К по направлению линии КЕ отрез K1 E1 O2 = R2 = 4408 м; от точки В отрезок BL = A =350 м. Из точки O1 описываем дугу, радиусом R1 =323 м, а из точки 02 дугу, радиусом R2 = 4408 . Ломанная линия АСFКL представляет собой профиль ствола наклонной скважины.


Рис.. Профиль наклонно – направленной скважины


4. Проектирование конструкции скважины

Конструкция скважины выбирается с учетом глубин залегания нефтяного пласта, давления в нем, характера разбуриваемых пород, наличия осложнения при бурении скважин, условий эксплуатации, а также возможности проведения ремонтных работ.

Разработка конструкции скважины начинается с решения двух проблем: определения требуемого количества обсадных колонн и глубины спуска каждой из них; обоснования расчетным путем номинальных диаметров обсадных колонн и диаметров породоразрушающего инструмента. Число колонн определяется на основании анализа геологического разреза на месте заложения скважины, наличия зон, где бурение сопряжено с большими осложнениями.

Глубину спуска каждой колонны уточняют с таким расчетом, чтобы ее нижний конец находился в интервале устойчивых слабопроницаемых пород. Определив число колонн и глубину их спуска, приступают к согласованию расчетным путем диаметров колонн и породоразрушающего инструмента.

Диаметр долота для бурения под обсадную колонну определяют по формуле

Dдол. = D + 2

Где Dм – диаметр муфты спускаемой колонны труб(мм); Dдол. - диаметр долота (мм.);

2- величина зазора между муфтой и стенками скважины.

Внутренний диаметр последующей колонны равен диаметру долота Dдол. + 6 – 8 мм.

Расчет конструкции скважины


Исходные данные:

Глубина скважины 1875 м., в интервале 0-305м. имеется зона неустойчивых пород. Диаметр эксплуатационной колонны принимаем равным 146 мм. Диаметр муфты Dм.э. = 166мм. Определяем диаметр долота для бурения под эксплуатационную колонну. Dдол..э . = Dм.э. + 2 Dдол..э = 166+30 = 196мм.

Принимаем ближайший диаметр долота равным 215мм. Dдол..э = 215мм. Определяем внутренний диаметр кондуктора.D вн.к = Dдол..э + (6:8) = 215 + (6:8) = 221: 223 мм.

Принимаем диаметр колонны 245 мм. Определяем диаметр долота для бурения под кондуктор.

Диаметр муфты Dм.к. = 270 мм D дол.к = Dм.к. + 2 D дол.к = 270 + 30 = 300 мм.

Принимаем ближайший диаметр долота, равным 295 мм. D дол.к = 295 мм.

Определяем внутренний диаметр направления. Определив Dвн.н. = D дол.к + 8=295 + 8 = 303мм.

Принимаем диаметр направления, равным 324мм. Таким образом, конструкция скважины имеет следующий вид:

5. Расчет обсадных колонн

При расчете обсадных колонн на прочность определяются:

• наружные избыточные давления (рассчитывают трубы на сопротивление смятию);

• внутренние избыточные давления (рассчитывают трубы на сопротивление разрыву)

• осевые растягивающие нагрузки (расчет на страгивание резьбовых соединений труб)

Направление

Проектом предусматривается спуск направления диаметром 324 мм на глубину 30 метров с цементированием его до устья. Принимаем трубы из стали марки «Д» с минимальной толщиной стенки 10 мм. Расчет на смятие и страгивание не производится, так как глубина спуска направления незначительная. Трубы с выбранной толщиной стенки вполне удовлетворяют условиям прочности. Вес направления:

Qн = 30 * 79,6 = 2.388 т Запас труб (5% на 1000 метров труб):

Lh = 5/1000 * 30 = 0,15м Общий вес колонны Qобщ.н = 2388 + (0.15 * 79,6) = 2.400 т

Кондуктор

Проектом предусматривается спуск кондуктора диаметром 245 мм на глубину

330 метров с цементированием его до устья. Принимаем трубы марки «Д» с толщиной стенки 8 мм. Определяем безопасную величину снижения уровня в кондукторе, которое может иметь место в случае наличия зон катастрофического ухода промывочной жидкости ниже башмака кондуктора по формуле:

Нбез = 10 * Ркр /Yж * Псм где Ркр - критическое давление (сминающее), равное 78*106 Н/м2 = 78 МПа

Псм - запас прочности на смятие, равное 1,0; Yж - удельный вес жидкости, равное 1,0 г/ см3 ;

Hбез = 10 * 78/1.0 * 1.0 = 780м

Таким образом, в случае наличия зон поглощения промывочной жидкости ниже башмака кондуктора, смятие не произойдет. Выбранные трубы из стали марки «Д» с толщиной стенки 8мм вполне удовлетворяют условиям прочности. Вес кондуктора:

QK = 330 * 48,2 = 15.906 т. запас труб для кондуктора:

LK = 5/1000 * 330 = 1.65 м Общий вес колонны: Qобщ.к. = 1 5906 + (1,65 * 48,2) = 15985.5 кг = 15.9 т

Эксплуатационная колонна.

Расчет эксплуатационной колонны производится полностью, определяются все сминающие и страгивающие нагрузки Исходные данные:

1. Диаметр ствола скважин - 215,9мм.

2. Наружный диаметр колонны - 146мм.

3. Расстояние от устья до башмака колонны, Н = 1875 м.

4. Расстояние от устья скважины до устья жидкости в колонне (в поздний период эксплуатации). Н0 = 1200м.

5. Расстояние от устья скважины до уровня цементного раствора h = 0 м.

6. Пластовое давление, Рпл =21 МПа.

7. Удельный вес цементного раствора Yц.р. =1.73г/см3 .

8. Удельный вес глинистого раствора Yr . p . = 1,13 г/см3 .

9. Удельный вес промывочной жидкости Yж = 1,0г/см3

10.Удельный вес нефти Yн = 0,86 г/см3

Расчет на смятие.

Величина наружного сминающего давления на нижнюю часть колонны от столба жидкости за колонной определяется по формуле


PCM = 0.1[ H * Yr . p - ( H – h ) * Yн ]

Где Рсм - гидростатическое давление за колонной, Н/м2 ;

Н - глубина спуска колонны, м;

Yr . p - удельный вес глинистого раствора, г/см3 ;

h - уровень жидкости, м ;

YH - удельный вес нефти, г/см3 . Рсм = 0.1 [ 1875 * 1.13 - ( 1875 – 1200 ) * 0,86 ] = 15.3 МПа

Строим эпюру АС

С учетом запаса прочности на смятие в зоне перфорации (Асм = 1,3):

Рсм = 15,3 *10б * 1.3 = 19,9 Мпа

По таблице прочностных характеристик обсадных труб, изготовленных в соответствии с ГОСТом 632-64 сминающему давлению 19,9 *10 МПа соответствуют трубы диаметром 146 мм из стали марки «Д» с толщиной стенки 7мм, с допустимой овальностью 0,01, имеющие сминающее усилие 26,5Мпа.

Фактический запас прочности на смятие (Асм ) будет равен:

Асм.ф = 26,5/15.3 = 1,34

Определяем допустимую глубину спуска обсадных труб с толщиной стенки 7мм ( Ндоп 7 ) по формуле:

Ндоп 7 = [ 10Рсм - Н0 * YH * Асм ] / [ Асм * ( Yг.р. - Yн ) ]


Рис 3.Эпюры наружных давлений

АС- под действием жидкости за колонной

АД - критическое наружное давление

АВ- под действием цементного раствора

Эпюры внутренних давлений АВ- в момент ввода скважины в эксплуатацию;

СД- при окончании эксплуатации. Где Н0 - уровень жидкости в скважине;

Асм - запас прочности на смятие в зоне перфорации, равен 1,3:

Ндоп 7 = [ 10 * 20,5 – 1200 * 0,86 * 1,3 ] / [ 1,3 * ( 1,13 - 0.86 ) ] = 1915 м

Значит трубы, изготовленные из стали группы прочности «Д» с толщиной стенки 7мм можно использовать для спуска колонны на глубину 1875 метров.

Определим наружное давление на колонну, которое возникает под действием цементного раствора:

Pн = 0,1 * Yц * L * ( 1 – K )

Где Yц - удельный вес цементного раствора, г/см3 ;L - интервал цементирования, м;

К - коэффициент разгрузки цементного кольца, равен 0,25.Pн = 0,1 * 1,73 *1875 ( 1 - 0,25 ) = 24.3 МПА.

Строим эпюру АВ

6. Технология и организация процесса цементирования

Одними из основных требований к качественному строительству нефтяных скважин являются охрана недр и предотвращение загрязнения окружающей среды, а также защита обсадных колонн от коррозии. В связи с этим изоляция всех вскрытых скважиной водонефте- или газоносных пластов является обязательным условием строительства скважин. Окончательная изоляция пластов осуществлением цементированием всех колонн до устья и созданием сплошного камня в заколонном пространстве. По данному дипломному проекту цементирование направления, кондуктора и эксплуатационной колонны осуществляется прямым одноступенчатым способом.

Расчет цементирования направления.

Исходные данные:

1. диаметр долота под направление - 394 мм;

2. наружный диаметр направления - 324 мм;

3. толщина стенки направления -10 мм;

4. глубина спуска направления - 30 м:

5. высота подъема цементного раствора за колонной - 30 м;

6. высота цементного стакана - 5 м;

7. водоцементное отношение - 0,5;

8. удельный вес цементного раствора - 1,73 г/см";

9. удельный вес технической воды - 1,0 г/см .

Определяем потребное количество цементного раствора Vц.р :

Vц.р = 0,785 * [ ( D2 скв - d 2 H ) * H + d 2 B * h ]

Где DCKB - диаметр скважины, м;

d н - наружный диаметр направления, м;

Н - высота подъема раствора за колонной, м;

d B - внутренний диаметр направления, м;

h - высота цементного стакана, м.

Dскв = К * Dдол

Где К - коэффициент кавернозности, равен 1,25;

Вдол - диаметр долота, м. Dскв = 1,25* 0,394= 0,492мVц.р = 0,785 *[ (0,4922 - 0,3242 ) *30 + 0,304 2 * 5] = 3,9 м3

Определяем потребное количество сухого цемента:

Gц = 1 * Yц.р * Vц.р / ( 1 + m)

Где Yp - удельный вес цементного раствора, г/см3 ;

m - водоцементное отношение.

Gц = 1 * 1,73 * 3,9/( 1 + 0,5 ) = 4,8 т

Определяем потребное количество воды для затворения цемента:

VB = m * Gц = 0,5 * 4,8 = 2,4 м3

Определяем объем продавочной жидкости:

Vnp = 0,785 * S * d2 вн * ( H-h )

Где S – коэффициент, учитывающий сжатие жидкости

S = 1,03 – 1,05

dвн – внутренний диаметр направляющей, м

Vnp = 0,785 * 1,03 * 0,3042 (30 – 5 ) = 1,87 м3

Определяем давление в цементировочной головке в конце цементирования

Рк = Рr + Рр

Где Рr – давление на преодоление гидравлических сопротивлений в скважине.

Рр – давление, создаваемое разностью удельных весов цементного раствора и технической воды.

Рr = 0,01 * Н + 8 = 0,01 *30 + 8 = 8,3 МПа

Рр = 0,1 * (Н - h) * ( γц.р. – γв. ) = 0,1 * (30 – 5 ) * ( 1,73 – 1 ) = 21 МПа.

Рк = ( 8,3 + 2,1 ) * 105 = 1,04 МПа

Количество цементных агрегатов ЦА -320 -1шт.

Количество цементных машин СМ – 20 – 1 шт.

Расчет цементирования кондуктора.

Исходные данные:

1. диаметр долота под кондуктор - 295,3 мм;

2. наружный диаметр кондуктора -245 мм;

3. толщина стенки кондуктора - 8 мм;

4. внутренний диаметр кондуктора - 229 мм;

5. высота подъема цементного раствора за кондуктором -330м;

6. высота цементного стакана -10м;

7. коэффициент кавернозности - 1,25;

Определяем потребное количество цементного раствора:

Vц.р = 0,785 * [ ( D2 скв - d2 H ) * H1 + (D2 BH - d2 H ) * Н2 + d2 B * h ]

Где DCKB - диаметр скважины, м;

d н - наружный диаметр кондуктора, м;

HI - высота подъема раствора за колонной в необсаженной части» м;

Н2 - высота подъема раствора за колонной в обсаженной части, м;

d в - внутренний диаметр кондуктора, м;

h - высота цементного стакана, м.

Dскв = K * Dдол

Где К - коэффициент кавернозности, равен 1,25; Dдол - диаметр долота, м.

Dckb = 1,25 * 0,295 = 0,369 м

V ц.р = 0,785 * [ ( 0.3692 - 0,2452 ) * 330 + ( 0,3042 - 0,2452 ) * 30 + 0,2292 * 10 ] = 20.6 м3

Определяем потребное количество сухого цемента:

Gц = 1 * Yц.р * Vц.р / ( 1 + m )

Где Yц.р - удельный вес цементного раствора, г/см3 ;

m - водоцементное отношение.

Gц = 1 * 1,73 * 20.6 / ( 1+0,5 ) = 25,3 т

Определяем потребное количество воды для затворения цемента:

Vв = m * Gц = 0,5 * 25,3 = 12,65 м3

Определяем объем продавочной жидкости:

Vпр = 0,785 * S * d2 вн ( Н – h )

Где S – коэффициент, учитывающий сжатие жидкости.

S = 1,03 – 1,05

dвн = внутренний диаметр кондуктора.

Vпр = 0,785 * 1,03 * 0,2292 * ( 330 – 10 ) = 14,6 м3

Определяем давление в цементировочной головке в конце цементирования.

Рк = Рr + Рр

Где Рr – давление на преодоление гидравлических сопротивлений в скважине.

Рр - давление, создаваемое разностью удельных весов цементного раствора и технической воды.

Рг = 0,01 * Н + 8 = 0,01 * 330 + 8 = 11,55 кгс/см = 1,15 МПа

Рр = 0,1 * (Н - h) * ( Yц.р - Yв ) = 0,1 *( 330 – 10 ) * ( 1,73 - 1,0 ) = 2,3 МПа;

Рк = ( 11,3 + 23 ) * 105 = 3,4 мпА

Количество цементировочных агрегатов ЦА-320 - 2 шт.

Количество цементосмесительных машин СМ – 20 - 1 шт.

Расчет цементирования эксплуатационной колонны:

Во избежание гидроразрыва пластов или нарушения их изоляции при цементировании скважин, для разобщения верхних водоносных пластов применяют облегченные тампонажные растворы и, в частности, гельцементный раствор (ГЦР). Проектом предлагается применение гельцементного раствора в интервале 0 - 1075м и цементного раствора в интервале 1075- 1875м (800м).

Исходные данные:

1. диаметр долота под эксплуатационную колонну - 215,9 мм;

2. наружный диаметр эксплуатационной колонны -146 мм:

3. толщина стенки эксплуатационной колонны - 7 мм;

4. внутренний диаметр эксплуатационной колонны - 132 мм;

5. высота подъема цементного раствора за колонной - 800м;

6. высота подъема гельцементного раствора за колонной —1075м;

7. высота цементного стакана -10м;

8. коэффициент кавернозности- 1.3

1. Расчет для цементирования интервала 1075-1875 м цементным раствором:

Определяем потребное количество цементного раствора для интервала 1075- 1875 м.

Vц.р. = 0,785 * [ ( D2 скв – d2 н ) * Н1 + d2 в * h ]

Где Dскв – диаметр скважины в необсаженной части, м;

dн – наружный диаметр эксплуатациооных колонн, м;

dв – внутренний диаметр эксплуатационной колонны;

h – высота цементного стакана

Dскв = К * DДОЛ.

Где К – коэффициент каверзности, равен 1,3.

Dдол - диаметр долота, м.

D скв = 1,3 * 0,2159 = 0,28 М

Vц.р. = 0,785 * [ ( 0,282 - 0.1462 ) * 800 + 0, 1322 * 10 ] = 32,6 м3

Определяем потребное количество сухого цемента:

Gц = 1 * Yц .р * Vц .р / ( 1+m )

Где Yц .р. - удельный вес цементного раствора, г/см3 ;

m - водоцементное отношение.

Gц = 1*1,73 * 32,6 / ( 1+0,5 ) = 37,5т

Определяем потребное количество воды для затворения цемента:

VB = m*Gц. = 0,5 * 37,5 = 18,75 м3

Определяем объем продавочной жидкости:

Vпр = 0,785 * S * d2 вн * ( H – h )

Где S - коэффициент, учитывающий сжатие жидкости, S — 1,03-1,05;

d вн - внутренний диаметр эксплуатационной колонны, м;

Vпр = 0,785 * 1,03 * 0,1322 * (800 - 10) = 11,1 м3

2. Расчет для цементирования интервала 0-1075м гельцементным раствором:

Определяем потребное количество гельцементного раствора для интервала 0 – 1075 м.

Vцр = 0,785 * [ ( D2 скв - d2 н ) * Н1 + ( D2 в.н. - d2 н ) * Н2 ]

Где Dскв - диаметр скважины в необсаженной части, м;

dн - наружный диаметр эксплуатационной колонны, м;

Н1 - высота подъема гельцементного раствора за колонной в данном интервале в необсаженной част ствола скважины, м;

D в.н. = К * Dдол

Где К – коэффициент каверзности, равен 1,3;

Dдол – диаметр долота.

Dскв = 1,3 * 0,2159 = 0,28 м

Vцр = 0,785 * [ ( 0,282 – 0,1462 ) * 745 = ( 0,2292 – 0,1462 ) * 330 ] = 41,4 м3

Определяем Для определения весового соотношения компонентов и расхода материалов на приготовление 1 м3 ГЦР и выход ГЦР, плотностью 1,65 г/см3 пользуемая следующим расчетом.

3. Расчет компонентов гельцементного раствора:

Водоцементное отношение ГЦР рассчитываем по формуле:

Y г.ц. = ( 1 + mг + mв ) / (1/Yц + mг /Yr + mв / Yв ) Где Y г.ц. - удельный вес ГЦР - 1,65 г/см3 ;

Yц - удельный вес сухого цемента - 3,15 г/см3

Yr - удельный вес глинопорошка - 2,58 г/см3 ;

YB - сдельный вес воды - 1,0 г/см3 ;

mг - глиноцементное отношение, принимаем равным 0,2;

mв - водоцементное отношение.

1,65 *mв = ( 1 + 0,2 + mв ) / (l/3,15 + 0,2/2,58 + mB /1,0 )

получаем mB =0,85.

Расход цемента на приготовление 1 м3 ГЦР определяется по формуле:

qц = Yц Yr Yв / [ Yr Yв + mr Yц Yв + Wc Yц Yr ( l + mr )]

где Wc –водосмесевое отношение, по данным лаборатории принимается равным 0,85.

qц = 3,15 * 2,58 * 1,0 / [2,58 + 0,2 * 3,15 * 1,0 + 0,85 * З,15 * 2,58 * (1 + 0,2)] = 0,7 т/м3

Определим необходимое количество глинопорошка и воды для приготовления 1 м3 ГЦР:

qr = qц mr = 0,7 * 0,2 = 0,14 т/м3

qB = qц mB = 0,7 * 0,85= 0,6 t/m3

Определим необходимое количество комопнентов для приготовления необходимого количества ГЦР:

1. цемента- 43,9 * 0,7 = 30,7 т

2. глинопорошка - 38,8 * 0,14 = 6,1т

3. воды - 38,8 * 0,6 = 26,3 м3

Определяем количество воды для прдавки ГЦР:

Vnp =0,785 * S * d 2 вн * H

Где S - коэффициент, учитывающий сжатие жидкости, S = 1,03 - 1,05;

dвн – Ввнутренний диаметр эксплуатационной колонны , м.

Vnp = 0,785 * 1,03 * 0,1322 * 1075= 15,5м3

4. Расчет времени цементирования, расчет необходимого количества цементировочных агрегатов и смесительных машин.

Определяем давление в цементировочной головке в конце цементирования:

Рк = Рr + Рр

Где Рг - давление на преодоление гидравлических сопротивлений в скважине;

Рр - давление, создаваемое разностью удельных весов цементного раствора и технической воды.

Рr = 0,02Н + 16 = 0,02 * 1875 + 16 = 5,35 МПа

Где Н – глубина спуска эксплуатационной колонны

Рр = 0,1 * [ ( Yг.ц. – Yв. ) Н1 + ( Yц.р. – Yв. ) * ( Н2 - h) ]

Где Yг.ц. – удельный вес ГЦР – 1,65 г/см3 ;

Yц.р – удельный вес цементного раствора – 1,73 г/см3 ;

Н1 – высота подъема гельцементного раствора за колонной 1075м;

Н2 - высота подъема цементного раствора за колонной -800 м;

h - высота цементного стакана-10м.

Рр = 0,1 * [ ( 1,65 - 1,0 ) * 1075 + ( 1,73 - 1,0 ) * ( 800 – 10 ) ] = 127,5 * 10 5 Н/м = 12,7 МПа Рк = ( 53,54 + 127,5 ) * 105 = 18.1 * 10 б Н/м2 = 18,1 МПа

По величине Рк выбираем цементировочный агрегат ЦА – 320.

Техническая характеристика ЦА-320

Режим работы

скорость

Подача, диаметр втулки 100 мм

м3 /мин

л/с

Давление, МПа

1

2

3

4

5

Максимальная производительность

2

0,182

3,0

30,5

3

4

0,350

5,8

15,9

0,627

10,4

8,8

5

0,811

13,5

6,9

Максимальное давление

2

0,175

2,9

32,0

3

0,266

4,4

19,2

4

0,472

7,8

10,3

5

0,610

10,1

8,0

Сравнивая Рr с давлением, развиваемым насосом агрегата, видим, что Рг < Р5 значит закачку цементного раствора в колонну произведем на 5 скорости.

Определяем высоту цементного раствора в скважине перед продавкой:

Н0 = V пр / 0,785 * [ ( D2 скв – d2 н ) + d2 вн ]

Где V пр - общий объем цементного раствора – 76,5 м3 ;

D скв - диаметр необсаженного ствола скважины – 0,28 м;

dн – наружный диаметр эксплуатационной колонны – 0,146 м;

dвн – внутренний диаметр эксплуатационной колонны – 0,132 м.

Н0 = 76,5/0,785 * [ ( 0,282 – 0,1462 ) + 0,1322 ] = 1260 м.

Следовательно высота воды над цементным раствором равна:

L0 = 1875 – 1260 = 615 м

а = ( Н0 – h )/ Рр = ( 1260 – 10 )/127,5 * 105 = 9,8 * 10-5 мп3

Сопоставляя Рк с давлением в насосах агрегата, видим, что Рк > Р4 и Рк < Р3 . Определяем высоту столбов (продавочной жидкости, закачиваемой на различных скоростях агрегата:

L5 пр = L0 + а ( Р5 – Рr ) = 615 + 9,8 * ( 8 – 5,35 )= 874,7 м

L4 пр = а ( Р4 – Р5 ) = 9,8 * ( 10,3 – 8 ) = 225,4 м

L3 пр = а ( Рк – Р4 ) = 9,8 * ( 18,1 – 10,3 ) = 764,4 м

Количество продавочной жидкости, закачиваемой на различных скоростях:

V5 пр = 0,785 * d2 вн * L5 пр = 0,785 * 0,1322 * 874,7 = 13,3 м3

V4 пр = 0,785 * d2 вн * L4 пр = 0,785 * 0,1322 * 225,4 = 3,08 м3

V3 пр = 0,785 * d2 вн * L3 пр = 0,785 * 0,1322 * 764,4 = 10,45 м3

Итого Vпр = 26,8 м3 . С учетом коэффициента сжимаемости Vпр = 27,6 м3

Определяем продолжительность цементирования при условиях работы одного агрегата.

Время работы одного агрегата на 5 скорости:

Т5 = ( V5 цр + V5 пр ) * 1000/q5 * 60

Где q5 - производительность агрегата на 5 скорости, л с.

Т5 = ( 73,1 + 13,3 ) * 1000 / 13,5 * 60 = 106 мин.

Время работы одного агрегата на остальных скоростях:

Т4 = (3.08 *1000 / 10.4 * 60 = 4.9 мин.

Т3 = ( 10.45 - 1,7 ) * 1000/5,8 * 60 = 25,1 мин.

1,7 м3 воды прдавливаем на 2 скорости с целью избегания гидравлического удара.

Т2 = 1,7 * 1000 / 3,0 * 60 = 9,4 мин

Общее время цементирования:

Тц = 106 + 4,9 + 25,1 + 9,4 = 145,4 мин.

С учетом подготовительно – заключительных работ:

Тобщ = Тц + 15 = 145,4 + 15 = 160 мин.

Определяем температуру на забое скважины:

Т ̊заб = Т°ср + 0,025 Н

Где Т°ср - среднегодовая температура воздуха, °С:

Н - глубина скважин, м.

Т ̊заб = 10 ̊ + 0,025 * 1875 = 56,8 ̊С.

Определяем количество агрегатов:

По времени схватывания:

N = Тц /( 0,75 * Тсхв ) = 1

Где Тсхв - время начала схватывания, мин;

N = 160/( 0,75 * 105 ) + 1 = 3

По скорости:

N = 0,785 ( D2 crd – d2 н ) * V * 1000/q5 + 1

Где V – необходимая скорость подъема раствора – 2,0 м/с.

N = 0,785 ( 0,282 – 0,1462 ) * 2 * 1000/13,5 + 1 = 7.

Принимаем 7 агрегатов ЦА – 320.

Фактическое время цементирования:

Тф =Tц /N + 1 5 = 145.4/7 + 15==35.7 мин

Потребное количество цементосмесительных машин СМ-20:

Для сухого цемента:

Nсм = Gц /Gб = 73/20 = 4

Где Gб = емкость бункера СМ-20.

Для глинопорошка:

Nсм = 5,1/20 = 1.

Данные по цементированию сведем в таблицу.

Количество материала для цементирования

Тип колонны

Цемент, т

Глинопорошок, т

Вода для

Давление в конце цем-ния, МПа

Время на цем-ние, ед

Цемент агрегатов ед

Смес. Машин ед

Затворения, м3

Продавки, м3

1

2

3

4

5

6

7

8

9

Направление

4,8

-

2,4

1,87

1,04

-

1

1

Кондуктор

25,3

-

12,65

14,6

4

-

2

1

Эксплуатационная колонна

30,7

37,5

6,1

-

26,3

18,75

15,5

11,1

18,1

15,7

7

5

Всего для эксплуат. колонны

68,2

6,1

45,05

26,6

18,9

15,1

7

5

Итого:

98,3

6,1

60,1

43,07

-

-

-

-

7. Охрана труда

Процесс строительства скважин охватывает несколько этапов:

- подготовительные работы, бурение, крепление, освоение, заключительные работы, включающие ликвидацию шламовых амбаров и рекультивацию земель, нарушенных при бурении. Свести к минимуму загрязнение окружающей среды при бурении можно только путем комплексного решения этой проблемы. В настоящее время обеспечение нормативного качества природной среды при бурении скважины возможно по двум основным направлениям:

- совершенствование основных технологических процессов по резкому повышению уровня их экологической безопасности;

- создание специальных технологий по утилизации отходов бурения и нейтрализации их вредного воздействия при сбросе в объекты окружающей среды с оптимальным рассеиванием остаточного загрязнения в лито- гидросфере.

При бурении скважины необходимо проводить следующий комплекс мероприятии по охране окружающей среды и рациональному использованию природных ресурсов:

- внедрение кустового способа бурения скважин с целью сокращения занятия сельскохозяйственных земель;

- сохранение плодородного слоя почвы, рекультивация временно отведенных земель после окончания бурения;

- очистка и повторное использование буровых растворов;

- изоляция поглощающих и пресноводных горизонтов для исключения их загрязнения;

- применение нетоксичных реагентов для приготовления промывочных жидкостей;

- цементирование скважин до устья для исключения загрязнения пресноводных горизонтов;

- ликвидация буровых отходов и ГСМ без нанесения ущерба природе;

- осуществление инструктажа водителей всех транспортных средств и специальной техники о маршрутах проезда к объектам и недопустимости заезда на сельскохозяйственные угодья.

На защиту и восстановление земельных участков предоставленных геологоразведочным организациям во временное пользование, должны быть составлены и утверждены проекты и сметы, предусматривающие следующие мероприятия:

- подготовительные (до процесса бурения);

- по охране ( в процессе бурения );

- по восстановлению земельных участков.

Подготовительными мероприятиями предусматривается:

- установление мест складирования растительного и почвенного слоя или шунтов, подлежащие выемке;

- удаление плодородного слоя почвы в местах загрязнения нефтепродуктами и другими жидкостями, химическими реагентами, глиной, цементом и прочими веществами, ухудшающими состояние почвы и его складирование.

Охранные мероприятия в процессе бурения скважины заключаются в следующем:

- при наличии подземных грунтовых вод, водоносные горизонты обязательно должны перекрываться обсадными трубами в целях предохранения от загрязнения и заражения;

- попутные воды очищаются на фильтровальной установке от взвешенных частиц и примесей нефти и в зависимости от концентрации растворенных в ней солей и других примесей: при допускаемых концентрациях сбрасываются в различные источники или по рельефу; при повышенных - разбавляются в пределах норм и сбрасываются. Самоизливающие скважины должны быть оборудованы регулирующими устройствами.

- слив использованного промывочного раствора и химических реагентов в открытые водные бассейны и непосредственно на почву запрещается.

Мероприятия по восстановлению земельных участков.

По окончании бурения на скважине должна быть проведена техническая и биологическая рекультивация.

Горнотехническая рекультивация включает в себя подготовку освобождающейся от буровых работ территории для дальнейшего землепользования:

- сырая нефть вывозится для дальнейшего использования или сжигания, остатки дизельного топлива и моторного масла сжигаются;

- отработанный глинистый раствор вывозится для дальнейшего использования на других скважинах и регенерируется;

- оборудование и железобетонные покрытия демонтируются и вывозятся;

- перекрытия амбаров для сброса шлама и нефти засыпаются слоем грунта не менее 0,6 метров;

- земельные отводы, нарушенные производственной деятельностью, покрываются почвенным слоем и дерном;

- откосы в горных местностях укрепляются битумными эмульсиями, силикатными слоями и засыпаются привозным грунтом слоем не менее 0,1 метра.

Биологическая рекультивация предполагает мероприятия по восстановлению нарушенных земель, их озеленение и возвращению в сельскохозяйственное и лесное пользование.

Проектирование и проведение работ по рекультивации осуществляется в соответствии с инструкциями или техническими условиями, согласованными с местными сельско-, лесо-, водохозяйственными органами.


Список литературы

1. Белоусов М.В., Буровые установки – М.: Недра, 1973 г.

2. Гришин Ф.А., Промышленная оценка месторождений нефти и газа. – М.: Недра,1985 г.

3. Емельянов И.В., Коновалова А.Ш., Элияшевский И.В., Дипломное и курсовое проектирование. Бурение нефтяных и газовых скважин. – М.: Недра, 1972 г.

4. Инструкция по составлению проектно-сметной документации на строительство нефтяных и газовых скважин. – М. : Недра,1964 г.

5. Инструкция по расчету обсадных колонн для нефтяных и газовых скважин. – Куйбышев, 1976 г.

6. Калинин А.Г., Левицкий А.З., Никитин Б.А., Технология бурения разведочных скважин на нефть и газ. – Учебник для вузов. – М.: Недра, 1998

7. Колесников Т.И., Агеев Ю.Н., Буровые растворы и крепление скважин. – М.: Недра,1990 г.

8. Милютин А.Г., Геология и разведка месторождений полезных ископаемых. – Учебник для студентов вузов. – М.: Недра,1989 г.

9. Милютин А.Г., Экология недропользования. –Курс лекций. – МГОУ, М.: 2000 г.

10. Муравьев В.М., Середа Н.Г., Спутник нефтяника. – М.: Недра, 1971 г.

11. Мищевич В.И., Справочник инженера по бурению. –М.: Недра, 1973 г.

12. Середа Н.Г., Соловьев Е.М., Бурение нефтяных и газовых скважин. – Учебник для вузов. – М.: Недра, 1964 г.

13. Элияшевский И.В., Сторомский М.Н., Ореуляк Я.М., Типовые задачи и расчеты в бурении. – М.: Недра, 1982 г.

14. Спичак Ю.Н., Ткачев В.А., Кипко А.Э., Охрана окружающей среды и рациональное использование месторождений полезных ископаемых. – Учебник для горных техникумов – М.:Недра, 1993 г.

Оценить/Добавить комментарий
Имя
Оценка
Комментарии:
Где скачать еще рефератов? Здесь: letsdoit777.blogspot.com
Евгений08:26:33 19 марта 2016
Кто еще хочет зарабатывать от 9000 рублей в день "Чистых Денег"? Узнайте как: business1777.blogspot.com ! Cпециально для студентов!
11:51:45 29 ноября 2015

Работы, похожие на Курсовая работа: Бурение нефтяных скважин

Назад
Меню
Главная
Рефераты
Благодарности
Опрос
Станете ли вы заказывать работу за деньги, если не найдете ее в Интернете?

Да, в любом случае.
Да, но только в случае крайней необходимости.
Возможно, в зависимости от цены.
Нет, напишу его сам.
Нет, забью.



Результаты(149898)
Комментарии (1829)
Copyright © 2005-2016 BestReferat.ru bestreferat@mail.ru       реклама на сайте

Рейтинг@Mail.ru