- •Содержание
- •Введение
- •1.Общая и геологическая характеристика
- •1.1 Географо-экономическая характеристика района работ
- •1.2 Геологические условия бурения
- •1.3 Характеристика нефтеводоносности месторождения
- •2.Технологический регламент
- •2.1. Выбор и обоснование способов бурения
- •2.2. Конструкция и профиль проектной скважины
- •2.2.1. Проектирование и обоснование конструкции скважины
- •2.2.2. Обоснование и расчет профиля проектной скважины
- •2.3. Разработка режимов бурения
- •2.3.1. Обоснование класса и типоразмеров долот по интервалам бурения
- •2.3.2. Расчёт осевой нагрузки на долото
- •2.3.3. Расчёт частоты вращения долота
- •2.3.4. Выбор и расчет необходимого расхода очистного агента
- •2.4. Выбор бурового раствора и его обработка
- •2.4.1. Расчет плотности бурового раствора по интервалам бурения
- •2.5. Выбор и обоснование типа забойного двигателя
- •2.6. Режимы бурения при вскрытии продуктивных горизонтов
- •2.7. Обоснование критериев рациональной отработки долот
- •2.8. Проектирование и обоснование компоновки бурильной колонны
- •3.1. Конструктивные особенности буровых долот основных производителей
- •3.1.1. Вооружение шарошечных долот
- •3.1.2. Опоры шарошечных долот
- •3.1.3. Замковые устройства
- •3.1.4. Промывочные устройства шарошечных долот
- •3. 2. Алмазный буровой инструмент
- •3.3. Анализ работы долот при бурении под эксплуатационную колонну
- •3.3.1. Показатели работы долот фирмы «вбм-сервис»
- •3.3.2. Показатели работы долот фирмы «Smith»
- •3.3.3. Показатели работы долот фирмы «Буринтех»
- •3.3.4. Показатели работы долот фирмы «Security dbs»
- •3.4. Экономическая эффективность применения долот
- •3.5. Основные выводы
- •4. Расчет экономической эффективности от использования лопастных поликристаллических долот на месторождении фахуд
- •4.1. Аннотация
- •4.2. Методика расчета
- •4.3. Расчет экономического эффекта от использования алмазного долота с двойным рядом вооружения бит 215,9 м-5 по сравнению с алмазным долотом бит 215,9 м -4
- •4.4. Расчет экономической эффективности
- •4.5. Графическая часть
- •5. Безопасность и экологичность проекта
- •5.1. Безопасность в рабочей зоне
- •5.1.1. Анализ опасных и вредных факторов
- •5.1.2. Мероприятия по устранению опасных и вредных факторов
- •5.1.3. Пожарная безопасность
- •5.2. Охрана окружающей среды
- •Заключение
- •Список используемых источников
1.3 Характеристика нефтеводоносности месторождения
Исследования, проводимые в процессе бурения и при вызове притока на нефть, позволяют сделать следующие выводы о нефтеносности и водоносности месторождения Фахуд. Данные представлены в таблицах.
Характеристика водоносности приведена в табл. 1.6.
Таблица 1.6 - Водоносность месторождения Фахуд
|
Интервал, м |
Тип коллектора |
Плотность, кг/м3 |
Дебит, м3/сут | |
|
от |
до | |||
|
0 635 1130 |
635 1130 1740 |
поровый |
1000 1012 1025 |
300-350 700-1580 900-3700 |
Характеристика нефтеносности приведена в табл. 1.7
Таблица 1.7 - Нефтеносность месторождения Фахуд
|
Индекс |
Интервал, м |
Тип коллектора |
Плотность, г/см3 |
Содержание серы, % парафина, % |
Дебит, м3/сут |
Газовый фактор, м3/т |
Динамический уровень в конце эксплуатации, м |
Температура жидкости в колонне на устье скважины при эксплуатации, град. | ||||||||
|
от |
до | |||||||||||||||
|
К1(АС10) К1(АС11) К1(АС12) |
0 635 1130 |
635 1130 1740 |
поровый |
0,868 0,866 0,863 |
1,2/2,5 1,2/2,5 1,2/2,5 |
3,2-58 19,7-57 4,2 |
- 67 - |
1800 |
35-40 35-40 35-40 | |||||||
2.Технологический регламент
2.1. Выбор и обоснование способов бурения
Существуют следующие основные способы бурения:
а) роторный
Основные преимущества роторного способа перед турбинным – независимость регулирования параметров режима бурения, возможность срабатывания больших перепадов давления на долоте, значительное увеличение проходки за рейс долота в связи меньшими частотами его вращения.
Основной недостаток роторного способа бурения это быстрый износ бурильных замков, труб КНБК, а так же аварии.
Применение роторного способа бурения рационально только в тех случаях, когда производится:
• бурение скважин долотами диаметра менее 190,5 мм;
• бурение скважин с применением утяжелённых буровых растворов плотностью 1,7 – 1,8 г/см3;
• бурение в условиях высоких забойных температур (более 140 – 150С);
• бурение глубоких интервалов с минимальной частотой вращения долота;
• разбуривание мощных толщ пластичных глин.
Так как скважина имеет глубину 1740 метров, разрез её не требует применения утяжелённых буровых растворов, по нему не наблюдается высоких пластовых давлений, и забойные температуры на Мегионской площади не превышают 140°С, можно сделать вывод, что от роторного способа бурения для строительства данной скважины следует отказаться.
б) гидравлическим забойным двигателем
Бурение турбобурами рационально производить только в тех случаях, когда производится:
• бурение наклонно направленных скважин и бурение вертикальных скважин глубинной до 3000 м.
• бурение скважин в условиях низких забойных температур, менее 140ْС.
• использование буровых растворов, плотностью, менее 1,7 г/см³.
Исходя из вышеперечисленного (забойной температуры, глубины скважины, плотности раствора), предпочтение при бурении скважины на Приобской площади отдаётся турбинному способу бурения.
Это позволит добиться простоты конструкции скважины за счет того, что колонна бурильных труб не вращается, тем самым исключается возможность нежелательных осыпей и обвалов стенок скважин, так как бурение в данных геологических условиях идет по неустойчивым горным породам.