- •Содержание Введение…..………………………………………….………………………….7
- •1 Геологическая часть
- •2 Техническая часть
- •Выводы ………………………………………………………………………..125
- •4 Экономическая часть
- •5 Безопасность и экологичность проекта
- •5.3 Чрезвычайные ситуации …………………………………………….…...162
- •Список использованных источников…...………………...172
- •1 Геологическая часть
- •1.1 Орогидрография района работ
- •1.3 Нефтегазоводоносность по разрезу скважины
- •1.4 Возможные осложнения при бурении
- •1.5 Работы по испытанию в эксплуатационной колонне и освоению скважины; сведения по эксплуатации
- •1.6 Промыслово – геофизические исследования
- •2.1 Обоснование точки заложения скважины (по структурной карте)
- •2.3.1 Расчет глубины спуска кондуктора
- •2.4 Обоснование, выбор и расчет типа профиля ствола скважины.
- •2.5 Обоснование метода вскрытия продуктивного пласта и расчет конструкции скважины.
- •2.6 Анализ физико-механический свойств горных пород
- •2.8 Выбор способа бурения
- •2.10 Проектирование режима бурения
- •2.10.2 Расчет максимальной величины давления на выкиде буровых насосов
- •2.10.3 Проектирование расхода промывочное жидкости
- •2.10.4 Расчет частоты вращения
- •2.11 Обоснование, выбор и расчет компоновок бурильной колонны
- •2.12 Выбор забойных двигателей по интервалам бурения
- •2.13 Расчет диаметра насадок долота
- •2.15.3 Контроль параметров бурового раствора
- •2.16 Обоснование и выбор системы очистки бурового раствора
- •2.17 Гидравлический расчет промывки скважины
- •Окончание таблицы 39
- •2.18 Обоснование плотности тампонажного раствора и тампонажных материалов
- •2.19 Расчет обсадных колонн на прочность
- •2.19.1 Расчет максимальных внутренних давлений на устье скважины.
- •2.20 Оборудование устья (способы подвески колонн, установка противовыбросового оборудования, фонтанной арматуры, расчет усилия натяжения колонны)
- •2.21 Технологическая оснастка обсадных колонн
- •2.22 Спуск обсадных колонн
- •2.22.1 Выбор способа спуска
- •2.22.2 Подготовка ствола скважины к спуску
- •2.22.3 Подготовка обсадных труб к спуску
- •2.22.4 Подготовка бурового оборудования
- •2.23 Обоснование способа цементирования
- •2.25 Обоснование способа вызова нефти.
- •2.25.1. Испытание горизонтов на продуктивность в эксплуатационной колонне.
- •2.25.2 Вызов притока снижением уровня свабированием
- •2.25.3 Расчет продолжительности свабирования скважины
- •2.26 Расчет нагрузки на крюке. Выбор буровой установки.
- •3 Специальная часть (Анализ эффективной работы долот на Верхне – Пурпейском месторождении)
- •3.1 Анализ работы долота III 215,9 мз – гв - 2 – r 155
- •3.2 Анализ работы долота III 215,9 мс – гау – r 56
- •3.3 Анализ работы долота III 215,9 мс – гау – r 54
- •3.4 Анализ работы долота III 215,9 s 84 f
- •3.5 Конструктивные особенности долот
- •3.5.1 Конструктивные особенности долота 215,9 s84f
- •3.5.2 Конструктивные особенности долота 215,9 мс – гау – r56
- •3 .5.3 Выбор рационального привода долота
- •4 Экономическая часть
- •4.1 Составление нормативной карты
- •4.1.1 Расчет нормативного времени на механическое бурение
- •4.1.2 Расчет нормативного времени на спуско-подьемные операции
- •4.1.3 Расчет нормативного времени на работы, связанные с креплением скважин
- •4.1.4 Расчет нормативного времени на установку центрирующих фонарей.
- •4.1.5 Расчет нормативного времени на ожидания затвердевания цемента (озц).
- •4.1.6 Расчет нормативного времени на разбуривание цементной пробки.
- •4.1.11 Расчет нормативных затрат времени на проведение ремонтных работ
- •4.1.12 Нормирование затрат времени на дополнительные работы, выполняемые буровыми бригадами при бурении скважины
- •4.1.13 Составление нормативной карты
- •4.1.14 Определение нормативных технико-экономических показателей бурения скважин
- •4.2. Корректировка сметной стоимости строительства скважины
- •4.2.1 Определение проектной продолжительности бурения и крепления скважины
- •4.2.2 Составление сметных расчетов № 3.1, № 3.2 и уточненного сводного сметного расчета
- •4.3 Расчет проектных технико-экономических показателей
2.16 Обоснование и выбор системы очистки бурового раствора
При бурении скважин с использованием амбара для сбора отходов очистка бурового раствора производится по следующей принципиальной схеме (рис. 4).
Буровой раствор после выхода из скважины (1) по линии R1 поступает на вибросита KTL –48 (2), после очистки, на которых попадает в емкость (3), откуда насосами (4,5) по линиям R2 и R3 подается для очистки на пескоотделитель (6), после чего поступает по линии R4 в емкость (7). Пульпа после гидроциклонов для дополнительного обезвоживания попадает на вибросито KTL – 48А (8), расположенное над емкостью (9), из которой жидкая фаза по линии R5 подается насосом (10) в емкость (7). Для дальнейшей очистки бурового раствора из емкости (7) насосом (11) подается на илоотделитель (12) по линии R6, после очистки, на котором по линии R7 возвращается в емкость (7). При необходимости дополнительной очистки раствора насосом (13) по линии R8 подается на центрифугу (14), после очистки, на которой поступает в емкость (7) по линии R9. Очищенный буровой раствор нагнетается в скважину по линии R10 насосом (15).
Шлам с вибросит, пульпа с гидроциклонов и кек с центрифуги по линиям R11-R15 поступают в амбар с использованием шнекового конвейера (16).
Таблица 38 – Оборудование для приготовления и очистки буровых растворов
Наименование оборудования |
Типоразмер или шифр |
Количество комплектов, шт |
ГОСТ, ОСТ, ТУ на изготовление |
Интервал применения, м |
|
от (верх) |
до (низ) |
||||
Циркуляционная система Вибросито Вибросито Пескоотдеоитель Центрифуга Илоотделитель Глиномешалка Дегазатор |
ЦСЗ-3000ЭУК-01
KTL-48 KTL 48 A VSP-212 KT-1448 KT-16-240 МГ2-4 ДВС-2К |
1
2 1 1 1 1 1 1 |
ТУ 26-02-914-81
Kem-Tron Kem-Tron Kem-Tron Kem-Tron Kem-Tron ТУ 39-01-396-79 ТУ 39-01-396-79 |
0
0 0 0 705 705 0 2060 |
2650
2650 2650 2650 2650 2650 2650 2650 |
В соответствии с пп. 2.2.3.19. 2.4.8 Правил безопасности [4] на буровой должна быть установлена и обвязана доливная емкость, оборудованная уровномером. Скважина должна быть обеспечина запасом бурового раствора, в количестве не менее двух объемов скважины.
2.17 Гидравлический расчет промывки скважины
Гидравлическая программа промывки скважины по интервалам бурения с обоснование типа и числа буровых насосов, а так же распределение потерь давлений в циркуляционной системе буровой приведена в таблицах 39 - 40.
Таблица 39 – Режим работы буровых насосов
Интервал по стволу, м |
Вид технологической операции |
Удельный расход, м3/см2 |
Удельная гидравли-ческая мощность, квт/см2 |
Скорость струи из насадок, м/с |
Скорость восходя- щего потока, м/с |
Тип буровых насосов |
|
от (верх) |
до (низ) |
||||||
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
0 0 725 |
60 725 2755 |
бурение бурение, проработка бурение, проработка |
46 83 88 |
- 1,489 1,393 |
- 60 90-70 |
- 1,00 1,66 |
УНБ-600 УНБ-600 УНБ-600 |