Бурение эксплуатационной скважины на нефть на Западно–Камынском месторождении
Курсовой проект - Геодезия и Геология
Другие курсовые по предмету Геодезия и Геология
?ий размер насадки для этого интервала бурения .
Определение фактического перепада давления на долоте:
Тогда действительное значение давления на буровых насосах в конце интервала бурения (3000 м) составит:
,
что допустимо, так как максимальное рабочее давление в напорной линии может достигать 19,6 МПа.
Производство спускоподъемных операций
Задачей этого раздела является расчет числа свечей бурильных труб, поднимаемых на различных рациональных скоростях подъема.
После выбора буровой установки по технической характеристике лебедки, входящей в ее комплект, устанавливаются скорости подъема крюка при определенной схеме талевой оснастки.
Исходные данные:
Для бурения применяется буровая установка Уралмаш 3000БЭ, в состав которой входит лебедка У2-2-11, имеющая шесть скоростей подъема при оснастке талей 56: ?п1 = 0,316 м/с, ?п2 = 0,592 м/с, ?п3 = 0,776 м/с, ?п4 = 0,822 м/с, ?п5 = 1,45 м/с, ?п6 = 2,01 м/с. Длина свечи 24 м,. Мощность на барабане лебедки 654,6 кВт.
Расчет:
) Определение веса бурильных труб при различных скоростях подъема:
(67)
где N - мощность на подъемном валу лебедки в кВт, hт - КПД талевой системы, ?пi - скорость подъема крюка при i-ой скорости в м/с, ? - коэффициент перегрузки для электродвигателя, ? = 1,3.
) Определиение длины бурильных труб, или глубины скважины с которой необходимо переходить на соответствующую более высокую скорость подъема при весе 1 м бурильных труб 310 Н.
(68)
где qпр - вес 1м КБТ в Н/м.
) Число свечей, поднимаемое на различных скоростях подъема:
(69)
где li-1 - длина бурильных труб, начиная с которой подъем ведется на скорости ?i-1, li - длина бурильных труб, начиная с которой переходят на скорость ?i подъема в м, lсв - длина свечи в м.
Результаты расчета приводятся в виде графика рационального режима подъема бурового инструмента (рис 7):
Рис. 7 График рационального режима подъема бурового инструмента.
Специальная часть
Вторичное вскрытие продуктивного пласта
Основная задача вторичного вскрытия - создание совершенной гидравлической связи между скважиной и продуктивным пластом без отрицательного воздействия на коллекторские свойства призабойной зоны пласта (ПЗП), без значительных деформаций обсадных колонн и цементной оболочки. Решение этой задачи обеспечивается выбором условий перфорации, перфорационной среды, оптимального для данных условий типоразмера стреляющей аппаратуры и оптимальной плотности перфорации.
При разработке процесса перфорации должны учитываться геолого-промысловая характеристика залежи, тип коллектора и технико-технологические данные по скважине:
толщина, фильтрационно-емкостные свойства призабойной и удаленной зон пласта, расчлененность, литофациальная характеристика пласта и вязкость нефти;
расстояние до контактов водонефтяного (ВНК), газонефтяного (ГНК) и газоводяного (ГВК);
пластовое давление и температура в интервале перфорации;
число обсадных колонн в интервале перфорации, минимальный внутренний диаметр в колонне труб;
максимальный угол отклонения скважины от вертикали;
состояние обсадной колонны и ее цементной оболочки;
свойства и состав жидкости, применявшейся при первичном вскрытии пласта.
В нефтегазодобывающих скважинах интервал перфорации определяется насыщенностью пород пластовыми флюидами и устанавливается геологической службой предприятий, ведущих буровые работы.
В случае вскрытия скважиной нефтенасыщенного пласта он перфорируется по всей толщине продуктивного объекта
Пласты с подошвенной водой и газовой шапкой перфорируются в нефтяной части. Расстояние от нижних отверстий до ВНК и от верхних отверстий до ГНК устанавливается для каждой конкретной залежи опытным путем с учетом наличия или отсутствия непроницаемых пропластков, проницаемостной неоднородности, вертикальной трещиноватости и допустимого градиента давления на цементную оболочку эксплуатационной колонны.
Технико-технологическая характеристика условий проведения перфорации
При репрессии (забойное давление в скважине выше пластового) следует вскрывать пласты с нормально и аномально высоким пластовым давлением независимо от положения интервала перфорации, в том числе и в приконтактных зонах (ВНК, ГНК) и при наличии в нефти агрессивных компонентов (углекислый газ, сероводород).
Для вскрытия пластов при репрессии исходят из условий безопасного проведения перфорации и предотвращения проникновения больших объемов жидкости из скважины в пласт.
Гидростатическое давление столба жидкости, заполняющей скважину, должно превышать пластовое на величину 10-15 % для скважин глубиной до 1200 м, но не более 15 МПа.
Перед проведением перфорации в скважину спускают НКТ с промывкой до искусственного забоя. Через НКТ закачивают перфорационную и буферную (при необходимости) жидкости из расчета заполнения интервала перфорации и на 100-150 м выше. Устье скважины оборудуется противовыбросным устройством (задвижкой с привентором).
Перфорацию следует производить не более чем двумя спусками перфораторов в один и тот же интервал. В зонах ВНК и ГНК перфорацию выполнять за один спуск перфоратора.
Вторичное вскрытие пласта осуществляется перфорацией, для чего применяют стреляющие либо гидропескос