25438 (Бурение эксплуатационной наклонно-направленной скважины на Озерной площади), страница 6
Описание файла
Документ из архива "Бурение эксплуатационной наклонно-направленной скважины на Озерной площади", который расположен в категории "". Всё это находится в предмете "геология" из 2 семестр, которые можно найти в файловом архиве . Не смотря на прямую связь этого архива с , его также можно найти и в других разделах. Архив можно найти в разделе "курсовые/домашние работы", в предмете "геология" в общих файлах.
Онлайн просмотр документа "25438"
Текст 6 страницы из документа "25438"
Одним из основных условий качества повышения крепления скважины является наиболее полное замещение бурового раствора цементным раствором, надежное сцепление цементного камня с горными породами и обсадной колонной, герметичность обсадной колонны, надежное разобщение пластов. Цементный камень в затрубном пространстве должен удовлетворять следующим требованиям:
– равномерно и полностью заполнять затрубное пространство;
– обеспечить надежное сцепление цементного камня с обсадными колоннами и горными породами;
– прочность образца на изгиб через двое суток после цементирования должна быть не менее 2,7 МПа для чистого цемента.
Приготовление цементных растворов производится УС-6-30. Цементирование эксплуатационной колонны производится ЦА-320М. Централизованный контроль и управление процессом осуществляется СКЦ-2М. Перед началом цементирования обсадных колонн монтируется обвязка линий высокого давления агрегатов и 16М-700. Нагнетательная линия и цементировочная головка должны быть опрессованы на 1,5 кратное ожидаемое рабочее давление при цементировании.
Закачку цементного раствора в скважину начинать после стабилизации режима работы смесителей и получения необходимой плотности цементного раствора. Закачку продавочной жидкости производить на скоростях, обеспечивающих получение расчетной критической скорости восходящего потока. Момент окончания продавливания цементного раствора определяется по повышению давления в обсадной колонне при посадке продавочной пробки на кольцо «стоп». После снятия давления определяется работа обратного клапана. При положительном результате скважина оставляется на ОЗЦ на 48 часов.
ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ОСНАСТКА ОБСАДНОЙ КОЛОННЫ
Таблица 16
суммарное на колонну | масса, кг | 85 | 60 | 57,2 | 84 | 13,2 | 28 | 25 | 390 | 100 | 250 | 5 | |||
кол-во, шт. | 1 | 1 | 1 | 5 | 1 | 1 | 1 | 37 | 10 | 1 | 1 | ||||
элементы технологической оснастки колонны | количество в интервале, шт. | 1 | 1 | 1 | 5 | 1 | 1 | 1 | 37 | 10 | 1 | 1 | |||
интервал установки, м | до (низ) | – | – | – | 579 | – | – | – | 1852 | 1852 | – | – | |||
от (верх) | 30 | 579 | 240 | 0 | – | 1815 | 1846 | 0 | 0 | – | – | ||||
масса элемента, кг | 85 | 60 | 57,2 | 16,8 | 13,2 | 24 | 20 | 10 | 10 | 250 | 5 | ||||
наименование, шифр, типоразмер | БКМ – 324 | БКМ – 245 – 2 | ЦКОДМ – 245 – 2 | ЦЦ245/295 – 320 – 1 | ПП – 219/245 | БКМ – 146 | ЦКОДМ – 146 – 1 | ЦЦ – 146/190 – 216 | ЦТ – 146/190 – 3 | ПДМ – 146 | ПП – 140/146 | ||||
номер части колонны в порядке спуска | 2 | 3 | 4 | ||||||||||||
название колонны | кондуктор | техническая колонна | эксплуатационная колонна |
3.7 ВЫБОР И РАСЧЕТ БУРИЛЬНОЙ КОЛОННЫ
Состав бурильной колонны в конце бурения скважины:
Долото 0,2159 м; Д2-195; УБТ - 178, ТУ - 19-3-385 -79;
бурильные трубы ТБПВ диаметром 127 × 9,19 мм группы прочности Д, длиной L = 800 м; ЛБТ-178 × 11;
масса одного погонного метра БТ qбт = 0,000298 МН;
допустимая растягивающая нагрузка ТБПВ рст = 1,24 МН;
перепад давления на забойном двигателе рзд+д = 10 МПа;
G = 0,16 МН;
Qзд+д = 0,014 МН;
lзд+д = 8 м;
n = 1,3.
Определяется длина УБТ:
Lубт = (к × G – Qзд – рзд × Fк) / qубт = (1,25 × 0,16 – 0,014 – 10 × 0,0093) / 0,00156 = 34м.
где G – осевая нагрузка на долото; Qзд – масса забойного двигателя и долота 1400 кг; Fк – площадь трубного пространства бурильных труб.
Исходя из опыта бурения на данной площади принимается Lубт =25 м.
Определяется допустимая длина ЛБТ из условия растяжения:
Lлбт = (рст / n – (Qубт + Qтбпв + Qзд) – рзд × Fк) / qлбт = (1,24 / 1,3 – (0,00156 × 25 + 0,000298 × 800 + 0,014) – 10 × 0,0093 / 0,00165 = 2652м,
n – запас прочности на растяжение для бурильных труб;
Определяется длина ЛБТ:
1лбт = Lн – 1зд – 1убт – 1тбпв = 1852 – 25 – 8 – 800 = 1019 м.
Определяется масса бурильной колонны:
Qбк = Qлбт + Qубт + Qтбпв + Qзд = 0,014 + 25 × 0,00156 + 800 × 0,000298 + 0,000165 × 1019 = 0,45 МН.
Рекомендуется для бурения скважины следующие компоновки по интервалам.
Элементы КНБК
Таблица 16
Примечание | 9 | Бурение под І направление | Бурение под ІІ направление | Бурение под кондуктор | Бурение с отбором керна в солях | Бурение под техническую колонну вертикального участка | ||||||||||||||||||||||||
Суммарная масса КНБК, т | 8 | 0,15 | 2,716 | 11,41 | 5,919 | 11,227 | ||||||||||||||||||||||||
Суммарная длина КНБК, м | 7 | 0,7 | 13,3 | 53,23 | 33,48 | 53,12 | ||||||||||||||||||||||||
Техническая характеристика | Масса, кг | 6 | 150 | 316 | 2400 | 145 | 347 | 4112 | 235 | 1536 | 235 | 4800 | 39 | 1080 | 4800 | 90 | 289 | 4112 | 200 | 1536 | 200 | 4800 | ||||||||
Длина, м | 5 | 0,7 | 0,63 | 12,5 | 0,53 | 1 | 16,7 | 1 | 8 | 1 | 25 | 0,38 | 8,1 | 25 | 0,42 | 1 | 16,7 | 1 | 8 | 1 | 25 | |||||||||
Наружный диаметр, мм | 4 | 600 | 490 | 203 | 393,7 | 393,7 | 240 | 390 | 203 | 390 | 203 | 212,7/80 | 164 | 178 | 295,3 | 295,3 | 240 | 292 | 203 | 292 | 203 | |||||||||
Типоразмер, шифр | 3 | Шнековое долото | Долото | УБ | Долото | Калибратор | 2ТСШ–240 | Центратор | УБТ | Центратор | УБТ | Бурголовка | «Недра» | УБТ | Долото | Калибратор | 2ТСШ–240 | Центратор | УБТ | Центратор | УБТ | |||||||||
Номер по порядку | 2 | 1 | 1 | 2 | 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 1 | 2 | 3 | 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | |||||||||
Условный номер КНБК | 1 | І | ІІ | ІІІ | ІV | V |
3.8 ВЫБОР БУРОВОЙ УСТАНОВКИ
Буровая установка выбирается из условия максимальной массы обсадных и бурильных труб с учетом коэффициента перегрузки.
Gок = Qок × к = 0,56 × 1,25 = 0,7 МН;
Gбк = Qбк × к1 = 0,45 × 1,67 = 0,73 МН,