Проект строительства наклонно направленной нефтяной добывающей скважины глубиной 2320 м на ульяновском месторождении

Содержание

Реферат…………………………………………………….……………………..

Введение………………………………………………………………………….

1 ГЕОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ………………………………………………….

2 ТЕХНИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ……………………………………………………..

2.1 Обоснование проектной глубины бурения………………………………..

2.2 Состояние техники и технологии проводки скважин на месторождении

2.3 Выделение зон осложнений и интервалов с несовместимыми условиями бурения. Построение совмещенного графика давлений…………

2.4 Обоснование, выбор и расчет типа профиля скважины…………………..

2.5 Обоснование метода вскрытия продуктивного пласта и расчет конструкции скважины………………………………………………………….

2.6 Анализ физико-механических свойств горных пород…………………….

2.7 Разделение геологического разреза на интервалы условно одинаковой буримости………………………………………………………………………...

2.8 Выбор способа бурения………………………………………………………...

2.9 Анализ и выбор эффективных типов породоразрушающих инструментов и схемы их промывки……………………………….…………..

2.10 Проектирование режима бурения…………………………………………

2.10.1 Расчет осевой нагрузки на долото………………………………………

2.10.2 Обоснование расхода бурового раствора………………………………

2.10.3 Расчет частоты вращения долота……………………………………….

2.10.4 Расчет максимальной величины давлений на выкиде буровых насосов……………………………………………………………………………

2.11 Обоснование, выбор и расчет компоновок бурильной колонны………..

2.12 Выбор забойных двигателей по интервалам бурения…………………...

2.13 Расчет диаметра насадок долота…………………………………………..

2.14 Выбор типа бурового раствора и расчет параметров промывочной жидкости………………………………………………………………………….

2.14.1 Разделение ствола скважины на технологические интервалы по  устойчивости пород и осложненности разреза………………………………..

2.14.2 Обоснование требуемых параметров бурового раствора по интервалам бурения……………………………………………………………..

2.14.3 Выбор типа промывочной жидкости по интервалам бурения………...

2.15 Химическая обработка промывочной жидкости по интервалам, расчет потребного количества компонентов бурового раствора…………………….

2.16 Обоснование и выбор системы очистки бурового раствора…………….

2.17 Гидравлический расчет промывки скважины по интервалам с обоснованием типа и числа буровых насосов…………………………………….

2.18 Обоснование плотности тампонажного раствора и тампонажных  материалов………………………………………………………………………..

2.19 Расчет обсадных колонн на прочность……………………………………

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 колонн……………………………………………...

2.22.2 Подготовка ствола скважины……………………………………………….

2.22.3 Подготовка обсадных труб к спуску……………………………………

2.22.4 Подготовка бурового оборудования…………………………………….

2.23 Обоснование способа цементирования обсадных колонн………………

2.23.1 Обоснование потребного объема материалов для приготовления тампонажного раствора…………………………………………………………

2.23.2 Обоснование числа смесительных машин и цементировочных  агрегатов при закачивании и продавливании тампонажных растворов……..

2.23.3 Определение времени цементирования………………………………...

2.23.4 Разработка технологической схемы обвязки цементировочной       техники……………………………………………………………………………

2.24 Обоснование способа вызова притока нефти и газа……………………..

2.25 Расчет нагрузки на буровом крюке. Выбор буровой установки………...

2.26 Геолого-технический наряд…………………………………………………...

3 СПЕЦИАЛЬНАЯ ЧАСТЬ - Экспериментальные исследования реагентов ингибиторов………………………………………………………………………

3.1 Экспериментальные исследования технологических свойств ингибиторов……………………………………………………………………….

3.1.1 Методика проведения экспериментальных исследований технологических свойств ингибиторов…………………………………………

3.1.2 Приборы и материалы для экспериментальных исследований технологических свойств реагентов ингибиторов……………………………..

3.1.3 Результаты исследования технологических свойств реагентов ингибиторов………………………………………………………………………

3.2 Экспериментальные исследования устойчивости глинистых пород под действием ингибиторов реагентов………………………………………………

3.2.1 Описание методики оценки скорости пропитки образцов глинистых пород………………………………………………………………………………

3.2.2 Результаты исследования устойчивости глинистых пород под влиянием реагентов ингибиторов ………………………………………………

Выводы …………………………………………………………………………...

Список использованной литературы……………………………………………

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ
Групповой рабочий проект на строительство скважины на Ульяновском месторождении: групп. рабочий проект. – Сургут : СибНИИНП, 2012. – 245 с. - Текст : непосредственный.
Методические указания к практическим занятиям по дисциплине «Заканчивание скважин» (проектирование конструкций скважины и расчет обсадных колонн) для студентов специальности 090800 «Бурение нефтяных и газовых скважин» очной и заочной форм обучения / В.П. Овчинников [и др.]. – Тюмень : ТюмГНГУ, 2000. – 25 с. - Текст : непосредственный.
Соловьев, Е.М. Заканчивание скважин / Е.М. Соловьев. – Москва : Недра, 1979 – 303 с. - Текст : непосредственный.
ФЕДЕРАЛЬНАЯ СЛУЖБА ПО ЭКОЛОГИЧЕСКОМУ, ТЕХНОЛОГИЧЕСКОМУ И АТОМНОМУ НАДЗОРУ ПРИКАЗ от 15 декабря 2020 года N 534 Об утверждении федеральных норм и правил в области промышленной безопасности "Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности" https://docs.cntd.ru/document/573230594
Проектирование профилей наклонно направленных, пологих и горизонтальных скважин и расчет усилий на буровом крюке: учеб. пособие /В.М. Шенбергер [и др.]. – Тюмень: Издательство «Вектор Бук», 2003. – 88 с. - Текст : непосредственный.
Инструкция по расчету обсадных колонн для нефтяных и газовых скважин. – Введ.1997. – Москва : АО ВНИИТнефть, 1997. – 194 с. - Текст : непосредственный.
ГОСТ 20692-2003. – Введ. 2004-07-01. Долота шарошечные. Типы и основные размеры. Технические требования [Текст]:– Москва : Изд-во стандартов, 2003. – 25 с. - Текст : непосредственный.
ГОСТ 632-80. – Введ. 2004-07-01. Трубы обсадные и муфты к ним. Технические условия:– Москва : Изд-во стандартов, 2004. – 69 с. - Текст : непосредственный.
Абрамсон, М.Г. Справочник по механическим и абразивным свойствам горных пород нефтяных и газовых месторождений: справочник / М.Г. Абрамсон – Москва : Недра, 1979 –180 с. - Текст : непосредственный.
 

Элементы оснастки обсадной колонны представляют собой комплекс устройств, применяемых для успешного спуска обсадных колонн и качественного цементирования скважины, надежного разобщения пластов с нормальной последующей эксплуатацией скважины [24-30].
Обратные клапаны, применяемые при цементировании скважин, монтируются в башмаке колонны или на 10-20 метров выше него (чаще всего в обсадной трубе с упорным кольцом).
Центраторы предназначены для обеспечения концентричного положения обсадной колонны при её спуске и последующем цементировании. Центраторы для эксплуатационной колонны устанавливаются в интервале продуктивного пласта через 10 метров плюс по 2 центратора выше кровли и 2 центратора ниже подошвы, выше башмака кондуктора – 1 центратор, в кровле сеномана 1 центратор, в покурской свите – 2 штуки и возле устья 1 штука (результаты геофизических работ).
Разделительные цементировочные пробки используют для разобщения тампонажного раствора от бурового и продавочной жидкости при цементировании обсадных колонн, а также получения сигнала об окончании процесса продавливания тампонажного раствора.
Головка цементировочная универсальная предназначена для обвязки устья при цементировании нефтяных и газовых скважин в одну и более ступеней с одновременным расхаживанием обсадных колонн.
Упорное кольцо (кольцо "стоп") предназначено для получения четкого сигнала об окончании процесса продавливания тампонажного раствора при цементировании скважины. Его изготовляют из серого чугуна и устанавливают в муфте обсадной колонны на расстояния 10-30 м от башмака.
Сведения об оснастке обсадной колонны приведены в таблице 40.