WWW.REFERATCENTRAL.ORG.UA - Я ТУТ НАВЧАЮСЬ

... відкритий, безкоштовний архів рефератів, курсових, дипломних робіт

ГоловнаТехнічні науки → Техніка і технологія буріння свердловини - Курсова робота

Техніка і технологія буріння свердловини - Курсова робота

(рідка) 120-150;
- хлористий натрій (калій) 200-250;
- ЕКР 30-40;
- каустична сода 10-12;
- вапно Ca(ОН)2 15-18;
- нафта 100-200;
- піногасник 2-5;
- тарин 20-30;
- баритовий обважнювач (?=4000-4200 кг/м3) 140-150;
- ПАР до 0,1.
4.5 Регулювання швидкості розчинення солей магнія проводиться заміною концентрації іонів магнія в системі бурового розчину, чим їх більше, тим розчинність менша.
Однак збільшення в розчині іонів магнія більше 3 % рідко погіршує властивості розчину - ростуть показники фільтрації і умовної в'язкості.
4.5.1 Умовна в'язкість бурового розчину збільшується не тільки за рахунок коагуляційного загустіння, а в зв'язку з випаданням в осадок хлористого натрію у відповідностях з даними таблиці 2.2.4.
Продовження таблиці 2.2.3
Пристрій для відгвинчування з-х шарошкових доліт
Заспокоювач талевого капата
Стежка для розтяжних капатів вишок
Пристрій для безпечної подачі бурових труб від підсвічника до ротора
Пристрій для доливу свердловини при підйомі бурильного інструмента
Люлька універсальна верхнього робочого для спуску бурильних колон
Пристрій захисного відключення ОТД
УТК
СРК
УПС-2
ЛОКУ
ЗОРТ-12 Черт № 360.00 СБ (ВНИИТБ)
ТУ-39/5-350-75
ТУ-39/5-01-223-76
ТУ-39-01-05-463-79
ТУ-26-16-7-76
Изм № 1-1980
ТУ-39-01-05-807-2
ТУ-39-01-05-293-71
Спеціальні засоби диспетчеризації на буровій не передбачається.
Допоміжне устаткування та інструмент
Рекомендується мати на буровій слідуючий ловильний інструмент і допоміжний для першочергових робіт по ліквідації найбільш розповсюджених видів аварій:
- колокол К для захвату за тіло труби;
- колокол наскрізний КС для захвату за замок, муфту, ОБТ;
- колокол гладкий для захвату за тіло труби;
- колокол гладкий для захвату за замок, ОБТ;
- воронку до коло кола;
- мітчик універсальний МБУ;
- мітчик спеціальний МСЗ;
- центруючий пристрій до мітчиків;
- ловитель плашковий ЛПБ або ЛБПС;
- ловитель магнітний;
- гідровідхилювач ловильного інструменту;
- наголовник для гідро імпульсів.
При проведенні на свердловині спеціальних робіт із НКТ, випробовувачем пластів, геофізичними приладами і т. п.) на бурову доставляється ловильний інструмент для ліквідації можливих аварій з цими пристроями.
Весь ловильний інструмент повинен бути обладнаний перевідниками для з'єднання з бурильною колоною.
Спеціальне питання.
Технологія кріплення свердловин в текучих солях.
2.13.1 Загальні положення
1.1 При кріпленні свердловини в зоні залягання текучих солей в ряді випадків виникають аварійні ситуації, які приводять до згину проміжних колон і ліквідації свердловин.
1.2 На родовищах Прилуцького УБР текучі солі представлені високо розчинними магнієво-калієвими хемогенними породами (бімофіти, карноліти, олівін і інші), залягають на глибині 1900-2500 м, мають потужність від 6 до 25 метрів).
1.3 Основною причиною руйнування кріплень в цій зоні являється надлишкове одностороннє радіальне навантаження колони гірським тиском при течії ядра текучих солей в утворюючій ся "бімофітовій" каверні, визначення величини якого і методика розрахунку не передбачені інструкцією по розрахунку обсадних колон для нафтових і газових свердловин.
1.4 В результаті одностороннього радіального навантаження обсадної колони,, закріпленої в цементному камені вище і нижче "бімофітової" каверни, може утворюватися її поперечний згин, виривання із різьбового з'єднання муфт, руйнування і зім'яття труб, так як величина діючих горизонтальних навантажень суттєво перевищує їх стійкість до зберігання форми січення при використанні обсадних труб з максимальною товщиною стінки і найвищою групою міцності.
1.5 В спеціальному питанні відзначений комплекс міроприємств по забезпеченню міцності кріплень свердловини в інтервалі текучих солей, регламентуються вимоги, засоби і матеріали для здійснення технологічного процесу, а також правил підготовки і проведення окремих операцій.
2.13.2. Основний зміст і вимоги, які ставляться
до технологічного процесу
2.1 Сутність технологічного процесу заключається в обмеженні швидкості течії бішофіта і об'єму каверни, що утворюється при бурінні і кріпленні, а також забезпеченні безаварійного спуску, цементування і запобігання руйнування цементного кільця в обсадній колоні в зоні "бішофітової" каверни за рахунок використання нижче приведеного комплекса практичних рішень і технологічних операцій.
2.1.1 Конструкція свердловини повинна передбачувати спуск першої проміжної колони (324 мм) до покрівлі нижньопермських відкладів і нижньої секції другої проміжної колони (219 мм) на 30-50 м нижче покрівлі верхнього карбону, для перекриття хемогенних відладів.
2.1.2 Вскриття відкладів проводити з промивкою мінералізованим буровим розчином з густиною, достатньою для збереження рівноважного стану солей.
2.1.3 Спуск 219 мм проміжної колони проводити двома секціями зі стиковкою на глибині 500 м вище покрівлі пласта бішофіта.
2.1.4 Нижня секція 219 мм проміжної колони в інтервалі залягання текучих солей ±50 м комплектується імпортними трубами марки Р-110 з товщиною стінки 13,84 мм, що повністю відповідає вимогам інструкції. Вище лежачий інтервал секції до УСК і нижче лежачий інтервал до підошви соляних відкладів комплектуються імпортними трубами марки Р-110 з товщиною стінки 11,99 мм. Решту частину обсадної колони розраховується по інструкції [3].
2.1.5 В процесі буріння і перед спуском нижньої секції колони провести комплекс ГДС для визначення розміру "бішофітової" каверни і швидкості течії бішофітів.
2.1.6 Для попередження продовженого згину колони в зоні "бішофітової" каверни розвантаження секції на вибій при її спуску допускають не більше ніж на 5 тон.
2.1.7 З метою підвищення щільності контакта цементного кільця з обсадною колоною і підвищення корозійної стійкості каменя цементування інтервала хемогенних відкладів проводити корозійностійкими розширюючимся тампонажним матеріалом (КРТМ) по рецепті інтитута "Укрлипропиннефть" чи суміш цементів ШПЦС-120 з тампонажним портландцементом ПЦТ.
2.1.8 Для видалення бурового розчину із "бішофітової" каверни при цементуванні в якості першої порції буферної рідини приймається пластова вода (вода за творення) в кількості, рівній двом об'ємам каверни. В випадку ,якщооб'єм каверни менше 7,5 м3, кількість першої порції буферної рідини приймається рівною 15 м3. Якщо об'єм каверни більше 12,5 м3, то кількість першої порції буферної рідини приймається рівною 25 м3.
2.1.9 З метою найбільш повного заповнення "бішофітової" каверни тампонажним розчином здійснити його продавку на структурно-гравітаційному режимі.
2.1.10 В процесі закачки, продавки і змиття тампонажного розчину, а також ОЗЦ підтримують протитиск на бішофітовий пласт
Loading...

 
 

Цікаве