Цементирование как показатель качества буровых работ.

РЕФЕРАТ 4
ВВЕДЕНИЕ 7
1 ГЕОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ 8
1.1 Тектоника 8
1.2 Орогидрография района работ 12
1.3 Литолого-стратиграфическая характеристика и физико-механические свойства горных пород по разрезу скважины 15
1.4 Нефтегазоводоносность 20
1.5 Возможные осложнения при бурении 21
1.6 Исследовательские работы в скважине 23
1.7 Работы по испытанию в эксплуатационной колонне и освоению скважины; сведения по эксплуатации 23
1.8 Промыслово-геофизические исследования 24
2 ТЕХНИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ 26
2.1 Обоснование точки заложения скважины 26
2.2 Состояние техники и технологии бурения скважин на месторождении 26
2.3 Выделение зон осложнений и интервалов с несовместимыми условиями бурения. Построение совмещенного графика давлений 26
2.4 Обоснование, выбор и расчет типа профиля скважины и дополнительных стволов 29
2.5 Обоснование метода вскрытия продуктивного пласта и расчет конструкции скважины при бурении основного и дополнительного стволов 32
2.6 Анализ физико-механических свойств горных пород 33
2.7 Разделение геологического разреза на интервалы условно одинаковой буримости 33
2.8 Выбор способа бурения 33
2.9 Анализ и выбор эффективных типов породоразрушающих инструментов и схемы их промывки 34
2.10 Проектирование режима бурения 35
2.10.1 Расчет осевой нагрузки на долото 35
2.10.2 Обоснование расхода бурового раствора 36
2.10.3 Расчет частоты вращения долота 38
2.10.4 Расчет максимальной величины давлений на выкиде буровых насосов 39
2.11 Обоснование, выбор и расчет компоновок бурильной колонны 40
2.12 Выбор забойных двигателей по интервалам бурения 43
2.13 Расчет диаметра насадок долота 48
2.14 Выбор типа бурового раствора и расчет параметров промывочной жидкости 49
2.15 Химическая обработка промывочной жидкости по интервалам, расчет потребного количества компонентов бурового раствора 50
2.16 Обоснование и выбор системы очистки бурового раствора 52
2.17 Гидравлический расчет промывки скважины 53
2.18 Обоснование плотности тампонажного раствора и тампонажных материалов 54
2.19 Расчет обсадных колонн на прочность 57
2.20 Оборудование устья 61
2.21 Технологическая оснастка обсадных колонн 61
2.22 Спуск обсадных колонн 62
2.22.1 Подготовка обсадных труб 62
2.22.2 Подготовка вышки и бурового оборудования 63
2.22.3 Подготовка скважины к спуску обсадной колонны 63
2.22.4 Спуск обсадной колонны в скважину 64
2.23 Обоснование способа цементирования обсадных колонн 65
2.24 Обоснование технологических параметров процесса цементирования обсадных колонн 67
2.25 Обоснование способа вызова притока нефти и газа 67
2.26 Расчет нагрузки на крюке. Выбор буровой установки 69
2.27 Геолого-технический наряд 71
3 СПЕЦИАЛЬНАЯ ЧАСТЬ – «ЦЕМЕНТИРОВАНИЕ КАК ПОКАЗАТЕЛЬ КАЧЕСТВА БУРОВЫХ РАБОТ» 73
3.1 Цементирование его цели и задачи 73
3.2 Технология крепления хвостовика с цементированием через башмак (сплошным цементированием) 77
3.3 Технология крепления хвоставика с цементированием через фильтр-заглушку 79
3.4 Технология крепления хвостовика с помощью цементировочной муфты (манжетное цементирование) 80
3.4.1 Общие сведения 80
3.4.2 Оборудование, применяемое при манжетном цементировании 82
ЗАКЛЮЧЕНИЕ 90
СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ 91

Весь текст будет доступен после покупки

Применение новых технологий в добыче нефти предъявляет более жесткие условия к бурящимся скважинам. Необходимость решения большего комплекса задач, связанных с процессом строительства скважин требует изменения технологии бурения скважин. Тенденции развития технологии в последнее время направлены на минимизацию вредного воздействия на продуктивный пласт во время бурения, качественное крепление и цементирование, использование новых технологий для идеализации профиля ствола скважин, уменьшение вредного воздействия на окружающую среду во время бурения.
В условиях пластовосводовых залежей, характерных для месторождений нефти и газа Западной Сибири, целесообразно ограничиться проводкой дополни-тельных стволов в эксплуатационной колонне из одного ствола, имеющего достаточную горизонтальную длину. Такую скважину в первом приближении можно рассматривать как наклонную с большим отходом от вертикали в интервале про-дуктивного пласта. Как любое новое направление, горизонтальное бурение дорого, однако повышение продуктивности скважин и другие положительные аспекты технологий разработки залежей углеводородов системами ГС и РГС могут быть столь существенными, что экономическая эффективность в перспективе значительно превысит первоначальные затраты на строительство скважин.

Весь текст будет доступен после покупки

1 ГЕОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

1.1 Тектоника

Западно-Сибирская нефтегазоносная провинция расположена в пределах крупнейшей в мире Западно-Сибирской равнины площадью 3400 тыс. км2. Она находится на территории Тюменской, Омской Курганской, Томской и частично Свердловской, Челябинской, Новосибирской областей, Красноярского и Алтайского краев, Ямало-ненецкого автономного округа России.
По слабо всхолмленной, сильно заболоченной, с большим количеством озер, наклоненной к северу равнине с абсолютными высотами 60–20 м текут реки Обь, Иртыш и Енисей с многочисленными притоками. Южную часть Западно-Сибирской низменности занимают степи, центральную – заболоченные пространства, покрытые низкорослыми лесами, северную часть – тундра. На большей части Западно-Сибирской низменности (центр и север) имеют место проявления многолетней мерзлоты. Мощность мерзлого грунта на севере достигает 200–300 м и более.
Границами рассматриваемой ЗСНГП провинции на западе являются герцинские горные сооружения Урала, по геофизическим данным продолжающиеся под мезокайнозойским чехлом низменности на расстояние 300-400 км к востоку до среднего течения Оби.
На востоке провинция ограничена тектоническими сооружениями Енисейского кряжа и Среднесибирской древней палеозойской платформы, также имеющими свое погребенное продолжение под осадочным чехлом низменности. На юге границей служат Казахская каледонская складчатая страна, древние сооружения Алатау, Салаира и Западных Саян, Алтай и Томь-Колыванские складчатые дуги.
Все эти горные системы также погружаются под чехол низменности.
Нa севере рассматриваемая провинция погружается. Здесь находятся широтные тектонические сооружения герцинских систем Таймыра, возможно, соединяющиеся с Полярным Уралом. Однако они погружены на глубину 3–4 км. Бассейн выполнен терригенными отложениями юрского, мелового, палеогенового, в меньшей степени неогенового возраста; более древние отложения (триас, палеозой) развиты лишь во впадинах, осложняющих фундамент.
Нижне- и среднеюрские отложения представлены континентальными песчано-глинистыми породами с максимальной мощностью на севере бассейна 1000 м (на большой площади бассейна мощность их составляет 200–600 м). Верхнеюрские и нижнемеловые (валанжинские) породы сложены аргиллитами и

песчаниками, мощность верхнеюрских отложений редко превышает 300 м, валанжинских – 500 м.
Остальная часть разреза раннемелового возраста сложена лагунными и морскими глинисто-песчаными породами мощностью от 600 м в центральной части бассейна до 1000 м на севере. Верхнемеловые, палеоценовые и эоценовые отложения представлены морскими, в меньшей степени континентальными, глинистыми и песчаниковыми породами мощностью от 800 до 1600 м. Отложения олигоцена мощностью не свыше 700 м выражены континентальными песками и глинами.

Весь текст будет доступен после покупки

1. Абубакиров В.Ф., Буримов Ю.Г., Гноевых А.Н., Межлумов А.О., Близнюков В.Ю. Буровое оборудование: Справочник: в 2-х т. Т. 2. Буровой инструмент. – М.: Недра, 2003. – 494 с.
2. Аксенова Н.А.Овчинников В.П., Агзамов Ф.А., Нагарев О.В. Заканчивание скважин: Учебное пособие. – Тюмень: Экспресс, 2010. – 451 с.
3. Басарыгин Ю.М., Будников В.Ф., Булатов А.И., Гераськин В.Г. Строительство наклонных и горизонтальных скважин. – М.: Недра Бизнесцентр, 2000. – 262 с.
4. Басарыгин Ю.М., Булатов А.И., Проселков Ю.М. Заканчивание скважин. Учеб. пособие для вузов. – М.: Недра – Бизнесцентр, 2000. – 670 с.
5. Басарыгин Ю.М., Булатов А.И., Проселков Ю.М. Технология бурения нефтяных и газовых скважин. Учеб. для вузов. – М.: ОНедра Бизнесцентр, 2001. – 679 с.
6. Борисов К.И., Рязанов В.И. Методические основы расчёта колонны бурильных труб: Учебное пособие. – Томск: ТПУ, 2005. – 75 с.
7. Булатов А.И. Тампонажные материалы и технология цементирования скважин: Учебник. – М.: Недра, 1991. – 315 с.
8. Булатов А.И., Аветисов А.Т. Справочник инженера по бурению. В 4-х кн. – М.: Недра, 1996 1997.
9. Булатов А.И., Габузов Г.Г., Макаренко П.П. Гидромеханика углубления и цементирования скважин. – М.: Недра, 1999. – 438 с.
10. Булатов А.И., Макаренко П.П., Проселков Ю.М. Буровые промывочные и тампонажные растворы: Учебное пособие для вузов. – М.: Недра, 1999. – 424 с.

Весь текст будет доступен после покупки