2549

Проект реконструкции нефтегазовой скважины забуриванием бокового ствола на Тюменском месторождении-Дипломная работа-Оборудование для бурения нефтяных и газовых скважин

ID: 193112
Дата закачки: 20 Июня 2018
Продавец: as.nakonechnyy.92@mail.ru (Напишите, если есть вопросы)
    Посмотреть другие работы этого продавца

Тип работы: Диплом и связанное с ним
Форматы файлов: AutoCAD (DWG/DXF), КОМПАС, Microsoft Word

Описание:
Проект реконструкции нефтегазовой скважины забуриванием бокового ствола на Тюменском месторождении-Дипломная работа-Оборудование для бурения нефтяных и газовых скважин
За последние 20 лет средние российские запасы новых нефтяных место-рождений уменьшились в 4 раза, доля крупных месторождений, среди вновь открытых, снизилась с 15 до 10%, значительно ухудшились коллекторские свойства продуктивных горизонтов и качественный состав насыщающих их флюидов. Высокая выработанность запасов является неизбежным следствием обводненности углеводородной продукции и снижением дебитов скважин. В результате суммарная добыча нефти за этот период сократилась почти в 2 раза и наметилась тенденция к снижению объемов добычи природного газа.
Основные причины, приводящие к необходимости бурения боковых стволов
- Эксплуатация скважин длительное время механическим способом при помощи штанговых насосов приводит к протиранию стенок эксплуатационной колонны, и как следствие к ее не герметичности.
- Аварии с глубинным оборудованием при механическом способе эксплуатации скважин. Падение в скважину погружного оборудования иногда заканчивается тем, что скважина пополняет простаивающий фонд.
- Разрушение целостности цементного камня приводит к заколонным перетокам. Даже если колонна была хорошо зацементирована, то при перфорации камень разрушается.
- Преждевременное обводнение скважин происходит из-за наличия на стенках скважины глинистой корки и последующего его размыва
- из-за образования трещин в цементном кольце, вследствие воздействия на него значительных динамических нагрузок при проведении в скважине различных технологических операций.
Вашему вниманию представлен проект реконструкции скважины забуриванием бокового ствола на Тюменском месторождении.
Тюменское месторождение, для которой составлен про-ект, находится в Нижневартовском районе Ханты-Мансийского автономного округа Тюменской области.
Прошу обратить ваше внимание на приложение 1, на котором представлена обзорная карта Тюменского месторождения. Тюменское нефтяное месторождение открыто в 1975 г. В эксплуатацию его ввели 1983 году.
Климат рассматриваемого района - континентальный, для которого характерны суровая продолжительная зима и непродолжительное лето. Среднегодовая температура воздуха составляет минус 30С.
В территориальном отношении рассматриваемые месторождения расположены в центральной части Западно-Сибирской низменности. Поверхность месторождений холмисто-увалистая. Болотные комплексы, занимающие, примерно, 10-15 % в пределах границ месторождений.
Территория Тюменского месторождения служит местом обитания 3-х видов земноводных, 2-х видов рептилий, около 150 видов птиц и примерно 30 видов млекопитающих.

В приложении № 2 мы видим геологический разрез Тюменского месторождения из него видно, что разрез сложен мягкими и средними породами. Условия бурения осложнены газоводопрояв¬лениями, прихватоопасными зонами. На Тюменском месторождении промышленная нефтегазоностность установлена в широком диапазоне юрских и меловых отложений. Залежи углеводородов выявлены в породах васюганской свиты и верхней юры. В отложениях сеноманского возраста выявлены небольшие газовые скопления.
Промышленные скопления нефти зафиксированы в верхней части пласта ЮВ1 васюганской свиты верхнеюрского горизонта и в нижнемеловых отложениях мегионской свиты, с песчаниками (горизонт АВ).
ВНК в каждой конкретной скважине определялся исходя из результатов интерпретации ГИС и эксплуатации. В случае если из опробованного интервала получали нефть или нефть + вода (с содержанием воды до 10%), то ВНК принимался по нижним отверстием интервала перфорации.
На приложении № 3 мы видим Характеристику основных показателей разработки по отбору нефти и жидкости

В приложении № 4 показана последовательность работ при забуриваниии бокового ствола
1. Переезд бригады и вспомогательного оборудования
2. Монтаж подъемного агрегата
3. Срыв планшайбы, с составлением акта с представителем ТПДН. Подъём лифта НКТ-2,5\'\' 700 м.
4. Монтаж (ПВО) фирмы Shaffer, утановить глухие плашки на нижнем превенторе и 2-7/8\'\' (73 мм) трубные плашки на верхнем плашечном превенторе. Собрать блок дросселирования.
5. Опрессовка ПВО на давление 100 атм.
6. Вырыть два амбара объемом 1-1,5 м3, для сбора шлама и возможных утечек раствора. После окончания работ по скважине и демонтажа установки данные амбара зачистить и рекультивировать.
7. Произвести шаблонирование и скреперование эксплуатационной колонны до глубины установки клина-отклонителя.
8 . Промывка скважины буровым раствором
9. Установка цементного моста и ОЗЦ
10. Подбуривание моста с учетом установки отклонителя
11. Спуск, установка и ориентация уипстока (клина)
12. Вырезка и фрезерование окна
13. Опрессовка пласта определяют приёмистость пласта если есть то устанавливают цементного моста под давлением если нет то приступают к бурению БС
14. ГФР
15. Спуск и цементирование хвостовика
16. Освоение (Вызов притока)

С учетом геолого-технических условий спроектирована следующая конст¬рукция бокового ствола из ствола уже пробуренной ранее ННС.
Интервал и направление забуривания БС расположено в интервале 2899-2903 м в толще глинистых пород с учетом исправного состояния эксплуата-ционной колонны и хорошего качества крепления в этом интервале. Обсад¬ная колонна спущена на глубину 3525,6 м, включая горизонтальный участок 300 м.
В дипломном про¬екте приведен расчет профиля скважины, данные для расчета профиля в приложении №5.
Основной целью бурения бокового ствола является не пересечение продуктивного пласта в поперечном направлении, как при наклонном бурении, а вскрытие нефтегазосодержащей части пласта продольным стволом.
В связи с геологическими, технологическими и техническими условиями углубления, а также используя опыт бурения горизонтальных скважин на Тюменском месторождении выбираем пяти интервальный профиль скважины приложение №6 который включает следующие участки:
1) вертикальный участок;
2) набор зенитного угла;
3) участок стабилизации;
4) набор зенитного угла;
5) горизонтальный участок.
Исходя из геологических условий, первый интервал увеличения зенитного угла предназначен для безопасной разводки скважин куста. Второй и третий интервал увеличения зенитного угла обеспечивают вход в заданный интервал с углом 90°. Оба интервала представлены песчаниками, алевролитами, аргиллитами, что обеспечивает стабильную работу отклоняющей компоновки.

Основные способы забуривания боковых стволов, применявшиеся на Тюменском месторождении, их достоинства и недостатки

На Тюменском месторождении вырезание «окон» производили как при помощи вырезающих устройств УВУ Приложение №7, так и с установкой клина-отклонителя. После отработки технологии вырезания с установкой клина от работы с УВУ отказались из-за больших потерь времени. При работе с универсальным вырезающим устройством после того, как вырезано «окно» необходимо устанавливать мост для изоляции разбуренного участка. После ОЗЦ моста необходимо прямой компоновкой подбурить мост, а потом уже спускать КНБК для выхода из «окна».
Основной вариант зарезки бокового ствола заключается в вырезании «окна».
В скважину спускается клин-отклонитель (уипсток) диаметром 114-115 мм (как отечественного так и зарубежного производства) с ориентирующим устройством и устанавливается на искусственным забой. Работы по спуску и установке клин-отклонителя производятся в соответствии с технологией фирм-производителей.
Минусы этого способа заключаются:
-в слабой фиксации клина в эксплуатационной колонне,
-возможности его проседания или проворачивания, и как следствие возникают проблемы с прохождением компоновок через «окно»,
-возникает возможность слома фрезов при вырезании «окна» в эксплуатационной колонне и анализ аварийности при забуривании боковых стволов показывает, что аварии с фрезами встречаются гораздо чаще, чем с УВУ.
-необходимо привлекать специалистов с необходимым оборудованием, которое используется для его ориентирования в стволе скважины в необходимом для работы направлении.
К положительным сторонам работы с клиньями можно отнести
-минимальные сроки вырезания «окна» при производстве капитального ремонта скважин методом забурки боковых стволов.
-Качество вырезанного «окна» всегда можно проверить во время фрезерования, прохождением интервала сборкой фрезов.
- В случае необходимости всегда можно расширить вырезанный интервал, что крайне затруднено при работе с УВУ.
Второй вариант забуривания бокового ствола рекомендуется осуществлять путем вырезания части эксплуатационной колонны, установки цементного моста на всю длину вырезанной части и забуриванием бокового ствола с цементного моста.
По данным геофизических исследований скважины выбирается расположение зоны фрезерования, по возможности, в плотных устойчивых глинисто-алевролитовых отложениях.
Реально необходимая длина зоны фрезерования определяется ожидаемой интенсивностью набора кривизны бокового ствола (для метода вырезания с помощью УВУ – зенитный угол не должен превышать 45-50º)
Вырезание части эксплуатационной колонны можно осуществлять универсальным вырезающим устройством «УВУ». Вырезание части эксплуатационной колонны производится в два этапа:
- прорезание эксплуатационной колонны;
- фрезерование эксплуатационной колонны.
Прорезание эксплуатационной колонны осуществляется при вращении бурильной колонны ротором в течение 20-30 мин. без подачи инструмента, а затем с подачей инструмента при осевой нагрузке на резцы в пределах 0.5-1.5 т.
Фрезерование колонны производится при осевой нагрузке 1.5-4.0 т., частоте вращения 60-70 об./мин., Перед подъемом устройства рекомендуется промыть скважину в течение двух циклов. При необходимости заменить резцы и продолжить фрезерование.
Неэффективность такого способа заключается в том что:
- на весь процесс затрачивается очень много времени,
-износ ножей при работе по стенкам колонны, иногда приходится менять по 2-3 комплекта ножей. А это дополнительные затраты времени на СПО..
-отсутствие возможности проконтролировать качество фрезерования колонны в процессе вырезки
К достоинствам работы с УВУ можно отнести:
-устойчивость перехода со старого ствола в новый через «окно» эксплуатационной колонны.
-Практически никогда не возникает осложнений при прохождении КНБК через «окно» если вырезание производилось с помощью вырезающего устройства, т.е. вырезали трубу полностью.
-возможность выхода из «окна» эксплуатационной колонны в любом направлении. Можно бурить на сбитие, рост или стабилизацию зенитного угла, также по азимутальному углу можно работать в любом направлении.
-Дешевизна применения УВУ заключается в возможности его использования на нескольких скважинах после проведения ревизии и ремонта.   

Третий вариант углубление ствола скважины способом разбуривания башмака эксплуатационной колонны при капитальном ремонте скважин методом забурки боковых стволов.
Недостатки этого способа сводятся к тому, что не все скважины можно перевести на нижележащий горизонт, а этот метод возможен только при переводе скважины ни нижний пласт.
Положительные стороны заключаются в отсутствии необходимости вырезания «окна» в колонне, а это экономия времени и средств на приобретение оборудования.



Технология забуривания боковых стволов
Основные этапы работ по зарезке и бурению второго ствола заключаются в следующем:
1) выбирают место в колонне для вскрытия «окна»;
При выборе места (глубины) вскрытия «окна» в колонне необходимо следующие факторы: конструкцию скважины, угол искривления ее ствола, наличие цементного кольца за колонной, характер залегающих пород, наличие водоносных горизонтов и состояние колонны.
2) Подготавливают скважину к спуску отклонителя

Перед спуском отклонителя колонну необходимо обследовать печатью, диаметр которой должен быть на 10—12 мм меньше внут¬реннего диаметра колонны. Затем спускают направление (шаблон), чтобы установить возможность спуска отклонителя. После этого с помощью локатора муфт или гидравлического расширителя определяют местонахождение двух или трех муфт обсадной колонны, между которыми будет вскрыто «окно».
Принцип действия локатора муфт основан на том, что магнитные свойства тела трубы резко отличаются от магнитных свойств на уча¬стке муфты. Поэтому при прохождении прибора внутри муфтового соединения поля постоянных магнитов перераспределяются, в ре¬зультате чего на выходе магнитного зонда появляется импульс ЭДС, записываемый на диаграмме в виде пики


3) на выбранной глубине создают в колонне цементный стакан, на
Отклонитель представляет собой плоский или желобообразный клин, спускаемый в скважину на бурильных трубах. Тип отклонителя выбирают с учетом диаметра колонны и ее состояния.
Отклонитель закрепляют на забое в эксплуатационной колонне при помощи трехплашечной системы, которая исключает возможность проворачивания его при вскрытии «окна» и бурении второго ствола. Наклонная поверхность в виде желоба клина-отклонителя обеспечивает направление и увеличивает площадь опоры между клином и режущим инструментом.
Отклонитель в собранном виде на бурильных трубах медленно спускают в скважину, наблюдая за показаниями индикатора веса.
При подходе к глубине установки отклонителя скорость спуска бурильных труб замедляют, уменьшают нагрузку на 1-2 тс и определяют глубину забоя. По достижении хвостовиком забоя скважины телескопическое устройство срабатывает, шпильки срезаются, и отклонитель, продолжая перемещаться вниз, закрепляется плашками в колонне. Затем резкой посадкой инструмента (8-10 тс) срезают болты, соединяющие отклонитель со спускным клином. Клин поднимают на поверхность «окна».
4) вскрывают «окно» в колонне;
Для вскрытия «окна» в колонне, через которое в последующем ведется бурение второго ствола, применяют комплект трех фрезеров-райберов типа ФРС различных размеров. Или компановками включающаяся в себя:
Вырезание “окна” в колонне - стартовый фрез, УБТ, СБТ
Фрезерование колонны - оконный фрез, колонный фрез, арбузный фрез, УБТ, СБТ.
Райберы имеют форму усеченного конуса с продольными зубьями, усилен-ными пластинками из твердого сплава.
При вскрытии «окна» комплектом из трех фрезеров-райберов, работы производят последовательно, начиная с райбера № 1, име¬ющего наименьший размер.
Райбером № 2 разрабатывают и расши¬ряют интервал, пройденный райбером № 1, по всей длине отклонителя.
Райбером № 3 зачищают «окно» и выход в породу.
«Окно» считается полностью вскрытым и обработанным, когда райбер № 3 без вращения инструмента свободно проходит в него.

5) бурят второй ствол до заданной глубины;
Приложение №8 Показана техническая характеристика применяемых на Тюменском месторождении забойных двигателей и Сравнительные дебиты скважин с боковыми стволами

Для эффективного управления процессом бурения скважин с боковыми стволами на Тюменском месторождении используются Как отечественные телесистемы: СТТ-108, так и импортного производства: “Superslim” фирмы “Sperry Sun”.
Телесистема отечественного производства СТТ-108, сигнал от которой с забоя передается на поверхность через геофизический кабель. Применение данной телесистемы ограничено, так как при бурении боковых стволов из колонн диаметром 146 миллиметров зазоры между стенками колонны и замками бурильного инструмента остаются минимальными, а это приводит к повреждению геофизического кабеля.
На некоторых скважинах кабель перебивали по 6-7 раз за время бурения бокового ствола. Еще один минус СТТ-108 это отсутствие возможности вращать бурильный инструмент в процессе бурения, в результате, особенно при бурении горизонтальных участков, увеличивается возможность прихватов бурильного инструмента. Отсутствие в телесистеме гамма-датчика еще один недостаток этой телесистемы.
Superslim” Данная телесистема с гидравлическим каналом связи позволяет с высокой точностью определить строение разреза скважины, характер насыщения горных пород, о приближении к каким-либо границам (зоны АВПД и АНПД), а с точностью до 0,2 определить значения зенитного и азимутального углов, размеры и конфигурацию ствола.

6) проводят комплекс электрометрических работ;
В процессе бурения станцией ГТК проводят геолого-технологические исследования, которые включают детальный механический каротаж, каротаж по давлению и газовый каротаж.
Для определения пространственного положения ствола скважины в процессе бурения (при наборе параметров кривизны) применяется система телеметрического контроля с гидравлическим каналом связи типа DWD Superslim фирмы "Sperry-Sun". Также осуществляется запись ГК, резистивиметрии.
В эксплуатационной колонне в интервале детальных исследований в М 1:200 проводится цементометрия, гамма- и нейтронный каротаж с локацией муфт. Инклинометрия проводится через 40м (в интервале набора кривизны через 20м).
При возникновении трудностей при проведении геофизических исследований скважины проектом допускается проведение стандартного каротажа с помощью бескабельных автономных комплексов АМК « Горизонт-108» или «ВИКИЗ».

7) спускают эксплуатационную колонну или «хвостовик» с по-следующим цементированием и испытанием на герметичность;
Одним из главных вариантов заканчивания боковых стволов является создание эксплуатационного забоя открытого типа. Я выбираю метод конструкции эксплуатационного забоя открытого типа со спуском щелевых фильтров и манжетным цементированием бокового стволов показанный в приложение №9
В скважину спускается хвостовик с пакерующим элементом ( манжетой ) и фильтровой частью в интервале эксплуатационного горизонтального забоя. Пакерующий элемент устанавливается над кровлей продуктивного пласта. Фильтровая часть хвостовика может быть представлена щелевыми (перфорированными). Расстановка фильтров рассчитывается, исходя из коллекторских свойств эксплуатационного объекта и обеспечения необходимой пропускной способности гидродинамических каналов, в соответствии с потенциальной продуктивностью. Фильтрующие элементы хвостовика центрируются жесткими центраторами соответствующего размера. В интервале пакерующего элемента с целью обеспечения качества крепления колонны устанавливаются центраторы турбулизирующего типа. После спуска, подвески и крепления хвостовика производится разбуривание пробки муфты манжетного цементирования и сбитие заглушек.
Основанием для выбора данного метода послужили следующие достоинства:
1) достаточно прост в реализации (цементирование производится в одну ступень);
2) эффективная изоляция проницаемых водо-газоносных горизонтов, характерных близким их положением относительно продуктивного пласта проявляется на большинстве месторождений Нижневартовского района, как и на данной выбранной скважине;
3) сохранность эксплуатационного объекта от воздействия цементного раствора;
4) экономическая целесообразность.
Этому методу также соответствуют следующий недостаток:
1) способ применим только в относительно устойчивых однородных коллекторах.

В приложении № 11 показаны профили НПДН (Накопленный Поток денежной наличности) и ЧТС (Чистая текущая стоимость). По графику динамики НПДН и ЧТС можно определить срок окупаемости капитальных вложений (Ток) – это точка пересечения НПДН и ЧТС с осью абсцисс.
И диаграмма чувствительности проекта к риску. Из диаграммы мы видим Значения ЧТС на каждой прямой, соответствующие крайним точкам диапазона, соединяются между собой, образуя фигуру, напоминающую «паука». Значения ЧТС при заданных изменениях параметров находятся в положительной области, значит, проект не имеет риска.
На основании технико-экономических расчетов эксплуатация боковых стволов по всем типам залежей при существующих ценах на нефть и затратах на бурение является эффективной. То есть доходы превысили затраты в 30 раз.
Поэтому строительство 2-го ствола скважины экономически целеснообразно.

В проекте также представлен раздел «Безопасность и экологичность про¬екта», в котором рассматриваются мероприятия по организации производст¬венных процессов.
В экономической части проведен расчет технико-экономических показа¬телей, а также обоснована эффективность при внедрении специальной части дипломного проекта
Специальная часть дипломного проекта посвящена анализу эффективно¬сти применения боковых стволов на Тюменском месторождении.
Горизонтальный ствол, расположенный в водонасыщенной части, позволяет сделать более интенсивным приток в вер¬тикальном направлении, и тем самым управлять движением водонефтяного контакта, что предупредит образование холмообразного профиля воды и быстрого прорыва ее в нефтяной ствол.
Точность проводки при бурении боковых стволов обеспечивается телесистемами фирмы Sperry Sun и Halliburton.
Применение биополимерных растворов при бурении боковых стволов позволяет качественно вскрывать продуктивные пласты, обеспечивая высокие добывные характеристики эксплуатационных объектов, и способствует повышению нефтеотдачи.
Главными причинами затягивания сроков строительства боковых стволов являлись, на первоначальном этапе, потери времени при вырезании «окон» в эксплуатационных колоннах. Расчеты показывают, что вырезка «окна» способом установки клина экономичнее с точки зрения снижения временных и материальных затрат, уменьшения трудности с очисткой забоя (вырезка только 5% металла в сравнении со сплошным разрушением 8-10 метрового участка), ускоряют работы за счет производства работ за один рейс. На сегодняшний день разработан и прошел успешное испытание однозаходный клин, который позволяет после установки клина-отклонителя вырезать «окно» полностью.

Анализ технологий заканчивания боковых стволов позволяет сказать, что в настоящее время идет поиск оптимальных вариантов заканчивания боковых стволов со спуском хвостовика. Наиболее эффективным вариантом является манжетное цементирование хвостовика. Дебит данной скважины в 2 – 4 раза больше, чем дебит других скважин при вариантах заканчивания: сплошное цементирование, крепление обсадной колонны пакерами гидравлического действия (причина: низкое качество разобщения нефте-газо-водоносных горизонтов).

Таким образом, по материалу выполненных работ мною сделаны следую¬щие выводы:
1. Бурение боковых стволов из бездействующего фонда скважин вне¬дрено и успешно реализуется на Тюменском месторождении.
2.  Согласно технико-экономическим расчетам, полные затраты, связанные с бурением БС и добычей нефти, дополнительно полученной за счет этих ме-роприятий окупаются в течение 0,13 лет. При этом успешность бурения БС получение чистой прибыли.
Я считаю, что внедрение специальной части проекта улучшит экономиче¬ские показатели за счет сокращения эксплуатационных затрат и капитальных вложений.
Доклад завершен, благодарю за внимание !


Комментарии: ТЕМА ДИПЛОМНОГО ПРОЕКТА
22.50.01.00 «Проект реконструкции скважины забуриванием бокового ствола на Тюменском месторождении»
СОДЕРЖАНИЕ
ВВЕДЕНИЕ

1. Общие сведения
1.1 Сведения о районе работ
1.2 Физико-географическая и климатическая характеристика района работ
1.2.1 Климат и состояние атмосферного воздуха
1.2.2. Рельеф
1.2.3. Водные ресурсы
1.2.4. Растительность, животный мир
1.2.5 История освоения и поисково-разведочных работ
1.3 Сведения об энергоснабжении и подъездных путях

2. ГЕОЛОГИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА
2.1.Тектоника и стратиграфия
2.3. Коллекторские свойства продуктивного пласта
2.4. Свойства нефти, газа и воды в пластовых условиях
2.5. Литологическая характеристика разреза
2.6. Физико-механические свойства горных пород
2.7. Нефтегазоность по вскрываемому разрезу скважины
2.8. Давление и температура по разрезу скважины

3.ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ 
3.1. История освоения и поисково-разведочных работ
3.2. Геофизические исследования
3.3 Изменение состояния продуктивного пласта при вскрытии его горизонтальным стволом
3.4 Условия естественного сохранения состояния коллектора
3.5 Метод раннего обнаружения поступления газа в скважину в процессе ее проводки
3.6 Влияние ГРП на дебит бокового ствола
3.7 Особенности бурения многоствольных скважин

4. ТЕХНИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ
4.1.Область применения метода и его значение
4.2. Обоснование и расчет профиля скважины
4.2.1 Проектирование профиля скважины
4.2.2 Требования при проектировании профиля бокового ствола
4.2.3 Построение профиля скважины
4.2.3.1 Исходные данные
4.2.3.2 Ход расчета
4.2.3 Преимущества и недостатки выбранного типа профиля
4.3. Конструкция скважины
4.3.1 Требования к конструкции скважины
4.3.2 Проектирование конструкции скважины
4.3.3 Требования к выбору скважин для бурения из них боковых стволов
4.3.3.1 Основные этапы работ по бурению и зарезки боковых стволов
4.3.3.2 Требования к выбору скважин
4.3.3.3 Конструкция наклонно-направленных скважин, применяемая на Тюменском месторождении
4.3.4 Обоснование и проектирование конструкции бокового ствола
4.3.4.1 Выбор глубины спуска обсадной колонны бокового ствола
4.3.4.2 Выбор диаметра обсадной колонны и долота
4.4. Выбор буровых растворов и их химическая обработка по интервалам
4.4.1 Выбор бурового раствора
4.4.2 Химическая обработка по интервалам
4.4.2.1 Расход химреагентов
4.4.2.2 Фрезерование обсадной колонны
4.4.2.3 Приготовление и обработка солевого биополимерного раствора
4.4.2.4 Измерение параметров бурового раствора
4.5 Проектирование режима бурения
4.5.1 Разработка гидравлической программы скважины
4.5.2 Статистический анализ отработки долот
4.5.3 Расчет рабочих характеристик забойных двигателей
4.5.4 Составление проектного режима бурения
4.6 Расчет и выбор компоновок бурильного инструмента
4.6.1 Расчет бурильных колонн
4.6.2 Выбор компоновок бурильного инструмента
4.7 Выбор способа бурения
4.7.1 Способы, режимы бурения и проработки бокового ствола скважины
4.7.2 Технология вырезания “окна” в эксплуатационной колонне
4.7.3 Технология бурения бокового ствола
4.8 Расчет и выбор конструкций обсадных колонн, компоновки их низа и обоснование технологической оснастки, определение допустимой скорости спуска
4.8.1 Методика выбора метода вхождения в продуктивную залежь
4.8.2 Виды конструкций эксплуатационного забоя
4.8.3 Обоснование способа вхождения в продуктивную залежь
4.8.4 Расчет обсадной колонны бокового ствола
4.8.5 Обоснование технологической оснастки обсадной колонны
4.8.5.1 Назначения элементов технологической оснастки обсадной колонны
4.8.5.2 Применяемые схемы оснасток обсадной колонны
4.8.6 Обоснование способа и режима спуска обсадной колонны
4.8.7 Обоснование способа и режима спуска обсадной колонны в скважину 
4.9. Крепление хвостовика с фильтрами
4.9.1 Выбор тампонажных материалов
4.9.2 Анализ тампонажных материалов, применяемых для цементирования боковых стволов
4.9.3 Выбор способа цементирования
4.9.3.1 Обоснование выбора способа цементирования
4.9.3.2 Цементирование бокового ствола
4.9.4 Расчет цементирования обсадной колонны
4.9.4.1 Гидродинамический расчет цементирования
4.9.5 Выбор технических средств цементирования скважин
4.9.5.1 Расчет и выбор технических средств цементирования скважин
4.9.5.2 Определение общего времени цементирования
4.9.6 Обоснование качества цементирования
4.9.7 Оценка качества заканчивания скважин и эффективность применения метода
4.9.7.1 Обоснование оценки качества заканчивания
4.9.7.2 Комплекс критериев оценки результатов заканчивания скважин
4.10 Освоение скважины 
4.10.1 Выбор и обоснование способа освоения скважин
4.10.2 Выбор и обоснование жидкости для заканчивания скважин
4.10.3 Технология вызова притока пенной системой
4.10.3.1 Вызов притока пенной системой с помощью бустерной установки
4.10.3.2 Вызов притока пенной системой с помощью компрессора и цементировочного агрегата
4.10.5 Выбор и обоснование способа освоения скважины

5. СПЕЦИАЛЬНАЯ ЧАСТЬ
5.1. Анализ эффективности бурения боковых стволов на Тюменском месторождении
5.1.2 Цель анализа
5.2 Основные причины, приводящие к необходимости бурения боковых стволов
5.3. Основные способы забуривания боковых стволов, применявшиеся на Тюменском месторождении, их достоинства и недостатки
5.4. Техника и технология забуривания боковых стволов
5.4.1 Техника для забуривания боковых стволов
5.4.1.1 Выбор буровой установки 
5.4.1.2 Обогрев буровой установки в зимних условиях
5.4.1.3 Обоснование и выбор применяемой техники для строительства боковых стволов
5.4.2 Технология забуривания боковых стволов
5.4.2.1 Подготовительные работы
5.4.2.2 Выбор места для вскрытия «окна» 
5.4.2.3 Подготовка скважины к спуску отклонителя
5.4.2.4 Спуск и крепление отклонителя
5.4.2.5 Направленный спуск отклонителя
5.4.2.6 Промывочные жидкости
5.4.2.7 Вскрытие «окна» в колонне
5.4.2.8 Параметры режима бурения второго ствола
5.5 Управление траекторией и контроль
5.5.1 Использование геонавигации для оперативного управления траекторией ствола скважины
5.5.2 Управление траекторией и контроль процессом бурения
5.5.3 Общие выводы
5.6 Анализ спуска хвостовиков на Тюменском месторождении
5.7 Анализ применяемых технологических жидкостей для заканчивания боковых стволов
5.8 Обоснование организации работ при строительстве скважин
5.8.1 Составление геолого-технического наряда
5.8.2 Составление нормативной карты
5.8.3 Разработка мероприятий по улучшению организации работ и повышению качества строительства скважин
5.9. Анализ сроков строительства боковых стволов
5.10. Анализ экономического эффекта бурения боковых стволов
5.11 Общие выводы и рекомендации

6. ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКИЕ ПОКАЗАТЕЛИ
6.1.Экономическое обоснование строительства второго ствола скважины
6.2. Анализ чувствительности проекта к риску

7. ПРОМЫШЛЕННАЯ БЕЗОПАСНОСТЬ И ЭКОЛОГИЧНОСТЬ ПРОЕКТА       
7.1 Обеспечение безопасности работающих при бурении и ремонте скважин
7.2 Экологичность проекта
7.2.1 Основные источники загрязнения окружающей среды при строительстве скважины
7.2.2 Контроль за состоянием и охраной окружающей среды при строительстве скважины
7.2.3 Оценка воздействия буровых работ на окружающую среду
7.3. Черезвычайные ситуации
7.3.1 Характеристика возможных аварий и разрушений
7.3.2 Характеристика мероприятий по обучению работников промышленного объекта способам защиты и действий в чрезвычайных ситуациях
7.3.3 Система оповещения объекта
7.3.4 Порядок действий сил и средств по предупреждению и ликвидации чрезвычайных ситуаций
7.4 Выводы
Список использованных источников

ГРАФИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ
Приложение №1 Обзорная карта Тюменского месторождения
Приложение №2 Геологический разрез Тюменского месторождения
Приложение №3 Показатели разработки по отбору нефти
Приложение №4 Последовательность работ
Приложение №5 Данные для расчета профиля
Приложение №6 Профиль ствола
Приложение №7 Устройство вырезающее универсальное (УВУ)
Приложение №8 Техническая характеристика забойных двигателей
Приложение №9 Схема технологической оснастки хвоставика
Приложение №10 Динамика показателей добычи нефти
Приложение №11 Экономическая оценка проекта
Приложение №12 План заказ на поведение капитального ремонта

ПРИМЕЧАНИЯ:


Размер файла: 20,1 Мбайт
Фаил: (.rar)
-------------------
Обратите внимание, что преподаватели часто переставляют варианты и меняют исходные данные!
Если вы хотите, чтобы работа точно соответствовала, смотрите исходные данные. Если их нет, обратитесь к продавцу или к нам в тех. поддержку.
Имейте ввиду, что согласно гарантии возврата средств, мы не возвращаем деньги если вариант окажется не тот.
-------------------

Скачать

Добавить в корзину

Занесено в корзину

    Скачано: 2         Коментариев: 0

Есть вопросы? Посмотри часто задаваемые вопросы и ответы на них.
Опять не то? Мы можем помочь сделать!

Некоторые похожие работы:

К сожалению, точных предложений нет. Рекомендуем воспользоваться поиском по базе.