Отчет по первой производственной практике в Губкинском филиале ООО «РН-бурение»

Автор работы: Пользователь скрыл имя, 27 Декабря 2011 в 21:50, отчет по практике

Описание работы

Месторождение разрабатывается кустовым бурением горизонтальных скважин с пилотным стволом. В период прохождения практики в составе буровой бригады выполнены следующие основные этапы строительства скважины: добурение первой в группе скважины № 7172А с дальнейшей сдачей ее в эксплуатацию; передвижка БУ 3000 ЭУК-1М; бурение шуфа, второй в группе скважины № 9185А; спуск направления, кондуктора, промежуточной колонны.
Расположение кустов в районе деятельности ООО «РН-бурение» на Комсомольском месторождении приведена ниже. А также документы, фактический материал, проекты и программы куста № 102А на проводку горизонтальных скважин с пилотным стволом № 7172а и № 9185А.

Содержание работы

Введение
Схема расположения кустов на Комсомольском месторождении
Проект на бурение горизонтальной скважины № 7172А куста № 102А
Программа на проводку горизонтальной скважины № 7172А куста № 102А
Проект на бурение горизонтальной скважины № 9185А куста № 102А
Программа на проводку горизонтальной скважины № 9185А куста № 102А
Геолого-технический наряд
1 Эксплуатация буровых установок
1.1 Монтаж буровых установок
1.1.1 Подготовительные работы перед монтажом
1.1.2 Строительство фундаментов
1.1.3 Способы сооружения буровых установок
1.2 Транспортирование кустовой БУ
1.2.1 Транспортирование с куста на куст
1.2.2 Транспортирование буровой установки «УРАЛМАШ 3000 ЭУК»
1.3 Подготовка оборудования буровой установки к пуску
2 Подготовительные работы к бурению скважин
3 Применяемая буровая установка и ее состав
3.1 Буровая установка БУ 3000 ЭУК
3.2 Комплексы буровой установки и их состав
3.3 Схема обвязки буровых насосов
3.4 Оснастка талевой системы
3.5 Схема обвязки устья скважины
4 Механическое бурение
4.1 Режим бурения
4.2 Гидравлическая программа промывки скважины
5 Гидравлические забойные двигатели
6 Профил ствола скважины
7 Буровые растворы
7.1 Общие положения
7.2 Химические реагенты и их приготовление для обработки БР
7.3 Обработка бурового раствора
7.4 Контроль параметров бурового раствора
7.5 Очистка бурового раствора
7.6 Требования безопасности при работе с химическими реагентами
7.7 Расчет плотности бурового раствора по интервалам бурения
8 Крепление скважин
9 Организация работы в буровой бригаде

Скачать архив (1.70 Мб) Сколько стоит заказать работу?
Файлы: 1 файл

soz (1).doc

— 2.13 Мб (Скачать файл)

     Углубление  вертикального участка производится КНБК № 2 (см. табл.4.2).

     Углубление  участка набора зенитного угла производится КНБК № 3 (см. табл.4.2).

     Углубление участка стабилизации производится с использованием КНБК № 4 (см. табл. 4.2).

     При наличии осложнений при бурении, расширении и перед спуском кондуктора интервал осложнений и ствол скважины прорабатывается компоновкой последнего долбления КНБК № 5 (см. табл. 4.2).

     4.1.3. Бурение под промежуточную колонну  диаметром 245мм глубиной спуска  по вертикали 1100м (1115 м –  по длине ствола) производится  следующим образом:

     Углубление  в интервале 450-1100м – по вертикали (454-1115 м – по стволу) предусматривается производить КНБК № 6 (см. табл. 4.2).

     При наличии осложнений при бурении  интервал осложнений прорабатывается  той же компоновкой. Перед спуском  промежуточной колонны ствол  скважины прорабатывается компоновкой для проработки КНБК № 7 (см. табл. 4.2).

     4.1.4. Бурение под эксплуатационную колонну диаметром 168мм с глубиной спуска по вертикали 2215 м (2394м - по длине ствола) предусматривается производить на участке стабилизации и втором участке набора зенитного угла КНБК № 8, 9 (см. табл. 4.2).

     Перед спуском эксплуатационной колонны производиться шаблонировка ствола скважины с использованием КНБК № 10 (см. табл. 4.2).

     4.1.5. Бурение под колонну-хвостовик  диаметром 114мм с глубиной спуска по  вертикали 2235 м (2794м - по длине ствола) предусматривается производить на горизонтальном участке КНБК № 11 (см. табл. 4.2).

     Перед спуском колонны-хвостовик производиться  шаблонировка ствола скважины с использованием КНБК № 12 (см. табл. 4.2).

     4.1.6. Контроль режимно - технологических  параметров бурения производится  станцией параметров бурения типа ГТК и т.п.

     4.1.7. Момент подъема долота определяется:

     - технико-технологической необходимостью;

     - снижением механической скорости  более чем в два-три раза  в сравнении с первоначальной;

     - сработкой опоры долота, сопровождающейся  увеличением реактивного момента и давления на выкиде насосов, фиксируемые станцией контроля;

     - окончанием бурения под соответствующую  обсадную колонну.

     4.1.8. Величина расхода бурового раствора  определена исходя из условия:

     - получения скорости восходящего  потока в кольцевом пространстве не менее минимально необходимой величины;

     - создания необходимой и достаточной  величины вращающегося момента  (Мвр) на валу гидравлического забойного двигателя;

     - получения величины удельного  расхода бурового раствора на  единицу площади забоя не менее рекомендуемых значений;

     - пропускной способности телесистемы  (ЗТС).

     4.1.9. Величина осевой нагрузки на  долото определяется:

     - технико-технологическими условиями  углубления;

     - получения максимальной механической  и рейсовой скоростей проходки.

     Указанная в таблице 4.1. осевая нагрузка (Gq) является ориентировочной, которая уточняется в процессе углубления ствола скважины. Поиск оптимальной величины Gq производится в первые 2/3 предполагаемой часовой стойкости долота и получения максимальной мгновенной механической скорости углубления.

     4.1.10. Способы, режимы бурения, расширки  и проработки ствола скважины  показаны в таблице 4.1.

     4.1.11. Режим работы буровых насосов приведен в таблице 4.6.

     4.1.12. Распределение давления в циркуляционной системе приведено в таблице 4.7. 

 

Tаблица 4.1

                                     Способы, режимы бурения, расширки (проработки) ствола скважины и применяемые КНБК 

Интервал, м       Pежим  бурения  
по 

вертикали

 по 

стволу

 Bид техно-логической Cпособ  бурения Условный номер  
осевая		 скорость  вращения расход  бурового Cкорость  выпол- нения техноло-
от

(верх)

 до

(низ)

 от

(верх)

 до (низ) операции   KHБK

(см.т.8.2)

 нагрузка, т ротора,

об/мин

 раствора,    л/с гической  опера-

ции,  м/ч

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11
                     
1. Бурение под направление Æ426 мм:
                     
0 60 0 60 Бурение роторный 1 В.И. 60-80 32,4 30-50
                     
2. Бурение под кондуктор   Æ324 мм:
                     
60 330 60 330 Бурение турбинный 2 5-7 - 64,8 50-80
330 409 330 409 Бурение турбинный 3 5-7 - 64,8 50-80
409 450 409 454 Бурение турбинный 4 5-7 - 64,8 50-80
60 450 60 454 Шаблонировка

(проработка)

 турбинный 5 7-10 - 64,8 100-120
                     
3. Бурение под промежуточную  колонну Æ245 мм:
                     
450 1100 454 1115 Бурение турбинный 6 10-14 - 49,5 30-40
450 1100 454 1115 Шаблонировка

(проработка)

 турбинный 7 7-10 - 49,5 100-120
                     
                     
                     
                   
                Продолжение таблицы 4.1
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11
                     
4. Бурение под эксплуатационную  колонну Æ168 мм:
                     
1100 1995 1115 2031 Бурение турбинный 8 14-19 - 32,4 35-25
1995 2215 2031 2394 Бурение турбинный 9 10-11 - 32,4 8-10
1100 2215 1115 2394 Шаблонировка

(проработка)

 турбинный 10 7-10 - 32,4 100-120
                     
5. Бурение под колонну-хвостовик Æ114 мм:
                     
2215 2235 2394 2794 Бурение турбинный 11 6-8 - 16-18 8-10
2215 2235 2394 2794 Шаблонировка

(проработка)

 турбинный 12 7-10 - 16-18 100-120
                     
 
 

      Примечания: 1. Проработка ствола скважины перед спуском колонн производится только при наличии осложнений ствола скважины. При отсутствии осложнений производится шаблонировка ствола  скважины  с  использованием приведенных  №№ КНБК  для проработки и промывка ствола скважины на забое до выравнивания свойств бурового раствора с доведением его параметров до проектных.

                                2. Интервал 2-го набора зенитного угла на участке под эксплуатационную колонну 1995-2215 м – по вертикали (2031-2394 м – по стволу) и горизонтального участка при бурении под колонну-хвостовик 2215-2235 м – по вертикали (2394-2794м – по стволу) производится при необходимости с проворотом колонны бурильных труб ротором, поэтому расчет компоновок бурильных труб произведен для роторного способа бурения (см. табл. 4.5, 4.5.1)

Информация о работе Отчет по первой производственной практике в Губкинском филиале ООО «РН-бурение»