Бурение скважин в Изяславском месторождении Арзгирского района Ставропольского края

ВВЕДЕНИЕ

 

Среди важнейших  видов промышленной продукции, объемы производства которой определяют современное  состояние и уровень развития материально-технической базы страны, одно из главных мест отводится производству и потреблению нефтепродуктов и  добыче нефти и газа.

Бурное  развитие нефтяной промышленности началось в XX веке, когда стали широко применяться двигатели внутреннего сгорания, требующие тяжелого и легкого горючего и разнообразных смазочных масел. Особенно быстро начала развиваться мировая нефтегазовая промышленность с тех пор, как нефть и газ стали использовать в качестве сырья для химической промышленности. Нефть, газ и продукты их переработки оказывают огромное влияние на развитие экономики страны, на повышение материального благосостояния народа. Поэтому темпам роста нефтяной и газовой промышленности постоянно уделяется большое внимание. Важным фактором в увеличении добычи нефти является бурение скважин. Данный проект предусматривает проектирование строительства скважины на Изяславском месторождении. Изяславское месторождение расположено в Арзгирском районе Ставропольского края.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

1. Краткие сведения о районе  буровых работ

 

    В  административно-территориальном отношении  Изяславская площадь расположена  в Арзгирском районе Ставропольского  края.

    Ближайшая  железнодорожная станция г. Благодарный  расположена в 58 км от площади,  село Арзгир-в 12 км к северо-востоку.

    Рельеф  местности характеризуется наличием  пологих высот и балок. Высотные  отметки варьируют в пределах 100-200 м; в точке заложения скважины  I Изяславская альтитуда составляет 134 м.

    Гидрографическая  сеть практически отсутствует;  если не считать небольшой  степной речки Чограй, пересыхающей  летом и отстоящей от площади  в 8 км к северо-востоку. Чограйское  водохранилище расположено в  40 км к северо-востоку.

    Климат  района континентальный. Среднегодовое  количество осадков не превышает  30 мм. Лето жаркое и сухое. Зима  относительно мягкая, но иногда  морозы достигают -36 градусов.

    В  непосредственной близости от  площади проходит газопровод  Арзгир-Мирное-Благодарный. Работы  на площади будут проводиться  Ставропольским управлением буровых  работ. База материально-технического  снабжения расположена в г.  Благодарном.

    Энергоснабжение  буровой предусматривается от  двигателей внутреннего сгорания. Снабжение буровой технической  водой - от артезианских скважин.  Связь с буровой по радиотелефону.

 

 

2. Литолого-стратиграфический разрез

 

      На основании данных бурения  скважин на Серафимовской и  Сельской площадях, а также глубин, отражающих сейсмогоризонты, установленные  разведкой в пределах Изяславской  площади, проектной скважиной  при глубине 3500 м ожидается вскрытие литолого-стратиграфического разреза, представленного в табл.1. Альтитуда скважины 134 м.

 

Таблица 1

Стратиграфический разрез

Литологический разрез

Предполагаемый угол падения пластов

Группа

Система

Отдел

Свита, ярус, горизонт

Литологическая колонка

Глубина залегания

Кайнозойская

Неогеновая

Миоценовый

чокрак-конк

караган

сармат

Светло-серые песчаники с прослойками  глинистых алевролитов, доломитов  и уплотненных глин

440

до1○

Майкопская серия

Глинистые алевролиты с толстым слоем  плотных глин

    

Палеогеновая

Олигоценовый

    

1780

1○

Хадум

Глины с доломитами

1835

Эоцен

  

Доломиты с прослойками глинистых  аргиллитов

2125

1○-2○

Палеоцен

  

Глинистые алевролиты и аргиллиты, последние  преобладают

2310

Мезозойская

Меловая

Верхний мел

  

Глины

2470

Нижний мел

Неоком+апт+альб

Чередование песчаников мелкозернистых полевошпатокварцевых с алевролитами и пестро-окрашенными аргиллитами

3100

2○-3○

Пермо-триас (Р)

Нерасчленен

Нерасчленен

Переслаивание аргиллитов, алевролитов  темно-серых, реже бурых, известковистых, трещиноватых

3400

8○-10○

Рz

Камен

Карбон

С2

Плотные темно-серые аргиллиты, глинистые  алевролиты, трещиноватые со структурами  гравитационного уплотнения

3500

20○-30○


 

       Приведенный вариант литолого-стратиграфического  разреза в своей нижней части  соответствует паспортным данным  на Изяславскую структуру, где  под нижним мелом предполагается  вскрытие 300 метровой толщи отложений  пермо-триасового возраста. Однако  авторами проекта и рекомендаций не исключается возможность размыва и отсутствия этих отложений на Изяславской площади.

       На это указывают данные бурения  близлежащей Серафимовской скважины, где под нижнемеловыми отложениями  вскрыты сланцы палеозоя. В этом  случае бурение скважины может  быть ограничено глубиной 3150 м.

 

3. Газонефтеносность

       Прямых признаков газанефтеносности  в виде выходов газа или  нефти в пределах рассматриваемой  площади не отмечено.

       Перспективы газоносности Изяславского  поднятия связаны, главным образом,  с нижнемеловыми (альб-аптскими) отложениями.

       Их перспективы обусловлены установлением  промышленных залежей газоконденсата  в I2, I3, I4 пластах альбского яруса на Мирненской площади, I2 пласта на Сельской, Крутоярской, Северо-Мирненской площадях. Так, на соседней Сельской площади в скважину 6 при испытании I2 пласта на 8 мм штуцере получен приток газа, дебитом 144,6 т.м3/сут., конденсата 10,3 м3/сут., воды 13,1 м3/сут. Притоки газа отмечены также в скважине 9 (сл.) П (сл.) и I5 (сл.).

       Промышленная газоносность Уп пласта апта в Мирненско-Арзгирской зоне установлена на Южно-Серафимовской площади, а в пределах Чернолесской впадины – на Южно-Спасской площади.

        Определенный поисковой интерес  представляют нижне-майкопские отложения,  из которых на Журавской, Южно-Спасской, Воробьевской и Пашолкинской  площадях Чернолесской впадины  получены притоки нефти. Так,  в скважине 1 Воробьевской дебит  нефти на 5,1 мм штуцере, составил 30,7 м3/сут., в скважине 6 Южно-Спасской на штуцере 10 мм получен приток нефти дебитом 83 м3/сут., и газа 7000 м3/сут., в скважине 62 Журавской приток нефти из этих отложений составил 116 м3/сут.

        Таким образом, благоприятные  структурно-литологические условия  нижнемеловых отложений на Изяславской  площади, близость ее к площадям  с установленной газоносностью, позволяют рассматривать последнюю в качестве объекта для постановки поискового бурения.

 

4. Водоносность

        На Изяславской площади на  основании гидрогеологических и  геологических исследований и  наблюдений, проведенных в пределах  Мирненско-Арзгирской зоны, можно  выделить следующие водоносные  комплексы.

        Четвертичный комплекс характеризуется  солоноватыми водами с минерализацией 5 и выше гр./л. Неогеновый комплекс  характеризуется водами хлоркальциевого  типа и минерализацией от 5 до 35 гр./л.

        Палеогеновый комплекс, охватывающий  отложения майкопа, хадума, эоцена  и палеоцена, характеризуется  водами от хлоркальциевого до  переходного типа с минерализацией  от 35 до 52 гр./л. и дебитом от 0,3до 164 м3/сут. Верхнемеловые отложения опробованы на Мирненском, Сельском и других площадях. В результате получены непереливающие притоки воды с дебитом до 60 м3/сут., хлоркальциевого типа с минерализацией от 43 до 2 гр./л. Наиболее изученными являются нижнемеловые отложения, где можно выделить два самостоятельных водоносных комплекса.

        Альб-аптский комплекс характеризуется  хлоркальциевыми водами с минерализацией  от 50 до 78 гр./л. Газосодержание изменяется  от 1,9 до 2,8 м3/м3, приведенный напор составляет 220 м. Из аптнеокомского комплекса получены притоки непереливающих вод дебит 4,5 м3/сут., при уровне, установившемся на глубине 60 м. Минерализация достигает 80 гр./л., газосодержание 0,8-2 м3/м3. Водовмещающими породами пермо-триасового водоносного комплекса являются коллектора порово-трещинного типа. Приток вод по скважинам близлежащих площадей в среднем составил 3,6 м3/сут., при статическом уровне 50-60 м, газосодержание 8 м3/м3.

 

 

5. Температурная характеристика разреза

        Температурная характеристика разреза проводится по данным замеров температур в скважинах Серафимовской и Южно-Серафимовской площадей:

500 м - 30○С                                     2000 м - 110○С          

600 м - 48○С                                     2470 м - 127○С

1000 м - 60.С                                   2500 м - 128○С

1500 м - 85○С                                   3000 м - 140○С

1700 м - 95○С                                   3100 м - 142○С

1835 м - 102○С                                 3500 м - 146○С

6. Пластовые, поровые давления и давления гидроразрыва

   а) Пластовые и поровые давления

      В проектной скважине ожидаются  следующие величины пластовых и поровых давлений.

Таблица 2

Глубина, м

Давление, кгс/см2

Коэффициент аномальности

пластовое

поровое

Pпл

Pпор

500

45

50

0,9

1,0

600

54

60

0,9

1,0

1000

100

125

1,0

1,25

1500

150

187,5

1,0

1,25

1780

231,4

240,3

1,3

1,35

1835

183,5

220,2

1,0

1,2

1850

185

222,0

1,0

1,2

2000

200

240,0

1,0

1,2

2125

212,5

255

1,0

1,2

2310

231

277,2

1,0

1,2

2470

247

247

1,0

1,0

2500

250

250

1,0

1,0

3000

300

300

1,0

1,0

3100

356,5

310

1,15

1,2

3400

391

410

1,15

1,2

3500

402,5

420

1,15

1,2


 

б) Давление гидроразрыва

      Давление гидроразрыва необходимо  знать при определении конструкции  скважины, особенно глубины спуска  кондуктора, а также при цементировании  обсадных колонн.

      Расчет производится по формуле: 

 

Pгр - давление гидроразрыва;

Pпл – пластовое давление на глубине гидроразрыва;

Pₒ - геостатическое давление;

ν– принятое значение коэффициента Пуассона

      Ожидаемые величины давлений  гидроразрыва приводятся в геологотехническом  регламенте и в табл.3.

Таблица 3-Давления гидроразрыва

Глубина, м

Градиент давления

Давление гидроразрыва, кгс/см2

400

1,55

68,0

600

1,65

99,0

1000

1,63

163,0

1700

1,75

297,5

1850

1,77

327,45

2000

1,80

360,0

2500

1,83

457,5

3000

1,87

561,0

3100

1,88

582,5

3500

1,97

669,5


 

7. Возможные осложнения

        Судя по материалам пробуренных  в данном районе скважин, строительство  скважины 1 Изяславской площади характеризуется  следующими прогнозными условиями.

         Интервал 0-600 м, представленный чередованием  слабосцементированных песчаников, алевролитов и глин от антропогенового  до верхнемайкопского возраста, характеризуется низкими пластовыми  давлениями Рпл=0,8-0,9 Ргдс. Здесь возможны поглощения глинистого раствора различной интенсивности.

         Интервал 600-1700 м, представленный  майкопскими глинами, характеризуется  отсутствием коллекторов. Поровые  давления 1,25 раза превышают гидростатические (Рпор=1,25 Ргдс). Возможны обвалы, осыпи, кавернообразования.

         Интервал 1700-1835 м, представленный  глинисто-алевролитовыми породами  баталпашинской и хадумской свит, характеризуется повышенными поровыми  давлениями (Рпор=1,35 Ргдс).

         В случае присутствия коллектора  пластовое давление ожидается  равным 1,3 Ргдс (Рпл=1,3 Ргдс). Возможны нефтегазопроявления.

         Интервал 1835-2470 м, представленный  отложениями эоцена, палеоцена и  верхнего мела, характеризуется  нормальными условиями проводки  скважин (Рпл= Ргдс, Рпор=1,2 Ргдс). Из осложнений возможны осыпи.

         Интервал 2470-3100 м, представленный  нижнемеловыми отложениями, характеризуется  нормальными давления (Рпл= Ргдс=Рпор). Из осложнений здесь возможны газонефтепроявления и сужение ствола скважины против проницаемых пластов.

         Интервал 3100-3500 м, представленный  пермо-триасовыми и палеозойскими  отложениями, характеризуется повышенными  пластовыми давлениями (Рпор=1,2 Ргдс,  Рпл= 1,15 Ргдс). Возможны газонефтепроявления.

 

8. Применяемые циркулирующие рабочие агенты

В качестве циркуляционного  рабочего агента принимается глинистый  буровой раствор, так как он является наиболее дешевым и технологичным  промывочным раствором для бурения  скважин.                                               Согласно правилам [1] плотность бурового раствора в интервалах совместимых условий бурения должна определяться из расчета создания столбом бурового раствора гидростатического давления в скважине, превышающего пластовое (поровое) давление на величину:                                   - 10% для скважин глубиной до 1200 м, но не более 15 кгс/см2 (1,5 МПа);       - 5% для скважин глубиной от 1200 м до проектной глубины, но не более 25 - 30 кгс/см2 (2,5 - 3,0 МПа).

   С учетом данных ограничений потребная плотность раствора определяется по формуле:

 

где Рпл - пластовое (поровое) давление, Па; LK— глубина залегания кровли пласта с максимальным градиентом пластового давления от устья скважины, м; Кр - коэффициент репрессии для указанных выше глубин, он равен соответственно: Кр - 1,1 и Кр = 1,05. АР - превышение забойного давления над пластовым, для тех же глубин соответственно равно 1,5 и 2,5 — 3,0 МПа.

 Тогда плотность  бурового раствора при бурении  под эксплуатационную колонну  будет равна:

 
Фактическое значение плотности бурового раствора 1070 кг/м3 входит в вычисленный предел, следовательно, принимаем значение ρ= 1200 кг/м3.

9. Выбор типа и серии долота

 

      Рациональным типом долота данного размера для каждых конкретных геолого-технических условий бурения является такой тип, который при бурении в рассматриваемых условиях обеспечивает минимальную величину эксплуатационных затрат на 1 м проходки.

      Для бурения под эксплуатационную колонну диаметром 140 мм необходимо долото, диаметр которого можно определить по формуле:

dd = dм + A

где dм - диаметр муфты эксплуатационной колонны, dм= 159 мм; А - минимально допустимая разность диаметров муфт обсадных труб и скважины, мм. Значение А в зависимости от диаметра обсадных труб: для труб диаметром 140 мм, А=20 мм

dd=166 + 20=186мм.

      Правила [1] допускают отклонение от рекомендуемой величины А. Поэтому, исходя из практики бурения, выбираем долото диаметром 215,9 мм, которое обеспечит беспрепятственный спуск колонны до проектной глубины, качественное ее цементирование и предотвратит возможные осложнения.

Разнообразие механических свойств горных пород, глубина залегания, разные способы бурения обуславливают  использование различных конструкций  и типов долот.

Тип долота должен соответствовать  определенным свойствам горных пород, которые разбуриваются. Под свойствами горных пород в первую очередь  понимается их твердость и абразивность. Зависимость между твердостью и абразивностью горных пород изображена на графике 1.

 

 

График 1-Зависимость твердости  и абразивности

Для выбора типа породоразрушающего инструмента необходимо определить средние категории твердости Т и абразивности А по разрезу скважины (3):


 

 

 

 

где Ti - категория твердости пород i-й разновидности; mi - мощность i-ro прослоя горной породы, м; М - мощность выделенной пачки, м; А - категория абразивности пород i-й разновидности.


А=

Т=

        В соответствии с физико-механическими свойствами горных пород для бурения под эксплуатационную колонну и согласно МУ « Научные основы проектирования режимов бурения» выбираем тип долота Т. Учитывая тип долота и применяемый роторный способ бурения, выбираю долото - 215,9 Т-ГАУ. Выбираем тип опоры «АУ», т.к. на сегодняшний день наиболее совершенные долота с герметизированными опорами на подшипниках скольжения.

10. Выбор способа и режима бурения

Эффективность разрушения породы долотом зависит  от многих факторов: осевой нагрузки на долото, частоты его вращения, конструкции  долота, свойств породы, соотношения  давления промывочной жидкости на забой  скважины и порового давления в слоях  породы, прилегающих к забою, состава  и свойств промывочной жидкости и ряда других.

Совокупность  тех факторов, которые влияют на эффективность разрушения породы и  интенсивность износа долот и  которыми можно оперативно управлять  в период работы долота на забое, принято  называть режимом бурения, а сами факторы - параметрами режима. К параметрам режима бурения относятся осевая нагрузка на долото G, частота его вращения n. Сочетание этих параметров, при котором обеспечивается получение наилучших показателей работы долота, называется оптимальным режимом бурения.

Осевую нагрузку на долото можно определить по удельной нагрузке Руд (кН/м) (5):

G = Pуд∙Dд;   Отсюда G=700∙0,2159=150 кН                                                       

где Dд - диаметр долота, м.  В таблице 8 приведены     рекомендуемые     режимы эксплуатации трехшарошечных долот [МУ].

Таблица 8

Серия долота

n, мин-1

Руд, кН/мм

Способ бурения

ГАУ

35-70

0,6-0,8

Роторный

ГНУ

40-250

0,6-1,0

Роторный, ГЗД, электробурами с редукторными вставками

       

ГН

60-450

0,6-1,0

Роторный, ГЗД, электробурами

ГВ, ЦВ

60-450

0,7-1,2

Турбинный


При роторном бурении Рд и n зависят не только от механических свойств горных пород, прочности и долговечности самого долота, но и от прочности и жесткости бурильной колонны. С увеличением Рд возрастают напряжения сжатия в нижней части бурильной колонны и изгиба, а с повышением n - напряжения изгиба и частота продольных, а также крутильных колебаний, что может ускорить разрушение бурильных труб и особенно резьбовых соединений.

 

Для долот  диаметром от 190,5 до 295,3 мм частота  вращения не должна быть выше величины, которую можно оценить из соотношения:

n=882,9 ∙Dд / G,                                         

где Dд - диаметр долота, см.                                                                                 

n = 882,9 ∙ 21,59 / 150 =127 об/мин.

Для выбранного III 215,9 С3-ГНУ R53 рекомендуемые частоты вращения в пределах 50-140.Согласно техническому проекту окончательно выбираем значение частоты вращения 100 об/мин.

      

11. Проектирование бурильной колонны

Расчет  УБТ

Расчёт ведем  в соответствии с инструкцией  по расчёту бурильных колонн для  нефтяных и газовых скважин (6):

Компоновка  УБТ должна обеспечить заданную нагрузку на долото и необходимую жесткость  на изгиб.

Выбор диаметра основной ступени ( ) УБТ: при д = 215,9 м,  диаметр основной ступени =178 мм. Внутренний диаметр этих труб  = 80 мм, вес одного метра qm = 1530 Н. Эти трубы должны удовлетворять требованию минимальной жесткости, т. е. жесткость на изгиб основной ступени УБТ должна быть не меньше жесткости обсадной колонны, под которую ведется бурение, т. е. (EI)01>(EI)

или     

где , - наружный и внутренний диаметры 1-ой (основной) ступени УБТ; D0K, - наружный диаметр и толщина стенки обсадной колонны.

 

1.059> 0,802 — условие выполняется.

Диаметр нижней секции бурильной колонны необходимо принять равным 127 мм.

Для обеспечения  плавного перехода по жесткости от УБТ к бурильным трубам компоновка УБТ выполняется ступенчатой. Количество ступеней (промежуточных секций), должно быть таким, чтобы при переходе к  бурильным трубам и переходах  между ступенями выполнялись  условия:

                                              

                                              

где  - наружный диаметр бурильных труб 1-ой секции; i - порядковый номер ступени компоновки УБТ (снизу-вверх); n - количество ступеней компоновки УБТ.

Диаметр второй ступени будет составлять

0,75∙178≤D02≤178

133,5≤D02≤178

Этому условию  соответствуют трубы с наружным диаметром 146 мм (внутренний диаметр 74 мм, вес одного метра 958 Н), причем они обеспечивают плавный переход от УБТ к колонне бурильных труб. В связи с этим данная ступень является последней в компоновке УБТ.

Принимаю длину переходной ступени 12 м. Длину основной ступени УБТ вычисляю по формуле:

                 

где - приведенный вес 1 м длины i-ой секции УБТ, Н (кгс); - угол наклона профиля скважины на участке расположения КНБК. Для вертикального участка =0; Кд— коэффициент нагрузки на долото. При роторном способе бурения Кд = 1,333; - необходимая нагрузка на долото, Н (кгс); - плотность (удельный  вес) бурового раствора, г/см   (гс/см ); - плотность (удельный вес) УБТ, г/см

 

Общий вес  компоновки УБТ:

                                                       

Бурение скважин в Изяславском месторождении Арзгирского района Ставропольского края 📙 Курсовая → 🆔 41345

Бурение скважин в Изяславском месторождении Арзгирского района Ставропольского края 📙 Курсовая → 🆔 41345

Бурение скважин в Изяславском месторождении Арзгирского района Ставропольского края