Бурное развитие нефтяной промышленности

СОДЕРЖАНИЕ

1.Введение………………………………………………………………………                                                                                                            

2.Геологический раздел………………………………………………………...

 2.1.Краткие сведения о районе  работ…………………………………………

 2.2.Стратиграфический разрез скважины…………………………………….

 2.3.Нефтеносность……………………………………………………………...

 2.4.Водоносность……………………………………………………………….

 2.5.Газоносность………………………………………………………………..

 2.5.1.Нефтегазоводопроявления……………………………………………….

 2.5.2.Осыпи и обвалы стенок скважины………………………………………

 2.6.Геофизические исследования………………………………………………

 2.7.Возможные осложнения по разрезу скважины……………………………

 2.7.1.Поглощение бурового раствора………………………………………….

 2.7.2.Прихватообсадные зоны………………………………………………….

 2.7.3.Прочие возможные осложнения…………………………………………

 2.8.Испытание,освоение продуктивного пласта………………………………

3. Технологический раздел……………………………………………………..

 3.1.Выбор и расчет конструкции скважины………………………………….

 3.2.Выбор и расчет профиля наклонно-направленной скважины…………..

 3.3.Выбор типов буровых растворов по интервалам скважины…………….

 3.4.Расчет обсадных колонн……………………………………………………

 3.4.1.Расчет эксплуатационной колонны диаметром 0,146 м……………….

 3.4.2.Расчет технической колонны…………………………………………….

 3.4.3.Расчет кондуктора………………………………………………………...

 3.4.4.Расчет направления……………………………..………………………

 3.5.Расчет цементирования обсадных колонн………………………………..

 3.5.1.Расчет цементирования эксплуатационной колонны…………………..

 3.5.2.Расчет цементирования технической колонны…….……………………

 3.5.3.Расчет цементирования кондуктора………..…………………………….

 3.5.4.Расчет цементирования направления…………………………….………

3.6.Организационно – технические  мероприятия по повышению           крепления скважины…………………………………………………..…………

 3.6.1.Подготовка буровой установки к креплению скважины……….………

 3.6.2.Подготовка обсадных труб…………………………………………..……

 3.6.3.Выбор тампонажного материала…………………………………….…...

 3.6.4.Подготовка скважины к спуску обсадных труб…………………….…...

 3.6.5.Технологическая оснастка обсадной колонны……………………..……

 3.6.6.Цементирование обсадной колонны………………………………….….

 3.7.Выбор и расчет бурильной колонны………………………………….……

 3.8.Выбор буровой установки………………………………………………….

 3.9.Показатели работы долот и режимы бурения…………………………….

 3.10.Расчет гидравлических сопротивлений движущегося раствора в циркуляционной системе………………………………………………...

4.Охрана труда, природы и недр……………………………………………….

 4.1.Техника безопасности при бурении скважин…………………………….

 4.2.Производственная санитария………………………………………………

 4.3.Меры по обеспечению пожарной безопасности………………………….

 4.4.Охрана окружающей среды………………………………………………..

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

1.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 20 веке , когда стали широко применятся 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 и газ и продукты их пере работки 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 Южно-Межовской площади.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 2.  ГЕОЛОГИЧЕСКИ РАЗДЕЛ

2.1.   КРАТКИЕ   СВЕДЕНИЯ О РАЙОНЕ  РАБОТ

Таблица 1

 

Наименование

Значение (текст, название, величина)

Площадь (месторождение)

Южно-Межевская

Административное  расположение

Республика Область (край)

 Район

 

Россия

Пермская

Добрянский

Год ввода  площади в бурение

1997

Температура воздуха °С,

среднегодовая

наибольшая летняя

наименьшая  зимняя

+0,5-1

+35

-40

Среднегодовое количество осадков, мм

600-700

Максимальная глубина  промерзания грунта, м

1,0

Продолжительность отопительного периода в

году, сутки

 

226

Продолжительность зимнего периода в году; сутки.

 

167

 

Азимут преобладающего направления ветра, град.

нарппнаибольшая

Северо-восток

Наибольшая  скорость ветра

25


 

2.2. СТРАТИГРАФИЧЕСКИЙ РАЗРЕЗ СКВАЖИНЫ

Таблица 2

 

Глубина залегания, м

  • Стратиграфическое подразделение

 

 

Горная

порода

  

От (верх)

До (низ)
  • Индекс

название

  

0

50

 

  • Q

Четвертичные отложения

  • Глины,

  • суглинки, известняки,

  • доломиты

  

50

65

P1ir

  • Иреньский горизонт

Ангидриты, доломиты

  

65

125

P1fl

Филиповский горизонт

  • известняки,

доломиты

  

125

446

P1a

Артинский ярус

Известняки, доломиты, мергели

  

446

804

P1s+as

    • Сакмарский + ассельский

ярусы

Известняки, доломиты

  

804

928

C3

    • Верхний карбон

Известняки, доломиты

  

928

979

C2mc

    • Мячковский горизонт

Известняки, доломиты

  

979

1030

C2pd

    • Подольский горизонт

Известняки, доломиты

  

1030

1086

C2ks

Каширский горизонт

Известняки, доломиты, аргелиты

  
 

1086

1147

C2vr

Верейский горизонт

Аргелиты, алевролиты, доломиты, мергели, известняки

 

1147

1248

C2b

Башкирский ярус

Известняки

 

1248

1502

C1tl+V3

Сакмарский +верхневизейский  подъярус

Известняки, доломиты

 

1502

1512

C1tl (k)

Тульский горизонт  (карб)

Известняки, доломиты

 

1512

1558

 

C1tl (m) 

Тульский горизонт  (терр)

Аргелиты, алевролиты, песчаники

 

1558

1583

C1bb

Бобриковский горизонт

Аргелиты, алевролиты, песчаники

 

1583

1594

C1V1

Нижневизейский подъярус

Аргелиты, алевролиты, песчаники

 

 

1594

 

1635

 

C1t

 

Турнейский ярус

 

Известняки


 

 

 

 

 

 

 

 

2.3.   НЕФТЕНОСНОСТЬ

Таблица 3

 

  • Индекс стратиграфического подразделения
    • Интервал
    • (м)

Тип коллектора

Плотность

Кг/смЗ

Подвижность дарси на спз

Содержание серы, %

по весу

Содержание  парафина,

%по

весу

Свободный дебит

Т/сут

Параметры растворенного

газа

  

От (верх)

До (низ)

В пластовых услов

иях

После дегазации

Газо

вый фактор м3/Т

Содер жание НS %

Содер жание СО, %

Относи тельнопо

воздуху

плотность газа

Отметка

ВНК, м

C2b

1151

1166

поровый

трещ.

828

843

0,023

1,15

5,16

99

125

не опр.

1,5

1,383

-999

C1tl

  1422

1432

Гранул.

826

839

0,023

1,10

8,14

14,6

32

след

-

0,883

-1259

C1bb

1443

1448

Гранул.

826

839

0,023

1,10

8,14

14,6

32

след

-

0,883

-1274

C1t

1479

1499

Поровой

Трещ.

856

    873

0,018

1,45

4,13

-

39

     -

0,69

1,348

-1324


 

 

 

 

 

 

2.4. ВОДОНОСНОСТЬ


 

                                                                                                                                                                                                                          таблица 4

  • Индекс стратиграфического подразделения
    • Интервал
    • (м)

Тип коллектора

    • Плотность

гг/смЗ

Химический состав воды в мг эквивалентной форме

Степень минерализации

г/л

Тип воды по Сулину

Относится к источнику питьевого водоснабжения

(да, нет)

  

анионы

Катионы

  

От (верх)

До (низ)

 

Р1С3

753

804

Поров.

1026

62,1

4,1

0,15

1,7

0,71

39,105

107,865

нет

  

C2m

1020

1071

“

1165

159,8

0,73

0,07

17,77

4,19

79,02

261,58

нет

  

C2b-

C1V3

1166

1217

“

1175

175,43

1,31

0,23

18,36

4,7

106,26

303,67

нет

  

C1V1

1448

  1474

Гранулярный

1179

168,78

0,66

0,17

20,16

4,54

82,07

2276,38

нет

  

C1t

1520

 1530

Порово.

Трещ.

1180

173,34

0,74

0,15

16,76

4,11

89,45

284,55

нет

  

 

2.5.  ГАЗОНОСНОСТЬ

Свободный газ  отсутствует 

2.5.1. НЕФТЕГАЗОВОДОПРОЯВЛЕНИЯ

 

                                                                                                        Таблица 5.

 

Индекс стратиграфического подразделения

 

Интервал, м

    • Вид проявляемого флюида

(вода, нефть, конденсат,  газ)

    • Условия возникновения

    • Характеристика проявления

От (верх)

До (низ)

  • C2b
    		•

    1151

    1166

    Возможна нефть

    При бурении  с промывкой буровым раствором  с отклонением от заданных параметров.

    Пленка нефти

    C1tl

    1422

    1432

    Нефть

    C1bb

    1443

    1448

    Нефть

    C1t

    1479

    1499

    Нефть


     

     

     

     

      

     

     

     

     

     

     

     

     

     

     

     

     

     

     

     

     

     

     

     

     

    2.5.2. ОСЫПИ   И   ОБВАЛЫ   СТЕНОК   СКВАЖИНЫ

     

    Таблица 6.

     

     

    Индекс стратиграфического подразделения

     

    Интервал, м

      • Мероприятия по ликвидации последствий

     

    		  
     

    От (верх)

    До (низ)

    		  
     

      • Q

    0

    50
    1. Спуск направления и кондуктора
    2. Бурение с промывкой буровым раствором.
    3. Проработка ствола в интервалах обвалообразования.
    4. Промывка.
    5. Цементные мосты в отложениях верейского, тульского, бобриковского горизонтов и нижневизейского подъяруса.

    Применение ингибирующего безглинистого  бурового раствора.

    		  
     

    C2vr

    1086

    1147

    		  
     

    C1tl+bb

    +V1

    1375

    1474

    		  
         
         
         
         
         
         
         
         
         
         
         
         
         
         

    2.6. ГЕОФИЗИЧЕСКИЕ   ИССЛЕДОВАНИЯ

    Таблица 7 

    2.7.  ВОЗМОЖНЫЕ ОСЛОЖНЕНИЯ ПО РАЗРЕЗУ  СКВАЖИНЫ

    2.7.1. ПОГЛОЩЕНИЕ БУРОВОГО РАСТВОРА

     

                                                                                                                          Таблица 8

     

     

    Индекс стратиграфического подразделения

     

    Интервал, м

    Максимальная интенсивность поглощения

    м3/ч

    Условия возникновения

     

    От

    (верх)

    До

    (низ)

    Q

    0

    50

    Частичные

    Наличие

    высокопроницаемых пород

     

     

    Превышение  давления в скважине над пластовым.

    P1ir

    50

    65

    От частичных

    до полного  ухода

    P1a

    125

    446

    От частичных

    до полного  ухода

    C3

    804

    928

    От частичных

    до полного  ухода

    		  

    C1s + V3

    1208

    1408

    От частичных

    до полного  ухода

    		  

     

    2.7.2. ПРИХВАТООПСАДНЫЕ ЗОНЫ

    В интервалах обвалообразований. 

    2.7.3. ПРОЧИЕ   ВОЗМОЖНЫЕ   ОСЛОЖНЕНИЯ

     

    Таблица 9


     

     

     

     

     

     

     

     

     

     

     

     

     

     

     

     

     

     

     

     

     

     

     

     

    2.8. ИСПЫТАНИЕ,   ОСВОЕНИЕ,   ПРОДУКТИВНОГО   ПЛАСТА

    Таблица 10

    Индекс стратиграфического подразделения

    Номер объекта (снизу  вверх)

    Интервал  залегания

    объекта, м

    Интервал  установки цементного

    моста, м

    Тип конструкции

    продуктивного

    забоя

    Тип

    установки

    для испытания

    Пласт

    фонтанирующий

    (ДА,

    НЕТ)

    Количество

    Режимов

    (штуцеров

    испытания,

    шт.)

    Диаметр

    Штуцера,

    Мм

    Последовательный перечень

    операций вызова притока

    опорожнение

    колонны

    при

    испытании

    От (верх)

    До (низ)

    От (верх)

    До (низ)

    Макс. снижение

    Уровня, м

    Плотность жидкости

    Г/см3

    C1t

    1

    1479

    1499

    		    

    Цемент

    колонна

    Стационарная, передвижная

    Да

    3

    3,5,7

    Раствор,

    вода,

    аэрация, компрессор, свабирование.

    1020

    1,0

    C1bb+V1

    2

    1443

    1448

    1465

    1515

     

     
     

    передвижная

    Да

    3

    3,5,7

    947

    1,0

    C1t

    3

    1422

    1432

    1432

    1465

    Да

    3

    3,5,7

    937

    1,0

    C2b

    4

    1151

    1166

    1382

    1432

    Да

    3

    3,5,7

    763

    1,0


     

     

    3.   ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЙ   РАЗДЕЛ

     

    3.1 ВЫБОР КОНСТРУКЦИИ СКВАЖИНЫ

     

    Конструкция скважины определяется числом спущенных обсадных колонн, отличающихся друг от друга глубиной спуска, диаметром, толщиной стенки, группой прочности, применяемых долот по интервалам, а также высотой подъема цементного раствора в затрубном пространстве.

    Выбор числа  обсадных колонн и глубины спуска производится по совмещенному графику давления. Выбор конструкции скважины производится на основании геологических условии залегания пород, ожидаемых осложнений, глубины скважины и т.д.,

    На данной площади  для успешной проводки скважины спускаются следующие обсадные колонны:

    1. направление;  2. кондуктор;  3. техническая колонна;  4. эксплуатационная колонна.

    1. Направление – для перекрытия неустойчивых обваливающихся, осыпающихся пород, ликвидации зоны поглощения; цементируется до устья.
    2. Кондуктор - для перекрытия неустойчивых обваливающихся, осыпающихся пород, предупреждения прихвата бурильной колонны, перекрытия интервала поглощения и изоляции пресных подземных вод от загрязнения; цементируется до устья.
    3. Техническая колонна – для крепления верхних неустойчивых интервалов разреза, изоляции водоносных горизонтов от загрязнения.

    4.       Эксплуатационная колонна – для разобщения продуктивных горизонтов, извлечения нефти на поверхность при испытании; цементируется до устья.

    Расчет диаметров  обсадных колонн и долот производится с низу вверх.. Диаметр эксплуатационной колонны принимается из условия ожидаемого дебита и наличия эксплуатационного и ремонтного инструмента, оборудования, и принимается равным 0,146 м. по ГОСТ 632-80

    Определяется  диаметр долота под эксплуатационную колонну.

    где   -диаметр муфты эксплуатационной колонны;

    -зазор   между   муфтой    эксплуатационной   колонны    и   стенками скважины,  зависящий  от диаметра и типа соединения  обсадной  колонны профиля скважины, сложности геологических условии, выхода из под башмака предыдущей колонны и т.д; Принимается 0,02 м из опыта бурения. Принимается согласно ГОСТу 20692-75 диаметр долота 0,2159 м.

    Определяется  диаметр технической колонны  из условия прохождения

    долота по эксплуатационной колонне:

    где 0,006-0,008 м зазор между  долотом и внутренним диаметром  технической

    колонны.

    Принимается по ГОСТу 20692-75   0,245 м

    Определяется диаметр долота под  техническую колонну

     Принимается по ГОСТу 20692-75 0,2953 м.

    Определяется  диаметр кондуктора                       

    где 0,006-0,008 м  зазор между долотом и внутренним диаметром технической колонны.

    Принимается по ГОСТу 20692-75   0,324 м

    Определяется  диаметр долота под кондуктор

    Принимается по ГОСТу 20692-75 0,3937м.

    Определяется  внутренний диаметр направления.

    Принимается по ГОСТу 632-80 диаметр направления 0,426 м.

    Определяется  диаметр долота под направление.

    Принимается по ГОСТу 20692-75 диаметр долота равный  0,490 м.

     

     

     

     

     

     

     

     

     

     

     

     

     

     

     

     

     

     

     

     

     

     

     

     

     

  •  

     

     

     

     

    • КОНСТРУКЦИЯ СКВАЖИНЫ

    • Схема 1

     

      0,426м                         0,324м                              0,245м                      0,146м                                        


     

        20м

     Dд. =0,490м

     

                                            75м

                              Dд. =0,3937м

     

     

                                           

                                                                                   

                                                                                     300м

                                                                         Dд. =0,2953м

     

     

     

     

     

     

     

     

     

     

     

     

     

     

     

     

     

     

     

     

     

     

                                                                                       

                                                                               

                                                       

     

                                                                                                        1530

                                                                                                             Dд.=0,2159м                                                                                                                                       

     

     

     

     

      3.2.   ВЫБОР И РАСЧЕТ  ПРОФИЛЯ НАКЛОННО-НАПРАВЛЕННОЙ   СКВАЖИНЫ

     

    Принимается для бурения наклонно-направленной скважины. На данной площади 3-х участковый профиль, состоящий из вертикального участка, искривленного участка и прямолинейно-наклонного участка. Учитывается для расчета, что третий участок представляет приблизительно прямую линию. Глубина зарезки наклонного ствола на глубине 60 метров. Бурение искривленного участка осуществляется отклонителем ТО – 240. при бурении под эксплуатационную колонну для изменения направления ствола скважины используются отклонители ТО – 195, ШО – 195. первый спуск отклонителя осуществляется по меткам. Последующие ориентирования отклонителя на забое производится с помощью магнитного переводника, и 1,5-2 свечи из ЛБТ, и инклинометра. Интенсивность искривления участка набора кривизны, угла, (искривленного участка) принимается согласно инструкции.

    Расчет наклонного ствола скважины.

    Исходные  данные:

    Глубина скважины  Lв = 1500 м.

    Глубина зарезки наклонного ствола Нв = 100 м.

    Диаметр долота Dд. = 0,2953 м.

    Диаметр забойного двигателя Dз.д = 0,24 м.

    Длина отклонителя  от = 10 м.

    Длина забойного двигателя  2тсш = 17 м.

    Определяется радиус искривления ствола скважины:

    где: К – коэффициент, учитывающий ошибки в расчетах принимается (1,05 1,10)

    Определяются  минимальные радиусы искривленного  ствола скважины при использовании  различных забойных двигателей:

    где К1 – принимаемый зазор между забойным двигателем и стенкой скважины, в зависимости от твердости горных пород 2-6см;

    fзд – прогиб отклонителя, забойного двигателя в искривленном стволе скважины;

    I – момент инерции поперечного сечения забойного двигателя;

    Е – модуль Юнга; Е=2,1 107

    где: qзд – масса забойного двигателя длиной в1см. (кг).

    Так  как минимальные радиусы  меньше расчетного радиуса искривления  ствола скважины, то принимается R=600м.

    Определяется максимальный угол наклона ствола скважины

     

     

     

    где: А – проложение (м) –250м

    H=LB-HB=1500-100=1400м

              Определяется горизонтальная проекция участка набора кривизны

     

                Определяется горизонтальная проекция участка набора кривизны

     

              Определяется вертикальная проекция наклонного участка

     

              Определяется длина второго участка

     

              Определяется длина третьего участка

     

     

               Определяется горизонтальная проекция горизонтального участка

     

               Определяется длина наклонного участка

     

             Определяются коэффициенты приращения по интервалам наклонной скважины

     

     

     

     

     

     

     

     

     

     

     

     

     

     

     

    Профиль наклонной  скважины

     

    Схема 2                                                                             


     

                                                                  


              1  

     

                                         2


     

     

     

     

     

     

     

     

     

     

                         

     

     

          3

     

     

     

     

     

     

     

     

     

     

     

     

     

                                                    

     

     

     

     

     

     

     

     

     

     

     

     

     

    3.3. ВЫБОР   ТИПОВ   БУРОВЫХ   РАСТВОРОВ   ПО ИНТЕРВАЛАМ   СКВАЖИНЫ

    Бурное развитие нефтяной промышленности 📙 Курсовая → 🆔 41367

    Бурное развитие нефтяной промышленности 📙 Курсовая → 🆔 41367

    Бурное развитие нефтяной промышленности