ФЕДЕРАЛЬНОЕ
АГЕНСТВО ПО ОБРАЗОВАНИЮ
ГОСУДАРСТВЕННОЕ
ОБРАЗОВАТЕЛЬНОЕ УЧРЕЖДЕНИЕ
ВЫСШЕГО
ПРОФЕССИОНАЛЬНОГО ОБРАЗОВАНИЯ
ТЮМЕНСКИЙ
ГОСУДАРСТВЕННЫЙ НЕФТЕГАЗОВЫЙ УНИВЕРСИТЕТ
(ТюмГНГУ)
ИНСТИТУТ
НЕФТИ И ГАЗА
Кафедра
бурения нефтяных
и газовых скважин
Курсовой
проект
на тему:
Проект
на заканчивание нефтяной добывающей
горизонтальной скважины глубиной 2910
м на Маслиховском месторождении
по дисциплине:
Заканчивание скважин
118.ЗС.КП.325.09.ПЗ
Руководитель:
|
Исполнитель: |
| к.т.н.,
доцент
______________ В.П. Овчинников
(подпись)
«_____»_________2009
(дата)
________________
(оценка) |
студент гр. НБ-05-2
_______ М.П. Морозов
(подпись)
«______»___________2009
(дата) |
2009
Содержание
| |
|
стр. |
| Введение
............................................……………………………………… |
|
| 1. |
Исходные
данные для составления проекта………………………… |
|
| 2. |
Обоснование и
проектирование конструкции скважины…………... |
|
| 3. |
Выбор материалов
для цементирования скважины………………… |
|
| 4. |
Расчет обсадных
колонн на прочность……………………………… |
|
| 5. |
Обоснование технологической
оснастки……………………………. |
|
| 6. |
Обоснование способа
и скорости спуска обсадной колонны……… |
|
| 7. |
Подготовка
ствола скважины и осадных колонн
к спуску………… |
|
| 8 |
Обоснование способа
цементирования. Расчет технико-технологических
параметров цементирования……………………... |
|
| |
8.1.Обоснование
потребного объема материалов для приготовления
тампонажного раствора……………………………... |
|
| 9. |
Обоснование числа
смесительных машин и цементировочных
агрегатов при закачивании и
продавливании тампонажных растворов………………………………………………………………. |
|
| |
9.1.Определение
времени цементирования…………………………. |
|
| 10. |
Разработка
технологической системы обвязки
цементировочной техники………………………………………………………………… |
|
| 11. |
Обоснование способа
контроля качества цементирования………... |
|
| 12. |
Обоснование способа
вскрытия продуктивного горизонта………... |
|
| 13. |
Выбор способа
освоения скважины. Расчет технологических
параметров…………………………………………………………….. |
|
| 14. |
Вопросы охраны
труда, окружающей среды и техники
безопасности…………………………………………………………... |
|
| Список
использованных источников……………………………………... |
|
Введение
Территориально участок
расположен в пределах Западно-Сибирской
равнины, Ханты-Мансийского автономного
округа – Югра, Тюменской области, в западной
части Сургутского района. В физико-географическом
отношении район строительства входит
в лесную зону и представляет собой плоскую
слабодренированную равнину, занятую
обширными труднопроходимыми болотами
и многочисленными озёрами и реками различных
размеров.
Заболоченные
пространства покрыты угнетённым лесом
хвойных пород.
На
рассматриваемой площади отсутствуют
сельскохозяйственные угодья, земли кочевых
родовых общин оленеводов, а также зон
особо охраняемых территорий (заповедники,
исторические и архитектурные памятники
археологии и этнографии), к которым предъявляются
повышенные гигиенические требования.
Данная
площадь не является особо охраняемой
природной территорией Республиканского
и Федерального значения.
Ближайший
населенный пункт – г. Лянтор, расположенный
юго-восточнее от площадок строительства
на расстоянии 21,5 км.
Ситуационная
карта-схема Маслиховского месторождения
представлена на рисунке 1.
Рисунок1 - Ситуационная
карта-схема расположения Маслиховского
месторождения.
Рельеф
местности района строительства
характеризуется, сравнительно ровный,
с перепадом высот не более 50 м на 1 км,
не оказывающий значительного воздействия
на распространение загрязняющих веществ
в атмосфере.
В
связи с этим маловероятна возможность
образования длительных застоев
вредных веществ в сочетании
слабых ветров с температурными инверсиями.
Для района характерен
резкий континентальный климат с продолжительной
холодной зимой и непродолжительным тёплым
летом, а также неблагоприятными
условиями рассеивания
вредных примесей.
Сведения о
районе буровых работ представлена
в таблице 1.
Таблица
1.1- Сведения о районе буровых работ
| Месторождение
(площадь)
|
Маслиховское |
| Административное
положение
-область
-округ
-район
|
Тюменская
Ханты-Мансийский
Сургутский |
| Температура
воздуха, 0 С
-среднегодовая
-наибольшая летняя
-наименьшая
зимняя
|
-3,1
+34
-49 |
| Максимальная
глубина промерзания грунта, м
|
2,0 |
| Продолжительность
отопительного периода, сутки
|
257 |
| Азимут
преобладающего направления ветра,
градус |
225 |
| 2 Наибольшая
скорость ветра, м/с
|
20-25 |
| Годовая
норма осадков, мм |
567 |
| Средняя
относительная влажность, % |
70-82 |
| Многолетне
мерзлые породы, м
- кровля
- подошва |
170
230 |
1.
Исходные данные
для составления
проекта
Таблица
1.2 – Стратиграфический разрез скважины,
элементы и коэффициент кавернозности
пластов
|
Глубина залегания, м. |
Стратиграфическое
подразделение |
Коэффициент
кавернозности в интервале |
| от
(верх) |
до
(низ) |
название
|
индекс |
| 0 |
30 |
Четвертичные
отложения |
Q |
1,50 |
| 30 |
100 |
Журавская свита |
P3/3
|
1,50 |
| 100 |
210 |
Новомихайловская
свита |
P3/2
|
1,50 |
| 210 |
320 |
Атлымская свита |
Р3/1-P3/2
|
1,50 |
| 320 |
480 |
Тавдинская свита |
Р2/3-Р3/1 |
1,50 |
| 480 |
695 |
Люлинворская
свита |
P2 |
1,25 |
| 695 |
810 |
Талицкая свита |
Р1 |
1,25 |
| 810 |
900 |
Ганькинская свита |
K2 |
1,25 |
| 900 |
1075 |
Березовская свита |
K2 |
1,25 |
| 1075 |
1105 |
Кузнецовская
свита |
K2 |
1,25 |
| 1105 |
1950 |
Покурская свита |
K2 |
1,25 |
| 1950 |
2138 |
Алымская свита |
K1 |
1,25 |
| 2138 |
2360 |
Сангопайская свита |
K1 |
1,25 |
| 2360 |
2580 |
Усть-балыкская свита |
K1 |
1,25 |
| 2580 |
2880 |
Сортымская свита |
K1 |
1,25 |
| 2880 |
2910 |
Баженовская свита |
J3 |
1,25 |
|
Таблица 1.3 –
Литологическая характеристика разреза
скважины
| Индекс
стратиграфического подразделения |
Интервал
по вертикали, м |
Стандартное
описание горной породы: полное название,
характерные признаки (структура, текстура,
минеральный состав и т.п.) |
| от
(верх) |
до
(низ) |
| Q |
0 |
30 |
Озерно-аллювиальные
супеси, серые и желтовато-
серые пески с
прослоями серых и коричневых
охристых
песчаных глин и суглинков. |
| P3/3 |
30 |
100 |
Глины, алевриты глинистые,
зеленовато-серые,
тонкослоистые, с
прослоями диатомитов и
кварцевых
песков. |
| P3/2 |
100 |
210 |
Неравномерное переслаивание
глин коричневато-
серых, алевритовых
с песками светло-серыми,
мелкозернистыми, кварц-полевошпатовыми
с
прослоями
бурых углей и лигнита. |
| Р3/1-P3/2 |
210 |
320 |
Пески светло-серые,
средне- и мелкозернистые,
кварцевые. Глины
буровато-серые, алевритовые с
включениями
растительного детрита. |
| Р2/3-Р3/1 |
320 |
480 |
Глины зеленовато-серые,
тонкослоистые,
листоватые с примесью
алевритового материала. В
верхней части с прослоями
тонкозернистого
кварцевого песка,
включениями сидерита и
известняка. |
| P2 |
480 |
695 |
Глины серые, с зеленоватым
оттенком, в нижней
части опоковидные,
переходящие в глинистые опоки,
в верхней части -
диатомовые с включениями
глауконита,
пирита и фауны. |
| Р1 |
695 |
810 |
Глины темно-серые
слабоалевритовыми с
линзочками
кварц-глауконитовых песчаников. |
| K2 |
810 |
900 |
Глины светло-серые,
зеленовато-серые,
известковистые с
обильной фауной, с прослоями
мергеля и
кварцево-глауконитового алевролита. |
| K2 |
900 |
1075 |
Нижняя подсвита сложена
серыми, голубовато-
серыми опоками
и опоковидными глинами с
прослоями алевритов,
реже песчаников. Верхняя
подсвита представлена
серыми, местами голубовато-
зеленоватыми,
слабоопоковидными глинами. |
| K2 |
1075 |
1105 |
Глины зеленовато-серые,
неслоистые, с мелкими
линзами песка
и примесями глауконита. |
| K2 |
1105 |
1950 |
Чередование слабо
уплотненных песков, песча-
ников, глин и алевролитов.
Пески и песчаники серые,
зеленовато-серые, рыхлые
или
слабосцементированные,
в различной степени
глинистые, слюдистые,
местами известковистые.
Глины темно-серые, плотные,
с обильным углистым
детритом, обогащенные
алевритовым и песчаным
материалом. Для всей
толщи характерна
неправильная, часто
косая слоистость, намывы
растительного
детрита. |
| K1 |
1950 |
2138 |
Верхняя подсвита сложена
глинами с включениями
глауконита, сидерита,
изредка глинистых
известняков. Нижняя
подсвита представлена
переслаиванием глин
и алевролитов серых с
песками и песчаниками
светло-серыми,
мелкозернистыми,
аркозовыми. |
| K1 |
2138 |
2360 |
Переслаивание песчаников,
алевролитов и
аргиллитов. Песчаники
светло-серые,
мелкозернистые, полимиктовые,
с углистым
детритом. Аргиллиты
и алевролиты серые,
слоистые. |
| K1 |
2360 |
2580 |
Частое чередование
песчаников, алевролитов и
агриллитов. Аргиллиты
темно-серые, плотные,
алевритистые, слюдистые.
Песчаники серые, мелко-
и среднезернистые,
кварцево-полевошпатовые с
известковистым
и глинистым цементом. |
| K1 |
2580 |
2880 |
Аргиллиты, темно-серые
и серые, преимущественно
тонкоотмученные, с
редкими прослойками
алевролитов серых,
часто известковистых и
песчаников глинистых.
В нижней части свиты
выделяется песчано-алевритовая
ачимовская
толща, характеризующаяся
клиноформным
строением. Песчаники
серые, мелкозернистые,
слюдистые, с прослоями
темно-серых аргиллитов,
характеризующихся
сложными флюидальными и
подводно-оползневыми
текстурами. |
| J3 |
2880 |
2910 |
Аргиллиты черные с
буроватым оттенком,
однородные, слабоалевритистые,
плитчатые и
массивные, с плоским
и раковистым изломом,
иногда с повышенным
содержанием кремнистого или
карбонатного материала,
битуминозные.
Встречаются стяжения
пирита. В аргиллитах
отмечается изобилие
углефицированных рыбных
остатков, раковин
пелиципод. |
|
Индекс
стратигра-фического подразде-ления |
Интервал,
м |
Градиенты
давлений |
|
от
(верх) |
до
(низ) |
Пластового |
гидроразрыва
пород |
Горного |
Температура
в конце интервала |
| KГC/CM2
HA M |
источ-ник
полу-чения |
KГC/CM2 HA M |
источ-ник
полу-чения |
KГC/CM2 HA M |
источ-ник
полу-чения |
0С |
источ-ник
полу-чения |
| от
(верх) |
До (низ) |
от (верх) |
до (низ) |
от (верх) |
до (низ) |
|
| Q-P2/3
Р2/3-K2
K2-K1
K1
J3 |
0
480
1105
2445
2880 |
480
1105
2445
2880
2910 |
0,100
0,100
0,100
0,102
0,112 |
0,100
0,100
0,100
0,102
0,112 |
расчет
расчет расчет расчет
расчет |
0,20
0,18
0,16
0,16 |
0,22
0,20
0,18
0,16
0,16 |
ПАЗ
ПАЗ
ПАЗ
ПАЗ
ПАЗ |
0.22
0.22
0.22
0.22 |
0.22
0.22
0.22
0.22
0.22 |
ПГФ
ПГФ
ПГФ
ПГФ
ПГФ |
2,5
3
3,2
3,5
3,5 |
РФЗ
РФЗ
РФЗ
РФЗ
РФЗ |
|
| Индекс
стратиграфического подразделения |
Интервал
по вертикали, м |
Максимальная
интенсивность поглощения, м3/час |
Условия
возникновения |
| от (верх) |
до (низ) |
| Q-P2/3
K2-K1
K1-J3
|
0
1105
2138
|
480
1950
2910
|
до 5,0
до 7,0
до 3,0
|
Отклонение
параметров промывочной жидкости
раствора
от проектных |
|
| Индекс
стратиграфи-
ческого
подразделения |
Интервал
по вертикали, м |
Интенсив-ность
осыпей и обвалов |
Проработка
в интервале из-за этого осложнения |
Условия
возникновения |
| от
(верх) |
до
(низ) |
мощность, м |
скорость, м/час |
| Q-P2/3 |
0 |
480 |
интенсивные |
480 |
100-120 |
Нарушение технологии
бурения,
отклонение параметров
промывочной
жидкости от проектных,
длительные
простои при
бурении |
| P2/3-
K1 |
480 |
2138 |
слабые |
1658 |
100-120 |
| K1- J3 |
2138 |
2910 |
слабые |
772 |
100-120 |
|
Таблица 1.7 - Прогноз
возможных НГВП
| Индекс
стратиграфического подразделения |
Интервал
по вертикали, м |
Вид проявляемого
флюида (вода, нефть, газ) |
Условия
возникновения |
| от
(верх) |
до (низ) |
|
| K2-K1
K1(АС11)
K1(АС11)
K1(БС40(2))
K1(БС40(2))
J3(ЮС0) |
1105
2253
2261
2445
2454
2880 |
1950
2258
2265
2450
2457
2910 |
вода
нефть
вода
нефть
вода
нефть |
Отсутствие
постоянного долива жидкости в скважину
во время
подъёма инструмента,
проведение геофизических, ремонтных
и прочих работ без циркуляции промывочной
жидкости, во время простоев, применение
промывочной жидкости с плотностью ниже
значений, заложенных в проекте |
|
| Индекс
стратиграфического подразделения |
Интервал
по вертикали, м |
Условия
возникновения |
| от
(верх) |
до
(низ) |
Q-P2/3
|
0
|
480
|
Отклонение параметров
бурового раствора от проектных, плохая
очистка
ствола скважины
от шлама |
Р2/3-J3 |
480 |
2910 |
Отклонение параметров
промывочной жидкости от проектных,
нахождение
бурильной колонны
и геофизических приборов без
движения более
регламентирущего
времени, плохая очистка ствола скважины
от шлама,
сужение ствола
скважины |
|
| Индекс
стратигра-фического подраз-деления |
№ объекта
(снизу вверх) |
Интервал
залегания объекта по вертикали/
по стволу |
Опорожнение
колонны при освоении |
| от (верх) |
до
(низ) |
максимальное
снижение уровня, м |
плотность жидкости,
кг/м3 |
| J3(ЮС0) |
1 |
2880 |
2910 |
- |
- |
|
Таблица 1.11 –
Тип и параметры буровых растворов
Номер
раствора |
Интервал,
м |
Параметры
бурового раствора |
от
(верх) |
до
(низ) |
Плот-ность,
г/см3 |
Услов.
вязкость, сек. |
Водо-отдача,
см3/ 30мин. |
СНС, дПа
через |
корка,
мм |
рН |
пластическая
вяз-кость, мПа·с |
динамичес-кое
напряжение сдвига, дПа |
10сек |
10мин |
| 1
2
2
3 |
0
750
1100
2830 |
750
1100
2830
2885 |
1,1-1,2
1,04-1,1
1,1-1,16
1,2 |
60-100
18-30
30-40
35-45 |
12-18
12-18
8-12
5-8 |
20-30
1-5
15-40
15-30 |
40-60
8-10
20-60
25-42 |
2,0
1,5
1,5
0,5 |
-
7-8
7-8
- |
-
8-11
11-25
15-18 |
-
30-40
40-80
125-137 |
|
Примечание: 1- глинистый раствор, 2 - глинистый
на основе акриловых полимеров (рецептура
2), 3 – СБРК.
2.
Обоснование и
проектирование конструкции
скважины
Выбор и проектирование конструкции
скважины производим согласно положениям
[4] в два этапа. На первом этапе обосновываем
количество обсадных колонн, глубины их
спуска. На втором - размеры колонн,
диаметры долот, интервалы цементирования.
При этом учитываем накопленный опыт строительства
скважин на Западно-Ермаковском месторождении.
Опытное число промежуточных
колонн, глубины установки их
башмаков при проектировании
конструкции скважины определяем
графически, по числу зон с
несовместимыми условиями бурения,
которые строим согласно сопоставления
градиентов пластового давления, давлений
гидроразрыва пластов, прочности и устойчивости
пород.
В соответствии с требованиями
строим совмещенный график пластовых
давлений и гидроразрыва пород
(рис.2.1).
По совмещенному графику давлений
и геологическому материалу определяем
число и интервал спуска обсадных колонн,
которые перекрывают зоны возможных осложнений
при бурении.
Глубины спуска направления и
кондуктора определяем на основе
опыта бурения на данной площади.
Диаметр эксплуатационной колонны
выбираем, исходя из ожидаемых суммарных
дебитов, габаритов оборудования, которое
должно быть спущено в данную колонну
для обеспечения заданных дебитов, проведения
геофизических исследований, опробования
продуктивных пластов. Диаметры промежуточных
колонн и кондуктора, а также диаметры
долот для бурения под каждую колонну,
в соответствии с [4] находим из следующих
соотношений:
Диаметр ствола скважины под
обсадную колонну с наружным
диаметром по муфте определяем
по формулам:
dд
= dм + Δн
,мм
(2.1)
(dн)пред
= dд +2( Δв + δ), мм
(2.2)
где: Δв
– радиальный зазор между долотом и внутренней
поверхностью той колонны, через которую
оно должно проходить при бурении скважины
(Δв больше 3-5 мм);
Δн
– разность диаметров между муфтой обсадной
колонны и стенкой ствола скважины;
δ-
наибольшая возможная толщина стенки
труб данной колонны, мм.
Расчетные
значения диаметров долот уточняются
по ГОСТ-20692-75, а для обсадных труб
по ГОСТ-630-80.
Рисунок 2.1 – Совмещенный
график изменения градиентов давлений
Ожидаемый суммарный дебит 150
м3/сут. Принимаем диаметр эксплуатационной
колонны dн= 168мм. Диаметр долота
для бурения под эксплуатационную колонну:
ΔН=25
мм;
dн=168,3
мм;
dм=187,7
мм;
Δв=5
мм;
δ=12,1 мм;
dд=187,7
+ 25=212,7 мм.
Согласно ГОСТ 20692-75 принимаем диаметр
долота под эксплуатационную
колонну равный 215,9 мм.
Определяем диаметр кондуктора:
(dн)к
= 215,9 +2 (5 + 12,1)= 250,1 мм;
принимаем
диаметр кондуктора 245 мм.
Определяем диаметр долота под
кондуктор:
ΔН=25
мм;
dн=244,5 мм;
dм=269,9
мм;
Δв=5 мм;
δ=13,8 мм;
dд=269,9
+ 25=294,9 мм.
Принимаем диаметр долота под
кондуктор 295,3 мм.
Аналогично считаем диаметр
обсадной трубы и долота для направления.
Результаты
сводим в таблицу 2.1
Таблица 2.1 -
Конструкция скважины
| Наименование
колонны, номер колонны в порядке
спуска |
Диаметр
колонны, м |
Интервал
установки колонны, м |
Расстояние
от устья до уровня подъема тамп.
раствора за колонной, м |
Изготовление
обсадных труб |
Тип соедине-ния |
| По
верти-кали |
По стволу |
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
5 |
6 |
1
Направление |
0,324 |
0 - 30 |
0 - 30 |
0 |
ГОСТ 632-80 |
Трубы с
корот-кой треуго-льной резьбой |
2
Кондуктор |
0,245 |
0 - 750 |
0 - 759 |
0 |
| 3
Эксплуатационная |
0,168 |
0 - 2830 |
0 - 2929 |
600 |
| 4
Хвостовик (не цементируемый) |
0,114 |
2730-2885 |
2780-3120 |
2580 |
| 5
Открытый ствол |
0,91 |
2885-2910 |
3120-3707 |
- |
|
|
|
