Проект проводки эксплуатационной скважины глубиной 2500м на месторождении Жетыбай

МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ  И НАУКИ РЕСПУБЛИКИ КАЗАХСТАН

Казахский национальный технический  университет имени К.И. Сатпаева

Кафедра «Технология и техника  бурения скважин»

КУРСОВАЯ РАБОТА

На тему: «Проект проводки эксплуатационной скважины глубиной 2500м на месторождении Жетыбай»

                                                                           5В070800

                                                                        (шифр и наименование специальности)

Выполнил:

Липатов И.Б   

                                                                 Преподаватель:

                                                                   Аршидинова Махирам Тургановна                                                                                                                 

                                                                      «19»          марта              2013год

Алматы 2013

Содержание:

Введение……………………………………………………………………...3

1. Геологическая часть
1. Общие сведения………………………………………………………4
2. Литология …………………………………………………………….4
3. Нефтегазоносность …………………………………………………..5
4. Осложнение при бурении ……………………………………………6
2. Техническая и технологическая часть
1. Выбор и обоснование способа бурения……………………………..8
2. Проектирование и обоснование конструкции скважины…………..9
3. Выбор диаметров обсадных колонн и долот………………………..13
4. Совмещённый график давлений……………………………………..16
5. Выбор бурового раствора ……………………………………………17
6. Гидравлический расчет промывки скважины ………………………19
7. Выбор буровой установки…………………………………………… 24
8. Выбор параметров режима бурения …………………………………27
9. Техника безопасности и охрана окружающей среды …………….. .30

    Заключение ………………………………………………………………...…33

    Список используемой  литературы  …………………………………………34

Введение

Необходимость быстрейшего  развития экономики нашей страны ставит перед работниками нефтяной промышленности задачу - повысить эффективность  и улучшить качество бурения. Эта  задача включает в себя как количественный рост, так и качественный: совершенствование  техники и технологии бурения  скважин, повышение производительности буровых работ и снижение их себестоимости. Немалые резервы заключаются  в совершенствовании качества вскрытия нефтяных и газовых пластов при  бурении, ускорении опробования  и испытания, в совершенствовании  конструкций скважин и уменьшению металлоемкости, в повышении долговечности  крепления и разобщения нефтегазоводоносных горизонтов.

В настоящее время к  строительству скважины предъявляются  значительно более жесткие экологические  и экономические требования. Строительство  скважины и ее эксплуатация должны оказывать минимальное влияние  на экосистему. Разработка месторождения  должна преследовать цель не максимально  быструю его выработку, а наибольшую его нефтегазоотдачу с причинением минимального ущерба окружающей среде.

Целью данного курсового  проекта является закрепление теоретических  знаний по дисциплине "техника и технология в нефтегазовой отросли" и получение практических инженерных навыков при решении вопросов связанных с расчётом и креплением обсадных колонн, выбора бурового раствора, режима бурения и буровой установки.

1. Геологическая часть
1. Общие сведения

          Месторождение Жетыбай расположено  в западной части полуострова  Мангышлак и по административному  подчинению входит в часть  Каракиякского района Мангистауской области Республики Казахстан. Ближайшие к месторождению населенными пунктами являются  поселок Жетыбай (1км), районный центр Курык (60 км), город Новый Узень (70 км), город Актау 80 км.

В орфографическом отношении  район представляет собой слабобезхолменное обширное плато, плато погружается в юго-западном направлении. Отметки рельефа изменяются от 145 до 170 метров.

Климат района резко континентальный. Атмосферных осадков выпадает до 140 мм в год. Абсолютная максимальная температура воздуха +47*С, абсолютно минимальная -35*С. Среднегодовая температура воздуха +10*С, район характеризуется сильными ветрами и пыльными бурями. Преобладают ветры северо-восточного направления. Глубина промерзания грунта достигает 1 метра.

Промышленная нефтегазоносность месторождения установлена в 1961 году. Добыча нефти из месторождения ведется НГДУ "Жетыбайнефть" производственного объединения "ММГ". Эксплуатационное бурение проводится Жетыбайским управлением буровых работ.

2. Литология

 Месторождение Жетыбай  приурочено к крупной  антиклинальной  складке субширотного простирания. По структурной поверхности 1 юрского горизонта размеры ее 22х6 км при амплитуде поднятия 65 метров. Структура довольно пологая. Углы падения увеличивается с глубиной от 2 30 до 5 .

Глубокими разведочными скважинами на месторождении вскрыта трехкилометровая толща осадочных пород от верхнетриасового  до четвертичного возраста, из который отложения юрской системы являются промышленно-нефтеносными.

Юрская система представлена нижним, средним и верхним отделами. Отложения юры  характеризуются  чередованием прослоев песчаников, алеврагитов, глин и аргиллитов общей толщиной 1300 м. Толщина отложений нижней юры 100-120 метров. Среднеюрский отдел состоит из отложений ааленского , байосского и батского ярусов.

В разделе ааленского яруса выделены ХIII  и XII  горизонты. Общая толщина отложений 165-200 метров.

В байосском ярусе выделены XI, X, IX, VIII, VII горизонты. Обща толщина отложений 335-365 метров.

В батском ярусе выделены VI, V, IV, III продуктивные горизонты. Общая толщина яруса 225 метров.

Верхний отдел состоит  из келловейского, оксфордского и кемериджского ярусов. В нижней части келловийского яруса выделяется I и II продуктивные горизонты. Общая толщина верхнего отдела 450-460 метров. В разрезе юрских отложений выделено 13 продуктивных  горизонтов.

По данным промысловой  геофизики, анализ характера насыщения  песчаных пластов и прослоев  песчано-глинистых пачек XI горизонта позволил выявить следующую закономерность: песчаные пласты даже при относительно хорошей коррелируемости на различных участках площади месторождения можно включать залежи нефти самостоятельными ВНК, то есть иногда эти песчаники насыщены водой на более высоких гипсометрических отметках, по сравнению с нефтеносными.

Геолого-промыслового материала по Жетыбайскому месторождению указывает на возможность наличия трех мало амплитудных тектонических нарушений - одного продольного и двух поперечных.

Описанные нарушения являются пока только предполагаемыми. Для их более обоснованного подтверждения  необходимы дополнительные данные, которые  могут быть получены при дальнейшем разбуривании залежей и особенно при проведении гидропрослушивания между скважин расположенными в соседних блоках.

1.3 Нефтегазоносность

Со времени последнего утверждения в ГКЗ запасов  нефти и газа в 1970 году на месторождении  Жетыбай пробурено более 300 скважин, получены новые данные, уточняющие строение залежей, их границы, распределение  по ним  нефтенасыщенной и газонасыщенной мощности.

В связи с этим для составления  проекта разработки рассматриваемых  залежей необходимо было произвести переоценку запасов с учетом данных по вновь пробуренных скважинам  по состоянию на 1 января 1976 года.

Прежде всего необходимо отметить, что за время после утверждения запасов на месторождении была открыта еще одна нефтяная залежь, связанная с верхней пачкой IV горизонта. Оценка подсчетных параметров этой залежи для определения содержащихся в ней запасов нефти приведены выше, при изложении геологического строения и характеристики залежей IV горизонта.

Увеличение запасов нефти  залежи подгоризонта V_б связано с увеличением площади нефтеносности в основном в районе восточной приклинали и юго-восточного крыла, где отметка ВНК, вместо ранее принятой - 1770м, взята по данным скважины 703, равной - 1779м. Площадь залежи увеличилась более чем на 407 км² (8,5%), кроме того в том районе рядом скважин (709, 737) вскрыта нефтенасыщенная мощность более 20м. Так, что частично увеличение запасов осуществлено и за счет некоторого роста средней нефтенасыщенной мощности.

По залежи подгоризонта V_в наибольшее увеличение запасов нефти произошло за счет роста средней нефтенасыщенной мощности. Наибольшие изменения имеются в запасах свободного газа.

В основе роста запасов  свободного газа по подгоризонту VIIIа+б лежит увеличение на 40% (6,7км²) площади газоносности и среднего значения газонасыщенной мощности на 0,6м, что составляет 22% от ранее утвержденной.

В целом по месторождению  в пределах рассматриваемых горизонтов (IV-XIII), балансовые запасы нефти увеличились на 9,2% (30 млн.т) против утвержденных ГКЗ. Однако следует отметить, что в это число входят запасы нефти залежи IV горизонта (19,3 млн.т), которые в ГКЗ не рассматривались. Таким образом по существу разница состоит 10,7 млн.т или 3,3 %.

Сравнительно наиболее благоприятными условиями обладают залежи подгоризонтов V_а  и V_б, по которым большая часть запасов нефти связана с нефтяной зоной.

Залежь подгоризонта V_в единственная, в которой запасы нефти сосредоточены во всех возможных для нефтегазовых залежей зонах - газонефтяной и водонефтяной, причем в последнем заключена почти половина всех запасов.

За период прошедшей после  утверждения запасов нефти и  газа (1970-1980гг) получен обширный положительный  материал, уточняющий представление  о геологическом строении залежей  и объемах нефти и газа. Так  за указанный период на месторождении  пробурено 700 скважин, получены новые  данные по опробованию скважин. При  рассмотрении в 1980 году проекта разработки данного месторождения представленного  институтом КазНИПИнефть Центральная комиссия по разработке обязала институт представить в 1981 году проект кондиции в ГКЗ СССР и подсчет балансовых запасов нефти в месторождении Жетыбай. В ЦКЗ Миннефтепрома институтом КазНИПИнефть была выполнена работа по переоценке балансовых запасов нефти и газа. В начале 1981 года КазНИПИнефть совместно с ВНИИ составили проект кондиции.

4. Осложнение при бурении

         Анализ результатов бурения скважин на этих участках показывает, что добывающие скважины в при контурных зонах целесообразно бурить в начале разработки этих зон. В дальнейшем, при достаточных темпах разработки и активности контурных вод бурение добывающих скважин в этих зонах могут быть нерентабельным из-за обводнения, а бурение нагнетательных скважин может быть отменено.

        В ГНЗ и зонах НПК бурение скважин должно осуществляться согласно проекту с реализацией проектных давлений нагнетания 17 МПа.

         Уменьшение фонда скважин против проекта связано также и недостаточным количеством бурения новых скважин. За период 1989-1995 годов пробурено по проекту 145 скважин, в том числе 67 добывающих и 78 нагнетательных из 583 запроектированных ( 426 добывающих + 162 нагнетательных ).

 Представляет интерес  результаты бурения новых скважин.  С этой целью проанализированы показателивсех пробуренных за последние 5 лет (1991-1995 годы) 206 новых добывающих скважин с начала их эксплуатации. Из них в действующем фонде 1995 года находилось 152 скважины ( 23 % фонда ), из которых было добыто 202 тысячи тонн нефти, что составляет 30% годовой добычи.

2. Техническая и технологическая часть
1. Выбор и обоснование способа бурения

         Выбор наиболее эффективного способа бурения, одна из ответственных задач при проектировании и разработке технологии бурения, потому, что способ бурения в процессе проводки скважины определяет такие показатели как режим бурения, гидравлическую программу, бурильный инструмент, тип буровой установки и в конечном итоге технологию крепления скважины.

          Способ бурения выбираем с  учетом особенностей и условий  проходки скважины на Жетыбайском нефтегазоконденсатном месторождении и руководствуясь следующими данными:

         - глубина бурения

         - физико-механические свойства горных  пород, подлежащих разбуриванию

         - профиль скважины

         При этом следует принять во  внимание область рационального  использования того или иного способа бурения.

         Рассмотрим область рационального  использования роторного способа  бурения:

         -  бурение глубоких интервалов  скважины шарошечными долотами, где необходимо максимально увеличить  проходку за рейс и оптимальные  значения скорости вращения долота, которые находятся в пределах 35-150 об/мин;

         - разбуривание мощных толщ пластических глин, плотных глинистых сланцев и других пород, в которых целесообразно применять энергоемкие трёхлопастные и трехшарошечные долота с крупными зубцами и большим шагом, где необходимо создавать высокие скорости истечения жидкости из насадок – (100-120 м/с), и требуется реализация в долоте значительной части гидравлической мощности, развиваемой буровыми насосами;

         - при бурении опорно-технологических  скважин

         - при бурении с отбором керна;

         Исходя из опыта ранее пробуренных  скважин на данной площади,  а также области рационального  применения тех или иных способов  проводки скважин, выбираем роторный  способ бурения.

2. Проектирование и обоснование конструкции скважины

         Под конструкцией скважины поднимают совокупность данных о количестве и глубинах спуска обсадных колонн, диаметрах обсадных колонн, диаметрах ствола скважины для каждой из колонн и интервалах цементирования.

         Выбор конструкции скважины –  основной этап ее проектирования  и должен обеспечить высокое  качество строительства скважины  как долговременно эксплуатируемого  объекта, предотвращения аварий  и осложнений в процессе бурения  и создания условий для снижения  затрат времени и материально-технических  средств на бурение.

         Выбор конструкции скважины зависит  от целого ряда факторов:

         - назначение скважины;

         - глубина скважины;

         - особенности геологического строения  месторождения и степень изученности  его;

         - геолого-физическая характеристика  пород: устойчивость, величины пластового  давления и давление поглощения;

         - состав пластовых жидкостей;

         - профиль скважины;

         - способ бурения и уровень  развития технологии бурения  в данном районе;

         - метод вскрытия перспективного  продуктивного пласта;

         - экономические факторы.

         Конструкция скважины должна  обеспечивать:

         - доведение скважины до проектной  глубины;

         - предотвращение аварий и осложнений  в процессе бурения;

         - осуществление заданных параметров, способов вскрытия и методов  эксплуатации продуктивных горизонтов;

         - минимальные затраты на строительство  скважины как законченного объекта  в целом.

         Количество обсадных колонн, необходимых  для обеспечения перечисленных  требований, проектируется, исходя  из несовместных условий бурения  отдельных интервалов скважины.

         Под несовместимостью условий  бурения понимают такое их  сочетание, когда заданные параметры  технологических процессов бурения нижележащего интервала скважины вызовут осложнения в пробуренном вышележащем интервале, если последний не закреплен обсадной колонной, а поведение дополнительных технологический мероприятий по предотвращению этих осложнений невозможно, или экономически нецелесообразно.

         Для проектирования конструкции  скважины на месторождении Жетыбай  используем метод построения  совмещенного графика изменения коэффициента аномальности пластовых давлений (К_а), индекса давления поглощения (К_п) и относительной плотности промывочной жидкости (ρ) в зависимости от глубины.

         Под коэффициентом аномальности понимают отношения пластового давления к гидростатическому давлению столба жидкости высотою от устья скважины до рассматриваемой точки пласта

К_а=Р_пл/Р_гст=Р_пл/ ρ_вgz

         Где Р_пл – пластовое давление на глубине Z от устья скважины, Па

         Р_гст – условное гидростатическое давление, Па

         ρ_в – плотность пресной воды, ρ_в=1000 кг/м³

             g – ускорение земного притяжения, g=9,81 м/с²

             Z – глубина подошвы пласта

         Под индексом давления понимают  отношения давления, при котором  возникает поглощение промывочной  жидкости в пласт, к гидравлическому  давлению столба пресной воды  высотою от устья скважины  до рассматриваемой точки поглощающего  пласта:

К_п=Р_п/Р_гст= Р_п/ ρ_вgz

         Р_п – давление поглощения промывочной жидкости в пласт на глубине Z, Па

        Давление  поглощения определяем по эмпирической  формуле:

Р_п=(0,75÷0,95)Р_гр

Р_гр=0,0083*Z+0.66*P_пл

         Под относительной плотностью  бурового раствора понимают отношение  плотности промывочной жидкости  к плотности пресной воды:

ρ_о= ρ_пж/ ρ_в

        Подставляя  значения Р_пл, Р_п, Р_гр через К_а, К_п, ρ_о в неравенство (соблюдаемое во избежание газонефтепроявлений и поглощений в процессу бурения)  Р_пл<Р_п<Р_гр, после преобразования получим неравенство безразмерных величин:

К_а < ρ_о < K_п

         Минимально необходимую величину  ρ_о для предотвращения притока пластовых жидкостей и газов определяем по формуле:

ρ_о=К_р*К_а

         где К_р – коэффициент резерва, изменяющийся в зависимости от глубины скважины (значение К_р приведены в таблице 1)

        Таблица 1 - Значение коэффициента резерва

         Исходя из данных таблиц и  выше указанных формул определяем  значения К_а, К_п, ρ_о по интервалу глубин:

1. Z=60м:

К_а=0,9*10⁶/(1000*9,81*60)=1,53

Р_гр=0,0083*60+0,66*0,9=1,09

Р_п=0,95*1,09=1,037

К_п=1,037*10⁶/(1000*9,81*60)=1,76

ρ_о=(1,1÷1,15)*1,53=(1,68÷1,76)

2. Z=550м:

К_а=1,8*10⁶/(1000*9,81*550)=0,33

Р_гр=0,0083*550+0,66*1,8=5,7

Р_п=0,95*0,33=5,4

К_п=5,4*10⁶/(1000*9,81*550)=1

ρ_о=(1,1÷1,15)*0,33=(0,36÷0,38)

3. Z=870м:

К_а=3,1*10⁶/(1000*9,81*870)=0,36

Р_гр=0,0083*870+0,66*3,1=1,9,3

Р_п=0,95*9,3=8,8

К_п=8,8*10⁶/(1000*9,81*870)=1,03

ρ_о=(1,1÷1,15)*,36=(0,4÷4,1)

4. Z=1200м:

К_а=4,8*10⁶/(1000*9,81*1200)=0,4

Р_гр=0,0083*1200+0,66*4,8=13

Р_п=0,95*13=12,4

К_п=12,4*10⁶/(1000*9,81*1200)=1,05

ρ_о=(1,1÷1,15)*0,4=(0,44÷0,46)

5. Z=1460м:

К_а=5,2*10⁶/(1000*9,81*1460)=0,36

Р_гр=0,0083*1460+0,66*5,2=15,6

Р_п=0,95*15,6=14,8

К_п=14,8*10⁶/(1000*9,81*1460)=1,04

ρ_о=(1,05÷1,1)*0,36=(0,38÷0,4)

6. Z=1710м:

К_а=9,3*10⁶/(1000*9,81*1710)=0,55

Р_гр=0,0083*1710+0,66*9,3=20,3

Р_п=0,95*20,3=19,3

К_п=19,3*10⁶/(1000*9,81*1710)=1,15

ρ_о=(1,05÷1,1)*0,55=(0,58÷0,61)

7. Z=1950м:

К_а=10,6*10⁶/(1000*9,81*1950)=0,55

Р_гр=0,0083*1950+0,66*10,6=23,2

Р_п=0,95*23,2=22

К_п=22*10⁶/(1000*9,81*1950)=1,15

ρ_о=(1,05÷1,1)*0,55=(0,58÷0,61)

8. Z=2120м:

К_а=12,9*10⁶/(1000*9,81*2120)=0,62

Р_гр=0,0083*2120+0,66*12,9=26,11

Р_п=0,95*26,11=24,8

К_п=24,8*10⁶/(1000*9,81*2120)=1,2

ρ_о=(1,05÷1,1)*0,62=(0,65÷0,68)

9. Z=2340м:

К_а=14,7*10⁶/(1000*9,81*2340)=0,64

Р_гр=0,0083*2340+0,66*14,7=29,1

Р_п=0,95*29,1=27,7

К_п=27,7*10⁶/(1000*9,81*2340)=1,2

ρ_о=(1,05÷1,1)*0,62=(0,67÷0,7)

10.  Z=2500м:

К_а=15*10⁶/1000*9,81*2500=0,61

Р_гр=0,0083*2500+0,66*15=30,65

Р_п=0,95*30,65=29,1

К_п=29,1*10⁶/1000*9,81*2500=1,23

ρ_о=(1,04÷1,07)*0,61=(0,63÷0,65)

Результаты вычислений занесены в таблице 3

Таблица 3 - значения К_а, К_п, ρ_о по интервалу глубин

         Используя данные таблицы 3 строим совмещенный график изменения К_а, К_п, ρ_о с глубиной Z (для определения количества и глубины спуска обсадных колонн).

         Для успешной проводки проектируемой  скважины необходимо перекрыть  интервалы обсадными трубами,  а также:

         - с целью перекрытия и крепления  верхнего интервала, а также  обвязки устья скважины с циркуляционной  системой на глубину 100м спускаем  – шахтовое направление;

         - с целью перекрытия неустойчивых  отложений, а также для установки  на нем противовыбросового оборудования (ПВО), на глубину 550м спускаем  – кондуктор;

         - с целью перекрытия неустойчивых  пород и изоляции возможного  поглощения бурового раствора, на  глубину 1710м спускаем – промежуточную  колонну;

         - с целью перекрытия и разобщения  продуктивных отложений с последующей  их эксплуатации, на глубину 2500м  спускаем – эксплуатационную  колонну.

3. Выбор диаметров обсадных колонн и долот

         На втором этапе разработки  конструкций скважины, после того, как было определено необходимое  количество обсадных колонн, приступают  к согласованию диаметров обсадных  колонн и долот.

         Расчет диаметров ведется снизу-вверх,  за исходный размер принимается  диаметр эксплуатационной колонны  или конечный диаметр ствола  скважины.

         Диаметр долота для бурения  под обсадную колонну определяется  по ее габаритному размеру.  С таким расчетом, чтобы обсадная  колонна свободно проходила по  стволу скважины с регламентированным  радиальным зазором, который определяется  в зависимости от диаметра  обсадной колонны. Расчетный диаметр  долота определяется по формуле:

D_д.р.=d_м+2δ

         где d_м – диаметр муфты

         Затем по расчетному диаметру  находим ближайший нормализованный  диаметр D_н.д. согласно ГОСТу 20692-80

         Установленный таким образом  D_н.д. позволяет рассчитать внутреннийй диаметр обсадной колонны

d_вн= D_н.д.+2∆

         где ∆ - радиальный зазор между долотом и стенкой обсадной трубы,       ∆=5-10мм.

         По известному внутреннему диаметру  обсадной трубы с использованием  ГОСТа 632-80 подыскивается нормализованный  диаметр обсадной колонны и выявляется дополнительная толщина стенки трубы