Строительство наклонно-направленной эксплуатационной скважины

 

МИНИСТЕРСТВО  ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ АО

 

ГБОУ АО СПО «Астраханский  государственный политехнический  колледж»

 

 

 

 

 

Механическое отделение

 

 

Курсовая работа

 

                 по дисциплине «Технология бурения нефтяных и газовых скважин»

                  на тему: «Строительство наклонно-направленной эксплуатационной скважины»

 

 

 

 

 

                                                                                          Выполнил студент гр. БС- 401

                                                                            

Аскеров Р. Ш.

 

                                                                Проверил преподаватель: 

                                                 

Журавлёв Г. И.

 

 

 

 

 

 

 

 

Астрахань 2013 г.

Содержание

 

1. ВВЕДЕНИЕ
2. ГЕОЛОГИЧЕСКИЙ РАЗДЕЛ
1. КРАТКИЕ СВЕДЕНИЯ О РАЙОНЕ РАБОТ
2. ГЕОФИЗИЧЕСКИЕ ИССЛЕДОВАНИЯ
3. ОСЫПИ И ОБВАЛЫ СТЕНОК СКВАЖИНЫ
4. НЕФТЕГАЗОВОДОПРОЯВЛЕНИЯ
5. ПРОЧИЕ ВОЗМОЖНЫЕ ОСЛОЖНЕНИЯ
3. ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЙ РАЗДЕЛ
1. ВЫБОР КОНСТРУКЦИИ СКВАЖИНЫ
2. ВЫБОР И РАСЧЕТ ПРОФИЛЯ НАКЛОННО-НАПРАВЛЕННОЙ СКВАЖИНЫ
3. ВЫБОР ТИПОВ БУРОВЫХ РАСТВОРОВ ПО ИНТЕРВАЛАМ СКВАЖИНЫ
4. РАСЧЕТ ОБСАДНЫХ КОЛОНН
5. РАСЧЕТ ЦЕМЕНТИРОВАНИЯ ОБСАДНЫХ КОЛОНН
6. ОРГАНИЗАЦИОННО-ТЕХНИЧЕСКИЕ МЕРОПРИЯТИЯ ПО ПОВЫШЕНИЮ КРЕПЛЕНИЯ СКВАЖИНЫ
7. ВЫБОР И РАСЧЕТ БУРИЛЬНОЙ КОЛОННЫ
8. ВЫБОР БУРОВОЙ УСТАНОВКИ
9. СОСТАВЛЕНИЕ РТК

3.10. РАСЧЕТ ГИДРАВЛИЧЕСКИХ СОПРОТИВЛЕНИЙ ДВИЖУЩЕГОСЯ БУРОВОГО РАСТВОРА В ЦИРКУЛЯЦИОННОЙ СИСТЕМЕ

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

 

 

 

1. ВВЕДЕНИЕ

 

В данное время Россия занимает одно из лидирующих мест среди нефтяных держав в добыче нефти и газа, что несет большие  прибыли нефтегазодобывающим компаниям.

Нефтяной  комплекс в настоящее время обеспечивает значительный вклад в формирование положительного торгового баланса  и налоговых поступлений в  бюджеты всех уровней. Этот вклад  существенно выше доли комплекса  в промышленном производстве. Достаточно сказать, что из всех видов энергетических ресурсов около двух третей потребностей обеспечивается за счет углеводородов. Невозможно представить сегодня  современный транспорт и все  многообразие двигательной техники  без горюче-смазочных материалов, основой которых служат нефть  и газ.

Имеются следующие  особенности развития нефтегазовой отрасли России:

- основной  эксплуатационный фонд скважин  России был создан в 1970-1980х  годах, а срок жизни скважины  по проекту был заложен в  пределах 20-25 лет, и на 2005-2010гг. пришёлся  основной пик выхода скважин  из эксплуатационного фонда;

- баланс  прироста запасов по России  на начало 2000 годов отрицателен,  разведанных запасов хватит на 15-30 лет, а переход на массовый  импорт нефти и нефтепродуктов  для России из стран OPEC не  реален из-за катастрофических  последствий для всей промышленности.

Данная  работа представляет собой проект строительства  эксплуатационной скважины. Основной целью проекта является строительство  качественной, с точки зрения надежности и долговечности скважины.

Важной  задачей работы является рассмотрение высокоэффективной и безопасной технологии крепления скважины, с  высокими технико-экономическими показателями.

Эксплуатация  нефтяных и газовых месторождений  продолжается в течении многих десятилетий, поэтому многие из известных крупных  залежей значительно истощены. Имея развитую нефтедобывающую и нефтеперерабатывающую  инфраструктуру, регион крайне заинтересован  в восполнении топливно-энергетических ресурсов. Особенно ценными являются запасы качественного углеводородного  сырья в пределах известных и  эксплуатируемых месторождений. Так  как их вовлечение в эксплуатацию не требует дополнительных затрат на развитие новых инфраструктур, как  это происходит в отдельных регионах.

 

2. ГЕОЛОГИЧЕСКИЙ РАЗДЕЛ

 

2.1 КРАТКИЕ СВЕДЕНИЯ О РАЙОНЕ РАБОТ

 

Таблица 1

Наименование	Значение (текст, название, величина)
Площадь (месторождение)	Ножовское
Административное расположение Республика Область (край) Район	Россия Пермский Частинский
Год ввода площади в бурение	1968
Температура воздуха °С, среднегодовая наибольшая летняя наименьшая зимняя	+1,5 +35 -43
Среднегодовое количество осадков, мм	518
Максимальная глубина промерзания  грунта, м	1,6
Продолжительность отопительного периода  в году, сутки	224
Продолжительность зимнего периода  в году; сутки.	167
Азимут преобладающего направления  ветра, град. нарппнаибольшая	225
Рельеф местности	Всхолмленная равнина, пересеченная долинами речек, ручьев и оврагов
Состояние местности	Наличие логов
Толщина, см - снежного покрова - почвенного  слоя	55 – 60 20 – 30
Растительный покров	Смешанный лес
Категория грунта	Вторая

 

 

2.2 ГЕОФИЗИЧЕСКИЕ ИССЛЕДОВАНИЯ

 

Таблица 2

Наименование исследований	Масштаб	Замеры и отборы
		на глубине, м	в интервале, м
			от	до
ГК, ННК, АК с ВС, ДС, БК, ИК, ГГЦ	1:500	70	0	70
ГК, ННК, АК с ВС, ДС, ГГЦ, ЭМДСТ	1:500	550	70	550
Ст. каротаж, КС, ПС, ДС, ГК, ННК, АК с ВС	1:500	1300	550	1300
Ст. каротаж, КС, ПС, ДС, ГК, ННК, АК с ВС	1:500	1619	1250	1619
БКЗ, БК, МБК, ИК, АК с ВС, ДС, ГГПК, МЗ, Рез	1:200	1300	1200	1300
БКЗ, БК, МБК, ИК, АК с ВС, ДС, ГГПК, МЗ, Рез	1:200	1619	1440	1619
АК с ВС, ГГЦ, ЭМДСТ	1:500	1619	0	1619
АК с ВС, ГГЦ, ЛМ, Терм.	1:500	1619	1200	1619
Инклинометрия с шагом 25 м			0	110
Инклинометрия с шагом 5 м через 50 м проходки			110	256
			880	1010
Инклинометрия с шагом 10 м через 150 м проходки			256	880
			1010	1619
Работа с телесистемой			550	1619
Станция ГТИ			550	1619

 

2.3 ОСЫПИ  И ОБВАЛЫ СТЕНОК СКВАЖИНЫ

 

Таблица 3

Индекс стратиграфическо-го подразделения	Интервал, м		Мероприятия по ликвидации последствий
	От (верх)	До (низ)
Q+P2u	0	505	Спуск направления, кондуктора, технической  и эксплуатационной колонн. Бурение с промывкой  буровым раствором в соответствии с установленными показателями. Проработка ствола в интервалах обвалообразования. Промывка многоцикловая. Установка цементного моста в процессе бурения не позднее, чем через 36 часов после вскрытия верейских отложений.
C2vr	1180	1237
C1tl(терр.)+C1bb+ C1v1	1520	1567

 

 

2.4 НЕФТЕГАЗОВОДОПРОЯВЛЕНИЯ

 

Таблица 4

Индекс стратиг-рафичес-кого подраз-деления	Интервал по стволу, м		Вид проявля-емого флюида	Условия возникновения	Характер проявле-ний
	от (верх)	до (низ)
C2vr	1226	1237	нефть	При бурении с промывкой буровым  раствором с отклонением параметров, указанных в ГТН	Пленка нефти
C2b	1298	1309	нефть		Пленка нефти
C1tl	1530	1541	нефть		Пленка нефти
C1t	1587	1598	нефть		Пленка нефти

 

2.5 ПРОЧИЕ  ВОЗМОЖНЫЕ ОСЛОЖНЕНИЯ

 

Таблица 5

Индекс стратигра-фического подразделе-ния	Интервал по стволу, м		Вид осложнения	Условия возникновения
	от (верх)	до (низ)
P1ar-C3	584	954	проявление пластовых вод с  сероводородом	При бурении с промывкой буровым  раствором плотностью менее 1000 кг/м3
C1t	1567	1619	провалы инструмента	Наличие пористокавернозных зон

 

 

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:

Шахтовое  направление – для перекрытия неустойчивых обваливающихся, осыпающихся пород, ликвидации зоны поглощения; цементируется до устья.

Кондуктор - для перекрытия неустойчивых обваливающихся, осыпающихся пород, предупреждения прихвата бурильной колонны, перекрытия интервала поглощения и изоляции пресных подземных вод от загрязнения; цементируется до устья.

Техническая колонна – для крепления верхних  неустойчивых интервалов разреза, изоляции водоносных горизонтов от загрязнения.

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

Расчет  диаметров обсадных колонн и долот производится снизу вверх. Диаметр эксплуатационной колонны принимается из условия ожидаемого дебита и наличия эксплуатационного и ремонтного инструмента, оборудования, и принимается равным 0,168 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 условий, выхода из под башмака предыдущей колонны и т.д. Принимается 0,01 м из опыта бурения.

Принимается согласно ГОСТу 20692-75 диаметр долота 0,2159 м.

Определяется  диаметр технической колонны  из условия прохождения долота под эксплуатационную колонну

 

 

где 0,006 0,008 м – зазор между долотом и внутренним диаметром технической колонны. Принимается диаметр технической колонны по ГОСТу 632-80 0,245 м.

Определяется  диаметр долота под техническую  колонну

 

,

 

где диаметр муфты технической колонны;

 зазор между муфтой технической  колонны и стенками скважины, зависящий от диаметра и типа  соединения обсадной колонны,  профиля скважины, сложности геологических  условий, выхода из под башмака  предыдущей колонны и т.д. Принимается  0,015 м из опыта бурения.

Принимается диаметр долота по ГОСТу 20692-75 0,2953 м.

Определяется  диаметр кондуктора из условия прохождения долота под техническую колонну

 

,

 

где 0,006 0,008 м – зазор между долотом и внутренним диаметром кондуктора. Принимается диаметр кондуктора по ГОСТу 632-80 0,324 м.

Определяется  диаметр долота под кондуктор

 

,

 

где диаметр муфты кондуктора

 зазор между муфтой кондуктора и стенками скважины, зависящий от диаметра и типа соединения обсадной колонны, профиля скважины, сложности геологических условий, выхода из под башмака предыдущей колонны и т.д. Принимается 0,025 м из опыта бурения.

Принимается диаметр долота по ГОСТу 20692-75 0,3937м.

Определяется диаметр шахтового направления из условия прохождения долота под кондуктор

 

,

 

где 0,006 0,008 м – зазор между долотом и внутренним диаметром шахтового направления. Принимается по ГОСТу 632-80 диаметр шахтового направления 0,426 м.

Определяется  диаметр долота под шахтовое направление

 

,

 

где диаметр муфты шахтового направления

 

 зазор между муфтой шахтового направления и стенками скважины, зависящий от диаметра и типа соединения обсадной колонны, профиля скважины, сложности геологических условий, выхода из под башмака предыдущей колонны и т.д. Принимается 0,06 м из опыта бурения.

Принимается по ГОСТу 20692-72 диаметр долота равный 0,6 м.

КОНСТРУКЦИЯ СКВАЖИНЫ

 

Схема 1

 

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 110 метров. Бурение искривленного участка осуществляется отклонителем 2ТО – 240. При бурении под эксплуатационную колонну используется забойный двигатель 3ТСШ1 – 195 и Д2 – 195. Первый спуск отклонителя осуществляется по меткам. Последующие ориентирования отклонителя на забое производятся с помощью телесистемы 3ТС – 172, магнитного переводника и 2 УБТ. Интенсивность искривления участка набора кривизны, угла (искривленного участка) принимается i10=1o.

Расчет  наклонного ствола скважины

Исходные  данные:

Глубина скважины .

Глубина зарезки наклонного ствола .

Диаметр долота .

Диаметр забойного двигателя  .

Длина отклонителя  .

Длина забойного двигателя  .

Проложение  .

Определяется  радиус искривления ствола скважины:

 

,

 

где коэффициент, учитывающий ошибки в расчетах, принимается .

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

;

;

;

;

;

;

,

 

где принимаемый зазор между забойным двигателем и стенкой скважины, в зависимости от твердости горных пород ;

 прогиб отклонителя, забойного  двигателя в искривленном стволе  скважины;

 момент инерции поперечного  сечения отклонителя, забойного двигателя;

 модуль Юнга; ;

 масса забойного двигателя длиной в 1м, кг.

Так как минимальные радиусы меньше расчетного радиуса искривления ствола скважины, то принимается .

Определяется  максимальный угол наклона ствола скважины

 

 

  .

Определяется  горизонтальная проекция искривленного участка

.

Определяется  вертикальная проекция искривленного  участка

.

Определяется  вертикальная проекция прямолинейного наклонного участка

.

Определяется  горизонтальная проекция прямолинейного наклонного участка

.

Определяется  длина искривленного участка

.

Определяется  длина прямолинейного наклонного участка

.

Определяется  длина наклонного участка

.

Определяются  коэффициенты приращения по интервалам наклонной скважины

;

.

 

3.3 ВЫБОР  ТИПОВ БУРОВЫХ РАСТВОРОВ ПО  ИНТЕРВАЛАМ СКВАЖИНЫ 

 

Типы буровых растворов выбираются по интервалам бурения с учетом геолого-технических условий, опыта проводки скважины на данной площади с целью предупреждения осложнений, снижения проницаемости продуктивных пластов и получения максимальных технико-экономических показателей бурения скважины.

Бурение под шахтовое направление в интервале от 0 до 10 м производится «всухую» шнеком .

Бурение под кондуктор от 10 до 70 м производится долотом на глинистом растворе с .

Бурение под техническую колонну от 70 до 512 м производится долотом на глинистом растворе с .

Бурение под эксплуатационную колонну:

в интервале  от 510 до 1518 м производится долотом на технической воде с , остальные параметры не регулируются;

в интервале  от 1518 до 1559 м производится долотом на безглинистом растворе на основе хлорида натрия и хлорида калия с , фильтрация , , корка – пленка;

в интервале  от 1559 до 1622 м производится долотом на безглинистом растворе на основе полисахаридов с , фильтрация , , корка – пленка.

Определяется  плотность бурового раствора из условия  предупреждения проявления.

.

С целью  предупреждения проявления продуктивного  пласта и осложнений вышележащих  пластов принимается , со следующими параметрами: , фильтрация , , корка – пленка.

Определяется  количество материалов для приготовления  и обработки бурового раствора по интервалам:

1) Интервал бурения 10 – 70 м:

.

2) Интервал бурения 70 – 512 м:

.

3) Интервал бурения 512 – 1518 м:

.

4) Интервал бурения 1518 – 1580 м:

.

5) Интервал бурения 1580 – 1622 м:

 

,

 

где объем мерников, м3;

коэффициент кавернозности;

коэффициент, учитывающий потери бурового раствора от фильтрации;

коэффициент, учитывающий потери бурового раствора при его очистке.

Для приготовления  бурового раствора применяется гидросмеситель УС – 6 – 30. Для обработки бурового раствора химическими реагентами применяют глиномешалку МГ2 – 4.

Для очистки  бурового раствора применяется циркуляционная система: 2 вибросита (DERRICK), гидроциклон DS2, илоотделитель D-RND-SM-4-16, центрифуга, ёмкость-отстойник 10 – 20 м3.

 

3.4 РАСЧЕТ  ОБСАДНЫХ КОЛОНН

 

РАСЧЕТ  ЭКСПЛУАТАЦИОННОЙ КОЛОННЫ

Исходные  данные:

1. Глубина скважины по стволу .

2. Глубина скважины по вертикали .

3. Интервал цементирования чистым цементом (от башмака эксплуатационной колонны до глубины на 200 м выше кровли верхнего продуктивного пласта).

4. Интервал цементирования облегченным цементным раствором .

5. Пластовое давление .

6. Давление опрессовки .

7. Плотность цементного раствора .

8. Плотность облегченного цементного раствора .

9. Плотность бурового раствора .

10. Плотность жидкости затворения .

11. Снижение уровня жидкости в скважине .

12. Жидкость при снижении уровня в колонне .

13. Плотность нефти .

14. Зона эксплуатационного объекта .

15. Запас  прочности на смятие  .

16. Запас прочности на внутреннее давление .

17. Запас  прочности на растяжение  .

Расчет  на избыточные наружные давления, ведется:

а) Для окончания цементирования колонны

б) При  окончании эксплуатации

 Определяются наружные, избыточные давления в зоне продуктивного пласта с учетом коэффициента запаса смятия

Этому значению соответствует обсадные трубы  по ГОСТу 632-80, группы прочности Д, диаметром 0,168 м, толщина стенки , , , , масса 1-го погонного метра.

Определяются  внутренние, избыточные давления

т.к. , то ;

Строятся  эпюры наружных и внутренних избыточных давлений

 

Схема 2

 

 1 см=1 Мпа

Определяется  коэффициент запаса прочности на внутреннее давление

.

Определяется  длина эксплуатационной колонны  из условия страгивания

.

Принимается эксплуатационная колонна с толщиной стенки 0,0073 м, длиной 1619 м.

Определяется масса обсадной колонны

.

Конструкция эксплуатационной колонны диаметром 0,168 м группы прочности Д.

 

Таблица 6

№ секции
1	7,3	1622	0,4882

 

РАСЧЕТ  ТЕХНИЧЕСКОЙ КОЛОННЫ

Исходные  данные:

1. Длина технической колонны .

2. Диаметр технической колонны по ГОСТу 632-80, группа прочности Д, толщина стенки , , , , масса одного погонного метра.

3. Глубина  скважины по вертикали  .

4. Плотность  нефти  .

5. Пластовое  давление  .

6. Давление  опрессовки  .

7. Плотность цементного раствора .

8. Плотность бурового раствора .

Определяется  наружное избыточное давление

Определяется  внутреннее избыточное давление на устье скважины

.

Определяется  коэффициент запаса прочности на внутреннее давление

.

Определяется  коэффициент запаса прочности на страгивание или на растяжение

.

Определяется масса технической колонны

.

 

РАСЧЕТ КОНДУКТОРА

Исходные  данные:

1. Длина кондуктора .

2. Диаметр  кондуктора  по ГОСТу 632-80, группа прочности Д, толщина стенки , масса одного погонного метра.

Определяется  масса кондуктора

.

 

РАСЧЕТ  ШАХТОВОГО НАПРАВЛЕНИЯ

Исходные  данные:

1. Длина  шахты .

2. Диаметр шахты , толщина стенки , масса одного погонного метра.

 

Определяется  масса шахты

.

 

3.5 РАСЧЕТ  ЦЕМЕНТИРОВАНИЯ ОБСАДНЫХ КОЛОНН

 

РАСЧЕТ  ЦЕМЕНТИРОВАНИЯ ЭКСПЛУАТАЦИОННОЙ КОЛОННЫ

Исходные  данные:

1. Длина колонны по стволу .

2. Интервал цементирования облегченным цементным раствором .

3. Интервал цементирования чистым цементным раствором .

4. Высота цементного стакана .

5. Интервал буферной жидкости по затрубному пространству .

6. Диаметр  долота  .

7. Диаметр эксплуатационной колонны .

8. Плотность цементного раствора .

9. Плотность облегченного цементного раствора .

10. Плотность бурового раствора .

11. Водоцементное отношение облегченного цементного раствора .

12. Водоцементное отношение цементного раствора .

Определяется  объем буферной жидкости

.

Определяется  объем чистого цементного раствора

 

 

 

где коэффициент кавернозности.

Определяется  объем облегченного цементного раствора

.

Определяется  количество сухого цемента в цементном  растворе

.

Определяется  количество сухого цемента в облегченном цементном растворе

 

.