Технология бурения нефтяной скважины Чаяндинского месторождения. 2

Министерство образования и науки РФ

 

Федеральное государственное бюджетное образовательное  учреждение

высшего профессионального образования

«Иркутский государственный технический университет»

 

Институт  недропользования

Кафедра  «Нефтегазовое дело»

 

 

 

     Допускаю к защите

                Руководитель                                



                                                                                                          И.О. Фамилия


 


 

ПОЯСНИТЕЛЬНАЯ ЗАПИСКА

к курсовому проекту по дисциплине

 


 

       ПЗ


обозначение документа

 

 

 

Выполнил  студент группы  ________    ________            ___________________

                                                    шифр     подпись                   И.О. Фамилия

 

Нормоконтроль                                       ____________   ____________________

                                                                    подпись                  И.О. Фамилия 

 

Курсовой проект защищен с оценкой 


 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Иркутск 2012

Содержание

Введение……………………………………………………………………….....…5

1 Общие сведения по  экономике и геологии района  работ……………….....6

1.2 Геологическая характирестика ……………………………………….….........8

1.3 Стратиграфия и литология  нефтегазоносных комплексов пород…………………………………………………………………………..…...11

1.4   Физико-механические  свойства горных пород по разрезу  скважины……………………………………………………………………..…....13

1.5Нефтегазоносность месторождения  (площади)……………………....…......17

1.6  Характеристика коллекторских и гидродинамических свойств продуктивных горизонтов…………………………………………………..…....18

1.7  Зоны возможных геологических  осложнений……………………………...19

  1. Профиль и конструкция скважины

2.1 Проектирование конструкции  скважины………………………………........20

3.Технология процесса  бурения скважины

3.1 Выбор способа бурения…………………………………………………........23

3.2 Выбор породоразрушающего инструмента………………………………....23

3.3  Расчет  параметров режима бурения……………………………………...…26

3.4 Выбор компоновки для отбора керна …………………………………….....30

3.5 Рациональная  отработка долот……………………………………………….32

4. Выбор типа и параметров  буровых растворов

4.1 Приготовление и регулирование  свойств буровых растворов……………..35

4.2 Расчет гидравлической  программы бурения……………………………..…38

5. Бурильная колонна

5.1 Выбор конструкции бурильной  колонны……………………………….…...41

5.2  Расчет бурильной колонны…………………………………………….….....41

6. Крепление скважины  обсадными колоннами

6.1  Расчет промежуточных обсадных  колонн……………………………..…...45

6.2  Технологическая оснастка  обсадных колонн…………………………........54

6.3  Подготовка ствола скважины  и спуск обсадных колонн…………….....…56

7. Цементирование скважины

7.1 Выбор способа цементирования…………………………………………..…58

7.2.1    Выбор тампонажного материала …………………………………...…...59

7.2.2 Расчет цементирования обсадных  колонн…………………………...…....60

7.3- Испытание  на герметичность………………………………………………..63

8. Обвязка устья скважины

8.1 Схема обвязки устья скважины  при бурении, цементировании  и испытании на герметичность………………………………………………….....64

8.2 Схема монтажа противовыбросового оборудования…………………….....65

9. Предупреждение и ликвидация  осложнений и аварий при бурении   скважины……………………………….……………..…………………….…....66

10. Выбор бурового оборудования…………………………………………..…67

11. Безопасность жизнедеятельности………………………………………....69

12. Охрана окружающей  среды

12.1  Контроль за состоянием и охраной окружающей среды………………....70

12.2 Виды, периодичность работ по контролю за источниками загрязнения, а   также применяемые при этом приборы………………………………………...71

 

Заключение…………………………………………………………………….…..72

Обозначение и сокращения…………………………………................................73

Список используемой литературы……………………………………………….75

Введение

 

Развитие  народного хозяйства во многом зависит  от состояния и темпов роста всей промышленности страны. Топливно-энергетическая отрасль является основной базой  тяжелой индустрии. Наиболее крупные  поставщики для народного хозяйства  – нефтяная и газовая промышленность.

В настоящее  время нефть и газ, а также  продукты их переработки по экономическому значению стоят в одном ряду с  другими важнейшими средствами производства, оказывают активное влияние на ускорение  научно-технического прогресса в  стране. Продукция нефтяной и газовой  промышленности используется во многих отраслях. Все большее значение приобретают  нефтяная и газовая промышленность в улучшении условий быта, культуры и т.д. Особо важное значение приобретает бурение, завершая комплекс геолого-поисковых и разведочных работ, устанавливается наличие нефтеносности, определяются необходимые параметры залежи для подсчета запасов нефти и газа и проектирования схемы разработки.

 

  1. Общие сведения по экономике и геологии района работ

 

Таблица 1- Общие  сведения по экономике и геологии района работ

 

Наименование

Единицы измерения

Значение,

название величины

 

1

2

3

       

1

Наименование площади (месторождения)

  

Чаяндинское

       

2

Расположение площади

  

Ленский район Республики Саха (Якутия)

3

Температура воздуха среднегодовая

°C

-5.8

       

4

Температура максимальная летняя

°C

37

       

5

Температура минимальная  зимняя

°C

-60

       

6

Среднегодовое количество осадков

мм

200 – 575

       

7

Интервал залегания ММП

м

0-200

       

8

Продолжительность отопительного  периода 

сут.

256

       

9

Преобладающее направление  ветра

  

Ю; Ю-З

       

10

Наибольшая скорость ветра

м/с

17

       

11

Состояние грунта

  

-

       

12

Толщина снежного покрова

м

0.6 – 1

       

13

Мощность сезоннооттаивающего  слоя

м

 До 2 м

 

- характер растительного  покрова

  

Лиственный лес

       

14

Характеристика подъездных дорог:

    
 

- протяженность и характер  покрытия дороги от базы до  буровой

  

120 км с асфальтовым покрытием; 
832 км - зимник

15

Источник водоснабжения

  

Водонакопительный бассейн

       

16

Источник энергоснабжения  буровой

  

Дизельный привод

       

17

Источник электроснабжения буровой

  

ДЭС 200

       

18

Средства связи

  

Спутниковый телефон

       

19

Источник местных строительных материалов

  

П. Первомайский

       

20

Местонахождение баз:

    
 

- база предприятия

  

Г. Ленск

       

21

Транспортные маршруты:

    
 

- автодорога

  

Г. Усть-Кут – буровая

 

- авиацией

  

Г. Усть-Кут – буровая


1.2-Геологическая  характеристика

 

Чаяндинское нефтегазоконденсатное месторождение (НГКМ) расположено в юго-западном регионе Республики Саха (Якутия), где открыт ряд крупных месторождений нефти и газа, вошедших в зону первоочередного освоения вдоль трассы строящегося нефтепровода Восточная Сибирь – Тихий Океан (ВС-ТО).

В тектоническом отношении  Чаяндинское НГКМ находится в северо-восточной части Непско-Пеледуйского свода, осложняющего Непско-Ботуобинскую антеклизу, в зоне его сочленения с Мирниским выступом и Нюйско-Джербинской впадиной Предпатомского  прогиба.

В соответствии с принятой схемой нефтегазогеологического районирования  Сибирской платформы, Чаяндинское нефтегазоконденсатное месторождение относится к Лено-Тунгусской нефтегазоносной провинции, Непско-Ботуобинской нефтегазоносной области, Ботуобинскому нефтегазоносному району.

В пределах Чаяндинского месторождения промышленные скопления углеводородов выявлены в трех горизонтах - ботуобинском, хамакинском и талахском. Вилючанский горизонт также продуктивен на ограниченной площади, но по строению газовой залежи составляет единый резервуар с талахским горизонтом. Основные залежи  в этих горизонтах в разной степени разведаны, а запасы углеводородов учтены в государственном балансе.

В строении и нефтегазоносности терригенных продуктивных горизонтов главную роль играют структурный и литологический факторы. В условиях преимущественного моноклинального залегания продуктивных отложений структурообразующими являются многочисленные разрывные нарушения, которые делят месторождение на блоки. В строении всех выявленных залежей решающую роль имеет литологический фактор. Коллекторы продуктивных горизонтов выклиниваются и замещаются.

В настоящей работе представлен  проект типовой разведочной скважины на ботуобинский горизонт Чаяндинского НГКМ, предусматривающий бурение три вертикальных скважин: 321-40, 321-41, 321-42.

Скв. 321-40 и 321-41 закладываются в зонах выклинивания ботуобинского горизонта для оценки возможного расширения контура нефтеносности, соответственно, в восточном и западном направлениях и доведения степени разведанности этих участков нефтяной оторочки до кат. В случае подтверждения структурных построений эти скважины могут вскрыть чисто нефтяные зоны (НЗ).

Скв. 321-42 закладывается на северо-восточном погружении Южного I блока для определения высоты нефтяной оторочки, выявленной скв. 321-02.

Проектная глубина типовой  разведочной скважины на ботуобинский горизонт составляет 2000 м.

Геологическая информация, необходимая для проектирования типовой разведочной скважины на ботуобинский горизонт, представлена в таблицах 1.1

Схема расположения проектных  разведочных скважин на ботуобинский горизонт представлена на рисунке 1

 

 

Рисунок 1- Схема расположения проектных разведочных скважин  на ботуобинский горизон

 

1.3 Стратиграфия  и литология нефтегазоносных  комплексов пород

Таблица 1.1 –  Литолого-стратиграфическая характеристика разреза скважины

Глубина  
залегания по вертикали

Толщина,  
м

Элементы залегания по подошве, градус

Горная порода

от

(верх)

до

(низ)

угол

азимут

стандартное описание породы  
(структура, текстура, минеральный состав)

0

220

220

Нет данных

Нет данных

Глины, мергели доломитовые, аргиллиты, глинистые доломиты

220

295

75

То же

То же

Доломиты неравномерно глинистые, местами окремненные и загипсованные  с прослоями аргиллитов и мергелей, внизу кавернозные и трещиноватые с прослоями аргиллитов

295

510

215

-"-

-"-

Доломиты с прослоями  известняков. Часто кавернозные  и трещиноватые

510

730

220

-"-

-"-

Доломиты, соли плотные, местами  трещиноватые, кавернозные, с прослоями  известняков и аргиллитов. На глубине 600-650 м – пластовые интрузии, представленные габбро-долеритами и диабазами темно-серого цвета с зеленоватым оттенком,траппы

730

895

165

-"-

-"-

Известняки, известковые  доломиты, участками окремненные, ангидритизированные, глинистые, трещиноватые


 

895

1115

220

-"-

-"-

Соль, доломиты, известняки массивные прослоями глинистые  и ангидритизированные с пропластами аргиллитов

1115

1360

245

-"-

-"-

Доломиты и известняки массивные, участками трещиноватые, глинистые, ангидритизированные, засолоненные

1360

1570

210

-"-

-"-

 Соль, доломиты и известняки  глинистые

1570

1750

45

Нет данных

Нет данных

Доломиты, известняки глинистые

1750

1810

180

То же

То же

Доломиты прослоями глинистые, известняки доломитовые с прослоями  доломитовых мергелей и аргиллитов

1810

1860

20

1860

1940

50

-"-

-"-

Глинистые доломиты и известняки, иногда ангидритизированные с прослоями доломитовых мергелей и аргиллитов

1940

1965

25

-"-

-"-

Доломиты 

1965

2000

35

-"-

-"-

Доломиты,песчаники кварцевые, с прослоями ангидритов, ангидритодоломитов, мергелей, реже аргиллитов


 

 

 

 

 

 

1.4   Физико-механические свойства горных  пород по разрезу скважины

Таблица 1.2- Физико-механические свойства горных пород по разрезу  скважины

 

Интервал, м

Краткое  
название

горной породы

Плотность,

кг/м3

Пористость,

%

Проницаемость,

10-3 мкм2

Глинистость,

%

Карбонатность,

%

Твердость, кг/мм2

Абразивность

Категория по промысловой  классификации (мягкая и т.д.)

Коэффициент Пуассона,  
доли ед.

Модуль упругости,  
10-4 МПа

от  
(верх)

до  
(низ)

0

220

Мергели 
Доломиты Аргиллиты

Нет данных

Нет данных

Нет данных

Нет данных

Нет данных

25-50 
50-100 
100-150

II

С(III) - 40%  
С(IV) - 45% Т(V) - 15%

0.11-0.38

0.5-1.5 
5.0-8.0 
0.5-0.9

220

295

Доломиты 
Аргиллиты 
Мергели

То же

То же

То же

То же

То же

50-100 
100-150 
150-200

IV

С(IV) - 10% Т(V) - 50% 
Т(VI) - 40%

0.11-0.38

5.0-8.0 
0.5-0.9 
0.5-1.5

295

350

Доломиты 
Известняки

-"-

-"-

-"-

-"-

-"-

100-150 
150-200

IV

Т(V) - 50% 
Т(VI) - 50%

0.17-0.38

5.0-8.0 
2.0-5.0

350

660

Диабазы

-"-

-"-

-"-

-"-

-"-

500-600

Н.д.

ОК(X) - 100%

Н.д.

Н.д.

6

60

720

Трап пы

-"-

-"-

-"-

-"-

-"-

10-25

II-III

М(II) - 100%

0.17-0.38

0.3-2.7

720

895

Известняки 
Доломиты

-"-

-"-

-"-

-"-

-"-

100-150 
150-200

III

Т(V) - 50% 
Т(VI) - 50%

0.17-0.38

2.0-5.0 
5.0-8.0

895

1115

Доломиты 
Известняки Соли 
Аргиллиты

-"-

-"-

-"-

-"-

-"-

10-25 
25-50 
50-100 
100-150 
200-300

II-III

М(II) - 10% 
С(III) - 10% 
С(IV) - 45% 
Т(V) - 15% 
К(VII) - 20%

0.28-0.44

5.0-8.0 
2.0-5.0 
0.3-2.7 
0.5-0.9

1115

1400

Доломиты 
Известняки 
Аргиллиты

-"-

-"-

-"-

-"-

-"-

100-150 
200-300

III

Т(V) - 25% 
К(VII) - 75%

0.17-0.38

5.0-8.0 
2.0-5.0 
0.5-0.9

1400

1750

Доломиты 
Аргиллиты

То же

-"-

То же

То же

То же

10-25 
50-100 
200-300

II-III

М(II) - 80%   С(IV) - 5%  К(VII) - 15%

0.25-0.44

0.3-2.7 
5.0-8.0 
0.5-0.9

1750

1810

Доломиты 
Известняки 
Аргиллиты

-"-

7-16

-"-

-"-

-"-

50-100 
100-150 
300-400

III

С(IV) - 25% 
Т(V) - 25%    
К(VIII) - 50%

0.17-0.38

5.0-8.0 
2.0-5.0 
0.5-0.9

1810

1860

Доломиты 
Известняки 
Мергели 
Аргиллиты

-"-

7-16

-"-

-"-

-"-

50-100 
100-150 
200-300

III

С(IV) - 20% 
Т(V) - 15%   
К(VII) - 65%

0.11-0.35

5.0-8.0 
2.0-5.0 
0.5-1.5 
0.5-0.9

1
860

1940

Доломиты 
Известняки 
Мергели 
Аргиллиты

-"-

Нет данных

-"-

-"-

-"-

50-100 
100-150 
200-300

III

С(IV) - 15% 
Т(V) - 15%   
К(VII) - 70%

0.11-0.35

5.0-8.0 
2.0-5.0 
0.5-1.5 
0.5-0.9

1940

1965

Доломиты 
Аргиллиты

-"-

То же

-"-

-"-

-"-

50-100 
100-150 
200-300

III

С(IV) - 25% 
Т(V) - 20%   
К(VII) - 55%

0.20-0.35

5.0-8.0 
0.5-0.9

1965

2000

Песча ники

Доломиты 
Мергели 
Аргиллиты

-"-

-"-

-"-

-"-

-"-

25-50 
100-150 
200-300

III

С(III) - 10% 
Т(V) - 20% 
К(VII) - 70%

0.20-0.44

5.0-8.0 
0.3-2.7 
0.5-1.5 
0.5-0.9


 

1.5 Нефтегазоносность месторождения (площади)

 

Таблица 1.3 - Нефтегазоносность

 

Интервал,  м

Тип

флюида

Плотность

жидкой

фазы в атмосферных  условиях,

кг/м3

Относи тельная

Плотно   сть газа по

воздуху

Проницаемость,

мДа

подвижность,

мкм2

(МПа·с)

Содержание

Средний дебит,

м3/сут,

Темпе ратура

на устье,

оС

Темпе ратура

в пласте,

оС

Газовый фак тор

нефти,

м3/м3

Содер жание

Газово го конден сата, г/м3

от

(верх)

до  (низ)

серы в нефти,

% масс.

сероводорода,

% об.

СО2,,

% об.

1952

1972

нефть

878 (н)

0.635

2000/0.2

0.82

Отс.

0.19

150-160

н.д.

10

55.64

16.21


 

 

 

1.6  Характеристика коллекторских и гидродинамических свойств продуктивных горизонтов

 

Таблица 1.4 - Характеристика вскрываемых пластов

 

Интервал залегания

Тип коллектора

Тип флюида

Порис   тость, %

Проницае мость,

мДа

Коэффициент газо- кондесато- нефтенасыщен ности

Пласто вое давле ние, МПа

Коэффициент аномаль ности

Толщи на глинис того раздела флюид-вода, м

от

(верх)

до

(низ)

1955

1973

Поровотрещинный

Нефть, газ, конден сат

15

2000

0.85/н.д./0.86

19.6

0.75

н.д.


 

 

 

 

 

 

 

 

                   
                   




Таблица 1.5- Зоны возможных геологических осложнений

Интервал, м

Вид, характеристика

осложнения

Условия возникновения осложнений

от

(верх)

до

(низ)

0

220

Размывы устья и стенок скважины

Растепление мерзлых неустойчивых пород, набухание глин и мергелей

220

470

Поглощение промывочной  жидкости

Интенсивная трещиноватость и закарстованность карбонатных пород

Сужение ствола скважины в  интервалах залегания гипсов и кавернозных  доломитов

Наличие гипсов, склонных к  набуханию, образование шламовых корок  в интервалах кавернозно-поровых  доломитов

260

350

Нефтегазопроявления

  

470

690

Поглощение промывочной  жидкости

Трещиноватость зон контактов траппов с вмещающими породами

Размывы стенок скважины

В интервалах залегания пластов  каменной соли, бурение на недонасыщенной NaCl промывочной жидкости

600

650

Поглощения промывочной  жидкости

Характерна  при вскрытии зон контактов трапповых интрузий с вмещающими породами диабазов (траппов) на уровне чарской свиты

690

1555

Поглощение промывочной  жидкости

Зоны трещиноватости различной интенсивности, встречающиеся на разных стратиграфических уровнях

Размывы стенок скважины

В интервалах залегания пластов  каменной соли, бурение на недонасыщенной NaCl промывочной жидкости

Нефтегазопроявления

  

1555

2000

Поглощение промывочной  жидкости

Зоны трещиноватости различной интенсивности

Нефтегазопроявления

  



 

      1. Профиль и конструкция скважины

 

2.1 Проектирование конструкции скважины

 

Конструкция скважины проектируется  на основании назначения скважины, особенностей геологического строения месторождения, положения устья  скважины, метода вхождения в продуктивную толщу.

Конструкция скважины должна обеспечивать:

- максимальное  использование пластовой энергии  продуктивных горизонтов в процессе  эксплуатации за счет выбора  оптимального диаметра эксплуатационной  колонны и возможности достижения  проектного уровня гидродинамической  связи продуктивных отложений со стволом скважины;

- применение  эффективного оборудования, оптимальных  способов и режимов эксплуатации, поддержания пластового давления, теплового воздействия и других  методов повышения нефтеотдачи пластов;

- условия  безопасного ведения работ без  аварий и осложнений на всех  этапах строительства и эксплуатации  скважины;

- получение  необходимой горно-геологической  информации по вскрываемому разрезу;

- условия  охраны недр и окружающей среды,  в первую очередь за счет  прочности и долговечности крепи  скважины, герметичности обсадных  колонн и кольцевых пространств,  а также изоляции флюидосодержащих горизонтов друг от друга, от проницаемых пород и дневной поверхности;

- максимальную  унификацию по типоразмерам обсадных  труб и ствола скважины.

  1. Направление диаметром 426 мм спускается на глубину 20 м с целью перекрытия неустойчивых, склонных к обвалообразованию и поглощению выветрелых и рыхлых туфов триаса. Цементируется до устья.
  2. Кондуктор диаметром 324 мм спускается на глубину 220 м с целью перекрытия рыхлых пород триаса и верхней части перми, зон возможных поглощений приуроченных к ним, а также с целью перекрытия вечномерзлых пород, склонных к растеплению и интенсивному кавернообразованию. Кондуктор оборудуется ПВО с целью предотвращения возможных нефтегазопроявлений при бурении под техническую колонну и цементируется до устья.
  3. Техническая колонна диаметром 245 мм спускается на глубину 1620 м с целью перекрытия склонных к обвалообразованию и поглощению пород перми, нижне-среднего кембрия, С целью предотвращения возможных нефтегазопроявлений при бурении под эксплуатационную колонну оборудуется ПВО и цементируется до устья.
  4. Эксплуатационная колонна диаметром 168 мм спускается на глубину 2000 м с целью разобщения и качественного испытания выявленных в процессе бурения продуктивных горизонтов. Цементируется до устья.

В зависимости  от фактически вскрываемого разреза  глубины спуска обсадных колонн будут  уточняться геолого-технологической  службой организации проводящей бурение скважины.

 

И так расчет эквивалентов градиента Рпл и Ргр

 

ɣпл=  где:    Рпл- пластовое давления

Н- глубина скважина  

ɣгр== кг/м3  где: Рг*Р- давления гидроразрива

 

Значения  пластового давления и давления гидроразрыва представлены в таблице 1.6

 

Таблица 1.6

 

Интервал

Давления пластовое  Мпа

Давление гидроразрива Мпа

ɣпл=кг/м3

ɣгр=кг/м3

0-20

0.19

0.3

0.95

1.5

20-220

2.04

3.7

0.92

1.68

220-320

2.65

5.7

0.82

1.78

320-370

3.67

6.9

0.95

1.86

370-730

7.18

12.4

0.98

1.76

730-830

8.14

15.5

0.98

1.86

830-1110

10.87

19.8

0.97

1.78

1110-1220

11.92

23.6

0.97

1.93

1220-1320

12.94

28.7

0.9

2.17

1320-1620

15.41

33.4

0.9

2.12

1620-1870

18.35

35.8

1

1.91

1870-2000

19.65

37.2

1

1.86


 

 

 

 

 

 

 

 

 

  1. Технология процесса бурения скважины