Технология бурения скважин. 2

 

СОДЕРЖАНИЕ

  
 

АННОТАЦИЯ

  
 

ВВЕДЕНИЕ

  

1.

ГЕОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

  

1.1.

Орография

  

1.2.

Стратиграфия

  

1.3.

Тектоника

  

1.4.

Нефтегазоносность

  

1.5.

Осложнения в процессе бурения

  

1.6.

Обоснование точки заложения  скважины

  

2.

ТЕХНИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

  

2.1.

Состояние техники и технологии проводки скважин на месторождении

  

2.2.

Выделение зон осложнений и интервалов с несовместимыми условиями  бурения. Построение и анализ совмещенного графика давлений

  

2.3.

Обоснование метода вскрытия продуктивного пласта и расчет конструкции скважины

  

2.4.

Обоснование, выбор и  расчет типа профиля. Расчет нагрузки на крюке

  

2.5.

Анализ физико-механических свойств горных пород

  

2.6.

Разделение геологического разреза на интервалы условно  одинаковой буримости

  

2.7.

Выбор типа породоразрушающих инструментов и схемы их промывки

  

2.8.

Выбор способа бурения

  

2.9.

Проектирование режима бурения по интервалам

  

2.9.1.

Расчет осевой нагрузки на долото

  

2.9.2.

Проектирование расхода  бурового раствора

  

2.9.3.

Расчет часты вращения долота

  

2.9.4.

Обоснование максимальной величины давлений на выкиде буровых  насосов

  

2.10.

Обоснование, выбор и  расчет компоновок бурильной колонны

  

2.11.

Выбор забойных двигателей по интервалам

  

2.12.

Расчет диаметра насадок  долот

  

2.13.

Выбор типа бурового раствора и расчет параметров промывочной жидкости

  

2.14.

Химическая обработка  промывочной жидкости по интервалам, расчет потребного количества компонентов  бурового раствора

  

2.15.

Обоснование и выбор  системы очистки бурового раствора

  

2.16.

Гидравлический расчет промывки скважины по интервалам с обоснованием типа и числа буровых насосов

  

2.17.

Обоснование плотности тампонажного раствора и тампонажных материалов

  

2.18

Расчет обсадных колонн на прочность

  

2.19

Оборудование устья

  

2.20

Оборудование низа обсадных колонн

  

2.21.

Спуск обсадных колонн

  

2.21.1.

Выбор способа спуска колонн

  

2.21.2

Подготовка ствола скважины

  

2.21.3.

Подготовка обсадных труб к спуску

  

2.21.4.

Подготовка бурового оборудования

  

2.22.

Обоснование способа  цементирования обсадных колонн

  

2.23.

Расчет цементирования обсадных колонн

  

2.24.

Обоснование способа  вызова притока нефти и газа

  

2.25.

Геофизические исследования в скважине

 

2.26.

Выбор буровой установки

  

3.

    

4.

ЭКОНОМИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

  

4.1.

Составление нормативной карты бурения

  

4.2.

Составление сметного расчета  на бурение и крепление

  

5.

БЕЗОПАСНОСТЬ И ЭКОЛОГИЧНОСТЬ  ПРОЕКТА

  
 

Введение

  

5.1.

Обеспечение безопасности работающих

  

5.2.

Экологичность проекта

  

5.3.

Чрезвычайные ситуации

  

5.4.

Выводы

  
 

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ

  

 

 

ВВЕДЕНИЕ

От развития топливно-энергетического  комплекса зависит деятельность всех отраслей промышленности. Ведущее  место в этой цели отводится добычи нефти и газа. Ежегодно в стране добывается миллион тонн нефти и  миллиарды кубометров газа. Для добычи нефти и газа и для поиска и разведки новых месторождений. Каждый год бурится тысячи скважин. Бурение скважин является, самой капиталоемкой отраслью нефтегазодобывающей промышленности на её развитие расходуется большие материальные и денежные средства.


Уменьшение числа скважин  для разработки месторождений ведет  к уменьшению капиталовложений.

 
1.ГЕОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

1.1. Орография

Данные, приведенные в  табл. 1.1-1.11, взяты из рабочего проекта  на строительство нефтяных скважин  на Самотлорском месторождении III.

 

 Таблица 1.1 Сведения о районе буровых работ

Наименование

Значение (текст, величина, название)

Площадь (месторождение)

Административное расположение:

Республика

область (край, округ)

 

район

Год ввода площади  в бурение

Год ввода площади в эксплуатацию

Температура воздуха, 0 С

среднегодовая

наибольшая летняя

наименьшая зимняя

Среднегодовое количество осадков, мм

Максимальная глубина  промерзания грунта, м

Продолжительность зимнего  периода в году, сут

Продолжительность отопительного периода

в году, сут

Наибольшая скорость ветра, м/с

Самотлорское

 

РФ

Тюменская область

Ханты-Мансийский округ  Нижневартовский

1965

1966

 

-3,5

30

-50

543

2,4

190

 

264

21


 

 

 

 

 

Таблица 1.2Сведения о  площадке строительства буровой

Наименование

Значение (текст, величина, название)

Рельеф местности

Равнинный, слабовсхолмленный

Толщина снежного покрова, см

 

100-150

почвенного слоя, см

30

Категория грунта

Торфяно-болотные суглинки


 

1.2. Стратиграфия

Таблица 1.3 Стратиграфический  разрез скважины. Элементы залегания и коэффициент кавернозности

Глубина залегания, м

Стратиграфическое подразделение

Элементы залегания  пластов по подошве, град

Коэффициент кавернозности  в интервале

от (верх)

до (низ)

Название

Индекс

Угол

Азимут

0

110

Четвертичные отложения

Q

-

-

1,4

110

150

Журавская свита

-

-

1,3

150

250

Новомихайловская свита

-

-

1,3

250

330

Атлымская свита

-

-

1,3

330

480

Чеганская свита

-

-

1,3

480

550

Люлинворская свита

-

-

1,3

550

640

Талицкая свита

P1

-

-

1,3

640

785

Ганькинская свита

K2

-

-

1,2

785

890

Березовская свита

K2

-

-

1,2

890

915

Кузнецовская свита

K2

-

-

1,2

915

1615

Покурская свита

K2–К1

-

-

1,2

1615

1680

Алымская свита

K1

-

-

1,2

1680

2080

Вартовская свита

K1

1020΄

190

1,2

2080

2250

Мегионская свита

K1

1020΄

-

1,2


 

Таблица 1.4 Литологическая характеристика разреза скважины

Индекс стратигра-

фического подразде-

ления

Интервал, м

Горная порода

Стандартное описание горной породы, характерные признаки

от (верх)

до (низ)

Краткое название

Q

0

110

Глины, пески

Переслаивание песков и  глин. Глины озерные опесчаненые

110

150

Глины

Глины алевритисные

150

250

Глины, пески

Пески тонкозернистые, глины  песчанистые

250

330

Глины, пески

Пески средне-мелкозернистые, глины алевритистые

330

640

Глины

Глины алевритисные с  присыпками алеврита

K2

640

785

Глины

Глины плотные аргиллитоподобные

K2

785

890

Глины

Глины однородные опоковидные

K2

890

915

Глины

Глины однородные опесчаненые

K2

915

1190

Пески, глины

Пески полимиктовые, глины  с прослоями алевролита

K1

1190

1615

Песчаник

Песчаник полимиктовый с прослоями глин

K1

1615

1680

Аргиллиты, песчаник

Переслаивание песчаников и аргиллитов, алевролиты

K1

1680

1880

Песчник, алевролит

Песчаники аркозовые  и алевролиты

K1

1880

2080

Аргиллиты, песчаники

Аргиллиты с прослоями  алевролита и песчаники полимиктовые

K1

2080

2295

Песчаник, аргиллит

Песчаник светло-серый, полимиктовый, ср. зернистый, прослои  аргиллитов


 

 

Таблица 1.5. Физико-механические свойства горных пород

Индекс стратигра-

фического подразделе-

ния

Интервал, м.

Краткое название горной породы

Плот-

ность, кг/м3

Пори

стость, %

Проница

емость, МД·103

Глинистость, %

Предел текучести, МПа

Твердость, МПа

Коэффициент пластичности

Образивность

Категория породы по промысловой  классификации

от (верх)

до (низ)

К2+К1(ПК1)

915

1190

Песчаник

2160

21-28

0,6

7-19

0,009-0,213

0,014-0,234

1,1-4,5

III-VIII

МС

К1 (АВ1)

1650

1680

Песчаник

2160

26

0,282

7-19

0,009-0213

0,014-0,234

1,1-4,5

III-VIII

С

К1(АВ2-3)

1700

1730

Песчаник

2160

27

0,348

7-19

0,009-0,213

0,014-0,234

1,1-4,5

III-VIII

С

К1(АВ4-7)

1735

1764

Песчаник

2160

28

0,844

7-19

0,009-0,213

0,014-0,234

1,1-4,5

III-VIII

С

К1(БВ8)

2080

2210

Песчаник

2100

24

0,49

7-19

0,009-0,213

0,014-0,234

1,1-4,5

III-VIII

С

К1(БВ10)

2175

2200

Песчаник

2100

24

0,247

7-19

0,009-0,213

0,014-0,234

1,1-4,5

IIIVIII

С


 

 

 

1.3. Тектоника

Самотлорское месторождение расположено в центральной части Западно-Сибирской плиты на восточном склоне структуры первого порядка Нижневартовского свода, в пределах Тарховского куполовидного поднятия, которое объединяет Самотлорскую, Мартовскую, Северо-Самотлорскую, Белозерскую и Черногорскую структуры III порядка. Все они оконтурены изогипсами 2235,0 – 2475м и имеют амплитуду порядка 50-100 м.

По отражающему горизонту  “М”, приуроченному к низам алымского  оруса, структурный план Тарховского  куполовидного поднятия существенно выхолаживается. В частности, отдельные структуры III порядка, четко выделяемые по горизонту “Б”, объединяются в единое куполовидное поднятие. Оконтуривается изогипсой 2080м.

В целом Самотлорское куполовидное поднятие (по замыкающей изогипс – 2200м) имеет размеры 32 х 40 км, амплитуду 150м.

 

1.4. Нефтегазоводоносность

Нефтеносность, водоносность, газоносность приведены в табл. 1.6-1.9

Таблица 1.6 Нефтеносность

Индекс стратиграфи-

ческого под-

разделения

Интервал, м

Тип коллектора

Плот

ность

флюида, кг/м3

Подвижность,

Содержание, %

Дебит.м3/сут

Газовый

фактор, м3/м3

Относитель

ная

 плотность по воздуху

Динамический уровень

От (верх)

до (низ)

Серы

Пара-

фина

К1(АВ1)

1650

1680

Поровый

860

0,18

0,9

2,5

66

100

0,652

-

К1(АВ2-3)

1700

1730

Поровый

860

0,23

0,9

1,8

140

94

0,75

-

К1(АВ4-7)

1735

1764

Поровый

880

0,35

1

1,9

100

95

0,75

-

К1(БВ8)

2080

2110

Поровый

850

0,65

0,5-1

2,6

100-200

100

0,99

-

К1(БВ10)

2175

2200

Поровый

844

0,23

0,5-1

2,5

52-160

110

0,99

1000


 

Таблица 1.7 Водоносность

Индекс стратиграфи

ческого под-

разделения

Интервал, м

Тип коллектора

Плотность

флюида, кг/м3

Дебит.

м3/сут

Химический состав, мч-жв

Общая минера-

лизация, г/л

От (верх)

до (низ)

анионы

катионы

Cl-

SO42-

HCO3-

Na+

Mq2+

Ca2+

К1+К2

915

1615

Поровый

1000

Водозабор 2000-3000

92

-

8

85

3

9

16-18

К1(АВ4-7)

1767

1770

Поровый

1000

100

99

-

1

85

1

14

23-28

К1(БВ8)

2120

2127

Поровый

1000

80

-

-

1

83

1

16

26-28

К1(БВ10)

2209

2220

Поровый

1000

55

98

-

1

84

3

14

26-28


 

Таблица 1.8 Газоносность

Индекс стратиграфи

ческого подразделения

Интервал, м

Тип коллектора

Содержание, %

Относительная

плотность по воздуху

Коэффициент сжимаемости

Максимальный дебит, тыс.м3/сут

От (верх)

до (низ)

H2S

CO2

ПК1

915

960

Песчаник

-

-

0,83

-

200

К1(АВ1-7)

1650

1860

Песчаник

-

-

0,25

-

22-500


 

Таблица 1.9 Давление и  температура по разрезу

Индекс стратиграфи

ческого подразделения

Интервал, м

Градиент

От (верх)

до (низ)

Пластикового давления,

МПа /м

Парового давления, МПа /м

Гидроразрыва, МПа /м

Геометричес-кий,

град 0С/100м

Горного давления, МПа/м

Q – K2

0

700

Рпл = Ркт

-

0,02

1

0,022

K2–К1

700

915

0,01

-

0,02

1

0,022

К1

915

1650

0,0104

-

0,017

1

0,022

К1(АВ1)

1650

1680

0,0103

-

0,016

3

0,022

К1

1680

1700

0,0101

-

0,016

3

0,022

К1(АВ2-3)

1700

1730

0,0106

-

0,016

3

0,022

К1(АВ4-7)

1730

1764

0,0104

-

0,016

3

0,022

К1

1764

2080

0,0101

-

0,016

3

0,022

К1(БВ8)

2080

2110

0,0105

-

0,016

3

0,022

К1

2110

2175

0,0101

-

0,016

3

0,022

К1(БВ10)

2175

2250

0,0101

-

0,016

3

0,022


 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

2. Техническая  часть

2.1 Состояние  техники и технологии проводки  скважин на месторождении

На Самотлорском месторождении  в последние годы в основном ведется  бурение эксплуатационных скважин.

Для крепления скважин  используется следующая конструкция: направление ф 323,9мм, спускаемое на глубину 60-110м, кондуктор ф 244,5мм, спускаемый на глубину 650-800м, эксплуатационная колонна ф 146мм.

Бурение под направление  ведется долотом ф 393,7мм. При турбинном  бурении используют ТСШ – 240, Т12 РТ – 240. Бурение производится с промывкой глинистым стабилизированным раствором, приготовленным из качественного глинопорошка.

Бурение под кондуктор  производится долотом ф 295,3мм. Набор  кривизны при бурении наклонно-направленных скважин производится в интервале  бурения под кондуктор. Компоновка для набора зенитного угла включает: долото, калибратор, одну секцию ЗТСШ1 – 240, кривой переводник, колонну бурильных труб. Бурение производится с промывкой полимерными растворами. В качестве основной рецептуры используется раствор с импортными реагентами Сайпан и Дк-Дрилл. В качестве альтернативной используются рецептуры на основе КМЦ и комплексного реагента Полигум. Все рецептуры отличаются экологической чистотой в результате замены нефти на рыбожировые отходы (ОРЖ).

Бурение под эксплуатационную колонну ведется долотами диаметром 215,9мм, используются турбобуры типа ЗТСШ1 -195, ТРХВ – 195, с глубины 2200м используют Д -195.

Для повышения герметичности  обсадных колонн и ликвидации межпластовых перетоков используют заколонные пакеры типа ППГ, ПГП или пакерфильтры /1/.

2.2 Выделение зон осложнений  и интервалов с несовместимыми  условиями бурения. Построение  и анализ совмещенного графика  давлений


Интервалы 0-400м

                    400-640м сложены неустойчивыми породами, склонными к

                   640-915м обвалообразованию. При разбуривании его, возможны обвалы стенок скважины, слабые поглощения.

 

Интервал 915 – 1615м сложен породами, при разбуривании которых возможны слабые поступления флюидов в скважину, обвалы стенок скважины.

 

В интервале 1615 – 2250м  происходит сужение ствола скважины, слабые водопроявления. В интервале  залегания продуктивного пласта возможны нефтепроявления.

 

Число интервалов несовместимых  по условиям бурения, определяем по современному графику изменения коэффициентов аномальности, пластовых давлений (Ка), индексов давления поглощений (Кn) и устойчивости породы с глубиной (Ку) /2/.

 

,              (2.1)

где Рпл – пластовое давление (табл.1.9), МПа;

ρ = 1000 кг/м3 – плотность воды;

q = 98м/с2 – ускорение свободного падения;

Zпл – глубина залегания пласта (табл.1.9), м.

 

Для интервала 0 -915м

   

 

Аналогично определяют (Ка) для других интервалов

  

,             (2.2)

где Рrp – давление гидроразрыва, МПа (табл. 1.9).

 

Для интервала 0 -915м

   

 

Аналогично определяем (Кп) для других интервалов. Результаты сводим в таблицу 2.1

   

,             (2.3)

где Кр – коэффициент  резерва, Кр = 1,1 – 1,15 при Zпл ≤ 1200м;

Кр = 1,05 – 1,1 при 1200 ‹ Z ≤ 2250м

 

Для интервала 0 -915м

    Ку = 1,02·1,1= 1,1

 

Аналогично считаем (Ку) для других интервалов результаты сводим в таблицу 2.1

 

Нижняя граница плотности бурового раствора будет определяться индексом устойчивости пород. Определяем верхнюю границу плотности бурового раствора.

 

    ,              (2.4)

где К – коэффициент  превышения давления в скважине над  пластовым,

К = 1,15 при Zпл ‹ 1200м, К = 1,1 при Zпл ≥ 1200м.

 

Для интервала 0 -915м

    г/см3

 

 

Аналогично определяем ρбр для других интервалов. Результаты сводим в таблицу 2.1

 

Таблица 2.1 Результаты расчетов Ка, Кп, Кц и ρбр

Интервал, м

Ка

Кп

Кц

ρбр

от (верх)

до (низ)

0

915

1

2

1,1

1,15

915

1200

1,04

1,7

1,14

1,4

1200

1650

1,04

1,7

1,1

1,14

1650

1680

1,03

1,6

1,1

1,13

1680

1700

1,01

1,6

1,06

1,12

1700

1735

1,06

1,6

1,11

1,16

1735

1764

1,04

1,6

1,1

1,14

1764

2080

1,01

1,6

1,06

1,12

2080

2110

1,05

1,6

1,1

1,15

2110

2250

1,01

1,6

1,06

1,12