Технология бурения нефтяной скважины Чаяндинского месторождения

Автор работы: Пользователь скрыл имя, 14 Октября 2012 в 17:01, курсовая работа

Краткое описание

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.

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
2 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

Скачать полностью (1.24 Мб) Сколько стоит заказать работу?
Прикрепленные файлы: 1 файл

Технология процесса бурения скважины.docx

— 1.38 Мб (Скачать документ)

 

 

 

 

 

 

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

Информация о работе Технология бурения нефтяной скважины Чаяндинского месторождения