close

Вход

Забыли?

вход по аккаунту

?

федоровское(резерв)

код для вставкиСкачать

Федеральное агентство по образованию Российской Федерации
Санкт-Петербургский государственный горный институт им. Г.В. Плеханова
(технический университет)
Кафедра ТТБС
КУРСОВОЙ ПРОЕКТ
По дисциплине: _______________________________________________________________________________________________________________________________________________________
(наименование учебной дисциплины согласно учебному плану)
ПОЯСНИТЕЛЬНАЯ ЗАПИСКА
Тема: Бурение эксплуатационной скважины на Федоровском месторождении ________________________________________________________________________
Автор: студент гр. НГ-06-2 ____________ / Мироненко А.А /
(подпись) (Ф.И.О.)
ОЦЕНКА:_____________
ДАТА: ___________________
ПРОВЕРИЛ
Руководитель Профессор _____________ / Николаев Н.И. /
(должность) (подпись) (Ф.И.О.)
Санкт - Петербург
2008
Федеральное агентство по образованию Российской Федерации
Санкт-Петербургский государственный горный институт им. Г.В. Плеханова
(технический университет)
УТВЕРЖДАЮ
Заведующий кафедрой
__________/________/
"___"_________2008г.
Кафедра ТТБС
КУРСОВОЙ ПРОЕКТ
По дисциплине: _______________________________________________________________________________________________________________________________________________________
(наименование учебной дисциплины согласно учебному плану)
ЗАДАНИЕ
Студенту группы: НГ-06-2 /Мироненко А.А./
(шифр группы) (Ф.И.О)
1. Тема проекта: Бурение эксплуатационной скважины на нефть 1750 м на Федоровском месторождении;
2. Исходные данные к проекту: Федоровские месторождение расположено в Сургуте; геологический разрез; вид скважины: вертикальная; проектная глубина: 2280 м; ожидаемый дебет: 140м3/сут; Характеристика залежи: однородная, с выносом песка.. Толщина пласта: 184 м. 3. Содержание пояснительной записки: в соответствии с методическими указаниями;
4. Перечень графического материала: 12 таблиц, 10 рисунков;
5. Срок сдачи законченного проекта: ___11.12.2008_____________
Руководитель проекта: Профессор ___________ /Николаев Н.И./
(должность) (подпись) (Ф.И.О.)
Дата выдачи задания: 15.09.2008
Введение5
1. Геологическая часть6
1.1. Физико-географическая и экономическая характеристика района6
1.2. Общие сведения о районе буровых работ7
1.3. Геологический очерк района8
1.4 Гидрогеология..........................................................................................10
1.5 Характеристика коллектора(по пластам).........................................................12
2. Технологическая часть13
2.1 Выбор профиля скважины...........................................................................13
2.2. Обоснование метода вхождения в пласт13
2.3. Проектировка конструкции скважины13
2.3.1. Определение параметров конструкции скважины14
2.3.2. Расчет диаметров обсадных колонн и долот16
2.3.3. Построение графика совмещенных давлений17
2.4 Выбор способа бурения скважин..................................................................18
2.5 Расчет объема промывочной жидкости..........................................................19
2.6 Выбор типов породоразрушающего инструмента.............................................20
2.7. Расчет режимных параметров бурения20
2.8. Расчет компоновки бурового снаряда22
2.8.1. Выбор и расчет УБТ и БТ22
2.8.2. Расчет колонны бурильных труб при роторном бурении25
2.9. Расчет обсадной колонны на прочность29
2.10. Расчет цементирования обсадных колонн33
2.11. Выбор противовыбросового оборудования37
2.12. Вторичное вскрытие продуктивных пластов38
2.13. Освоение и испытание скважины41
2.14. Консервация и ликвидация скважины46
2.15. Обоснование выбора буровой установки48
3. Охрана труда и окружающей среды49
3.1 Мероприятия и технические средства для охраны окружающей среды49
3.2 Техника безопасности, промышленная санитария и противопожарная техника50
4. Специальная глава52
5. Вывод......................................................................................................57
Список используемой литературы58
Аннотация
В данном курсовом проекте проектируется бурение эксплуатационной скважины на Федоровском месторождении, которое расположено в Сургуте. Проектируется бурение вертикальной скважины глубиной 2280 м.
В данном проекте приводится краткая геологическая характеристика месторождения, технико-технологическая часть, производится выбор конструкции скважины, выбираются долота для различных интервалов бурения, рассчитывается цементирование эксплуатационной колонны, обосновывается выбор рациональной конструкции бурильных колонн для заданных условий бурения, определяется расход промывочной жидкости и рассчитываются потери давления. Приводятся мероприятия по обеспечению безопасных условий работы на буровых и охране недра в процессе бурения.
Страниц 58, таблиц 12, рисунков 10. The Summary
In the given course project drilling an operational well on Fedarovskoe and deposit which is located in the Surgut autonomous area.
Drilling a vertical well by depth of 2280 m is projected. In the given project the brief geological characteristic of a deposit, a technique-technological part is resulted, the choice of a design of a chink is made, chisels for various intervals of drilling get out, cementation of an operational column pays off, and the choice rational is proved.
Designs of boring columns for the given conditions of drilling, the charge ablution liquids is defined, and losses of pressure pay off, actions for maintenance of safe operating conditions on chisel and protection of bowels are resulted during drilling.
Page 58, table 12, picture 10.
Введение
Цель курсового проектирования - закрепление и углубление знаний, полученных студентами при теоретическом изучении курса "Бурение нефтяных и газовых скважин" и прохождении производственной практики; развитие навыков самостоятельной работы со специальной и справочной литературой при решении конкретных инженерных задач нефтегазового производства.
Курсовой проект составляется на бурение и закачивание нефтяных и газовых скважин для конкретных геолого-технических условий в соответствии с заданием, которое выдано на основе материалов пройденной им производственной практики либо данных, предложенных преподавателем.
Проект разрабатывается с учетом современных достижений техники и технологии бурения, нефтяных и газовых скважин и должен носить конкретный характер.
Предполагаемые буровые работы связаны с созданием скважины для извлечения нефти из недр, призванной обеспечить экономически эффективное использование нефтяных месторождений. Скважины закладываются с целью поиска месторождений нефти. Проектная глубина скважины 2280 м, вертикальная, район работ Сургутский район, проектный горизонт - меловая и палеогеновая системы. Данные геологического разреза скважины: глина, песок, мергель, известняк, доломит, мел, аргиллит, алевролит, каменная соль.
1. Геологическая часть
1.1. Физико-географическая и экономическая характеристика района
В административном отношении Федоровское месторождение расположено в Сургутском районе Ханты- Мансийского автономного округа Тюменской области.
На 01.01.01 г ОАО "Сургутнефтегаз" залицензировало 32 месторождения, из которых 23 находятся в разработке, 3 подготовлено к разработке, 6 находятся в разведке. Накопленная добыча к 2001году составила свыше 1 млрд.т. Распределение накопленной добычи по группам месторождений следующее:
На уникальное по своим запасам Федоровское месторождение приходится 43,4% суммарно накопленной добычи, соответственно на 13 крупных -52, 3 средних -35 и 6 мелких -1%.
Федоровское месторождение - одно из крупнейших в Западной Сибири,оно расположено в центральной части Сургутского свода, в 35 км к северо-востоку от г. Сургута.
Месторождение открыто в 1971 году скважиной №62, в которой при опробовании пласта БС10 получен промышленный приток нефти.
Федоровское месторождение введено в опытно- промышленную эксплуатацию в 1973г. На 01.06.71 , при наличии 47 поисково-разведочных и 17 эксплуатационных скважин, по Федоровскому месторождению был составлен промежуточный отчет по подсчету запасов по продуктивным пластам АС-4, АС5-6, АС7-8 , АС9 БС1, БС2, БС10, БС11, ЮС2.
По утвержденному варианту месторождение разрабатывается методом внутриконтурного заводнения. Блоки с трехрядным размещением добывающих скважин запроектированы на Моховой, Федоровской площадях и южной части Моховой площади.
Более 90 % скважин построены на территории Федоровского месторождения и вскрывают сложно построенную нефтегазоконденсатную залежь готерив-барремского возраста (горизонт АС4-8), подстилаемую подошвенной водой. Толщина нефтяного слоя между газоносной и водоносной частями залежи не превышает 10-12 м, глубина залегания пластов 1880-1900 м. Коллектора терригенные, поровые характеризуются резкой невыдержанностью в плане и разрезе, иногда отмечается монолитное строение нефтенасыщенного коллектора
В настоящее время Федоровское месторождение эксплуатируется, НГДУ "Федоровскнефть" ОАО "Сургутнефтегаз" силами семи цехов, с эксплуатационным фондом 2641 скважин.
Климат резко континентальный с продолжительно холодной зимой, теплым непродолжительным летом и короткой весной и осенью. Среднегодовая температура низкая и колеблется от -32Со до -26 Со. Наиболее высокая температура летом +30Со. Зимой температура падает до -50Со. Количество осадков достигает 400мм в год. Максимальное количество осадков приходится на май - август. Снеговой покров устанавливается в конце октября и сходит в конце апреля. Толщина снегового покрова в лесах достигает 2-х метров. Грунт промерзает до1,5м, на болотах - на 0,2м. Толщина льда на больших реках до 40-80 см, на озерах до 40 см.
Дорожная сеть в районе из-за сильной заболоченности развита слабо. Построена дорога от г. Сургута до г. Нижневартовска и Нефтеюганска. Железная дорога связывает с г. Тюменью, г. Екатеринбургом, г. Москвой, г. Уренгоем и другими городами России.
1.2. Общие сведения о районе буровых работ
Площадь (месторождение)Федоровская площадь
Блок (номер или название)Скважина № 62
Административное расположение
республикаРоссия
область (край) Среднеобская нефтегазоносная
районСургутский ХМАО
Год ввода площади в бурение1971
Год ввода площади в эксплуатацию1973
Температура воздуха, градус
среднегодовая -32Со до -26 Со
наибольшая летняя+30Со
наименьшая зимняя -50Со
Среднегодовое количество осадков, мм400мм в год.
Максимальная глубина промерзания грунта, м1,5
Продолжительность отопительного периода в году, сут.100
Продолжительность зимнего периода в году, сут.150
Азимут преобладающего направления ветра,зап. и сев.зап.
Наибольшая скорость ветра, м/с20
Интервал залегания многолетнемерзлой породы, мотсутствует
- кровля-
- подошва-
1.3. Геологический очерк района
По геологическому строению разрабатываемые месторождения ОАО "Сургутнефтегаз" делятся на две основные группы: нефтегазовые и нефтяные. Для большинства месторождений характерно наличие большого количества нефтенасышенных горизонтов, залегающих на глубинах от 1230 м до 2300 м и существенно отличающихся друг от друга по геологическому строению и коллекторским свойствам.
По своему строению большинство залежей нефти и газа относятся к типу пластовых, сводовых. Ряд залежей являются частично или полностью литологически ограниченными.
Коллектора практически всех выявленных залежей представлены песчаниками и алевролитами и относятся к поровому типу. Проницаемость коллекторов изменяется в очень широком диапазоне - от 3 мД до 570 мД. Наилучшие коллектора связаны с пластами АС4 - АС10, БС1-БС2, другие пласты группы АС и пласты БС10-11 имеют более низкую проницаемость.
Состав и свойства нефти выявленных залежей изменяются в широком диапазоне. В большой степени эти свойства зависят от пластовых условий, в которых находятся скопления нефти. Пластовые температуры изменяются от 550С до 1050С, а пластовые давления - от 18,8 МПа до 45 МПа. Как правило, с увеличением глубины, давления и температуры увеличивается газосодержащие нефтей и уменьшается вязкость и плотность их в пластовых условиях.
Горизонта БС10 (прибрежно-морские осадки), на Федоровском месторождении представлены аллювиальными отложениями. Как показали палеогеографические исследования, они формировались при активном меандрировании русел рек по площади и с нередкой взаимно сменой русловых и пойменных отложений по разрезу. При этом пойменные (преимущественно глинистые) осадки в той или иной степени перемывались и сносились вниз по течению на запад, к неокомскому палеобассейну. Более того, при значительной скорости частично смывались и русловые отложения. Степень русловых врезов по площади была разная, поэтому выделить границы каждого пласта затруднительно. Глинистые прослои здесь регионально не выдержаны, в них нередко имеются зоны опесчанивания. Таблица1. Литолого-стратиграфическая характеристика разреза скважины
Возраст отложенийЛитологические
отложенияИнтервал,
мМощность,
мсистема отделЯрус,
свитапачкаСостав породотдо1 2345671четвертичнаяПески, глина, песок с галькой05050 палеогеноваяолигоценовыйверхний
среднийнвомихай-овская
глины, пески50200150 нижний
алтымскаяалевролит, пески
глины20028888 чеганскаяглины, алевролит,
глинистые известняки288458170 эоценовыйверхний
средний
нижнийлюлинворскаяглины,
глинистые известняки
опоки,
опоковидные глины458690232 палеоценверхний
нижнийталицкаяглины, алевролиты
глинистые известняки690804114 меловаяверхниймастрих-скийганькинскаяглины804907103 кампанский березовскаяглины,
глинистые известняки,
опоки глинистые9071033126 коньях туронский кузнецовскаяглины1033140023 сеноманпокурскаяПески, глины, алевролит, глинистый песок, песчаники водоносные, алевролит14001720877 нижнийальбский аптский
алымскаяГлины, аргиллиты17202064131 барремскийвартовскаяВерхняяГлины, песчаники серые, мелкозернистые, аргиллиты, алевролиты20642505441 готеривскийСредняя Нижняя валандинский
Пимская Усть-
Балыкская Теповская
мегионскаяЧеускинскаяГлинистый песок,
Глины, нефтеносный песчаник, глинистый алевролит25052699194 Рис. 1.. Геологический разрез отложений пластов группы АС Сургутского района ( верхняя подсвита, варстовская свита).
1 - песчаники массивные, 2 - переслаивание глин и песчаников с преобладанием последних, 3 - переслаивание песчаников и глин с преобладанием последних, 4 - алевролиты, 5 - глины, 6 - переслаивание алевролитов и глин, 7 - фациальное замещение, 8 - скважина и ее номер
1.4. Гидрогеология
Направление движения пластовых флюидов в разрезе и на площади определялось нами при анализе карт приведенных давлений. На рис. 3 представлена такая карта для пласта БС10 Федоровского месторождения (Сургутский нефтегазоносный район). Приведенные пластовые давления изменяются от 24 до 23 МПа, причем их наибольшие значения отмечены в зонах прогибов, окружающих поднятие, особенно в западной части Федоровского куполовидного поднятия, на удалении от ВНК до 3,5 км. К своду поднятия приведенные пластовые давления уменьшаются и в присводовых частях имеют наименьшее значение. Простирание изолиний приведенных пластовых давлений субмеридиональное. Подобное распределение приведенных пластовых давлений по площади пласта БС10 свидетельствует о том, что в настоящее время продолжается поступление в него подземных вод с юго-западной стороны. В этом направлении пласт БСю глинизируется.
Рис.2. Фрагмент карты идентифицированной гидропроводности пласта БС10 Восточно-Моховой площади Федоровского месторождения
Рис.3. Карта переведенных пластовых давлений пласта БС10 Федоровского месторождения
1.5. Характеристика коллектора (по пластам)
Средняя глубина залегания нефтеносных пластов: 1880-2293 м.
Представленные типы залежей: пластово-сводовые с газовыми шапками, литологически-экранированные, пластово-сводовые.
Средняя нефтенасыщенная толщина кат. В+С1/С2: 3,1-10,2 м.
Площадь нефтеносности кат. В+С1: 36124-893221 м2.
Коэффициент пористости: 24-27 %.
Коэффициент проницаемости: 0,219-0,532 дарси.
Коэффициент расчлененности: 4,1-4,6 долей ед.
Начальная пластовая температура: 58-66 0С.
Начальное пластовое давление: 18,8-23,1 МПа.
Вязкость нефти в пластовых условиях: 1,4-9,45 мПа*с.
Плотность нефти в пластовых условиях: 751-872 кг/м3.
Плотность нефти в поверхностных условиях: 845-913 кг/м3.
Объемный коэффициент нефти: 1,036-1,12 долей ед.
Содержание серы в нефти: 1,07-1,92 %.
Содержание парафина в нефти: 2,3-3,8 %.
Давление насыщения нефти газом: 6,2-15,3 МПа.
Газасодержание нефти: 25-91 м3/т.
2.Технологическая часть
2.1. Выбор профиля скважины
Выбор профиля скважины производится на основе анализа фактических данных об искривлении пробуренных ранее скважин, геологических данных разреза и целевого назначения скважины. Данная скважина бурится в породах средней степени твердости, и на небольшую глубину (2280 м), кроме того продуктивный горизонт имеет небольшую мощность, в следствии этого, затраты на бурение наклонной скважины не оправдывают себя. Поэтому ведется бурение вертикальной скважины.
2.2. Обоснование метода вхождения в пласт
Так как тип залежи устойчивый и неоднородный будет применена следующая схема вхождения в продуктивный пласт. Скважина проходится до кровли пласта коллектора (2262 м), устанавливается эксплуатационная колонна и цементируется до устья. Далее производится переход на меньший диаметр бурения, меняется плотность бурового раствора на более тяжелый и вскрывается продуктивный пласт на всю длину. В пласт коллектор устанавливается фильтр с высотой верхней части 150 м над башмаком предыдущей колонны и цементируется на всю длину. Далее для связи продуктивного пласта со скважиной производится перфорирование фильтра и цементного камня.
2.3. Проектировка конструкции скважины
Конструкция скважины в интервале продуктивного пласта должна обеспечивать наилучшие условия поступления нефти и газа в скважину и наиболее эффективное использование пластовой энергии нефтегазовой залежи. Выбором правильной конструкции скважины в интервале продуктивного пласта решаются следующие задачи:
1) Обеспечение наилучших условий дренирования продуктивного пласта;
2) Задание величины заглубления скважины в продуктивный пласт, обеспечивающего безводную длительную добычу;
3) Изоляция продуктивного пласта от близлежащих водоносных горизонтов;
4) Защита продуктивного пласта от вредного влияния тампонажного раствора при цементировании или всемерное снижение этого влияния на проницаемость породы-коллектора.
Исходные данные для определения конструкции скважины приводятся в таблице 2.
Таблица 2.Исходные данные для определения конструкции скважины.
Интервал скважины, м0-320320-14701470-22622262-2280Рпл., МПаPпл=Pг.с.11,2Pпл=Pг.с.29,5Рпогл., МПа7,521,03538,52.3.1. Определение параметров конструкции скважины
При изучении геологического разреза в нем выделяются интервалы с несовместными условиями бурения. Несовместными считаются условия в тех смежных интервалах, которые по показателям пластовых давлений (коэффициент аномальности пластового давления ka) и давлений гидроразрыва (индекс давления поглощения kп) невозможно проходить открытым стволом с буровым раствором одной плотности без угрозы возникновения опасности в виде перетоков.
Для разделения разреза на интервалы с несовместными условиями строится совмещенный график давлений, на котором по интервалам глубин откладываются известные значения коэффициента аномальности пластового давления ka , индекса давления поглощения kп и соответствующие значение относительной плотности бурового раствора .
1) Рассчитываем коэффициент аномальности пластового давления ka:
, где: Рпл - Пластовое давление, Па; h - Глубина от устья до рассматриваемого сечения, м;
ρв - плотность воды, кг/м3;
g - ускорение свободного падения, м/с2;
При глубине h от 0 до 320 м: 2) Индекс давления поглощения kп рассчитываем по следующей формуле:
,
где: Рпогл - давление поглощение, Па; При глубине h от 0 до 320 м: 3) Относительная плотность бурового раствора рассчитываем по следующей формуле:
,
где: - коэффициент запаса, определяющий репрессии на пласт,
=1,1-1,15 (h<1200 м), =1,05 (h>1200 м).
При глубине h от 0 до 320 м: Аналогично рассчитываем для других интервалов скважины. Для расчетов плотностей буровых расчетов, для последующих интервалов скважины, коэффициент запаса берем равным 1,05.
При глубине h от 320 до 1470 м: Занесем значения ,и в сводную таблицу 3:
Таблица3. Значения ,и Глубина, м0-3201,022,391,12320-14700,781,460,821470-22620,921,580,962262-22801,321,721,39 Выбирается относительная плотность промывочной жидкости:
для интервала 0-320 м: ρотн = 1,12 г/см3
для интервала 320-1470 м: ρотн = 0,82 г/см3
для интервала 1470-2262 м: ρотн = 0,96 г/см3
для интервала 2262-2280 м: ρотн = 1,39 г/см3
2.3. 2. Расчет диаметров обсадных колонн и долот
Геологическая служба предприятия обусловливает диаметр эксплуатационной колонны. Диаметры обсадных колонн, глубины спуска которых рассчитывают снизу вверх.
1) Наружный диаметр фильтр выбирается исходя из дебита скважины и принимается равным 146 мм.
2) Определяем диаметр долота для бурения под фильтр:
Соответствует диаметру долота из справочника .
3) Внутренний диаметр эксплуатационной колонны:
Выбираются трубы ГОСТ 632-64 4) Диаметр долота для бурения под эксплуатационную колонну: Соответствует диаметру долота из справочника .
5) Внутренний диметр промежуточной колонны: Выбираются трубы ГОСТ 632-64 6)Диаметр долота для бурения под промежуточную колонну: Соответствует диаметру долота из справочника .
7) Внутренний диаметр кондуктора: Выбираются трубы ГОСТ 632-64 8) Диаметр долота под кондуктор:
Соответствует диаметру долота из справочника .
2.3.3. Построение графика совмещенных давлений
На основе полученных значений kа, kп и относительная плотности бурового раствора ρотн построен график совмещенных давлений. Поскольку геологический разрез не содержит зон с явной несовместимостью внешних условий, и оптимальная плотность бурового раствора принимает близкие значения на всем интервале бурения. Выбрана следующая конструкция скважины: * Фильтр: глубина спуска от 2130 до 2280 м; наружный диаметр Dн = 146 мм; толщина стенки 8 мм;
* Эксплуатационная колонна: глубина спуска 2262 м, наружный диаметр Dн = 219,1 мм, толщина стенки 12 мм;
* Промежуточная колонна: глубина спуска 1470 м, наружный диаметр Dн = 298,5 мм, толщина стенки 12 мм;
* Кондуктор: глубина спуска 320 м, наружный диаметр Dн = 406,4 мм, толщина стенки 11 мм.
Рис. 4. График совмещенных давлений и запроектированная конструкция скважины
2.4. Выбор способа бурения скважины
Основные требования к выбору способа бурения - необходимость обеспечения успешной проводки ствола скважины при возможных осложнениях с высокими технико-экономическими показателями. Способ бурения выбирается на основе анализа статистического материала по уже пробуренным скважинам и соответствующих экономических расчетов. Выбранный способ должен допускать использование таких видов буровых растворов и такую технологию проводки ствола скважины, которые наиболее полно отвечали бы условиям качественного вскрытия продуктивного горизонта; достижения высокого качества ствола скважины, её конфигурации и наиболее высоких механических скоростей и проходок на долото; возможности использования долот различных типов в соответствии с механическими и абразивными свойствами пород.
В данном курсовом проекте выбирается роторный способ бурения, так как он соответствует всем заданным условиям бурения. Диаметр проходного отверстия ротора должен быть достаточным для спуска долот и обсадных труб, используемых при бурении скважин: где, - диаметр долота при бурении под кондуктором, мм; δ - диаметральный зазор, мм.
Выбирается ротор Р-560. Техническая характеристика, выбранного ротора представлена в таблице 4.: Таблица 4.Техническая характеристика ротора Р-560
ПараметрыУралмаш-3000БД
Р-560Допускаемая нагрузка на стол, МН- статическая3- при частоте вращения 100 об/мин1,78Наибольшая частота вращения стола, об/мин350Диаметр отверстия в столе, мм560Диапазон глубин бурения, м1600-2500Статическая грузоподъемность подшипника основной опоры, МН
4,10Передаточное отношение конической пары2,7Максимальная мощность, кВт280
Габариты, м
Длина2,31Ширина1,35высота0,75Масса, т5,7 2.5. Расчет объема промывочной жидкости
Расчетные формулы объема промывочной жидкости для данной скважины: ,
где: V - максимальный объем скважины, м3: ,
где: dскв - диаметр скважины, мм;
hскв - глубина скважины, м;
- потери промывочного раствора при очистке, м3: ,
где: - объем выбуренной породы, м3 ();
- степень очистки раствора =100;
- плотность породы,;
- плотность шлама, ;
- плотность промывочного раствора, г/см3;
для бурения под кондуктор:
м3
для бурения промежуточной колонны: м3
для бурения эксплуатационной колонны:
м3
для бурения фильтра:
м3
2.6. Выбор типов породоразрушающих инструментов
Долота для бурения являются инструментом, при помощи которого разрушается горная порода на забое и образуется собственно скважина. Таблица 5. Геологические и физико-механические сведения по проектной скважине
СвитаИнтервал,мМощность,мСостав породКоэф. абразив-ти, КаТв. по штампу, Рш МПаКатегория по буримостичетвертичная0
6060супеси, суглинки, глины0,3100-250IIалтымская60
340280пески, глины0,4-0,5500-1000IIIталицкая340
790450глины серые, зеленые0,4250IIIганькинская790
84050глины глауконитовые0,5500-1000III-IVберезовская840
970130глины алевролитовые, опоки серые0,4500-1000III-IVпокурская970
1775805глины темно-серые, песчаники, пески0,5-11000-2000Vвартовская1775
2280505глины с прослоями алевролитов, песчаники, алевролиты0,5-11000-2000V На основании ФМС пород, слагающих геологический разрез скважины, выбираем соответствующий породоразрушающий инструмент. Выбранный ПРИ сведен в таблицу 5. Таблица 5.Породоразрушающий инструмент
Интервал,
мШифр долотаТип долотаДиаметр долота, ммТип резьбыМасса долота, кгMax. Осевая нагрузка, кН0-3203Л(Г)-508М508З-177110400320-1050374,2С-ЦВС374,6З-1771034501050-1470374,2Т- ЦВТ374,6З-177994501470-2262269,5Т-ЦВТ269,9З-152623502262-2280190Т-ЦВТ190,5З-11727200
2.7. Расчет режимных параметров процесса бурения
Расчет режимных параметров для интервала бурения до 320 м: Нагрузка на долото:
;
где, - рекомендуемая нагрузка на 1 мм диаметра долота; = 0,2 кН/мм;
- диаметр долота, мм;
Расход промывочной жидкости:
;
где, вп - скорость восходящего потока ( = 0,4 - 0,6 м/с); Dскв - диаметр скважины, м; d - наружный диаметр бурильных труб, м;
Режимные параметры остальных интервалов бурения представлены в таблице 6:
Таблица 6.Режимные параметры бурения
Интервал бурения, мНагрузка на долото
, кНЧастота вращения
n, об/минРасход промывочной
жидкости Q , м/с0-320101,6900,086320-1050187,3900,0421050-1470187,3900,0421470-2262134,95900,0192262-228095,25600,006
2.8. Расчет компоновки бурового снаряда
2.8.1. Выбор и расчет УБТ и БТ
1) Выбор диаметров УБТ:
Для подбора оптимального диаметра УБТ необходимо воспользоваться таблицей соотношения диаметров шарошечных долот и УБТ, исходя из условий:
Dскв = 1,1 ∙ Dд Исходя из этих условий рассчитаем DУБТ для всех интервалов бурения:
* Для бурения под кондуктор (0-320 м):
Выбираем табличное значение по СТ СЭВ 1385-78: DУБТ = 279,4 мм; dвнут = 76,2 мм; масса 1 м m = 444,8 кг; резьба NC-77; qУБТ =4,2 кН/м; длина труб 6000 мм, сталь 40ХН2МА;
* Для бурения под промежуточную колонну (320-1470 м):
Выбираем табличное значение по СТ СЭВ 1385-78: DУБТ = 279,4 мм; dвнут = 76,2 мм; масса 1 м m = 444,8 кг; резьба NC-77; qУБТ =4,2 кН/м; длина труб 6000 мм, сталь 40ХН2МА;
* Для бурения под эксплуатационную колонну (1470-2262 м):
Выбираем табличное значение по СТ СЭВ 1385-78: DУБТ = 228,6 мм; dвнут = 71,4 мм; масса 1 м m = 290,1 кг, qУБТ =2,86 кН/м; резьба NC-61; длина труб 6000 мм, сталь 40ХН2МА;
* Для бурения под фильтр (2262-2280 м):
Выбираем табличное значение по СТ СЭВ 1385-78: DУБТ = 165,1 мм; dвнут = 57,2 мм; масса 1 м m = 147,3 кг; qУБТ =1,47 кН/м резьба З-122(укороченного профиля); длина труб 6000 мм, сталь 40ХН2МА;
2) Выбор диаметров БТ:
Диаметр бурильных труб будем рассчитывать, исходя из соотношения:
* Для бурения под кондуктор (0-320 м):
Выбираем табличное значение по СТ СЭВ 1385-78 [б]. Труба сборной конструкции ТБВ:
DБТ = 139,7 мм, толщина стенки 9 мм, масса 1 м с учетом замка 33,5 кг, замок ЗШ-178, резьба З-147.
* Для бурения под промежуточную колонну (320-1470 м):
Выбираем табличное значение по СТ СЭВ 1385-78 [б]. Труба сборной конструкции ТБВ:
DБТ = 139,7 мм, толщина стенки 9 мм, масса 1 м с учетом замка 33,5 кг, замок ЗШ-178, резьба З-147.
* Для бурения под эксплуатационную колонну (1470-2262 м):
Выбираем табличное значение по СТ СЭВ 1385-78 [б]. Труба сборной конструкции ТБВ:
DБТ = 139,7 мм, толщина стенки 9 мм, масса 1 м с учетом замка 33,5 кг, замок ЗШ-178, резьба З-147;
* Для бурения под фильтр (2262-2280 м):
Выбираем табличное значение по СТ СЭВ 1385-78 [б]. Труба сборной конструкции ТБВ:
DБТ = 114 мм, толщина стенки 7 мм, масса 1 м с учетом замка 24,5 кг, замок ЗШ-146, резьба З-127.
Ниже приведены примеры расчетов для эксплуатационной колонны:
3) Расчет длины УБТ:
где, - осевая нагрузка на долото, кН;
qУБТ - вес 1 п.м. УБТ, Н/м;
4) Определение веса колонны УБТ:
5) Расчет количества УБТ:
где, - количество УБТ, шт;
- длина одной УБТ, м; 6) Определение допустимой растягивающей нагрузки КБТ:
где, σТ - предел текучести материала труб, МПа;
Fтр - площадь поперечного сечения трубы, м2;
n - коэффициент запаса прочности (1,3);
7) Вес единицы длины трубы:
где, q1 - вес единицы длины гладкой части трубы, Н/м;
q2 - вес бурильного замка, Н;
q3 - вес муфты, Н;
l1 - длина гладкой части трубы, м;
l - длина трубы вместе с замками, м;
8) Определение дополнительной длины КБТ: где, k - коэффициент, учитывающий трение, инерцию и сопротивление движению бурового раствора, k = 1,15;
Pn - перепад давлений на долоте, (0,5-0,6 МПа);
Fk - площадь проходного канала б.т., м2;
ρм - плотность материала б.т., кг/м3;
ρбр - плотность бурового раствора, кг/м3; Расчет КБТ для бурения под остальные интервалы бурения сведен к таблице 9:
Таблица 9.Параметры КБТ
Глубина бурения, мДлина УБТ, мВес колонны УБТ, кНКол-во УБТ, штДопустимая растягивающая нагрузка, МНВес единицы длины БТ, Н/мДоп. длина КБТ, м0-32030,23127623,56256,7692,54320-147055,74234,121023,56256,7688,151470-226258,98168,71015,37256,7658,642262-228080,99119,06147,82182,9744,552.8.2. Расчет колонны бурильных труб при роторном бурении
При роторном бурении после выбора диаметра бурильных труб выполняется расчет на выносливость и статическую прочность.
1.Расчет на выносливость:
1) Переменные напряжения изгиба: ,
где, Е - модуль Юнга, J - осевой момент инерции сечения, м4;
f - стрела прогиба, м;
l - длина полуволны в результате потери устойчивости КБТ при вращении в нулевом сечении над УБТ, м;
Wизг - момент сопротивления высаженного конца в основной плоскости резьбы, м3.
Момент инерции сечения трубы:
где, - наружный диаметр трубы, м;
- внутренний диаметр трубы, м.
Стрела прогиба :
;
где, - диаметр скважины, м;
- наружный диаметр замка УБТ, м;
Длина полуволны определяется для сечения непосредственно над УБТ:
где, ω - угловая скорость вращения б.т.:
;
m1 - масса 1 п.м. б.т., кг; Осевой момент сопротивления высаженного конца в основной плоскости резьбы для б.т. диаметра 140 мм справочное (Wизг = 181,5∙10-6 м3);
Проверка по изгибу: , условие прочности выполнено, т.к. 6,36≥1,9;
где, σ-1 - предел выносливости, МПа;
β - коэффициент снижения предела выносливости за счет перегрузки резьбы; 2.Расчет на статическую прочность:
а) Нормальные растягивающие напряжения в поперечном сечении секции бур. колонны: где, QУБТ - вес колонны УБТ, Н;
QБТ - вес колонны б.т., Н;
Q1 - вес компоновки низа б.т., Н;';
;
Qд - вес долота, Н;
Qцент - вес центратора, Н;
Qcтаб - вес стабилизатора, Н;
- усилие в буровом снаряде при подъёме за счет трения о стенки скважины, б) Расчет касательных напряжений:
,
где, Мкр - крутящий момент, Н·м;
,
где, Nв - мощность на холостое вращение бурильной колонны, Вт: где, L - длина колонны б.т., м;
Dн - наружный диаметр б.т., м;
γр - удельный вес раствора, Н/м3;
Мощность на вращение долота:
где, Кг.п. - коэффициент учитывающий крепость г.п. (2,3);
Рд - осевая нагрузка, Н;
Полярный момент сопротивления сечения труб при кручении, Н∙м:
,
где, - наружный и внутренний диаметр трубы, м.
Предел текучести материала труб т = 540 МПа (для группы прочности E).
Коэффициент запаса прочности:
, что допустимо, т.к. 10,2>1,4.
Общий вес бурильной колонны (с учётом веса УБТ):
,
Расчет достигаемой нагрузки от веса эксплуатационной обсадной трубы в момент их подвешивания на крюке:
где, - глубина спуска колонны, м;
- удельный вес колонны, Н/м.
Максимальная нагрузка с учетом расхаживания:
- от веса бурильной колонны:
- от веса наиболее тяжелой обсадной колонны
2.9. Расчет обсадной колонны на прочность
При расчете эксплуатационной колонны исходят из следующих основных моментов:
- Избыточные наружные давления максимальны при: вызове притока из скважины, а также в конце эксплуатации скважины
- Максимальная величина внутреннего избыточного давления обычно возникает при испытании колонны на герметичность опрессовкой, а также в конце продавки цементного раствора.
1) Расчет на действие осевой нагрузки по телу трубы σмах≤σт:
Вес эксплуатационной колонны составляет 1090 кН,
Условие выполняется, т.к. 2) Расчет по резьбе треугольного профиля:
Страгивающие нагрузки, рассчитанные по формуле Яковлева-Шумилова приведены в "Инженерные расчеты при бурении глубоких скважин" Р.А. Ганджумян стр.199, табл.10.9. Для труб исполнения "Б" с треугольной резьбой диаметром 219,1 мм: для стали "E" Ря-ш = 2620 кН.
Условие выполняется, т.к. 3) Расчет наружных давлений:
- Расчет давления в незацементированной зоне затрубного пространства: где, - плотность промывочной жидкости ;
- высота столба промывочной жидкости - Расчет давления в зацементированной зоне затрубного пространства после цементирования ( до затвердения ):
где, - плотность цементного раствора ;
- высота столба цементированного раствора - Расчет давления после окончательного затвердевания цемента:
Рис. 5. Диаграмма изменения наружнего давления после цементирования и после ОЗЦ эксплуатационной колонны.
4) Расчет внутренних давлений:
- Расчет давлений при опрессовке на устье:
где, - устьевое давление при опрессовке, МПа;
- устьевое давление в начале эксплуатации, МПа;
где, - пластовое давление, - средняя плотность пластовой нефти, =800 кг/м;
- протяженность эксплуатационного интервала, = 2280 м;
- Внутреннее давление на глубине 2280 м при опрессовке:
где, ρоп - плотность опрессовочной жидкости, г/см3;
В конце времени эксплуатации скважины устьевое давление равно нулю, т.к. пласт истощен:
- Уровень жидкости в скважине в конце эксплуатации определен из уравнения:
где, пластовое давление в конце эксплуатации, ;
Рис. 6. Диаграмма изменения внутренних давлений, действующих на обсадную колонну.
5) Расчет избыточных давлений:
- Избыточное внутреннее давление на глубине 2262 м:
где, - избыточное внутреннее давление при опрессовке на глубине 2262 м, МПа;
- избыточное наружное давление после цементирования на глубине 2262 м, МПа;
-Избыточное наружное давление на глубине 2262 м: где, - наружное давление после ОЗЦ на глубине 2262 м, МПа;
- внутреннее давление в конце эксплуатаций на глубине 2262 м, МПа;
Рис. 7. Диаграмма изменения избыточных давлений, действующих на обсадную колонну.
2.10. Расчет цементирования обсадных колонн
Расчет одноступенчатого цементирования эксплуатационной колонны:
1) Объем тампонажного раствора, необходимый для цементирования заданного интервала:
где, K1 - коэффициент запаса, К1 = 1,1; Dскв - диаметр скважины, м;
dн - наружний диаметр обсадной колонны, м;
dв - внутренний диаметр обсадной колонны, м;
Нц - высота подъема цементного раствора за колонной, Нц = 2262 м;
hц - высота цементного стакана, h = 20 м;
2) Масса цемента необходимого для приготовления цементного раствора заданного или расчетного объема:
где, - коэффициент, учитывающий потери цемента при погрузочно-разгрузочных работах, также при приготовлении цемента, =1,05;
- масса цемента для приготовления 1 раствора с заданной плотностью,
где, = 0,5 - водоцементное отношение;
3) Объем воды для приготовления тампонажного раствора:
где, - масса цемента необходимого для приготовления цементного раствора заданного или расчетного объема., ;
- коэффициент, учитывающий потери цемента при транспортировке и приготовлении, ;
- плотность воды, ; ;
4) Число цементосмесительных машин:
;
где, - число цементосмесительных машин;
- масса цемента необходимого для приготовления цементного раствора заданного или расчетного объема., ;
- объем бункера цементосмесительной машины, - плотность насыпного цемента , Будет использоваться 3 машина 2СМН-20
5) Объем продавочной жидкости :
;
где, - внутренний диаметр обсадной колонны, ;
L - высота обсадной колонны, ;
- высота цементного стакана, ;
6) Объём буферной жидкости:
;
где, - диаметр скважины, ;
- наружный диаметр обсадной колонны, ;
- высота буферной жидкости в затрубном пространстве , .
7) Число цементируемых агрегатов:
где, - количество цементировочных агрегатов;
- диаметр скважины, ;
- наружный диаметр обсадной колонны, ;
- расход нагнетания цементировочного агрегата на 4 скорости, - скорость движения цементного раствора, -для эксплуатационной колонны, -для кондуктора и промежуточных колонн.
Следовательно, для цементирования эксплуатационной колонны будет применяться3 цементировочных агрегата типа 3ЦА-400А, с расходом нагнетания на 4 скорости: 8) Продолжительность процесса цементирования:
9) Выбор тампонажного цементного раствора:
где, - время начала схватывания раствора, мин;
Принимается тампонажный раствор на основе портландцемента ПЦХ по ГОСТ 1581-85, с плотностю , временем загустевания не более 90 мин и временем ОЗЦ не более 48 часов. Для цементирования остальных обсадных колонн все параметры сведены в таблицу 10:
Таблица 10.Параметры цементирования обсадных колонн
Данные для цементирования:КондуктораПромежуточной колонныЭксплуатационной колонныФильтраОбъем тампонажного раствора , Vц, м327,9966,2048,782,20Масса сухого цемента ,
Mц, кг36248,1585732,2963164,512855,31Объем воды для приготовления тампонажного раствора, V, м316,7639,6429,201,32Число цементосмесительных машин,
n, шт.1321Объем продавочной жидкости,
Vп.ж., м334,7985,7766,991,72Объём буферной жидкости,
Vб.ж., м310,946,032,901,76Число цементируемых агрегатов,
nц.а., шт.5332Продолжительность процесса цементирования, tц, мин.13,6233,2234,156,87
2.11. Выбор противовыбросового оборудования
Противовыбросовое оборудование предназначено для управления скважиной при газоводонефтепроявлениях, герметизации затрубного пространства при цементировании обсадных колонн, осуществления обратных циркуляций и других видах работ при бурении нефтяных и газовых скважин.
В соответствии с ГОСТ13862-80 противовыбросовое оборудование изготовляется трех типов: двухпревенторный с двумя выкидами, трехпревенторный с тремя выкидами и трехпревенторный с четырьмя выкидами. В данном случае давление на устье будет составлять:
Отсюда будет применены: 2 плашечных превентора, 1 универсальный и 1 вращающийся. Технические характеристики превенторов приведены в таблице 11:
Таблица 11.Технические характеристики превенторов
Тип превентораШифр превентораУсловный диаметр проходного отверстия, ммРабочее давление, МПаУплотняемый диаметр, ммШирина, ммВысота, ммМасса, кгПУГПУГ-230×320 БР 2303260-19490013003300ППГППГ-230×352303573-1686705501500ПВПВ-230×320 БР12303273-14068015501650
2.12. Вторичное вскрытие продуктивных пластов
Основное назначение перфорации - это создание каналов в обсадной колонне (одной или нескольких), цементном камне и участке горной породы, загрязнённой частицами бурового раствора в процессе бурения скважины, с целью обеспечения гидродинамической связи продуктивного пласта со скважиной. Вторичное вскрытие пласта является одной из наиболее важных операций, влияющих на дальнейшую эффективную эксплуатацию нефтегазовых скважин. Значительная часть работ по вторичному вскрытию нефтегазоносных пластов в настоящее время осуществляется с помощью кумулятивной перфорации. В зависимости от поставленной задачи, а также скважинных условий и характеристики пласта-коллектора могут применяться кумулятивная, сверлящая или гидромеханическая перфорации. Перфорация на каротажном кабеле
Спуск на каротажном кабеле является основным методом доставки перфорационных систем в скважину к интервалу вскрытия. Основное преимущество этого метода является значительная экономия времени на выполнении спуско-подъемных операций. Бескорпусные перфораторы
К основным достоинствами этих перфораторов возможно отнести их небольшие размеры и гибкость, позволяющие производить спуск в скважины малого диаметра и через суженные участки обсадных колон и НКТ, их высокую производительность, которая обусловлена небольшим весом конструкции и возможностью сборки перфораторов большой длины. Основным недостатком бескорпусных перфораторов - невысокая длинна пробиваемых каналов обусловленная малым весом применяемых зарядов, а также трудность спуска в утяжеленных растворах. "Тюменьпромгеофизика" располагает следующими перфораторами этого типа: ПКС-80; ПР43, ПРК42С, ПРК54С, ПКС80, САР-1608-320Т.
Корпусные перфораторы
Перфораторы этого типа отличаются тем, что кумулятивные заряды и средства взрывания изолированы от внешней среды прочным стальным корпусом. Благодаря которому, минимизируется возможность повреждения обсадной колонны и цементного камня при проведении работ, исключается засорение скважины продуктами взрыва и осколками зарядов. Высокопрочный корпус перфоратора позволяет производить перфорацию продуктивных пластов, залегающих на больших глубинах, а большой вес облегчает спуск в скважины с утяжеленными растворами. Корпусные перфораторы разделяются на два вида - одноразового и многоразового использования.
Корпусные перфораторы многоразового использования
К перфораторам многоразового использования относятся перфораторы типа ПК-105. Корпус этого перфоратора имеет окна, герметизируемые стальными пробками и резиновыми уплотнителями. Возможность неоднократного использования корпуса перфоратора удешевляет выполнение работ, а наличие более тонкой, в сравнении с самим корпусом, стальной пробки, сказывается на увеличении длины пробиваемого в породе канала. К недостаткам этого перфоратора необходимо отнести более высокое, чем у перфораторов одноразового использования, фугасное воздействие на крепь скважины и ограничение по длине сборки - 3 метра.
Корпусные перфораторы одноразового использования
Основное отличие перфоратора однократного использования состоит в том, что корпус перфоратора выполнен из сплошной стальной трубы, а кумулятивные заряды монтируются на каркасы с различной фазовой ориентацией. Помимо сниженной фугасности, перфораторы однократного использования более просты при заряжании, имеют высокую плотность установки кумулятивных зарядов и способны выдерживать высокое гидростатическое давление. Имеется большой набор типоразмеров перфораторов 48, 54, 69.9, 73, 89, 102 мм. К данному типу также относятся модульные перфораторы ПМИ. Их главная особенность в том, что секции перфоратора представляют собой модули, заряженные в заводских условиях. Система передачи детонации между модулями позволяет производить быструю сборку гирлянды перфоратора, исключая возможные ошибки при сборке перфоратора. При этом максимальная длина сборки перфораторов спускаемых на Для предотвращения выброса газожидкостной смеси через бурильную колонну на буровой необходимо иметь два обратных клапана с приспособлением для установки их в открытом положении. Один клапан устанавливается над долотом, другой - над последней свечой у ведущей трубы.
2.13. Освоение и испытание скважины
Освоение
Для оценки промышленной нефтегазоносности вскрытого скважиной геологического разреза проводят специальные исследования. Наиболее полная информация об исследуемых нефтегазовых объектах может быть получена при использовании прямых методов, т.е. основанных на вызове притока из пласта. В задачу исследования прямым методом входят такие вопросы, как выявление возможности получения притока нефти или газа из исследуемого объекта, отбор проб пластовой жидкости для изучения ее состава и свойств, установления соотношения компонентов в пластовом флюиде, оценка возможного дебита из исследуемого объекта, измерение пластового давления, получение исходных данных для первоначальной оценки коллекторских свойств объекта, вскрытого скважиной .
Для вызова притока в скважину должно выполняться условие Где - плотность жидкости, заполняющей скважину, кг/м3.
Условие вызова притока выполнено.
Испытание
Наиболее полную информацию об исследуемом пласте получают с помощью пластоиспытателя на колонне труб. Сбрасываемый внутрь бурильной колонны опробователь позволяет вызывать приток сразу после вскрытия продуктивного пласта и отбирать пробу пластовой жидкости. Для этого над долотом устанавливают специальное пакерующее устройство, которое при промывке скважины не препятствует циркуляции бурового раствора по затрубному кольцевому зазору. После спуска пробоотборника в пакерующее устройство открываются каналы, по которым буровой раствор под давлением подается под пакерующии элемент и вызывает его расширение вплоть до полного контакта со стенками ствола скважины и перекрытия кольцевого зазора; происходит изоляция призабойной зоны скважины от остального ствола. С повышением давления внутри бурильной колонны открывается клапан в пробоотборнике и давление в подпакерной зоне резко понижается, в результате чего пластовый флюид проникает в скважину и попадает в пробоотборник. Одновременно регистрирующим манометром записывается кривая восстановления давления.
Компоновка пластоиспытателя
Рис. 8- Компоновка пластоиспытателя: 1 - бурильные трубы; 2 - циркуляционный клапан; 3 - глубинный манометр; 4 - запорный поворотный клапан; 5 - гидравлический испытатель пластов; 6 - ясс; 7 - безопасный переводник; 8 - пакер; 9 - фильтр; 10 - местоположение глубинных манометров; 11 - хвостовик; 12 - опорный башмак (пята).
Краткое назначение узлов компоновки
Фильтр
Предназначен для пропуска жидкости из пласта в пластоиспытатель в период опробования и для задержания сравнительно крупных частиц скелета пласта, которые могут содержаться в пластовой жидкости.
Рис.9 - Схема оборудования скважины при намыве гравийного фильтра а) без пакера, б) с пакером: 1 - промывочная устьевая головка; 2 - НКТ или бурильные трубы; 3 - обсадная колонна; 4 - переходник с левой резьбой; 5 - ниппель переводник пакера; 6 - переводник; 7 - пружинный центратор; 8,12 - НКТ; 9 - секция фильтра; 10 - НКТ; 11 - зона гидродинамического уплотнения гравия; 13 - башмак заглушка; 14 - захватное приспособление; 15 - пакер.
Пакер
Он служит для герметичного разобщения подлежащего опробованию объекта от остальной части скважины. Для опробования используют пакеры механического и гидравлического действия.
Рис. 10 - Пакер с металлической раздвижной опорой:1 - верхний переводник; 2 - корпус; 3 - нажимная головка; 4 - цилиндрический резиновый уплотнительный элемент; 5 - лепестковая металлическая опора для уплотнительного элемента; 6 - полый шток; 7 - нижний переводник.
Ясс
В период опробования нижние узлы пластоиспытателя могут быть прихвачены. Чтобы облегчить освобождение их, в компоновку пластоиспытателя включают гидравлический ясс.
Запорный клапан
Служит для прекращения притока пластовой жидкости в полость колонны бурильных труб при закрытом уравнительном клапане. Задачи опробования более полно могут быть решены при использовании запорного клапана многократного действия, позволяющего несколько раз прерывать и затем опять возобновлять приток пластовой жидкости в бурильные трубы без нарушения пакеровки.
Циркуляционный клапан
Этот клапан позволяет промывать скважину после завершения опробования и освобождения пакера, а также устанавливать всевозможные ванны (нефтяную, водяную, кислотную) в случае прихвата бурильных труб. Цель промывки - заменить промывочную жидкость в скважине, которая могла в период опробования газироваться, на свежую, негазированную, а также, если необходимо, вытеснить пластовую жидкость из колонны бурильных труб на дневную поверхность.
Измерительные приборы
Перед спуском в скважину в пластоиспытателе устанавливают глубинные манометры и глубинные термометры для регистрации давления и температуры в период опробования. Обычно для размещения приборов используют специальные переводники. Рекомендуется устанавливать несколько глубинных манометров: в фильтре, между главным и запорным клапанами и над запорным клапаном. Весьма желательно над запорным клапаном устанавливать также дебитограф.
Пробоотборники
Для отбора пробы пластовой жидкости в период опробования при давлении, максимально приближающемся к пластовому в данном горизонте, используют специальные пробоотборники. Пробоотборник размещают ниже запорного клапана пластоиспытателя. Опыт исследования пластов с помощью пластоиспытателей подтверждает благоприятное влияние резкой депрессии на пласт. Глубокая депрессия способствует удалению глинистой корки, восстановлению проницаемости призабойной зоны пласта, подвергшейся отрицательному воздействию фильтрата бурового раствора, и вызывает активизацию нефтепроявления из отдельных линз в окрестностях скважины.
2.14. Консервация и ликвидация скважины
Скважину ликвидируют, если при испытании ее не получен промышленного значения приток пластовой жидкости ни из одного горизонта. Для этого против каждого испытанного пласта устанавливают цементный мост; подошва моста должна находиться не менее чем на 20 - 30 м ниже, а кровля - выше соответственно нижней и верхней границ интервала перфорации. Если пласты расположены поблизости один от другого, цементный мост может быть сплошным. Кровля цементного моста, устанавливаемого для изоляции самого верхнего, из испытанных горизонтов, должна находиться, как минимум, на 50 м выше верхних перфорационных отверстий.
Если на рассматриваемой площади нет газовых или нефтегазовых залежей, а также горизонтов с напорными минерализованными водами (с kа>1), которые могут загрязнять пресные или целебные воды, разрешается перед ликвидацией скважины извлекать из нее обсадные трубы.
На устье ликвидированной скважины устанавливают репер, на котором при помощи электросварки указывают номер скважины, названия площади и предприятия, пробурившего скважину, дату окончания бурения.
Если обсадные трубы не извлечены, устье скважины закрывают глухой заглушкой или глухим фланцем с вваренным вентилем; заглушка и болты, скрепляющие фланец с колонной, должны быть прихвачены сваркой. Если верхние трубы эксплуатационной колонны извлечены, в кондуктор или промежуточную колонну спускают на глубину не менее 2 м пробку и над ней колонну заполняют бетоном. Над устьем скважины устанавливают бетонную тумбу размером 1х1х1 м.
В тех случаях, когда при испытании из пласта получен приток Промышленного значения, но площадь или участок площади не подготовлены к эксплуатации, скважину консервируют. Консервацию нужно делать так, чтобы скважину можно было повторно ввести в эксплуатацию и коллекторские свойства приствольной зоны за время консервации существенно не ухудшились.
Способ консервации зависит от длительности ее и коэффициента аномальности пластового давления. Если kа >l,0, нижний участок скважины следует заполнить промывочной жидкостью на нефтяной основе или другой, не вызывающей ухудшения коллекторских свойств пласта; над интервалом перфорации установить цементный мост высотой не менее 25м, а остальную часть эксплуатационной колонны заполнить седиментационно-устойчивой жидкостью. Давление столба этой жидкости должно на 5 - 10% превышать пластовое. Самый верхний участок длиной примерно 30 м, а в районах с многолетнемерзлыми породами - от устья до глубины на 50 - 100 м ниже нижней границы таких пород заполняют незамерзающей жидкостью (например, соляровым маслом, раствором CaCl2 и т. п.). На период консервации насосно-компрессорные трубы остаются в эксплуатационной колонне над цементным камнем.
Если коэффициент аномальности пластового давления kа < 1,0, то при продолжительности консервации более 1 года из газовых скважин глубиной до 2000 м и из нефтяных скважин насосно-компрессорные трубы извлекают, на устье устанавливают задвижку высокого давления с контрольным вентилем.
При консервации скважин с kа < l на срок в несколько месяцев цементные мосты разрешается не устанавливать, а при кратковременной консервации (до 3 мес) такие скважины можно не задавливать промывочной жидкостью. На период консервации насосно-компрессорные трубы остаются в эксплуатационной колонне над фильтром; на устье устанавливают фонтанную арматуру с контрольным вентилем.
Территорию вокруг законсервированной скважины огораживают; на ограждении указывают номер скважины, название месторождения, наименование предприятия и срок консервации. С задвижек фонтанной арматуры снимают штурвалы, фланцы задвижек закрывают заглушками, а в патрубки вместо манометров ввинчивают пробки. В период консервации скважина должна быть под регулярным наблюдением. Если консервация продолжительная, состояние скважины проверяют не реже одного раза в квартал и результаты проверки заносят в специальный журнал.
2.15. Обоснование выбора буровой установки
С учетом геологических, климатических, энергообеспечения района строительства для бурения предусматривается буровая установка БУ-80-БрД. Так как проектная глубина скважины 2280 м, максимальная нагрузка на крюке будет создаваться от веса бурильной колонны в момент ее расхаживания 1,1 МН. Техническая характеристика буровой установки приведена в таблице 12:
Таблица 12.Технические характеристики буровой установки БУ-80-БрД
ПараметрыЗначенияМаксимальная грузоподъемность, т140Рекомендуемая глубина бурения (при массе бурильной колонны 30 кг/м), м2800Максимальная оснастка талевой системы4 × 5Длина свечи, м24Диаметр талевого каната, мм28Вид приводаДизель-гидравлическийТип приводаГрупповойМощность на барабане лебедки, кВт560ЛебедкаЛБ-20БрБуровой насосБРН-1Число насосов2Гидравлическая мощность, кВт280Максимальная подача насоса, л/с34,2РоторР-560Мощность, передаваемая на ротор, кВт220ВертлюгШВ14 - 160МВышкаА - образная мачтоваяПолезная высота вышки, м39,5Грузоподъемность кронблока, т185Грузоподъемность талевого блока, т140Дизель-генераторные станции:
- шифр
- число
ДЭА - 100
2Мощность станции, кВт2 × 100Средства механизации:
- пневматические клинья
- свинчивание и развинчивание свечей
- регулятор подачи долота
ПКР - Ш8
АКБ - 3М
РПДЭ - 3Метод монтажаМелкоблочный
3. Охрана труда и окружающей среды
3.1 Мероприятия и технические средства для охраны окружающей среды
Транспортировка бурового оборудования должна осуществляться только по дорогам, соединяющим основную трассу и буровую площадку. В зимнее время года перевозка грузов производиться по дорогом с твердым покрытием. В летнее время движение транспорта необходимо производить по грунтовым дорогам и дорогам с твердым покрытием.
Размещение бурового оборудования на кустовой площадке, производится в соответствии со схемой расположения бурового оборудования при бурении скважин ТПР-2, "Временной схемой расположения оборудования и конструкции площадки", утвержденной гл. инженером и согласованный с председателем. Буровая площадка должна иметь обваловку высотой не менее одного метра для исключения попадания загрязненных сточных вод в водоемы.
Выбор рациональной конструкции скважины является основным этапом проектирования, обеспечивающим качество строительства скважины как долговременно эксплуатируемого нефтепромыслового объекта.
Проектная конструкция скважины несет в себе следующие природоохранные функции:
обеспечивает охрану от загрязнения поверхностных грунтовых вод хозяйственно-питьевого назначения обязательным спуском направления и подъемом цементного раствора за ним до устья;
обеспечивает охрану недр надежным разобщением флюидосодержащих горизонтов друг от друга, предупреждая перетоки нефти, газа и минерализованных вод между пластами и на дневную поверхность в окружающую среду;
предупреждает возникновение нефтегазопроявлений и открытых выбросов нефти и газа в окружающую среду путем использования рационального количества обсадных колонн, расчета глубин их спуска по действующим методикам, изоляции нефтегазоносных горизонтов тампонажными растворами за всеми обсадными колоннами, а также обязательной установкой на предыдущую колонну противовыбросового оборудования при наличии в разрезе скважины напорных нефтяных горизонтов.
Определение объемов отработанных буровых растворов и шлама при строительстве скважин осуществляется в соответствии с методическими указаниями и с учетом конкретных условий бурения скважин.
Экологическая безопасность процесса строительства скважин на данном месторождении обеспечивается:
Организованным сбором всех видов отходов бурения и их локализацией в строго отведенном месте.
Откачкой в нефтесборный коллектор жидкой фазы отходов бурения после соответствующей подготовки.
Использованием малоопасных рецептур бурового раствора.
Сооружением системы накопления и хранением отходов бурения осуществляется с соблюдением правил защиты почвогрунтов и водных объектов при подготовленных строительно-монтажных работах.
По окончанию бурения скважины часть бурового раствора вывозится на другую точку или куст для использования при бурении под кондуктор.
Жидкая фаза отходов бурения, которая накапливается в амбарах после соответствующей подготовки подлежит закачке в нефтесборный коллектор.
Технология подготовки ее сочетает метод отстоя с коагуляцией электролитами механических примесей с целью полного удаления их из жидкой фазы, для чего в проекте предусмотрен монтаж объемом 50м3 и 10м3. В качестве коагулянта применяется сернокислый алюминий в виде 10% раствора. Расход сухого сернокислого алюминия на 1м3 осветляемой жидкой фазы составляет 1 - 1.2 кг. Время отстоя осветляемой жидкой фазы после обработки ее коагулянтом составляет 36-40 часов. Затем производиться откачка осветленной жидкой фазы отходов бурения из шламового амбара в промежуточную емкость, при этом всасывающая линия насосов укрепляется на поплавке и оборудуется сетчатым фильтром для предотвращения забора механических примесей.
В промежуточной емкости осветляемая жидкость подвергается нейтрализации, кальцинированной содой с перемещением расчетного ее количества при помощи цементировочного агрегата и отбором проб до и после ее ввода для контроля рН, значение которого должно составлять 8 единиц.
По окончании бурения скважины производятся отборы проб отходов бурения (БСВ, ОБР, БШ) в соответствии с РД 39-0147001-741-32.
3.2 Техника безопасности, промышленная санитария и противопожарная техника.
Решением № 394/ 44 от 20 июня 1985 года Министерства нефтяной промышленности и Президиума ЦК профсоюза рабочих нефтяной и газовой промышленности утверждена согласованная с Гортехнадзором "Единая система управления охраной труда в нефтяной промышленности", которая представляет собой комплекс взаимосвязанных социально-экономических и организационно-технических мероприятий направленных на формирование безопасных и здоровых условий труда на производственных предприятиях Министерства нефтяной промышленности.
С введением в действие Единой системы вся организационная и профилактическая работа по технике безопасности, промышленной санитарии и пожарной безопасности при прохождению подготовительных работ к строительству скважин, бурения и испытания скважин должна проводиться в строгом соответствии с ее требованиями.
Согласно правил пожарной безопасности в нефтяной промышленности ППБО-85 бурящаяся скважина должна быть укомплектована первичными средствами пожаротушения.
В соответствии с СН 276-74 площадка строительства скважины оборудуется санитарно-бытовыми помещениями, а так же потребным количеством вагон домиков.
Работники всех бригад, участвующих в цикле строительства скважины, должны быть обеспечены бесплатной спецодеждой, специальными предохранительными приспособлениями и средствами индивидуальной защиты в соответствии с "Отраслевыми нормами бесплатной выдачи спецодежды, спец обуви и других средств индивидуальной защиты".
4. Специальная глава
Технология Плазменно-Импульсного Воздействия
В основу технологии плазменно-импульсного воздействия положено создание резонанса в продуктивных пластах. Многократное формирование очага плазмы в стволе скважины напротив перфорации и последующее высвобождение энергии позволяет осуществлять комплексное воздействие как на призабойную зону скважины, так и на продуктивный пласт в целом. Свойства плазмы позволяют осуществлять термическое, акустическое, ударно-волновое и упругое воздействие на продуктивный пласт, вызывая тем самым резонанс, что приводит к изменению режима работы не только обрабатываемой скважины, но и соседних скважин на расстоянии до 1,5 км. от очага воздействия. Как это работает?
При использовании плазменно-импульсного воздействия увеличивается проницаемость призабойной зоны скважины, увеличивается гидродинамическая связь нефтяного пласта с забоем скважины за счет очистки старых и создания новых фильтрационных каналов, происходит очищение порового пространства и формирование новых микротрещин в призабойной зоне скважины и фильтрационных каналах пласта. Особенности технологии * Экологическая чистота, работает в естественных геологических условиях скважин без добавок реагентов; * Плазменно-импульсное воздействие (ПИВ) используется при любой обводненности; * Улучшает проницаемость прискважинной зоны добывающих и нагнетательных скважин, и продуктивных пластов в целом; * Значительно увеличивает дебит нефти на скважинах эксплуатируемых на месторождениях поздней стадии разработки; * Кратно увеличивает приемистость нагнетательных скважин вне зависимости от их предыдущего назначения; * Воздействует на соседние с обрабатываемой скважины, которые откликаются положительным дебитом; * Технология дает положительные результаты на месторождениях в коллекторах любой геологической сложности; * Безопасна в эксплуатации; * Сокращает период освоения новой скважины и срок вывода ее на режим эксплуатации.
Технология
Отличительным эффектом плазменно-импульсного воздействия является инициирование резонансных колебаний в продуктивных пластах с целью усиления миграции нефти в направлении добывающих скважин. Ток высокого напряжения 3 000 вольт подается на электроды, которые замыкаются калиброванным проводником, что приводит к его взрыву и образованию плазмы в замкнутом пространстве. Освобождение значительного количества направленной энергии создает ряд последовательных эффектов: - выделение температуры порядка 25 000 - 28 000ºС (длительность 50-53 микросекунды); - формирование ударной волны со значительным избыточным давлением, многократно превышающим пластовое; - за счет технологических ограничений ударная волна через перфорационные отверстия распространяется направленно по профилю каналов; - при многократных повторениях, ударная волна, воздействуя на твердый скелет пласта в упругой газо-жидкой среде, вызывает продольные и поперечные (сдвиговые) волны, которые превращаются в ряд последовательных упругих колебаний с частотой от 1 до 12 000 Гц; - коллектор, находясь в упругом состоянии, представляет собой совокупность колебательных систем, в результате последовательные импульсы вызывают собственные колебания пластов на резонансных частотах. Вызываемые в продуктивном пласте резонансные колебания позволяют очистить существующие и сформировать новые фильтрационные каналы на удалении до 1500 метров от очага воздействия.
Кроме масштабного воздействия, создание плазмы позволяет решать и локальные задачи по очистке призабойной зоны скважин. Мгновенное расширение плазмы создает ударную волну, и последующее охлаждение и сжатие плазмы вызывает обратный приток в скважину через перфорационные отверстия, что на начальном этапе обработки скважины способствует выносу кольматирующих веществ в ствол скважины.
Технологическая схема работы
Для работы с плазменным генератором используется каротажный подъемник, оснащенный трехжильным кабелем типа КГ-3 с кабельным наконечником НК-60 и комплектом аппаратуры, необходимой для привязки рабочего кабеля к глубинам интервалов, подлежащих обработки, им промышленная сеть, обеспечивающая напряжение 220 вольт. 1. Перед началом работ в соответствии с инструкцией по безопасной эксплуатации производится серия операций по проверке и настройке режимов работы наземной и скважинной аппаратуры: * - скважинный прибор присоединяется к кабелю подъемника и устанавливается или подвешивается на устье скважины; * - скважинный прибор опускается в скважину на 10 метров ниже уровня жидкости в скважине. 2. Производится спуск скважинного генератора на забой скважины. Излучатель устанавливается в нижней части зоны перфорации на уровне подошвы продуктивного пласта. 3. Привязка по глубине в процессе перемещения скважинного излучателя в пределах интервала зоны перфорации осуществляется по показаниям счетчика глубин каротажного подъемника либо по специальной разметке кабеля, выполненной в процессе привязки с помощью локатора муфт или радиоактивного каротажа. По команде оператора производится разряд конденсаторной батареи через замыкающую электроды контактную калиброванную проволоку с высвобождением 1-1,5 кДж энергии, в зависимости от типа генератора. Расширение плазменного канала и его последующее охлаждение оказывает на призабойную зону и на пласт в целом знакопеременные нагрузки. Перепады давления при импульсном воздействии изменяются попеременно по величине и направлению, в результате жидкость перемещается из застойных зон в зоны активного дренирования. После окончания обработки в скважину спускается подземное оборудование прежнего типоразмера и на прежнюю глубину. Выбор объектов воздействия
Остаточные запасы сосредоточены в слабо дренируемых зонах с коллекторами сложного строения. Поэтому необходимо сделать комплексную оценку геолого-промысловых показателей и выбрать такие скважины, которые после воздействия на призабойную зону "ответят" рентабельным дебитом по кусту скважины в целом. В качестве основной исходной промысловой информации используются месячные технологические режимы работы скважин, а также интерпретации ГИС. По результатам анализа полученных материалов строится адресная геологическая модель, на основании которой выбирается скважина для управляемого воздействия на призабойную зону с целью интенсификации добычи нефти в целом по кусту. Для проведения работ выбираются скважины, по которым накопленная добыча нефти не превышает 75 % от удельных извлекаемых запасов на скважину. Данная величина рассчитывается как частное от деления суммарных извлекаемых запасов объекта разработки на количество скважин по технологической схеме разработки. Предпочтение в выборе следует отдать скважинам, в которых в процессе разработки произошли ухудшение гидродинамической связи призабойной зоны с продуктивным пластом вследствие вторичной кольматации. Показателем является медленное восстановление забойного давления до величины пластового. Первичный выбор объектов воздействия, осуществляет подразделение Novas R&D, по заполненному Перечню вопросов.
Оценка эффективности обработки скважин
Для оценки эффективности обработки скважины после пуска ее в эксплуатацию регистрируются динамика промысловых параметров и данные геофизического контроля параметров пласта в течение всего времени изменившегося режима как в самой обработанной скважине, так и в соседних скважинах. Основные принципы определения дополнительной добычи нефти сводятся к следующему: * сопоставляется базовая и фактическая добыча нефти; * расчет базовой добычи нефти производится по фактическим данным периода эксплуатации, предшествующего внедрению технологии обработки либо она может быть принята по скважинам-аналогам; * базовая добыча нефти на прогнозный период определяется по расчетным данным по каждой скважине участка; * прирост добычи нефти от внедрения технологии определяется суммированием расчетных эффектов как со знаком "плюс", так и со знаком "минус" по каждой скважине, находящейся в зоне влияния воздействия. Технологическая эффективность применяемого метода воздействия характеризуется: * дополнительной добычей нефти за счет повышения нефтеотдачи пласта, добычей от дополнительно вовлеченных в разработку ранее не дренируемых запасов нефти; * текущей дополнительной добычей нефти за счет интенсификации отбора жидкости из пласта; * сокращением объема попутно добываемой воды.
Вывод В данном курсовом проекте была выбрана конструкция скважины по графику совмещенных давлений, обоснован выбор рациональной конструкции бурильной колонны для заданных условий бурения, определен расход промывочной жидкости, расчет цементирования эксплуатационной колонны, расчет, указан метод вскрытия продуктивного горизонта, указана техническая и экологическая безопасность проведения работ. Все данные представлены в геолого-техническом наряде на бурение данной скважины. Этот курсовой проект имеет неточности, связанных с тем, что его главная цель была все таки в том, чтобы ознакомить нас с навыками и расчетами, которые пригодятся нам в нашей дальнейшей специальности. Список используемой литературы
1. Николаев Н.И. Курс лекций по дисциплине "Бурение нефтяных и газовых скважин".;
2. Ганджумян Р. А., Калинин А. Г., Никитин Б. А. "Инженерные расчеты при бурении глубоких скважин": Справочные пособие/ под ред. А. Г Калинина.- М.: ОАО "Недра", 2000.- 489 с.;
3. Иогасен К. В. "Спутник буровика". М.: Недра, 1990.-303 с
4. www.novas.ru 2
Документ
Категория
Рефераты
Просмотров
1 478
Размер файла
2 311 Кб
Теги
федоровское, резерв
1/--страниц
Пожаловаться на содержимое документа