ОБЩИЕ СВЕДЕНИЯ

Таблица 1 - Сведения о районе буровых работ

Таблица 2 - Сведения о площадке строительства буровой

Таблица 3 - Источники и характеристики водо- и энергоснабжения, связи и местных стройматериалов

Примечание:

* Групповой рабочий проект на строительство разведочно-эксплуатационных скважин для хозяйственно-питьевого и технического водоснабжения на кустовых (индивидуальных) площадках Крапивинского месторождения.

** согласно транспортной схемы.

ВВЕДЕНИЕ

Данный дипломный проект выполнен на основе материалов производственной и преддипломной практики в районе деятельности БП ЗАО «Сибирская Сервисная Компания».

В дипломном проекте рассматриваются следующие разделы:

1) Геолого-геофизическая часть: разрез скважины, условия проводки скважины, возможные осложнения.

2) Технология строительства скважины: рассматриваются вопросы связанные с проводкой скважины.

3) Техника для строительства скважины: выбор техники для строительства скважины.

4) Безопасность и экологичность проекта: вопросы охраны труда и окружающей среды.

5) Обоснование организации работ при строительстве скважины: составление ГТН, нормативной карты.

6) Экономическая часть: вопросы связанные с экономией строительства скважины.

7) Специальная часть: вопросы связанные с решением проблем вторичного вскрытия продуктивного пласта при использовании гидромеханических щелевых перфораторов.

Приводятся необходимые выводы и рекомендации.

1. ГЕОЛОГО-ГЕОФИЗИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

1.1 Литолого-стратиграфическая характеристика скважины

Таблица 1.1

1.2 Физико-механические свойства горных пород по разрезу скважины

Таблица 1.2

1.3. Нефтегазоводоносность, пластовые давления и температуры

Таблица 1.3 - Нефтеносность

Примечание: *- максимальное значение дебита при испытании.

Таблица 1.4 - Водоносность

Таблица 1.5 - Давление и температура по разрезу скважины (в графах 6, 9, 12, 15, 17 проставляются условные обозначения источника получения градиентов: ПСР- прогноз по сейсморазве-дочным данным, ПГФ- геофизическим исследованиям, РФЗ- расчет по фактическим замерам в скважинах)

1.4 Условия бурения. Осложнения при бурении

Таблица 1.6 - Поглощения бурового раствора

Таблица 1.7 - Осыпи и обвалы стенок скважины

Таблица 1.8 - Нефтегазоводопроявления

Таблица 1.9 - Прихватоопасные зоны

1.5 Обоснование комплекса геофизических исследований в скважине

Таблица 1.10 - Геофизические исследования

Примечание: *) исследования проводятся в одной субвертикальной скважине куста; **) возможна запись ВИКИЗ.

2. ТЕХНОЛОГИЯ СТРОИТЕЛЬСТВА СКВАЖИНЫ

2.1 Проектирование профиля скважины

Исходные данные:

1. Глубина скважины по вертикале (Н), м 2750

2. Отход (А), м 1500

3. Длина вертикального участка (h₁ ), м 200

4. Глубина спуска кондуктора (L), м 650

Способ бурения – турбинный

Выбираем 4-х интервальный профиль с участками – вертикальный, набора, стабилизации, спада зенитного угла.

Набор зенитного угла осуществляется при бурении под кондуктор.

Определим вспомогательный угол a' по формуле

(2.1)

Очевидно, что максимальный зенитный угол будет больше a',

a_ор = a'+5⁰ = = 35⁰ .

Выберем угол вхождения в пласт a_к =20⁰ .

Средний радиус искривления в интервале увеличения зенитного угла 0…35⁰ составит R₁ = 700 м.

Средний радиус кривизны на участке падения зенитного угла от 35⁰ до 20⁰ равен

Максимальный зенитный угол рассчитываем по формуле:

где A₁ = A+R₂ (1-cos a_к )=1500+2225(1-cos20⁰ )=1634 м

H₁ = H+R₂ sin a_к = 2750+2225 sin20⁰ = 3511 м

Подставляя полученные значения находим a = 34⁰

Находим длины участков ствола скважины ℓ_i и их горизонтальные a_i и вертикальные h_i проекции.

1. Вертикальный участок

а₁ = 0; h₁ = 200 м; ℓ₁ = h₁ = 200 м

2. Участок набора зенитного угла

a₂ = R₁ (1-cos a) = 700(1-cos 34⁰ ) = 120 м

h₂ = R₁ sin a = 700 sin 34⁰ = 391,4 м

ℓ₂ = R₁ a/57,3 = 700×34/57,3 = 415,4 м

3. Участок стабилизации

a₃ = h₃ ×tg a = 1675,4×tg 34⁰ = 1133 м

h₃ = H₁ – (h₁ +h₂ +h₄ ) = 2750 - (200+391,4+483,2) = 1675,4 м

ℓ₃ = h₃ /cos a = 1675,4/cos 34⁰ = 2020,9 м

4. Участок спада зенитного угла

a₄ = R₂ (cos a_к - cos a) = 2225(сos 20⁰ - cos 34⁰ ) = 246,2 м

h₄ = R₂ (sin a - sin a_к ) = 2225(sin 34⁰ - sin 20⁰ ) = 483,2 м

ℓ₄ = R₂ (a-a_к )/57,3 = 2225×(34-20)/57,3 = 543,6 м

Таблица 2.1 - Результаты расчётов

2.2 Проектирование конструкции скважины

2.2.1 Обоснование числа обсадных колонн и глубины их спуска

Обоснование производим по графику совмещенных давлений.

Как видно из графика, по разрезу скважины несовместимых интервалов бурения нет. Поэтому, выбирая конструкцию скважины следует исходить из других условий. В данном случае с целью перекрытия обвалоопасных глин люлинворской и талицкой свит, на глубину 650 м спускается кондуктор с установкой башмака в плотные ганькинские свиты.

Эксплуатационаая колонна спускается до забоя (2750 м) с целью укрепления стенок скважины и размещения в ней технологического оборудования для эксплуатации скважины, разобщения пластов.

2.2.2 Выбор диаметров обсадных колонн и долот

Диаметр эксплуатационный колонны задается заказчиком, исходя из условий эксплуатации, проведения исследовательских, геофизических, ремонтных работ. Эксплуатационную колонну диаметром 168 мм выбираем в соответствии с требованиями заказчика.

Диаметр долота:

, ∆=5÷10 мм,

где D_м = 0,186 м – диаметр муфты обсадной колонны,

,

Кондуктор: D_к =D_д +2×δ, где δ – зазор между долотом и внутренней поверхностью кондуктора, принимается равным от 3 до 10 мм.

D_к =0,2159+2^. 6^. 10³ =0,2279 м

Диаметр кондуктора принимаем равным 0,2445 м.

Определим диаметр долота при бурении кондуктора:

D_д.к =0,270+2^. 8^. 10^-3 =0,286 м.

Диаметр долота при бурении под кондуктор 0,2953 м.

Результаты расчетов представлены в таблице 2.2.

Таблица 2.2 - Конструкция скважины

2.3 Выбор буровых растворов и их химическая обработка по интервалам

Тип бурового раствора и его параметры выбираем из условия обеспечения устойчивости стенок скважины и обеспечения необходимого противодавления на флюидонасыщенные пласты, которые определяются физико-химическими свойствами горных пород слагающих разрез скважины (таблица 1.2) и пластовыми давлениями (таблица 1.5). При выборе растворов следует руководствоваться опытом, накопленным при бурении в проектном горизонте. Выбор типов и параметров промывочной жидкости производим согласно регламенту по буровым растворам, принятого на данном предприятии, который представлен в таблице 2.3.

При бурении под кондуктор используется, наработанный на предыдущей скважине или приготовленный из глинопорошка, глинистый раствор. Бурение под эксплуатационную колонну ведется на полимерглинистом растворе, который получается из раствора оставшегося после бурения предыдущего интервала, путем его дообработки.

Таблица 2.3 - Поинтервальная химическая обработка буровых растворов

2.3.1 Обоснование параметров бурового раствора. Бурение под кондуктор

- пластовое давление:

=

- превышение гидростатического давления над пластовым (репрессия) 10-15%, принимается равным 15%:

- плотность бурового раствора:

С учетом горно-геологических условий и практики бурения эксплуатоционных скважин на близлежащем Крапивинском месторождении и разведочных скважин на Двуреченском месторождении плотность бурового раствора принята .

Бурение под эксплуатоционную колонну:

Бурение под эксплуатоционную колонну до глубины изменения параметров раствора для вскрытия продуктивного пласта превышение гидростатического давления над пластовым (репрессия) должно составлять 10-15% в интервале 650-1200 м и 5-10% в интервале 1200-2500 м., в интервале от 2500 м и до проектной глубины 4-7%:

в интервале 650-1200 м

- максимальное пластовое давление:

- превышение гидростатического давления над пластовым (репрессия) принимается 11%:

- плотность бурового раствора:

в интервале 1200-2500 м

- пластовое давление при вскрытии продуктивного пласта:

- превышение гидростатического давления над пластовым (репрессия) с учетом технологических особенностей наработки бурового раствора и обеспечения устойчивости ствола скважины репрессия принимается равной 10%:

- плотность бурового раствора:

.

в интервале 2500-2650 м

- максимальное пластовое давление:

- превышение гидростатического давления над пластовым (репрессия) из расчета 7%:

- плотность бурового раствора:

.

Бурение под эксплуатоционную колонну до вскрытия продуктивного пласта в интервале 2500-2650 м возможно с превышением гидростатического давления над пластовым не более чем на 35 кгс/см² .

- плотность бурового раствора из расчета репрессии 35 кгс/см² :

.

Плотность бурового раствора для бурения интервала 2500-2650 м принимается 1,10 г/см³ .

Бурение под эксплуатоционную колонну при вскрытии продуктивного пласта до глубины 2750 м должно осуществляться с превышением гидростатического давления над пластовым (репрессия) 4-7%. С учетом обеспечения устойчивости ствола скважины в вышележащих интервалах и предотвращения нефтеводопроявлений превышение гидростатического давления над пластовым принимается 7%:

- пластовое давление при вскрытии продуктивного пласта:

- превышение гидростатического давления над пластовым (репрессия) из расчета 7%:

- плотность бурового раствора:

.

Далее представлены основные принципы выбора других параметров буровых растворов.

Выбирая вязкость, нужно учитывать, что она в большинстве случаев оказывает отрицательное влияние на процесс бурения, поэтому нужно стремиться к ее минимальному значению (в данном случае УВ = 25…30 сек.), минимизация вязкости позволяет увеличить механическую скорость бурения, поддерживать на высоком уровне скорость восходящего потока в затрубном пространстве, то есть обеспечивать качественную очистку ствола скважины, струя маловязкого раствора теряет гораздо меньше энергии на пути от насадки долота до забоя, чем струя высоковязкого, что делает возможной более качественную очистку забоя скважины. Показатель фильтрации, при бурении в продуктивных горизонтах принимается не более 5…6 см³ за 30 мин по прибору ВМ-6 (в нашем случае 5…6 см³ за 30 мин), во избежание загрязнения пласта фильтратом раствора, что в дальнейшем затрудняет их освоение и эксплуатацию, вследствие почти необратимого ухудшения коллекторских свойств. В непродуктивных пластах допускается несколько большие значения показателя фильтрации.

Способность бурового раствора выносить выбуренную породу на дневную поверхность и удерживать ее, после прекращения циркуляции, определяется статическим напряжением сдвига (СНС). Значение СНС для выполнения этой задачи должны быть не менее 15 – 20 дПа.

Содержание абразивной фазы («песка») в буровом растворе, с целью уменьшения изнашивания инструмента и бурового оборудования, допускается не более 1%. Результаты расчетов сведем в таблицу 2.4.

Таблица 2.4 - Параметры бурового раствора

2.3.2 Определение потребного количества бурового раствора

Объем запаса бурового раствора на поверхности дополнительно к объему раствора, находящегося в циркуляции, должен быть не менее двух объемов скважины.

Максимальный объем скважины прибурении под эксплуатоционную колонну составляет:

V_скв = 0,785(Д_к ^{2 .} L_к + d_Д ² (L₂ - L_к) ^. К_к1 + d_Д ² ( L_c -L₂₎ ^. К_к2) = 0,785(0,2267^{2 .} 690 + 0,2159^{2 .} (2557 – 690) ^. 1,7 + 0,2159² (3180 – 2557) ^. 1,1)=208 м³

где:

Д_к - внутренний диаметр кондуктора, м;

L_к - глубина спуска кондуктора по стволу, м;

L₂ - начало интервала глубины скважины с коэффициентом кавернозности К_к2 ;

L_c - глубина скважины по стволу, м;

d_Д - диаметр долота при бурении скважины под эксплуатоционную колонну, м;

К_к1 , К_к2 - коэффициенты кавернозности.

Необходимый объем запаса бурового раствора на поверхности должен составлять 2V_скв = 416 м³ .

Для хранения запаса бурового раствора в теле куста предусматривается строительство амбара объемом 500 м³ .

2.4 Выбор способа бурения

Основные требования к выбору способа вращения долота определяются необходимостью обеспечения успешной работы, проводки ствола скважины с высокими технико-экономическими показателями.

Выбор способа бурения зависит от технической оснащенности предприятия (парк буровых установок, буровых труб, забойных двигателей и т.п.), опыта бурения в данном районе.

Для бурения данной скважины выбираем бурение с помощью гидравлических забойных двигателей. Турбинный способ обладает рядом преимуществ по сравнению с роторным способом бурения:

· механическая скорость выше, чем при роторном способе бурения;

· облегчает отклонение ствола в требуемом направлении;

· можно использовать все виды промывочной жидкости за


29-04-2015, 00:57