Главная Коллекция "Otherreferats" Геология, гидрология и геодезия Технологический, стратиграфический и геодезический расчет профиля скважины

Технологический, стратиграфический и геодезический расчет профиля скважины

Технологический расчет рационального профиля скважины при строительстве и учете минимизации отклонений, искривления, смещения забоя и свободного прохождения к стволу бурильной колонны: стратиграфия и литография, геофизические исследования и безопасность.

Рубрика Геология, гидрология и геодезия
Вид контрольная работа
Язык русский
Дата добавления 21.08.2010
Размер файла 30,3 K

Отправить свою хорошую работу в базу знаний просто. Используйте форму, расположенную ниже

Студенты, аспиранты, молодые ученые, использующие базу знаний в своей учебе и работе, будут вам очень благодарны.

Содержание:

1. ГЕОЛОГО-ГЕОФИЗИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

1.1 Стратиграфия и литология

1.2 Водо-нефте, газоносность, пластовые давления и температуры

1.3 Возможные осложнения при бурении

1.4 Обоснование комплекса геофизических исследований в скважине

2. ТЕХНОЛОГИЯ СТРОИТЕЛЬСТВА СКВАЖИНЫ

2.1 Проектирование профиля скважины

2.2 Обоснование конструкции скважины и выбор ПВО

2.2.1 Обоснование конструкции скважины

1. ГЕОЛОГО-ГЕОФИЗИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

1.1 Стратиграфия и литология

Таблица 1.1 Стратиграфический разрез скважины, элементы залегания и коэффициент кавернозности пластов

Глубина залегания, м.

Стратиграфическое подразделение

Элементы залегания пластов, град.

Коэффициент кавернозности

Угол

Азимут

От (верх)

До (низ)

Название

1

2

3

5

6

7

0/0

10/10

Четвертичные отложения

<1

Групп проект

1,31

10/10

110/110

Неогеновые отложения + Уфимский ярус

До 1

Групп проект

1,31

110/110

475/485

Кунгурския ярус

-“-

-“-

1,31 до гл.252м

475/485

730/750

Артинский ярус

-“-

-“-

1,2

730/750

950/978

Сакмарский ярус

-“-

-“-

1,2

950/978

1200/1237

Верхний карбон

-“-

-“-

1,2

1200/1237

1350/1393

Мячковский горизонт

-“-

-“-

1,15

1350/1393

1400/1445

Подольский горизонт

-“-

-“-

1,15

1400/1445

1480/1527

Каширский горизонт

-“-

-“-

1,2

1480/1527

1550/1600

Верейский горизонт

-“-

-“-

1,6

550/1600

1680/1735

Башкирский ярус

-“-

-“-

1,2

1680/1735

1940/2005

Серпуховский ярус

-“-

-“-

1,2

1940/2005

2020/2087

Окский подьярус

-“-

-“-

1,2

2020/2087

2080/2150

Тульский горизонт

-“-

-“-

1,15

2080/2150

2085/2155

Угленосная толща

-“-

-“-

2,3

2085/2155

2255/2330

Турнейски ярус

-“-

-“-

1,15

2255/2330

2365/2442

Фаменский ярус

-“-

-“-

1,2

2365/2442

2415/2493

Аскынский+мендымский горизонт

-“-

-“-

1,15

2415/2493

2450/2528

Доманиковый горизонт

-“-

-“-

1,15

2450/2528

2455/2533

Саргаевский горизонт

-“-

-“-

1,05

Примечание: 1). 2455/2533 м - в числителе глубина по вертикали, в знаменателе - по стволу. 2).Коэффициент кавернозности : под направление - 1,31, под II направление - 1,31, под кондуктор - 1,31, под экспл. колонну - 1,25

Таблица 1.2 Литологическая характеристика разреза скважины

Интервал, м

Горная порода

Стандартное описание горной породы: полное название, характерные признаки (структура, текстура, минеральный состав и.т.д.)

от (верх)

до (низ)

Краткое название

% в интервале

1

2

3

4

5

0

10

Суглинок

Глина

Песок

Галечник и гравий

50

30

18

до 2

Суглинки, глины, пески с линзами галечника и гравия. Породы мягкие.

10

110

Глина

Песок

80

20

Глины с прослоями песка. Породы мягкие.

110

485

Ангидрит

Гипс

Доломит

Аргиллит

50

10

25

15

Ангидриты плотные, в верхней части яруса переходящие в гипсы с прослоями глинистого доломита и аргиллита. Пород средней твердости.

485

750

Известняк

Доломит

60

40

Известняки доломитизированные с прослоями доломитов. Известняки и доломиты плотные, кристаллические и пелитоморфные, прослоями органогеннообломочные, участки пористо-кавернозны, сульфатизированные твердые.

750

978

Известняк

Доломит

80

20

Известняки слабо глинистые, пористо-кавернозные с прослоями доломитов.

978

1237

Известняк

Доломит

85

15

Доломиты крупно и скрытокристаллические, плотные, участками пористые, сульфатизированные с прослоями известняка, местами доломитизированного, органогенного. Породы твердые.

1237

1393

Известняк

Доломит

70

30

Переслаивание известняков мелко и тонкокристаллических, плотных, прослоями органогенно-обломочных и доломитов тонко и скрытокристаллических, плотных участками пористо-кавернозных. Породы очень твердые.

1393

1445

Известняк

Доломит

Аргиллит

60

35

5

Известняк тонко и скрытокристаллические, плотные и доломиты плотные с прослоями аргиллита и включениями кремния. Породы очень твердые и крепкие.

1445

1527

Известняк

Доломит

65

35

Известняки тонкокристаллические и пелитоморфозные, плотные с прослоями доломита и включениями кремния. Встречаются тонкие прослои аргиллитов. Породы очень твердые и крепкие.

1527

1600

Известняк

Аргиллит

80

20

Известняки тонкокристаллические прослоями органогенно-обломочные, глинистые с прослоями аргиллита.

1600

1735

Известняк

Аргиллит

Доломит

80

10

10

Известняки органогенно-обломочные слабо пористые, местами кавернозные участками глинистые с прослойками аргиллита и доломита. Породы твердые.

1735

2005

Доломит

Известняк

85

15

Доломиты кристаллические, «сахаровидные», участками окремнелые, плотные, участками пористо-кавернозные с прослоями доломитизированные известняков. Породы очень твердые.

2005

2087

Известняк

Доломит

Аргиллит

Песчаник

60

37

2

1

Известняки плотные, кристаллические, прослоями органогенные и сульфатизированные с прослоями доломитизированные известняков. Породы очень твердые.

2087

2150

Известняк

Аргиллит,

алевролиты и песчаник

95

5

Известняки глинистые, плотные, часто окремнелые, трещиноватые, в нижней части с прослоями терригенных пород. Породы очень твердые.

2150

2155

Аргиллит

Алевролиты

Песчаник

Углист-гл. сланцы

Камен уголь

40

15

40

3

2

Аргиллиты, алевролиты, песчаники, углисто-глинистые сланцы, в нижней части с прослойками каменного угля. Породы очень твердые, крепкие.

2155

2330

Известняк

100

Известняки мелкокристаллические, пелитоморфные, плотные, нередко глинистые и окремнелые, прослоями пористые и кавернозные, твердые.

2330

2442

Известняк

Доломит

75

25

Известняки пелитоморфные, прослоями органогенно-обломочные, плотные, часто пористо-кавернозные, иногда сульфатизированные и окремнелые с прослоями доломита. Породы очень твердые.

2442

2493

Известняк

Доломит

Гл сланец

60

30

10

Известняки глинистые, плотные битуминозные с прослоями доломитов и глинистых сланцев. Породы крепкие.

2493

2528

Известняк

Доломит

Сланец

Мергели

45

30

20

5

. Известняки и доломиты глинистые, плотные, битуминозные с прослоями кремнистоглинистых битуминозных сланцев и мергелей. Породы очень крепкие

2528

2533

Известняк

100

Известняки микрокристаллические плотные, крепкие.

1.2 Водо-нефте, газоносность, пластовые давления и температуры

Таблица 1.3 Водоносность

Интервал, м

Тип коллектора

Плотность г/см3

Свободный дебит м3/сут

Химический состав воды в мг - эквивалентной форме

Степень минерализации, мг - экв/л

Тип воды по Сулину

от (верх)

до (низ)

анионы

катионы

CI-

SO4--

HCO3-

Na+

Mg++

Ca++

20

100

220

1756

25

110

230

1807

гранулярный

гранулярный

порово-трещ

порово-кавер

1,0

1,0

1,0

1,15

-

-

-

-

В

0,394

273,21

О

2,6

2,87

Д

0,2

0,08

А

0,29

256,16

`ресс

0,1

9,11

ная

2,8

10,89

6,38

7,1

552

ГКН

ГКН

ГКН

ХЛК

Таблица 1.4 Нефтегазоносность

Интервал, м

Тип коллектора

Плотность г/см3

Подвижность Дарси на Санти-Пуа

Содержание серы, % по весу.

Содержание парафины, % по весу

Свободный дебит м3/сут

Параметры растворенного газа

от (верх)

до (низ)

В пластовых условиях

После дегазации

Газ. Фактор, м3/м3

содержание сероводорода, %

относит. По воздуху плотность газа

давление насыщения в пластовых условиях, кгс/см2

1517

1522

поровый

0,87

0,88

<0,03

2,6

-

19

19,6

-

-

35

1564

1574

поровый

0,908

0,927

<0,03

3,8

-

3,5

6,3

-

-

30

1600

1610

поровый

0,884

0,893

<0,03

3,0

-

37,5

12,3

-

-

40

2155

2170

Порово-трещ

0,85

0,88

0,013

3,4

-

4,5

49,8

-

1,145

60

2350

2365

Порово-трещ

0,85

0,88

<0,03

2,4

-

2

-

-

-

65

2457

2467

Порово-трещ

0,84

0,88

<0,03

2,7

-

35

48

-

-

70

Таблица 1.5 Давление и температура по разрезу скважины

Интервал, м

Градиент давления

Температура в конце интервала

От

До

Пластового

Порового

Гидроразрыва пород

Горного давления

ОС

кгс/см2 на м

кгс/см2 на м

кгс/см2 на м

кгс/см2 на м

От

До

От

До

От

До

От

До

0/0

10/10

0,0

0,1

-

-

0,0

0,192

-

0,23

2

10/10

110/110

0,1

0,1

0,125

0,125

0,192

0,192

0,23

0,23

6

110/110

475/485

0,1

0,1

-

-

0,192

0,192

0,24

0,24

12

475/485

730/750

0,1

0,1

-

-

0,192

0,192

0,24

0,24

17

730/750

950/978

0,1

0,1

-

-

0,192

0,192

0,24

0,24

21

950/978

1200/1237

0,102

0,102

-

-

0,192

0,194

0,25

0,25

22

1200/1237

1350/1393

0,102

0,102

-

-

0,194

0,194

0,25

0,25

24

1350/1393

1400/1445

0,102

0,102

-

-

0,194

0,194

0,25

0,25

25

1400/1445

1480/1527

0,102

0,102

-

-

0,194

0,194

0,25

0,25

26

1480/1527

1550/1600

0,102

0,102

0,125

0,125

0,194

0,191

0,25

0,25

27

1550/1600

1680/1735

0,102

0,102

-

-

0,191

0,191

0,25

0,25

28,5

1680/1735

1940/2005

0,1

0,1

-

-

0,190

0,190

0,25

0,25

32

1940/2005

2020/2087

0,1

0,1

-

-

0,190

0,186

0,25

0,25

33

2020/2087

2080/2150

0,1

0,1

-

-

0,86

0,186

0,25

0,25

35

2080/2150

2085/2155

0,103

0,103

0,125

0,125

0,186

0,186

0,25

0,25

35

2085/2155

2255/2330

0,103

0,103

-

-

0,186

0,186

0,25

0,25

36

2255/2330

2365/2442

0,103

0,103

-

-

0,186

0,186

0,25

0,25

39

2365/2442

2415/2493

0,103

0,103

-

-

0,186

0,186

0,25

0,25

39

2415/2493

2450/2528

0,103

0,103

-

-

0,186

0,186

0,25

0,25

39

2450/2528

2455/2533

0,103

0,103

-

-

0,186

0,186

0,25

0,25

39

1.3 Возможные осложнения при бурении

Таблица 1.6 Поглощение бурового раствора

Интервал, м

Максимальная интенсивность поглощения, м3/ч

Имеется ли потеря циркуляции (да, нет)

Условия возникновения

от (верх)

до (низ)

20

25

40

Да

При Pпл.>P столба бурового раствора, при вскрытии галечников.

100

110

40

Да

220

230

15

Нет

При Pпл.>P столба бурового раствора, при вскрытии порово-кавернозных пород.

1756

1807

До 60

Да

Таблица 1.7 Осыпи и обвалы стенок скважины

Интервал, м

Буровые растворы, применявшиеся ранее

Время до начала осложнения, сут

Мероприятия по ликвидации последствий (проработка, промывка и.т.д.)

от (верх)

до (низ)

Тип раствора

Плотность г/см3

Дополнительные данные по растворам влияющим на устойчивость пород

0

110

глинист

1,14

Для предотвращения разрушения стенок скважин необходимо повысить плотность бурового раствора при одновременном уменьшении фильтрации его

Сразу после вскрытия

В связи с образованием осадка на забое скважины ( высота 2-3 м ) производится промывка, проработка ствола скважины

1527

1600

глинист

1,14

1,5

2150

2155

глинист

1,14

2

Таблица 1.8 Нефтегазоводопроявления

Интервал, м

Вид проявляемого флюида ( вода, нефть, конденсат-газ)

Условия возникновения

Характер проявления

от (верх)

до (низ)

1517

1522

нефть

Когда Pпл.>P столба бурового раствора

В виде пленок нефти и пузырьков газа.

1564

1574

нефть

Когда Pпл.>P столба бурового раствора

В виде пленок нефти и пузырьков газа.

1600

1610

нефть

Когда Pпл.>P столба бурового раствора

В виде пленок нефти и пузырьков газа.

2155

2170

нефть

Когда Pпл.>P столба бурового раствора

В виде пленок нефти и пузырьков газа.

2380

2395

нефть

Когда Pпл.>P столба бурового раствора

В виде пленок нефти и пузырьков газа.

2457

2467

нефть

Когда Pпл.>P столба бурового раствора

В виде пленок нефти и пузырьков газа.

Таблица 1.9 Прихватоопасные зоны

Интервал, м

Вид прихвата (перепад давления, заклинка, сальникообразовани

Раствор, при применении , которого произошел прихват

Наличие ограничения на оставление инструмента без движения или промывки (да, нет)

Условия возникновения

Тип

Плотность, г/см3

Водоотдача, см3/30 мин

Смазывающие добавки

от (вер)

до (низ)

10

110

Осыпи и обвалы

глинистый

1,14

-

-

Да

Недостаточная очистка ствола скважины

1527

1600

Осыпи и обвалы

глинистый

1,14

-

-

Да

2150

2155

Осыпи и обвалы

глинистый

1,14

-

-

Да

1.4 Обоснование комплекса геофизических исследований в скважине

1. КС, ПС, ДС в М 1:500 в интервалах: 0-30 м, 30-120 м, 120-252 м.

2. ГК, КНК в М 1:500 в интервалах: 0-30 м, 30-120 м, 70- 252 м.

3. ИС в интервалах: 30-120 м, 120-252м.

4. КС, ПС, ГК, ДС, КНК, ГК в интервале: 252-2533 м.

5. КС, ПС, ГК, КНК, АК, БМК, БКЗ, БК, ИК, Резистивиметрия, ДС, в М 1:200 в интервалах: 1460-1650 м, 2100-2370м, 2440-2533м.

6. ИС в интервале: 252-2578.

7. Контроль цементажа: АКЦ, ГГЦ в М 1:500 в интервале 0-30 м.

АКЦ, ГГЦ в М 1: 500 в интервале 0-120 м;

АКЦ, ГГЦ в М 1:500 в интервале 0-252 м;

АКЦ, ГГЦ в М 1:500 в интервале 150-2578 м;

АКЦ, ГГЦ в М 1:200 в интервале 1460-1650 м;

АКЦ, ГГЦ в М 1:200 в интервале 2100-2370 м;

АКЦ, ГГЦ в М 1:200 в интервале 2440-2533 м.

8. ЛМ в интервале 0-2533 м.

2. ТЕХНОЛОГИЯ СТРОИТЕЛЬСТВА СКВАЖИНЫ

2.1 Проектирование профиля скважины

Выбор рационального профиля скважины позволяет сократить до минимума работу с отклонителем, обеспечивает необходимое смещение забоя и допустимую интенсивность искривления, а также свободное прохождение по стволу компоновки низа бурильной колонны. Профиль скважины должен позволять эксплуатировать скважину различными типами глубинных насосов. Следовательно, профиль наклонно-направленной скважины нам необходимо выбрать таким, чтобы при минимальных затратах времени и средств довести ее до проектной глубины без каких-либо осложнений, обеспечить надлежащее качество ее длительной и безаварийной эксплуатации.

Указанным требованиям соответствуют трех- и четырехинтервальный профили. Однако бурение наклонно-прямолинейного ствола требует применения жестких компоновок, что на больших глубинах увеличивает опасность осложнений и аварий. Кроме того, в наклонном стволе, особенно с большим зенитным углом, затруднено центрирование обсадной колонны, что снижает качество ее крепления. По мнению ряда исследователей [18], трехинтервальный профиль является предпочтительным на месторождениях с карбонатным коллектором, а четырехинтервальный на месторождениях с терригенным коллектором.

Для расчета выберем четырехинтервальный профиль, расчет будем вести согласно методическим указаниям кафедры БНГС[1].

Исходные данные для проектирования профиля:

- глубина скважины по вертикали, H=2455 м;

- длина вертикального участка, hву=125 м;

- смещение забоя, А=500м;

- глубина залегания продуктивного пласта по вертикали:

- кровли - 2365 м.

Для бурения предварительно выбираем следующие компоновки:

- вертикальный участок: Д295,3 - ТСШ-240-УБТ -ЛБТ;

- участок набора зенитного угла: Д295,3- Т12РТ-240- УБТ- МП-ЛБТ;

- участок стабилизации зенитного угла: Д2115,9-КС - Э-185-8Р- Ц-УБТ-СБТ-ЛБТ;

- участок снижения зенитного угла: Д215,9-КС- Э-185-УБТ- СБТ-ЛБТ.

Построение профиля будем вести графоаналитическим способом.

Определим вспомогательный угол:

Очевидно, что максимальный зенитный угол будет больше , примем его равным

Угол вхождения в пласт примем б2= 5°.

Примем угол перекоса кривого переводника г=l,5° =0,0262 рад.

Из таблицы 6 [1] ориентировочно для угла перекоса резьб , что радиус искривления при увеличении зенитного угла 0 до 15 принимаем R1=630 м.

Для зенитного угла  R3 (из этой же таблицы) составит 1590 м. Находим радиус R2:

Определим максимальный зенитный угол по формуле:

(2.1)

где:

А1=А+R2(1-cos)=500+4645(1-cos 50)= 517,6 м;

A2=(R1+R2) - А1=(630+4645)-517,6 =4757,4 м;

H1=(H-h)+R2sin=(2455-125)+4645Чsin 50= 2739,8 м.

Подставив соответствующие значения в формулу (2.1), получим:

14,2°

Зенитный угол при достижении скважиной подошвы пласта:

.

После чего находим длины участков ствола скважины li и их горизонтальных ai и вертикальных hi проекции по формулам, приведенным в таблице 22 [1].

Таблица 2.1 Результаты расчета четырехинтервального профиля

Участок

Проекции, м

Длина li, м

горизонтальная

вертикальная

вертикальный

a1=0

H1=125

L1=h1=125

набора зенитного угла

а2=R1(1-cos)=19

h2=R1sin=155

L2=R1

стабилизации зенитного угла

a3= h3tg=341

h3= H - (h1+h2+h4)= =1350

L3= h3/cos =1393

снижения зенитного угла

a4=R2(cos-сos)

=140

h4=R2(sin- sin)= =735

L4=R2

снижения зенитного угла

a4=R2(cos-сosп)=7

h4= Hп - Hкр=90

L4=R2

2.2 Обоснование конструкции скважины и выбор ПВО

2.2.1 Обоснование конструкции скважины

Число обсадных колонн и глубина их спуска определяются количеством интервалов, несовместимых по условиям бурения, которые устанавливаются по совмещенному графику индексов давлений пластовых и гидроразрыва пород (поглощения) с глубиной скважины. Для построения графика необходимо рассчитать указанные индексы по разрезу скважины. Индекс пластового давления Ka рассчитывается по формуле:

Ka=, (2.2)

где рпл - пластовое давление, МПа;

сВ - плотность пресной воды, кг/м3;

Hi - текущая глубина скважины, м.

При известном градиенте gradPпл пластовое давление может быть найдено по формуле:

Рпл= gradPnл Hi (2.3)

Коэффициент поглощения Кп рассчитывается по формуле Б. А.Итона [2]:

Кп=Ка+, (2.4)

где µ, - коэффициент Пуассона;

Кг - индекс гидроразрыва давления.

Кг рассчитывается по формулам аналогичным (2.2) и (2.3).

По результатам расчетов строим совмещенный график индексов давлений, который показан на рисунке 2.3.

Таблица 2.2 Результаты расчетов Ка и Кп

Интервал, м

Градиент давления

Давления

от (верх)

до (низ)

кп

ка

Рп

Ргр

0/0

10/10

0,1

0,192

0,0098

10/10

110/110

0,1

0,192

0,108

110/110

475/485

0,1

0,192

0,46

475/485

730/750

0,1

0,192

0,72

730/750

950/978

0,1

0,192

0,93

950/978

1200/1237

0,102

0,194

1,2

1200/1237

1350/1393

0,102

0,194

1,3

1350/1393

1400/1445

0,102

0,194

1,4

1400/1445

1480/1527

0,102

0,194

1,48

1480/1527

1550/1600

0,102

0,191

1,55

1550/1600

1680/1735

0,102

0,191

1680/1735

1940/2005

0,1

0,190

1940/2005

2020/2087

0,1

0,186

2020/2087

2080/2150

0,1

0,186

2080/2150

2085/2155

0,103

0,186

2085/2155

2255/2330

0,103

0,186

2255/2330

2365/2442

0,103

0,186

2365/2442

2415/2493

0,103

0,186

2415/2493

2450/2528

0,103

0,186

2450/2528

2455/2533

0,103

0,186

Подобные документы

Работы в архивах красиво оформлены согласно требованиям ВУЗов и содержат рисунки, диаграммы, формулы и т.д.
PPT, PPTX и PDF-файлы представлены только в архивах.
Рекомендуем скачать работу.

© 2000 — 2023, ООО «Олбест» Все права защищены