Главная Коллекция "Otherreferats" Производство и технологии Система буровых растворов для вскрытия продуктивных пластов

Система буровых растворов для вскрытия продуктивных пластов

Геологическая характеристика месторождения. Основные сведения о районе буровых работ. Выбор способа бурения. Проектирование конструкции скважины. Выбор буровой установки, способа заканчивания скважины и аппаратуры для контроля процессов бурения.

Рубрика Производство и технологии
Вид дипломная работа
Язык русский
Дата добавления 24.06.2018
Размер файла 2,3 M

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.

Страница:

Размещено на http://www.allbest.ru/

Содержание

Введение

Глава 1 Геологическая характеристика месторождения

1.1 Основные сведения о районе буровых работ

1.2 Основные сведения о геологическом строении месторождения

Глава 2 Техническая часть

2.1 Выбор способа бурения

2.2 Проектирование конструкции скважины

2.3 Выбор буровой установки и бурового оборудования

2.4 Выбор вида и параметров буровых растворов

2.5 Выбор бурового инструмента: долот, бурильных труб, УБТ

2.6 Расчет параметров режима бурения

2.7 Выбор и расчет компоновок низа бурильной колонны

2.8 Расчет обсадных колонн

2.9 Расчет цементирования обсадных колонн

2.10 Выбор способа заканчивания скважины

2.11 Выбор аппаратуры для контроля процессов бурения

Глава 3 Безопасность жизнедеятельности и охрана труда

Глава 4 Экономическая оценка работ и организация производства

Список использованной литературы

месторождение буровой скважина

Введение

Цель проведения работ на данном месторождении является строительство и бурение наклонно-направленной эксплуатационной скважины для добычи полезных ископаемых (Эксплуатация продуктивных пластов среднего девона).

Давыдовское месторождение расположено в юго-восточной части Оренбургской области, в пределах Первомайского района. Районный центр - поселок Первомайский - находится в 22 км к западу от условного центра месторождения. Непосредственно в районе буровых работ имеются населенные пункты: Сергиевский, Новая жизнь, Зарево, Колхозная стройка, Малочаганск расположенные на берегах рек Чаган, Малый и Большой Чаган, население занято в сельскохозяйственном производстве.С запада на северо-восток Давыдовское месторождение пересекает профилированная дорога Соболево-Сергиевский-Мирошинно-Революционный. В 15 км к западу от центра месторождения с севера на юг проходит шоссе Бузулук-Соболево-Уральск.

В данном проекте рассматриваем систему буровых растворов для вскрытия продуктивных пластов N-FLOW.

Глава 1 Геологическая часть месторождения

1.1 Основные сведения о районе буровых работ

Таблица 1.1

Наименование данных

Един. изм-я

Значение

(текст, название, величина)

Месторождение (площадь)

Давыдовское

Блок (номер, название)

Административное расположение:

- республика

Россия

- область (край, округ)

Оренбургская

- район

Первомайский

Год ввода площади (месторождение) в бурение

г.

1984

Год ввода площади (месторождение) в эксплуатацию

г.

Температура воздуха:

С

- среднегодовая

1,9

- наибольшая летняя

+40

- наименьшая зимняя

-40

Среднегодовое количество осадков

мм

350-400

Максимальная глубина промерзания грунта

м

1,8

Продолжительность отопительного периода

сут

204

Продолжительность зимнего периода в году

-

136

Азимут преобладающего направления ветра:

град

С-З зимой, Ю-В-летом

Наибольшая скорость ветра

м/с

20

Метеорологический пояс (при работе в море)

-

Количество штормовых дней (при работе в море)

-

Интервал залегания многолетнемерзлой породы:

м

отсутствует

- кровля

- подошва

-

Давыдовское месторождение расположено в юго-восточной части Оренбургской области, в пределах Первомайского района. Районный центр - поселок Первомайский - находится в 22 км к западу от условного центра месторождения. Непосредственно в районе буровых работ имеются населенные пункты: Сергиевский, Новая жизнь, Зарево, Колхозная стройка, Малочаганск расположенные на берегах рек Чаган, Малый и Большой Чаган, население занято в сельскохозяйственном производстве.С запада на северо-восток Давыдовское месторождение пересекает профилированная дорога Соболево-Сергиевский-Мирошинно-Революционный. В 15 км к западу от центра месторождения с севера на юг проходит шоссе Бузулук-Соболево-Уральск. На месторождении имеются грунтовые и проселочные дороги, пригодные для передвижения автотранспортом в сухое время года.

Месторождение расположено на южном склоне возвышенности Общий Сырт, в бассейне верхнего течения реки Чаган. Рельеф местности - всхолмленная равнина, изрезанная многочисленными оврагами и балками в основном субмеридиального простирания. Абсолютные отметки рельефа колеблются от +170 до +180 м, в северной и восточной частях месторождения до +100, +110 м в юго западной части. В долинах рек Чаган, Малый и Большой Чаган абсолютные отметки рельефа +70; +80 м.

Климат - резко континентальный, колебания температур от +40°С летом до -40°С зимой. Самый теплый месяц - июль, самый холодный январь. Безморозный период - 140-150 дней. Устойчивый снежный покров толщиной 40-50 см держится с конца ноября до конца марта. Экстримальные значения летом - июль - +3539°С. Толщина льда на реках 0,6-0,8 м.

Проектный горизонт - афонинский. Вид скважин - наклонно-направленные с максимальным отходом на кровлю продуктивного пласта ДV-2 (1250 м). Проектная глубина по стволу 4778м

1.2 Основные сведения о геологическом строении месторождения

Таблица 1.2 (Стратиграфический разрез скважины)

Глубина залегания,

м

Стратиграфическое подразделение

Элементы

залегания

(падения)

пластов по

подошве, град.

Коэф-

фициент

каверноз-

ности в

интер-

вале

от (верх)

до (низ)

название

индекс

угол

азимут

0

10

Кайнозойская группа

KZ

-

0

10

Четвертичная система

Q

2-3

-

1,5

10

300

Мезозойская группа

MZ

10

30

Юрская система

J

30

300

Триасовая система

T

2-3

1,5

300

4575

Палеозойская группа

PZ

-

300

2170

Пермская система

P

-

300

925

Верхний отдел

P2

-

300

530

Татарский ярус

P2t

2-3

-

1,5

530

845

Казанский ярус

P2kz

530

700

Сосновская свита

P2ss

1,5

700

815

Гидрохимическая свита

P2gh

2-3

-

1,5

815

845

Калиновская свита

P2kl

2-3

-

1,5

845

925

Уфимский ярус

P2u

2-3

-

1,5

925

2170

Нижний отдел

P1

-

925

1800

Кунгурский ярус

P1k

925

1720

Иреньский горизонт

P1ir

2-3

-

1,5

1720

1800

Филипповский горизонт

P1fl

2-3

1,5

1800

1930

Артинский ярус

P1ar

2-3

1,5

1930

2085

Сакмарский ярус

P1s

-

1,3

2085

2170

Ассельский ярус

P1a

2-3

-

1,3

2170

3715

Каменноугольная система

C

-

2170

2440

Верхний отдел

C3

1,3

2440

2975

Средний отдел

C2

-

2440

2870

Московский ярус

C2m

-

2440

2600

Мячковский горизонт

C2mc

2-3

-

1,3

2600

2705

Подольский горизонт

C2pd

2-3

-

1,3

2705

2810

Каширский горизонт

C2ks

2-3

-

1,3

2810

2870

Верейский горизонт

C2vr

2-3

-

1,3

2870

2975

Башкирский ярус

C2b

2-3

-

1,3

2975

3715

Нижний отдел

C1

2975

3200

Серпуховский ярус

C1s

2-3

-

1,3

3200

3540

Визейский ярус

C1v

3200

3420

Окский надгоризонт

C1ok

2-3

-

1,3

3420

3495

Тульский горизонт

C1tl

2-3

-

1,3

3495

3540

Бобриковский горизонт

C1bb

2-3

-

1,3

3540

3715

Турнейский ярус

C1t

3715

4575

Девонская система

D

3715

4230

Верхний отдел

D3

3715

4050

Фаменский ярус

D3fm

2-3

-

1,3

4050

4230

Франский ярус

D3f

4050

4160

Верхнефранский п/ярус

D3f3

2-3

-

1,3

4160

4180

Семилукский и cаргаевский горизонты

D3sm

D3sr

2-3

-

1,3

4180

4200

Кыновский горизонт

D3kn

2-3

1,3

4200

4230

Пашийский горизонт

D3ps

1,3

4230

4575

Средний отдел

D2

4230

4400

Живетский ярус

D2zv

4230

4250

Муллинский горизонт

D2ml

2-3

-

1,3

4250

4345

Ардатовский горизонт

D2ar

2-3

-

1,3

4345

4400

Воробьевский горизонт

D2vr

2-3

-

1,3

4400

4575

Эйфельский ярус

D2e

4400

4575

Афонинский горизонт

D2af

2-3

1,3

Сосновская свита - Сосновская свита представлена переслаиванием доломитов, мергелей, гипсов, реже песчаников и ангидритов. Доломиты светло-серые, участками с зеленоватым оттенком, прослоями серые плотные, крепкие, неравномерно известковые, с тонкими прожилками, пропластками гипса и ангидрита. Мергели серые и светло-серые известковые доломитовые, реже - глинистые доломитовые до перехода в глины. Гипс белый, зеленовато-серый и серый, микрокристаллический с включениями доломитового и мергелистого материала. Толщина 42-52м. ( P2ss)

Гидрохимическая свита - Гидрохимическая свита сложена ангидритами голубовато-серыми, плотными, массивными, крепкими с редкими слоями известняков, включениями доломита и гипса. Толщина 6-12м. (P2gh)

Калиновская свита - Калиновская свита залегает на размытой поверхности, сложена доломитами серыми, светло-серыми, желтовато-серыми, микрокристаллическими и пелитоморфными, неравномерно загипсованными, плотными, трещиноватыми и кавернозными, с единичными маломощными прослоями известняков. Толщина 76-80м. (P2kl)Афонинские отложения залегают согласно на бийских отложениях. Афонинские отложения сложены преимущественно известняками. Известняки, частью доломитизированные, иногда глинистые. Мощность 15-25 м.

Рисунок 1.1 Структурная карта по кровле продуктивного пласта Давыдовского месторождения

Рисунок 1.2 Геологический профиль Давыдовского месторождения

Литологическая характеристика разреза скважины

Интервал 0-10 м Суглинки, глины, переслаивающиеся с песками

Интервал 10-300 м Глины с прослоями песчаников и песков

Интервал 300-530 м Переслаивание глин, песчаников, алевролитов с прослоями песков, мергелей, известняков реже гипсов и ангидритов

Интервал 530-700 м Переслаивание ангидритов, каменной соли и доломитов

Интервал 700-815 м Ангидриты и каменная соль

Интервал 815-845 м Известняки, доломиты, глины

Интервал 845-925 м Переслаивание глин, алевролитов, песчаников и доломитов

Интервал 925-1720 м Переслаивание ангидритов, доломитов и каменной соли.

Интервал 1720-2085 м Доломиты, ангидриты

Интервал 2085- 2170 м Доломиты

Интервал 2170- 2440 м Известняки и доломиты с прослоями ангидритов

Интервал 2440-2705 м Известняки и доломиты

Интервал 2705-2810 м Известняки глинистые

Интервал 2810-2870 м Глины, песчаники

Интервал 2870- 2975 м Известняки с прослоями доломитов

Интервал 2975-3200 м Доломиты с прослоями ангидритов, в нижней части мергели

Интервал 3200-3420 м Ангидриты, доломиты, известняки

Интервал 3420- 3495 м Известняки глинистые

Интервал 3495-3540 м Переслаивание песчаников, алевролитов и аргиллитов и глин

Интервал 3540-3715 м Известняки глинистые и доломиты

Интервал 3715-4050 м Известняки и доломиты

Интервал 4050-4160 м Известняки глинистые с прослоями доломитов

Интервал 4160- 4180 м Известняки прослоями глинистые

Интервал 4180-4230 м Переслаивание глин, известняков, аргиллитов

Интервал 4230-4250 м Аргиллиты, мергели, известняки глинистые

Интервал 4250- 4345 м Известняки, алевролиты, песчаники, глины

Интервал 4345-4400 м Аргиллиты, алевролиты, известняки, песчаники

Интервал 4400-4575 м Известняки

Таблица 1.3 Геофизические исследования

№№

пп

Наименование работ

Мас-

штаб

записи

Замеры

производятся

на

глубине,

м

в интервале,

м

от

до

1.2 АКЦ, Т

1:500

330

0

500

2

2.1 ПС, КС, профилеметрия, резистивиметрия, РК

1:500

2000

0

2000

2.2 Инклинометрия с точками замера через 10 м

-

-

0

2000

2.3 БКЗ, БК, ИК(ЭМК), АК, МКЗ, БМК, профилеметрия, ГК, НК, ГГК-П, АКШ

1:200

1095

650

1095

1690

1205

1690

2000

1750

2000

2.4 АКЦ, Т

1:500

2000

0

2000

3

3.1 ПС, КС, профилеметрия, резистивиметрия, РК

1:500

4575

1950

4575

3.2 Инклинометрия с точками замера через 10 м

-

-

1950

4575

3.3 БКЗ, БК, ИК(ЭМК), АК, МКЗ, БМК, профилеметрия, ГК, НК, ГГК-П

1:200

2930

3655

4575

2820

3295

4150

2930

3655

4575

3.4. АКЦ, ГГК-Ц,(СГДТ), Т

1:500

4575

1750

4555

3.5 АКЦ, Т

1:200

4575

4285

4555

Таблица 1.4 Физико-механические свойства горных пород по разрезу скважины

Индекс

страти-

графи-

ческого

подраз-

делен.

Интервал,

м

Краткое

название

горной

породы

Плот-

ность,

г/см3

Порис-

тость,

%

Про-

ница-

ем.,

мкм2

Гли-

нис-

тость,

%

Кар-

бонат-

ность,

%

Соле-

ность,

%

Спло-

шность

пород

Твер-

дость,

МПа

Абра-

зив-

ность

Кате-

гория

пород

Коэф-

фици-

ент

Пуас-

сона

Модуль

Юнга,

МПа

Гидра-

таци-

онное

раз-

уплот-

нение

(набу-

хание)

пород

от

(верх)

до

(низ)

Q

0

10

суглинки

2,3

25

0,1

50

5

1,5

2,0

175

7

С

0,38

0,25

да

пески

2,19

50

0,1

15

7

1,5

1,5

200

5

М

0,3

0,3

нет

глины

2,5

25

0,1

90

7

1,5

4

175

1,5

М

0,45

0,3

да

J+T

10

300

пески

2,19

50

0,1

15

7

1,5

1,5

200

5

М

0,3

0,3

нет

песчаники

2,6

30

0,001

15

10

1,5

1,5

750

8

С

0,35

0,4

нет

глины

2,5

25

0,1

90

7

1,5

4

175

1,5

М

0,45

0,3

да

P2t

300

530

глины

2,5

25

0,1

90

7

1,5

4

175

1,5

М

0,45

0,3

да

песчаники

2,6

30

0,001

15

10

1,5

1,5

750

8

С

0,35

0,4

нет

алевролиты

2,0

40

0,001

60

20

1,5

2,5

1500

10

С

0,6

0,3

нет

известняки

2,7

10

0,01

10

90

1,5

1,5

1500

3

С

0,3

0,7

нет

мергели

2,1

н.д.

0,02

60

10

1,5

2,5

560

2

С

0,11

0,1

нет

P2ss

530

700

ангидриты

2,1

н.д.

0,02

60

10

1,5

2,5

560

2

С

0,11

0,1

нет

доломиты

2,67

15

0,01

5

85

1,5

2,0

2000

3

С

0,2

1,0

нет

соли

2,0

0

0

5

0

100

1

150

1,0

М

0,44

0,14

нет

P2gh

700

815

ангидриты

2,5

10

0,2

15

10

70

2,0

1000

2

С

0,3

0,6

да

соли

2,0

0

0

5

0

100

1

150

1

М

0,44

0,14

нет

P2kl

815

845

известняки

2,7

10

0,01

10

90

1,5

1,5

1500

3

С

0,3

0,7

нет

доломиты

2,67

15

0,01

5

85

1,5

2,0

2000

3

С

0,2

1,0

Нет

глины

2,5

25

0,1

90

7

1,5

4

175

1,5

М

0,45

0,3

да

C2vr

2810

2870

глины

2,5

25

0,1

90

7

1,5

4

175

1,5

М

0,45

0,3

да

песчаники

2,6

30

0,001

15

10

1,5

1,5

750

8

С

0,35

0,4

нет

C2b

2870

2975

доломиты

2,67

15

0,01

5

85

1,5

2,0

2000

3

С

0,2

1,0

нет

известняки

2,7

10

0,01

10

90

1,5

1,5

1500

3

С

0,3

0,7

нет

C1s

2975

3200

доломиты

2,67

15

0,01

5

85

1,5

2,0

2000

3

С

0,2

1,0

нет

ангидрит

2,5

10

0,2

15

10

70

2,0

1000

2

С

0,3

0,6

да

мергели

2,1

н.д.

0,02

60

10

1,5

2,5

560

2

С

0,11

0,1

нет

C1ok

3200

3420

ангидриты

2,5

10

0,2

15

10

70

2,0

1000

2

С

0,3

0,6

да

доломиты

2,67

15

0,01

5

85

1,5

2,0

2000

3

С

0,2

1,0

нет

известняки

2,7

10

0,01

10

90

1,5

1,5

1500

3

С

0,3

0,7

нет

C1tl

3420

3495

известняки

2,7

10

0,01

10

90

1,5

1,5

1500

3

С

0,3

0,7

нет

C1bb

3495

3540

песчаники

2,6

30

0,001

15

10

1,5

1,5

750

8

С

0,35

0,4

нет

глины

2,5

25

0,1

90

7

1,5

4

175

1,5

М

0,45

0,3

да

алевролиты

2,0

40

0,001

60

20

1,5

2,5

1500

10

С

0,6

0,3

нет

аргиллиты

2,06

1

0,01

75

5

1,5

2

400

2,0

С

0,08

0,02

нет

C1t

3540

3715

известняки

2,7

10

0,01

10

90

1,5

1,5

1500

3

С

0,3

0,7

нет

доломиты

2,67

15

0,01

5

85

1,5

2,0

2000

3

С

0,2

1,0

нет

D3fm

3715

4050

известняки

2,7

10

0,01

10

90

1,5

1,5

1500

3

С

0,3

0,7

нет

доломиты

2,67

15

0,01

5

85

1,5

2,0

2000

3

С

0,2

1,0

нет

D3f3

4050

4160

известняки

2,7

10

0,01

10

90

1,5

1,5

1500

3

С

0,3

0,7

нет

доломиты

2,67

15

0,01

5

85

1,5

2,0

2000

3

С

0,2

1,0

нет

D3sm

4160

4180

известняки

2,7

10

0,01

10

90

1,5

1,5

1500

3

С

0,3

0,7

нет

D3sr

D3kn

4180

4200

глины

2,5

25

0,1

90

7

1,5

4

175

1,5

М

0,45

0,3

да

D3ps

4200

4230

известняки

2,7

10

0,01

10

90

1,5

1,5

1500

3

С

0,3

0,7

нет

аргиллиты

2,06

1

0,01

75

5

1,5

2

400

н.д.

С

0,08

0,02

нет

D2ml

4230

4250

аргиллиты

2,06

1

0,01

75

5

1,5

2

400

н.д.

С

0,08

0,02

нет

мергели

2,1

н.д.

0,02

60

10

1,5

2,5

560

2

С

0,11

0,1

нет

известняки

2,7

10

0,01

10

90

1,5

1,5

1500

3

С

0,3

0,7

нет

D2ar

4250

4345

известняки

2,7

10

0,01

10

90

1,5

1,5

1500

3

С

0,3

0,7

нет

алевролиты

2,0

40

0,001

60

20

1,5

2,5

1500

10

С

0,6

0,3

нет

песчаники

2,6

30

0,001

15

10

1,5

1,5

750

8

С

0,35

0,4

нет

глины

2,5

25

0,1

90

7

1,5

4

175

1,5

М

0,45

0,3

да

D2vr

4345

4400

аргиллиты

2,06

1

0,01

75

5

1,5

2

400

н.д.

С

0,08

0,02

нет

алевролиты

2,0

40

0,001

60

20

1,5

2,5

1500

10

С

0,6

0,3

нет

известняки

2,7

10

0,01

10

90

1,5

1,5

1500

3

С

0,3

0,7

нет

песчаники

2,6

30

0,001

15

10

1,5

1,5

750

8

С

0,35

0,4

нет

D2af

4400

4575

известн.

2,7

-

-

-

-

-

1,5

1500

2-8

033

1-5

нет

Таблица 1.5 Нефтеносность

Индекс

страти-

графи-

ческого

подраз-

деления

(пласта)

Интервал, м

Тип

кол-

лек-

тора

Плотность,г/см3

Подвиж-

ность,

мкм2/мПас

Содер-

жание

серы,

% по

весу

Содер-

жание

пара-

фина,

% по весу

Свобод-

ный

дебит,

м3/сут

Параметры растворенного газа

от

(верх)

до

(низ)

в

плас-

товых

усло-

виях

после

дегаза-

ции

газо-

вый

фактор,

м3/т

содер-

жание

серо-

водо-

рода,

%

содер-

жание

угле-

кислого

газа,

%

отно-

ситель-

ная по

воз-

духу

плот-

ность

газа

давление

насы-

щения

в

пласто-

вых

условиях,

кгс/см2

C1bb(Б2)

3495

3505

тер.пор.

0,695

0,800

0,19

0,7

5,4

-

180

0,00

0,00

1,163

-

C1t(T1)

3540

3555

кар.пор

0,830

0,890

0,073

1,0

4,5

-

80

0,00

0,00

1,2

-

C1t(T2)

3585

3605

кар.пор

0,805

0,840

0,073

1,2

4,5

-

50

0,00

0,00

1,4

-

D3f(Dф1)

3715

3725

кар.пор

0,872

0,900

-

-

-

-

-

0,00

0,00

-

-

D3f(Dф2)

3800

3820

кар.пор

0,872

0,900

-

-

-

-

-

0,00

0,00

-

-

D3ps(D1)

4200

4215

тер.пор

0,840

0,892

-

-

-

-

-

0,00

0,00

-

-

D2ar(D3)

4250

4260

тер.пор.

0,560

0,778

0,0875

0,32

6,7

-

524,5

0,00

0,00

0,784

-

D2ar(DIII)

4335

4345

тер.пор.

0,560

0,778

0,0875

0,32

6,7

134,6

524,5

0,00

0,00

0,784

260,4

D3vr(DIV)

4370

4385

тер.пор.

0,469

0,769

0,049

0,76

7,43

-

696,1

0,00

0,23

0,740

285,9

D2af(DV-1)

4475

4490

тер.пор

0,527

0,777

0,150

0,27

6,07

70

681,7

0,00

0,15

0820

280,4

D2af(DV-2)

4520

4530

тер.пор

0,527

0,777

0150

0,27

6,07

160

681,7

0,00

0,15

0820

280,4

Таблица 1.6 Газоносность

Индекс

страти-

графи-

ческого

подраз-

деления

(пласта)

Интервал, м

Тип

коллек-

тора

Состоя-

ие (газ,

газокон-

денсат)

Содержание, % по

объему

Относи-

ельная по

воздуху

плотность

газа

Коэффи-

цент

сжима-

емости

Сво-

бдный

дебит,

м3/сут

Плотность

газоконденсата, г/см3

Фазовая

проница-

емость

мкм2

от

(верх)

до

(низ)

серово-

дорода

углекис-

лого газа

в пласто-

вых

условиях

на устье

скважины

P2u

870

890

тер.пор

газ

нет

1,02

1,769

-

-

-

P1ar

1800

1820

кар.пор

газ

нет

1,02

1,769

-

-

-

P1ar

1825

1840

кар.пор

газ

нет

1,02

1,769

-

-

-

Таблица 1.7 Водоносност

Индекс

страти-

графи-

ческого

подразделения

(пласта)

Интервал, м

Тип

коллектора

Плот-

ность,

г/см3

Свобод-

ный

дебит,

м3/сут

Фазовая

прони-

цае-

мость,

мкм2

Химический состав воды, мг-экв/л

Степень

минера-

лизации,

г /л

Тип воды

по Сулину

Относится

к источ-

нику

водо-

снабжения

(да, нет)

от

(верх)

до

(низ)

анионы

катионы

CI-

SO4--

HCO3-

Na+

Mg++

Ca++

P1gh

700

710

кар.пор

1,24

-

-

7022

8

42

2198

4406

468

365,36

ХЛМ

нет

P1k

1030

1045

кар.пор

1,24

-

-

6654

12

25

1648

4858

186

335,91

ХЛМ

нет

1255

1270

кар.пор

1,24

-

-

6654

12

25

1648

4858

186

335,91

ХЛМ

нет

1380

1397

кар.пор

1,24

-

-

6654

12

25

1648

4858

186

335,91

ХЛМ

нет

1620

1640

кар.пор

1,24

-

-

6654

12

25

1648

4858

186

3359,1

ХЛМ

нет

C2b

2870

2880

кар.пор

1,14

-

-

3406

44

6

3200

43

213

201,34

ХЛН

нет

C1bb

3505

3515

тер.пор

1,14

-

-

2477

50

12

1384

647

508

140,16

ХЛН

нет

C1t

3555

3570

кар.пор

1,17

-

-

4034

10

5

3426

95

529

234,74

ХЛН

нет

D3ps

4215

4525

тер.пор

1,19

-

-

4575

1,04

3,79

2029

378

2108

257,31

ХЛН

нет

Таблица 1.8 Давление и температура по разрезу скважины

Индекс

страти-

графи-

ческого

подраз-

деления

(пласта)

Интервал, м

Градиент давления

Температура

в конце интервала

от

(верх)

до

(низ)

пластового

порового

гидроразрыва пород

горного давления

гр.

С

источ-

ник

полу-

чения

кгс/см 3 на м

источ-

ник

получе-

ния

кгс/см 3 на м

источ-

ник

полу-

чения

кгс/см3 на м

источник

получе-

ния

кгс/см3 на м

источ-

ник

полу-

чения

от

(верх)

до

(низ)

от

(верх)

до

(низ)

от

(верх)

до

(низ)

от

(верх)

до

(низ)

Q

0

10

0,100

0,100

расчет

0,100

0,100

расчет

0,18

0,18

расчет

0,18

0,18

расчет

10

РФЗ

J

10

30

0,100

0,100

расчет

0,100

0,100

расчет

0,18

0,18

расчет

0,18

0,18

расчет

10

РФЗ

T

30

300

0,100

0,100

расчет

0,100

0,100

расчет

0,18

0,191

расчет

0,18

0,191

расчет

10

РФЗ

P2t

300

530

0,100

0,100

расчет

0,100

0,100

расчет

0,191

0,197

расчет

0,191

0,197

расчет

14

РФЗ

P2ss

530

700

0,100

0,128

расчет

0,100

0,129

расчет

0,197

0,188

расчет

0,197

0,203

расчет

18

РФЗ

P1gh

700

710

0,128

0,128

РФЗ

0,129

0,129

РФЗ

0,188

0,188

расчет

0,203

0,203

расчет

19

РФЗ

710

815

0,128

0,100

расчет

0,129

0,100

расчет

0,188

0,205

расчет

0,203

0,205

расчет

21

РФЗ

P2kl

815

845

0,100

0,100

расчет

0,100

0,100

расчет

0,205

0,205

расчет

0,205

0,205

расчет

22

РФЗ

P2u

845

870

0,100

0,111

расчет

0,100

0,111

расчет

0,205

0,188

расчет

0,205

0,206

расчет

23

РФЗ

P1u(УI)

870

890

0,111

0,100

РФЗ

0,111

0,100

РФЗ

0,188

0,188

расчет

0,206

0,206

расчет

23

РФЗ

P2u

890

925

0,100

0,100

расчет

0,100

0,100

расчет

0,188

0,207

расчет

0,206

0,207

расчет

23

РФЗ

P1k

925

1030

0,100

0,131

расчет

0,100

0,131

расчет

0,207

0,170

расчет

0,207

0,211

расчет

23

РФЗ

1030

1045

0,131

0,131

РФЗ

0,131

0,131

РФЗ

0,170

0,170

расчет

0,211

2,14

расчет

24

РФЗ

1045

1225

0,131

0,143

расчет

0,131

0,143

расчет

0,170

0,179

расчет

2,14

0,215

расчет

29

РФЗ

1255

1270

0,143

0,143

РФЗ

0,143

0,143

РФЗ

0,179

0,179

расчет

0,215

0,215

расчет

29

РФЗ

1270

1380

0,143

0,135

расчет

0,143

0,135

расчет

0,179

0,176

расчет

0,215

0,218

расчет

31

РФЗ

1380

1397

0,135

0,135

РФЗ

0,135

0,135

РФЗ

0,176

0,176

расчет

0,218

0,218

расчет

31

РФЗ

1397

1620

0,135

0,136

расчет

0,135

0,136

расчет

0,176

0,179

расчет

0,218

0,222

расчет

36

РФЗ

1620

1640

0,136

0,136

РФЗ

0,136

0,136

РФЗ

0,179

0,179

расчет

0,222

0,223

расчет

37

РФЗ

1640

1720

0,136

0,100

расчет

0,136

0,100

расчет

0,179

0,224

расчет

0,223

0,224

расчет

39

РФЗ

P1fl

1720

1800

0,100

0,107

расчет

0,100

0,107

расчет

0,224

0,166

расчет

0,224

0,226

расчет

40

РФЗ

P1ar (PIV)

1800

1820

0,107

0,107

РФЗ

0,107

0,107

РФЗ

0,166

0,166

расчет

0,226

0,226

расчет

40

РФЗ

P1ar

1820

1825

0,107

0,107

расчет

0,107

0,107

расчет

0,166

0,166

расчет

0,226

0,226

расчет

41

РФЗ

P1ar (PV)

1825

1840

0,107

0,107

РФЗ

0,107

0,107

РФЗ

0,166

0,166

расчет

0,226

0,227

расчет

42

РФЗ

P1ar

1840

1930

0,107

0,100

расчет

0,107

0,100

расчет

0,166

0,228

расчет

0,227

0,228

расчет

44

РФЗ

P1s

1930

2085

0,100

0,100

расчет

0,100

0,100

расчет

0,228

0,231

расчет

0,228

0,231

расчет

48

РФЗ

P1a

2085

2170

0,100

0,100

расчет

0,100

0,100

расчет

0,231

0,232

расчет

0,231

0,232

расчет

50

РФЗ

C3

2170

2440

0,100

0,100

расчет

0,100

0,100

расчет

0,232

0,233

расчет

0,232

0,233

расчет

56

РФЗ

C2mc

2440

2600

0,100

0,100

расчет

0,100

0,100

расчет

0,233

0,239

расчет

0,233

0,239

расчет

59

РФЗ

C2pd

2600

2705

0,100

0,100

расчет

0,100

0,100

расчет

0,239

0,240

расчет

0,239

0,240

расчет

62

РФЗ

C2ks

2705

2810

0,100

0,100

расчет

0,100

0,100

расчет

0,240

0,227

расчет

0,240

0,241

расчет

64

РФЗ

C2vr

2810

2870

0,100

0,111

расчет

0,100

0,111

расчет

0,227

0,176

расчет

0,241

0,242

расчет

66

РФЗ

C2b (А4)

2870

2880

0,111

0,111

РФЗ

0,111

0,111

РФЗ

0,176

0,176

расчет

0,242

0,242

расчет

66

РФЗ

C2b

2880

2975

0,111

0,100

расчет

0,111

0,100

расчет

0,176

0,243

расчет

0,242

0,243

расчет

68

РФЗ

C1s

2975

3200

0,100

0,100

расчет

0,100

0,100

расчет

0,243

0,245

расчет

0,243

0,245

расчет

73

РФЗ

C1ok

3200

3420

0,100

0,100

расчет

0,100

0,100

расчет

0,245

0,247

расчет

0,245

0,247

расчет

75

РФЗ

C1tl

3420

3495

0,100

0,111

расчет

0,100

0,111

расчет

0,247

0,185

расчет

0,247

0,248

расчет

76

РФЗ

C1bb(Б2)

3495

3505

0,111

0,111

РФЗ

0,111

0,111

РФЗ

0,185

0,185

расчет

0,248

0,248

расчет

77

РФЗ

C1bb

3505

3540

0,111

0,113

расчет

0,111

0,113

расчет

0,185

0,180

расчет

0,248

0,248

расчет

77

РФЗ

C1t (T1)

3540

3555

0,113

0,113

РФЗ

0,113

0,113

РФЗ

0,180

0,180

расчет

0,248

0,248

расчет

78

РФЗ

C1t

3555

3585

0,113

0,113

расчет

0,113

0,113

расчет

0,180

0,180

расчет

0,248

0,25

расчет

78

РФЗ

C1t (T2)

3585

3605

0,113

0,113

РФЗ

0,113

0,113

РФЗ

0,180

0,180

расчет

0,25

0,249

расчет

78

РФЗ

C1t

3605

3715

0,113

0,114

расчет

0,113

0,114

расчет

0,180

0,181

расчет

0,249

0,250

расчет

80

РФЗ

D3fm(Dф1)

3715

3725

0,114

0,114

РФЗ

0,114

0,114

РФЗ

0,181

0,181

расчет

0,250

0,250

расчет

80

РФЗ

D3fm

3725

3800

0,114

0,114

расчет

0,114

0,114

расчет

0,181

0,182

расчет

0,250

0,250

расчет

83

РФЗ

D3fm(Dф2)

3800

3820

0,114

0,114

РФЗ

0,114

0,114

РФЗ

0,182

0,182

расчет

0,250

0,250

расчет

83

РФЗ

D3fm

3820

4050

0,114

0,100

расчет

0,114

0,100

расчет

0,182

0,252

расчет

0,250

0,252

расчет

83

РФЗ

D3f3

4050

4160

0,100

0,100

расчет

0,100

0,100

расчет

0,252

0,253

расчет

0,252

0,253

расчет

83

РФЗ

D3sm+sr

4160

4180

0,100

0,100

расчет

0,100

0,100

расчет

0,253

0,253

расчет

0,253

0,253

расчет

83

РФЗ

D3kn

4180

4200

0,100

0,113

расчет

0,100

0,113

расчет

0,253

0,192

расчет

0,253

0,253

расчет

83

РФЗ

D3ps(D 1)

4200

4215

0,113

0,113

РФЗ

0,113

0,113

РФЗ

0,192

0,192

расчет

0,253

0,253

расчет

83

РФЗ

D3ps

4215

4230

0,113

0,113

расчет

0,113

0,113

расчет

0,192

0,253

расчет

0,253

0,253

расчет

84

РФЗ

D2ml

4230

4250

0,113

0,112

расчет

0,113

0,112

расчет

0,253

0,185

расчет

0,253

0,253

расчет

84

РФЗ

D2ar(Д3)

4250

4260

0,112

0,112

РФЗ

0,112

0,112

РФЗ

0,185

0,185

расчет

0,253

0,254

расчет

85

РФЗ

D2ar

4260

4335

0,112

0,104

расчет

0,112

0,092

расчет

0,185

0,191

расчет

0,254

0,254

расчет

85

РФЗ

D2ar(ДIII)

4335

4345

0,104

0,104

РФЗ

0,092

0,092

РФЗ

0,191

0,191

расчет

0,254

0,255

расчет

85

РФЗ

D2vr

4345

4370

0,104

0,113

расчет

0,092

0,113

расчет

0,191

0,192

расчет

0,255

0,255

расчет

89

РФЗ

D2vr(ДIV)

4370

4385

0,113

0,113

РФЗ

0,113

0,113

РФЗ

0,192

0,192

расчет

0,255

0,255

расчет

89

РФЗ

D2vr

4385

4400

0,113

0,100

расчет

0,113

0,100

расчет

0,192

0,255

расчет

0,255

0,255

расчет

89

РФЗ

D2af

4400

4475

0,100

0,102

расчет

0,100

0,102

расчет

0,255

0,186

расчет

0,255

0,255

расчет

90

РФЗ

D2af(ДV-1)

4475

4490

0,102

0,102

РФЗ

0,102

0,102

РФЗ

0,186

0,186

расчет

0,255

0,255

расчет

91

РФЗ

D2af

4490

4520

0,102

0,101

расчет

0,102

0,101

расчет

0,186

0,255

расчет

0,255

0,255

расчет

92

РФЗ

D2af(ДV-2)

4520

4530

0,101

0,101

РФЗ

0,101

0,101

РФЗ

0,186

0,186

расчет

0,255

0,255

расчет

92

РФЗ

D2af

4530

4575

0,101

0,100

расчет

0,101

0,100

расчет

0,186

0,186

расчет

0,255

0,256

расчет

93

РФЗ

Возможные осложнения по разрезу скважины

Таблица 1.9 Поглощение бурового раствора

Индекс

страти-

графи-

ческого

подраз-

деления

Интервал,

м

Макси-

мальная

интенсив-

ность

поглощения,

м3/ч

Расстояние

от устья до

статического

уровня при

его макси-

мальном

снижении,

м

Имеется ли

потеря

циркуляции

(да, нет)

Градиент давления

поглощения,

кгс/см3 м

Условия возникновения

от

(верх)

до

(низ)

при

вскрытии

после

изоляции

C2b

2870

2900

3

15

нет

0,120

0,144

Нарушение равновесия между пластовым и гидростатическим давлением

C1s

3060

3080

30 - 40

120

да

0,120

0,144

C1s

3150

3200

25 - 40

120

да

0,120

0,144

Таблица 1.10 Осыпи и обвалы стенок скважины

Индекс

страти-

графи-

ческого

подраз-

деления

Интервал, м

Буровые растворы, применявшиеся ранее

Время

начала

ослож-

нения,

сут

Мероприятия по ликвидации

последствий (проработка,

промывка и т.д.)

от (верх)

до(низ)

тип раствора

плотность,

г/см3

дополнительные

данные по раствору,

влияющие

на устойчивость

пород

Q+J+T

0

300

глинистый

1,12

УВ=(25 - 30) с

2-3

Регулирование свойств

бурового раствора, приведение его

в соответствие с проектом, крепление

обсадными колоннами.

P2t

300

485

глинистый

1,12

УВ=(25 - 30) с

2-3

C2vr

2810

2870

глинистый

1,15

УВ=(25 - 30), Ф=6 см3

2-3

C1bb

3495

3540

глинистый

1,15

УВ=(25 - 30), Ф=6 см3

2-3

D3kn

4180

4200

глинистый

1,15

УВ=(25 - 30), Ф=6 см3

2-3

D3ps

4200

4230

глинистый

1,15

УВ=(25 - 30), Ф=6 см3

2-3

D2ml

4230

4250

глинистый

1,15

УВ=(25 - 30), Ф=6 см3

2-3

D2vr

4250

4400

глинистый

1,15

УВ=(25 - 30), Ф=6 см3

2-3

Глава 2 Техническая часть

Основные проектные данные

Таблица 2.2 Основные проектные данные

№ п/п

Наименование данных

Значение (величина)

3

Участок (площадь, месторождение)

Давыдовское

4

Расположение (суша, море)

Суша

6

Цель бурения и

назначение скважин

Эксплуатация продуктивных пластов среднего девона

7

Проектный горизонт

Афонинский горизонт ДV-2

8

Проектная глубина, м

- по вертикали

- по стволу

4575

4778

9

Число объектов испытания

- в колонне

один

- в открытом стволе

10

Вид скважин (вертикальные, наклонно-направленные)

наклонно- направленные

11

Тип профиля

Пятиинтервальный

12

Азимут бурения, град

На усмотрение геологической службы

13

Максимальный зенитный угол, град

20,57 0

14

Максимальная интенсивность изменения зенитного угла, град/10 м

1,00/10 м

15

Глубина по вертикали кровли продуктивного (ба-зисного) пласта, м

4520

16

Отклонение от вертикали точки входа в кровлю продуктивного (базисного) пласта, м

1250

17

Допустимое отклонение заданной точки входа в кровлю продуктивного (базисного) пласта от проектного положения (радиус круга допуска), м

50

18

Категория скважин

II

19

Металлоемкость конструкции, кг/м

78,8

20

Способ бурения

турбинно - роторный

21

Вид привода

электрический

22

Вид монтажа (первичный, повторный)

первичный, повторный

23

Тип буровой установки

5000/400 ЭРУ

24

Тип вышки

М 46/400 ОГ-А

26

Номер основного комплекта бурового оборудования

6

27

Максимальная масса колонны, т

- обсадной

187,7

- бурильной

173,1

- суммарная (при спуске потайной колонны)

28

Продолжительность цикла строительства скважин, сут:

259,6/219,3

в том числе, сут:

- первичный монтаж

57,3

- повторный монтаж

17,1

- подготовительные работы к бурению

6

- бурение и крепление

173,9

29

Проектная скорость бурения, м/станко-мес

824,0

30

Сметная стоимость, руб.:

- первичный монтаж

1784314

в том числе возвратных средств

47642

- повторный монтаж

1684420

в том числе возвратных средств

17889

Проектная глубина скважин -4575 м, Кровля пласта (по вертикали)4520 м

2.1 Выбор способа бурения

Выбор способа бурения скважин зависит от целого ряда факторов, основными из которых являются: целевое назначение скважины, тип полезного ископаемого, физико-механические свойства горных пород.

Роторное бурение. При роторном способе бурения вращение бурильной колонны и долота осуществляется приводом стола ротора или системой верхнего привода с необходимым числом оборотов. Буровой раствор через манифольд, вертлюг, бурильную колонну подается к забою при меньшем давлении, чем при турбинном способе бурения. Буровой раствор охлаждает и смазывает инструмент и выносит по затрубному пространству выбуренную породу на поверхность.

Турбинный способ бурения. При турбинном способе бурения буровой раствор насосами через манифольд, вертлюг или систему верхнего привода, бурильную колонну подается к забойным двигателям для вращения долота, осуществляет охлаждение, смазку инструмента и выносит по затрубному пространству выбуренную породу на поверхность. Буровой раствор служит так же для крепления стенок пробуренной скважины.

По сливному трубопроводу буровой раствор с выбуренной породой подается в циркуляционную систему, где проходит 4 стадии (степени) очистки. Очищенный раствор перекачивается в емкости для бурового раствора.

Контроль за параметрами бурения осуществляется по контрольно- измерительным приборам, поставляемым заказчиком, которые обеспечивают контроль следующих параметров:

- вес на крюке с регистрацией на диаграмме;

- нагрузка на долото;

- крутящий момент на столе ротора;

- давление в манифольде буровых насосов с регистрацией на диаграмме;

- плотность бурового раствора в приемной емкости с регистрацией на

диаграмме;

- расход бурового раствора на входе;

- изменение расхода на выходе из скважины;

- уровень бурового раствора в приемной емкости;

- частота хода поршней буровых насосов;

- частота вращения стола ротора;

- положение талевого блока;

- глубина забоя;

- механическая скорость проходки;

- подача долота.

- сигнализаторы загазованности на устье и в модуле очистки;

- уровень раствора в доливной емкости.

Для данной скважины используется турбинно - роторный

2.2 Проектирование конструкции скважины

Конструкция проектируемых скважин Давыдовского месторождения разработана на основании анализа литологических особенностей горных пород, совмещенного графика давлений, анализа ожидаемых осложнений при бурении скважин, с учетом технологических регламентов, опыта бурения в сходных геологических условиях. Оптимальное количество обсадных колонн и глубина установки их башмаков определяется количеством зон с несовместимыми условиями бурения по градиентам пластовых (поровых) давлений и давлений гидроразрыва пластов, прочности и устойчивости горных пород.

Направление 426 мм

Направление 426 мм спускается на глубину 20 м с целью предотвращения размыва устья скважин и обвязки с желобной системой.

Кондуктор 324 мм

Кондуктор 324 мм спускается на глубину 500/504 м с целью перекрытия верхних неустойчивых (обваливающихся) пород татарского яруса и изоляции интервала поглощения триасовых отложений, а также для установки противовыбросового оборудования (ПВО) для безопасного вскрытия газопроявляющих пластов.

Промежуточная колонна 245 мм

Промежуточная колонна 245 мм спускается на глубину 2000/2106 м с целью перекрытия газопроявляющих пластов

Эксплуатационная колонна 168 мм

В наклонно-направленных скважинах отход (1250 м) эксплуатационная колонна 168 мм спускается на глубину 4575/4778 м с целью разобщения нефтенапорных пластов и длительной эксплуатации продуктивных пластов. Эксплуатационная колонна 168 мм цементируется в интервале 4478-1956 м (для наклонно-направленных скважин), УСЦ(МСЦ)-168 на глубине 3381 м (по стволу) - ориентировочно.

Определим глубину спуска кондуктора из условия предотвращения гидроразрыва горных пород на глубине установки башмака в случае полного замещения бурового раствора смесью пластовых флюидов (газ+вода):

Н=10 Рпл - Lкф / (0,950,87гр-ф)

Данная формула получена из условия:

Рб=0,95Ргр Рб=Рпл - 0,1ф (Lк-Н),

где Рб - давление на глубине установки башмака кондуктора в случае полного замещения бурового раствора смесью пластовых флюидов, кгс/см2; Ргр - давление гидроразрыва горных пород на глубине установки башмака кондуктора определяется по формуле:

Ргр=0,870,01грН10,2,

где 0,95 - коэффициент запаса по гидроразрыву; Lк - глубина кровли напорного пласта, м; Рпл - пластовое давление напорного пласта, кгс/см2; гр - средневзвешенная плотность горных пород в интервале спуска кондуктора, равная =0,221 г/см3

Н=10220-16201,15 / (0,950,872,21-1,15)=498 м

Принимая во внимание полученное при расчете значение и учитывая строение геологического разреза, глубину спуска кондуктора в данном случае определена исходя из необходимости перекрытия горных пород четвертичных, триасовых отложений, склонных к осыпям и обвалам, а также с учетом большого интервала бурения под промежуточную колонну.

Глубина спуска кондуктора принята равной 500/504 м с установкой башмака в твердых породах татарского яруса.

Н=1620 м Рпл=220 кгс/см2 ф=1,15 г/см3

Руст=220- 0,11,151620=33,7 кгс/см2

Давление у башмака кондуктора

Рб=220-0,11,15 (1620-500)=91,2 кгс/см2

Ожидаемое давление гидроразрываа горных пород у башмака кондуктора

Ргр=0,870,012,2150010,2=98,0 кгс/см2

Определим коэффициент запаса прочности по гидроразрыву у башмака кондуктора

Nгр=98,0 : 91,2=1,071,0

Как видно из приведенных расчетов глубина спуска кондуктора (Нк=500/504 м) удовлетворяет безопасным условиям бурения под промежуточную колонну 245 мм

Определим глубину спуска промежуточной колонны 245 мм

Наиболее высоконапорный нефтепроявляющий пласт ДIv

Hк =4370 м. Рпл =494 кгс/см2. ф=0,469 г/см3.

Расчетная глубина спуска 245 мм промежуточной колонны, м

494-0,10,469(4370-Н)=0,950,1Ч2,47Н

где 2,47 - средняя плотность горных пород на глубине 2000 м

476-204,-+0,0469 Н=0,234 Н

Н=289,1/0,187=1546 м

Глубина спуска промежуточной колонны 245 мм принимается 2000/2106 м (по рекомендации Заказчика) согласно регламента на бурение и крепление скважин на Давыдовском месторождении.

Выбор диаметра эксплуатационной колонны:

т.к. Q = 134 м3/сут., то Dэк.. = 168 мм

Конструкция скважны

Рис. 2.1 Совмещенный график пластовых (поровых) давлений и давлений гидроразрыва

Согласование диаметра обсадных колонн и долот

Расчёт ведётся снизу вверх.

Диаметр долота для бурения под эксплуатационную колонну.

Принимаем

Внутренний диаметр промежуточной колонны

Принимаем мм

Диаметр долота для бурения под промежуточную колонну

Принимаем

. Внутренний диаметр кондуктора.

Принимаем мм

Диаметр долота для бурения под кондуктор:

Принимаем

. Внутренний диаметр направления.

Принимаем мм

Диаметр долота для бурения под напрвление:

Принимаем

Таблица 2.2 Проектная конструкция скважин

Название колонны и номер раздельно-спускаемой части

(в порядке спуска)

Наружные

диаметры колонн

или раздельно

спускаемых частей, мм

Тип

соединения труб

Максимальный

наружный диаметр соединения, мм

Интервал установки по стволу скважины, м

Длина колонны или

части, м

Характеристика ствола

скважины

Примеча-ние

номина-льный диа-метр ствола скважины, мм

интервал

бурения, м

от (верх)

до

(низ)

от

(верх)

до (низ)

Направление

426

НОРМКБ

451

0

20

20

555

0

20

Цемент

до устья

Кондуктор

324

ОТТМБ

351

0

500/504

500/504

393,7

20

500/504

Цемент

до устья

Промежуточная колонна

245

ОТТМБ

270

0

2000/2106

2000/2106

295,3

500/504

2000/2106

Цемент

до устья УСЦ (МСЦ)-245 на глубине 870 м

Эксплуатационная колонна

168,0

ТМК

FMC

188,0

0

4575/4778

4575/4778

215,9

2000/2106

4575/4778

Цементируется в интервале 4778-1956 м, УСЦ (МСЦ)-168 на глубине 3381 м ориентировочно по стволу).

Таблица 2.3 Профиль ствола скважины

Интервал по вертикали, м

Длина интервала по вертикали

Зенитный угол, град

Горизонтальное отклонение, м

Длина по стволу, м

от (верх)

до (низ)

в начале интервала

в конце интервала

за интервал

общее

интервала

общая

1

2

3

4

5

6

7

8

9

0,00

0,00

0,00

0,00

0,00

0,00

0,00

0,00

0,00

0,00

300,00

300,00

0,00

0,00

0,00

0,00

300,00

300,00

300,00

499,65

199,65

0,00

20,57

36,23

36,23

204,00

504,00

499,65

2749,44

2249,79

20,57

20,57

844,30

880,53

2403,00

2907,00

2749,44

4520,21

1770,76

20,57

3,00

369,45

1249,97

1816,00

4723,00

4520,21

4575,13

54,92

3,00

3,00

2,88

1252,85

55,00

4778,00

Рис. 2.2 Графическое изображение профиля наклонно-направленной скважины Давыдовского месторождения

2.3 Выбор буровой установки и бурового оборудования

В соответствии с требованиями п. 2.5.6 ПБ 08-624-03 выбор буровой установки должен производиться с таким расчетом, чтобы сумма статических и динамических нагрузок при спуске (подъеме) наиболее тяжелых бурильных или обсадных колонн, а также при ликвидации аварий (прихватов) не превышала величину параметра "Допускаемая нагрузка на крюке" выбранной буровой установки. Как правило, нагрузка на крюке от максимальной расчетной массы бурильной колонны и наибольшей расчетной массы обсадных колонн не должны превышать соответственно 0,6 и 0,9 "Допускаемой нагрузки на крюке". Выбор должен производиться по большей из указанных нагрузок.

Qб.к или Qо.к?[G]

Вес направления

Qн= lнqн =20•115•9,8=0,022 МН.

Вес кондуктора

Qk= lkqk = 504•76•9,8?0.37 МН.

Вес промежуточной колонны

Qпр= lпрqпр =2106•70•9,8?1,46 МН.

Вес эксплуатационной колонны

Qэ=lэqэ 1350•79,6•9,8+1750•58,5•9,8+1678*9,8*41== 1,8 МН .

Qб.т+ Qу =1,6 МН

Максимальная нагрузка с учетом расхаживания от веса наибольшей тяжелой обсадной колонны ( эксплуатационной )

Qкр = Kпр•Qэ = 1,15 • 1,8 = 2,07 МН,

где Qкр - максимальная нагрузка на крюке

Kпр - коэффициент прихвата

Qэ - вес самой тяжелой обсадной колонны

Максимальная нагрузка с учетом расхаживания от веса бурильной колонны

Qкр = Kпр•Qбк = 1,25 • 1,6 =2 МН

для бурения эксплуатационных скважин Давыдовского месторождения» рекомендуется буровая установка БУ 5000/400 ЭРУ (вышка М 46/400 ОГ-А) грузоподъемностью 400 т, оснащенная системой верхнего привода (ГОСТ 16293-82).

2,07< 4 (МН)

Характеристики БУ 5000/400 ЭРУ

1. Допускаемая нагрузка на крюке, тс - 400

2. Наибольшая нагрузка от массы колонны бурильных труб, тс - 240

3. Условная глубина бурения, м - 5000

4. Скорость подъема талевого каната, м/с - 0,0….1,4

5. Оснастка талевой системы: 6 Ч 7

6. Диаметр талевого каната, мм - 35

7. Ротор Р-700

7.1 Проходное отверстие стола ротора, мм - 700

7.2 Допускаемая статическая нагрузка на стол ротора, тс - 500

7.3 Статический крутящий момент на столе ротора, кН*м (кгс*м) - 80 (8000)

7.4 Частота вращения стола ротора, об/мин - 0…200

7.5 Привод - индивидуальный, регулируемый, от электродвигателя постоянного тока.

8. Пневматический клиньевой захват ПКР 560М-ОР

9. Пневмораскрепитель, диаметр поршня 360 мм

10 Подвеска машинных ключей ( с двумя машинными ключами КТМ-М)

11 Устройство для крепления талевого каната

12 Лебедка буровая - ЛБУ 1200 ЭТ-3

12.1 Расчетная мощность на входе в лебедку, кВт - 1200

12.2 Тип трансмиссии - зубчатая, двухскоростная

12.3 Привод лебедки:

а) Основной привод - индивидуальный, регулируемый, от электродвигателя постоянного тока мощностью 1000 кВт

б) Дополнительный привод (функции РПД, аварийного подъема бурильной колонны и подъема - опускания буровой вышки) - от электродвигателя постоянного тока мощностью 90 кВт

13 Буровая вышка М46/400 ОГ-А

13.1 Вышка мачтовая, с открытой передней гранью.

13.2 Вышка оборудована комплексом АСП - КМСП-5000/400-ОГР СВП

13.3 Полезная высота вышки 46 м.

13.4 Допускаемая нагрузка на крюке при оснастке 6 Ч 7 - 400 тс.

13.5 Максимальная расчетная нагрузка на крюке - 480 тс.

13.6 Вышка обеспечивает работу со свечами длиной 25 и 27 м.

13.7 Расстояние между осями нижних опорных шарниров ног вышки - 10 м.

13.8 Конструкция вышки предусматривает установку системы верхнего привода.

13.9 Вместимость магазинов и подсвечников для труб диаметром 114 мм, м - 6000

13.10 Диаметры обрабатываемых труб, мм

а) бурильных - 89; 114; 127; 140; 146

б) утяжеленных в магазин АСП - 146; 178; 203

14) Кронблок УКБА-7-500

15) Талевый блок УТБА-6-400

16) Ключ буровой автоматический - АКБ-4

17 Насос буровой УНБТ-950 L1М

17.1 Максимальное давление при диаметре поршня 130 мм и числе ходов в минуту 125, МПа, (кгс/см2) - 35 ( 350)

17.2 Максимальная идеальная подача при диаметре поршня 190 мм и числе ходов в минуту 125, л/с - 51,4

17.3 Количество насосов, шт - 2

17.4 Гидравлическая мощность, кВт - 950

17.5 Приводная мощность, кВт - 1000

17.6 Привод - индивидуальный, регулируемый от электродвигателя постоянного тока мощностью 1000 кВт.

18 Высота оснований вышечно-лебедочного блока (ВЛБ), м

12.1 Отметка пола буровой ВЛБ - 9,2

12.2 Просвет для установки превенторов - 7,4

19 Габаритные размеры ВЛБ, м

19.1 длина - 20,8

19.2 ширина - 13,0

19.3 масса полная, тн - 466 (расчетная)

19.4 высота бурового укрытия ВЛБ, м - 6,0

20 Лебедка вспомогательная - ЛВ-50 ВТ

20.1 Мощность привода, кВт - 18,5

20.2 Натяжение каната, тс:

а) на барабане диаметром 240 мм - 5,0

б) на барабане диаметром 500 мм - 2,8

20.3 Скорость навивки каната, м/с

а) на барабане диаметром 240 мм - 0,36

б) на барабане диаметром 500 мм - 0,63

20.4 Диаметр каната, мм - 15,5

21 Грузоподъемные средства:

21.1 Для работы на мостках - кран консольно-поворотный, г/п 3,2 тс, с длиной стрелы 8 м и углом поворота стрелы 265 °

21.2 Для работы на буровой площадке и мостках - лебедка вспомогательная, г/п 5 тс

21.3 Для обслуживания работы по оборудованию устья скважины ПВО - две грузовые балки с системой подъема В50-LCA 250, общей грузоподъемностью 50 тс.

22 Буровая установка оборудована следующими устройствами и механизмами:

- устройство для подъема вышки

- гидропривод демпфирующий

- площадка для центрирования обсадных труб

- приспособление для расстановки УБТ

- устройство для эвакуации верхового рабочего

- желоб аварийный

- механизм для открывания ворот

- система громкой связи

- телевизионная система на 9 точек

- блок-бокс для кратковременного отдыха членов буровой бригады

- кабина бурильщика, оснащенная:

Пульт бурильщика пневматический

пульт бурильщика гидравлический

пульт управления и индикации системы контроля параметров бурения СПБК «ГЕОТЕК»

пульт управления верхним приводом

пульт ключа АКБ-4

напоромеры

командоаппарат буровой лебедки

командоаппарат вспомогательной лебедки

пост аварийной сигнализации

контрольно-измерительные приборы

прибор громкоговорящей связи

видеопросмотровые устройства телевизионной системы

23 Высота буровой установки (по верху обводного ролика на кронблоке) м, - 60,4

24 Масса буровой установки, тс - 770,22

Эксплуатационная колонна 168 мм

В наклонно-направленной скважине отход (1250 м) эксплуатационная колонна 168 мм спускается на глубину 4575/4778 м с целью разобщения нефтенапорных пластов и длительной эксплуатации продуктивных пластов. Эксплуатационная колонна 168 мм цементируется в интервале 4478-1956 м (для наклонно-направленных скважин), УСЦ(МСЦ)-168 на глубине 3381 м (по стволу) - ориентировочно.

По виду скважины наклонно-направленные с максимальным отходом от вертикали - 1250 м.

2.4 Выбор вида и параметров буровых растворов

Основным критерием выбора типа буровых растворов является их способность обеспечивать строительство высококачественных и рентабельных скважин с минимальным негативным воздействием на окружающую природную среду и фильтрационные свойства продуктивных пластов.

При выборе типа буровых растворов, их свойств и параметров необходимо руководствоваться требованиями:

- для приготовления буровых растворов использовать экологически безопасные, разрешенные к применению реагенты, внесенные в отраслевой реестр "Перечень химпродуктов, согласованных и допущенных к применению в нефтяной отрасли". ГЦСС "Нефтепромхим", г. Казань, 2007;

- снижением отрицательного воздействия бурового раствора на коллекторские свойства продуктивных пластов;

- обеспечением качественной промывки ствола скважин, устойчивой работы забойных двигателей, очистки забоя от выбуренной породы;

- сокращением объемов отработанного бурового раствора, возможности повторного их использования;

- возможности приготовления и обработки буровых растворов на оборудовании поставляемом в комплекте буровой установки и циркуляционной системы;

- возможности поддержания и регулирования их агрегативной и кинетической устойчивости, определяющей технические показатели растворов (плотность, реологические, фильтрационные, смазочные, антикоррозионные свойства).

Обоснование плотности применяемых буровых растворов

Плотность буровых растворов для интервалов совместимых условий бурения рассчитывается исходя из условий сохранения устойчивости горных пород, слагающих стенки скважин, а в интервалах содержащих напорные пласты - создания столбом раствора гидростатического давления на забой, предотвращающего поступление пластового флюида в ствол скважин.

В соответствие с требованиями п. 2.7.3.3 ПБ 08-624-03 плотность бурового раствора следует определять по формулам:

= ; =,

где Р - максимально допустимая величина противодавления на продуктивный пласт, кгс/см2;

Нкр - глубина залегания кровли напорного пласта, м;

Рпл - пластовое давление напорного пласта, кгс/см2;

к - коэффициент запаса противодавления на напорные пласты, (п. 2.7.3.3 ПБ 08-624-03).

Таблица 2.4 Расчетное значение плотности бурового раствора при вскрытии продуктивных пластов

Индекс пласта

Глубина залегания кровли нефтегазоводонапорного пласта, м

Пластовое давление, (Рпл),

кгс/см2

Расчет по величине необходимого превышения гидростатического давления над пластовым

Расчет по абсолютному значению репрессии на пласт

минимальное значение коэффициента превышения

плотность бурового раствора, г/см3

максимально допустимая величина репрессии на пласт (Р), кгс/см2

плотность бурового раствора,

г/см3

P2gh

700

90,0

10

1,41

15

1,50

У1

870

97,0

10

1,23

15

1,29

PIir

1030

136,0

10

1,45

15

1,47

PIir

1255

180,0

5

1,50

30

1,67

PIir

1380

186,0

5

1,42

30

1,56

PIir

1620

220,0

5

1,42

30

1,54

PIV

1800

193,0

5

1,13

30

1,24

PV

1825

195,0

5

1,12

30

1,13

А4

2870

320,0

5

1,17

30

1,22

Б2

3495

389,0

5

1,17

30

1,20

Т1

3540

400,0

5

1,19

30

1,21

Т2

3585

405,0

5

1,19

30

1,21

Дф1

3715

424,0

5

1,20

30

1,22

Дф2

3800

434,0

5

1,20

30

1,22

Д1

4200

475,0

5

1,19

30

1,20

Д3

4250

478,0

5

1,18

30

1,19

ДIII

4335

450,0

5

1,09

30

1,11

ДIv

4370

494

5

1.19

30

1,20

ДV-1

4475

457

5

1.07

30

1,09

ДV-2

4520

457

5

1.06

30

1,08

Обоснование типа бурового раствора и вида химической обработки

Определение плотности бурового раствора

Для строительства скважин Давыдовского месторождения устанавливаются следующие значения плотности бурового раствора при бурении под обсадные колонны:

1. Направление 426 мм в интервале 0-20 м

- 1,14 г/см3.

2. Кондуктор 324 мм в интервале 20-500/504 м

- 1,14 г/см3.

3. Промежуточная колонна 245 мм в интервале 500/504-2000/2106 м

- 1,50 г/см3;

4. Эксплуатационная колонна 168 мм в интервале 2000/2106-2750/2907 м

- 1,02 г/см3;

в интервале 2750/2907-4575/4778 м

- 1,20 г/см3;

Тип бурового раствора выбирается с учетом минералогического состава и свойств горных пород, слагающих разрез скважины.

Рекомендуемый тип бурового раствора в случае поддержания его параметров обеспечивает безаварийное бурение и сохранение устойчивости стенок скважины.

Целью утяжеления и химической обработки бурового раствора является создание требуемого противодавления на вскрываемые напорные пласты, предотвращение осложнений, связанных с потерей устойчивости горных пород, их размыва, осыпей и обвалов, обеспечение рационального режима бурения и промывки скважин, создание благоприятных условий работы породоразрушающего инструмента и бурильной колонны.

При вскрытии продуктивных отложений, применяемый буровой раствор должен обеспечивать требуемое противодавление на пласты и в наибольшей степени способствовать сохранению их первоначальных фильтрационных характеристик.

На основе анализа промыслового материала по строительству скважин на Давыдовском месторождении принимаются следующие типы буровых растворов по интервалам бурения проектируемых скважин.

1. Интервал 0-500/504 м - приурочен к четвертичным и неогеновым отложениям, триасовой и пермской систем.

Литологически в верхней части представлен суглинками и песками, ниже - переслаиванием глин с алевролитами и песчаниками.

Породы, слагающие разрез в этом интервале склонны к осыпям и обвалам. Раствор, рекомендуемый для бурения в данном интервале должен обладать свойствами укрепления стенок скважины.

Для разбуривания данного интервала рекомендуется нестабилизированный глинистый буровой раствор на водной основе плотностью 1,14 г/см3, условной вязкостью 30-40 с, СНС, фильтрация не регламентируются.

2. Интервал 500/504-1650/1750 м - приурочен к отложениям пермской системы.

Литологически представлен чередованием глин, доломитов, песчаников, переслаиванием ангидридов и галогенных пород (солей), чередованием доломитов и известняков.

Для бурения данного интервала рекомендуется применять соленасыщенный нестабилизированный буровой раствор на водной основе с параметрами: плотность 1,50 г/см3, условной вязкостью 25-35 с, фильтрация 35 см3/30 мин, СНС - 25/60 дПа, К - 2,5 мм, минерализация 300 г/л.

3. Интервал 1650/1750-2000/2106 м - приурочен к отложениям пермской системы.

Литологически представлен чередованием глин, доломитов, песчаников, переслаиванием ангидридов и галогенных пород (солей), чередованием доломитов и известняков.

Учитывая прихваты бурильного инструмента, имевших место при строительстве ранее пробуренных скважин, а также наличие отложений галогенных пород рекомендуется стабилизированный соленасыщенный стабилизированный буровой раствор с параметрами: плотность 1,50 г/см3, условная вязкость 25-35 с, фильтрация до 12 см3/30 мин, СНС - 6/22 дПа, рН 8,5-10, К - 2 мм.

4. Интервал 2000/2106-2750/2907 м - приурочен к отложениям пермской системы и верхнего и среднего отделов каменноугольной системы.

Литологически представлен устойчивыми отложениями плотных известняков и доломитов, имеющих низкие фильтрационные характеристики. Напорные пласты в рассматриваемом интервале стратиграфического разреза отсутствуют.

Бурение данного интервала рекомендуется вести на технической воде плотность 1,02 г/см3.

5. Интервал 2750/2907-4150/4350 м приурочен к среднему и нижнему отделам каменноугольной системы и верхнему отделу девонской системы. Литологически представлен в основном известняками с незначительными прослоями доломитов и глин.

Страница:


Подобные документы

  • Проект строительства эксплуатационной скважины на нефть глубиной 2900 м на Правдинском нефтяном месторождении

    Сведения о районе строительства нефтяной скважины. Геологическая и литолого-стратиграфическая характеристика разреза. Проектирование конструкции и профиля скважины. Выбор буровых растворов и способа бурения. Предупреждение и ликвидация пластовых флюидов.

    курсовая работа [1,0 M], добавлен 27.03.2015

  • Строительство нефтяных и газовых скважин на примере скважины № 135 Ножовского месторождения

    Характеристика литолого-стратиграфического разреза. Возможные осложнения при строительстве скважины. Особенности геофизических работ в скважине, проектирование ее конструкции. Выбор конструкции забоя и расчет глубины скважины. Выбор способа бурения.

    курсовая работа [618,1 K], добавлен 28.12.2014

  • Буровые растворы и химические реагенты для их приготовления

    Качество буровых растворов, их функции при бурении скважины. Характеристика химических реагентов для приготовления буровых растворов, особенности их классификации. Использование определенных видов растворов для различных способов бурения, их параметры.

    курсовая работа [171,5 K], добавлен 22.05.2012

  • Проект бурения нефтяной скважины

    Обоснование выбора конструкции скважины, параметры промывочных растворов. Характеристика выбора способа бурения и проектирование его режимов. Методы ликвидации аварий. Анализ и расчет способов вхождения в продуктивный пласт и освоения нефтяной скважины.

    курсовая работа [368,8 K], добавлен 08.06.2011

  • Заканчивание эксплуатационной скважины №8 Пинджинского месторождения глубиной 2650 (2720) метров

    Разработка конструкции скважины №8 Пинджинского месторождения; обеспечение качества буровых, тампонажных работ, повышение нефтеносности. Технология первичного вскрытия продуктивного пласта. Расчет обсадной колонны и режима закачки; крепление, испытание.

    курсовая работа [1,7 M], добавлен 05.12.2013

  • Назначение и классификация буровых вышек

    Схема колонкового бурения с применением буровой установки. Конструкция, назначение и классификация буровых вышек, буров, труб, долот. Причины аварий при различных способах бурения, способы их ликвидации. Режимы бурения нефтяных и газовых скважин.

    реферат [662,7 K], добавлен 23.02.2009

  • Технология и бурение нефтяных и газовых скважин

    Геологическое строение нефтегазоконденсатного месторождения. Литологическая характеристика разреза скважины. Регулирование свойств буровых растворов. Расчет гидравлической программы бурения. Выбор породоразрушающего инструмента, промывочной жидкости.

    курсовая работа [78,3 K], добавлен 07.04.2016

  • Установки для глубокого бурения нефтегазоносных скважин

    Назначение, устройство основных узлов и агрегатов буровых установок для глубокого бурения нефтегазоносных скважин. Конструкция скважин, техника и технология бурения. Функциональная схема буровой установки. Технические характеристики буровых установок СНГ.

    реферат [2,5 M], добавлен 17.09.2012

  • Формирование призабойной зоны скважины при репрессии на забое

    Основные варианты формирования призабойной зоны скважины (заканчивание) при репрессии на забое. Последовательность выбора бурового раствора для вскрытия продуктивных отложений. Дисперсная фаза буровых растворов для вскрытия. Удаление фильтрационной корки.

    презентация [3,7 M], добавлен 16.10.2013

  • Проект строительства наклонно направленной эксплуатационной скважины глубиной 2972 м на Фаинском нефтяном месторождении

    Геолого-геофизическая, литолого-стратиграфическая характеристика и нефтеносность месторождения. Проектирование режимов способа бурения скважины. Разработка гидравлической программы проводки скважины. Расчет затрат на бурение и сметной стоимости проекта.

    дипломная работа [3,3 M], добавлен 11.06.2015

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 — 2025, ООО «Олбест» Все наилучшее для вас