Войти в мой кабинет
Регистрация
ГОТОВЫЕ РАБОТЫ / ДИПЛОМНАЯ РАБОТА, НЕФТЕГАЗОВОЕ ДЕЛО

Проект строительства наклонно направленной добывающей нефтяной скважины глубиной 3050 м на уренгойском месторождении.

natalya1980er 2750 руб. КУПИТЬ ЭТУ РАБОТУ
Страниц: 110 Заказ написания работы может стоить дешевле
Оригинальность: неизвестно После покупки вы можете повысить уникальность этой работы до 80-100% с помощью сервиса
Размещено: 13.02.2019
В бакалаврской работе приведены технологические операции, начиная с выбора конструкции скважины и заканчивая цементированием эксплуатацион-ной колонны. Рассмотрены анализ существующих технологий по определению пара-метров растворов, анализ высокоингибированных буровых растворов с харак-теристиками каждого вида химического реагента и их свойствами, влияние различных ингибиторов набухания глинистых сланцев на глиноемкость, показатель фильтрации и сальникообразование бурового раствора.
Введение

В решении задач развития топливно-энергетического комплекса страны ведущее место отводится нефтяной и газовой промышленности, так как нефть и газ являются стратегическим сырьем, идущим не только на удовлетворение нужд отечественной индустрии, но и на экспорт. Бурение нефтяных и газовых скважин является самой капиталоемкой от-раслью нефтегазодобывающей промышленности.
Содержание

Задание на бакалаврскую работу……..………………………………..... Реферат 8 Введение 9 1 ГЕОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ………………………………………… 1.1 Тектоника 10 10 1.2 Орогидрография района работ 10 1.3 Литолого-стратиграфическая характеристика и физико - механические свойства горных пород по разрезу скважины 13 1.4 Нефтегазоводоносность 13 1.5 Возможные осложнения пи бурении 13 1.6 Исследовательские работы в скважине 13 1.7 Работы по испытанию в эксплуатационной колонне и освоению скважины; сведения по эксплуатации 13 1.8 Промыслово-геофизические исследования…………………………. 2 ТЕХНИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ………………………………………......... 2.1 Обоснование точки заложения скважины (по структурной карте)... 2.2 Состояние техники и технологии проводки скважин на Уренгойском месторождении……………………………………………………….. 2.3 Выделение зон осложнений и интервалов с несовместимыми условиями бурения. Построение совмещенного графика давлений………… 2.4 Обоснование, выбор и расчет типа профиля ………………………. 2.5 Обоснование метода вскрытия продуктивного пласта и расчет конструкции скважины ………………………............................................................ 2.6 Анализ физико-механических свойств горных пород……………... 2.7 Разделение геологического разреза на интервалы одинаковой буримости 33 2.8 Выбор способа бурения 36 2.9 Анализ и выбор эффективных типов породоразрушающих инструментов и схемы их промывки 37 2.10 Проектирование режима бурения 38 2.10.1 Расчет осевой нагрузки на долото 38 2.10.2 Обоснование расхода бурового раствора 39 2.10.3 Расчет частоты вращения долота 42 2.10.4 Расчет максимальной величины давлений на выкиде буровых насосов 42 2.11 Обоснование, выбор и расчет компоновок бурильной колонны 43 2.12 Выбор забойных двигателей по интервалам бурения 50 2.13 Расчет диаметра насадок долот 52 2.14 Выбор типа бурового раствора и расчет параметров промывочной жидкости 52 2.15 Химическая обработка промывочной жидкости по интервалам, расчет потребного количества компонентов бурового раствора 59 2.16 Обоснование и выбор системы очистки бурового раствора 63 2.17 Гидравлический расчет промывки 63 2.18 Обоснование плотности тампонажного раствора и тампонажных материалов 65 2.19 Расчет обсадных колонн на прочность 69 2.20 Оборудование устья (способы подвески колонн, установка противовыбросового оборудования, фонтанной арматуры, расчет усилия натяжения колонны) 79 2.21 Технологическая оснастка обсадных колонн 80 2.22 Спуск обсадных
Список литературы

1 Методические указания по выполнению выпускной квалификационной работы для обучающихся по направлению подготовки 21.03.01 Нефтегазовое дело профилю «Бурение нефтяных и газовых скважин» всех форм обучения (часть 1) [Текст]: метод указан. /Ю.В.Ваганов [и др.]. –Тюмень: Издательский центр БИК ТИУ, 2017. – 31 с. 2 Методические указания по выполнению выпускной квалификационной работы (таблицы) для обучающихся по направлению подготовки 21.03.01 Нефтегазовое дело профилю «Бурение нефтяных и газовых скважин» всех форм обучения (часть 2) [Текст]: метод указан. /Ю.В.Ваганов [и др.]. –Тюмень: Издательский центр БИК ТИУ, 2017. – 25 с. 3 Методические указания по оформлению пояснительной записки вы-пускной квалификационной работы, курсовых работ (проектов), контрольных работ, отчетов по практикам для обучающихся по направлению подготовки 21.03.01 Нефтегазовое дело профилю «Бурение нефтяных и газовых скважин» всех форм обучения (часть 3) [Текст]: метод указан. /Ю.В.Ваганов [и др.]. –Тюмень: Издательский центр БИК ТИУ, 2017. – 36 с. 4 Федеральные нормы и правила в области промышленной безопасности «Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности». Серия 08. Выпуск 19 [Текст]. – М.: ЗАО «Научно-технический центр исследований проблем промышленной безопасности», 2013. -288 с. 5 Рабочий проект на бурение скважин на Уренгойском месторождении. Проектная документация № 10496 [Текст]. –ООО «Газпром-Уренгойбурение», Уренгой, 2016. – 35 с. 6 Заканчивание скважин [Текст]: учебн. пособ. /В.П. Овчинников [и др.].– Тюмень: ИПЦ «Экспресс, 2011. – 451 с. 7 Калинин, А.Г. Бурение наклонных и горизонтальных скважин [Текст]: учебн. пособ. /А.Г. Калинин. - М.: Недра, 2008. - 656 с. 8 Проектирование профилей наклонно направленных, пологих и горизонтальных скважин и расчет усилий на буровом крюке [Текст]: учеб. пособ. / В.М. Шенбергер [и др.]. – Тюмень: Издательство «Вектор Бук», 2003. – 88 с. 9 Кулябин Г.А. Технология углубления нефтяных и газовых скважин [Текст]: учебное пособие / Г.А.Кулябин, [и др.]. – Тюмень: ТюмГНГУ, 2011. – 168 с. 10 Абатуров, В.Г. Методические указание к выполнению курсовой рабо-ты по дисциплине «Разрушение горных пород при бурении скважин» для сту-дентов специальности 130504 [Текст]: метод. указание / В.Г. Абатуров, А.В. Кед. – Тюмень: ТюмГНГУ, 2011. – 26 с. 11 Кулябин, Г.А. Методические указания по дисциплине «Технология бурения нефтяных и газовых скважин» для практических занятий и самостоя-тельной работы студентов для студентов специальности 130504 – Бурение нефтяных и газовых скважин всех форм обучения (часть 1) [Текст]: метод. указан. /П.В. Овчинников, М. В. Двойников, В. М. Гребенщиков. – Тюмень: ТюмГНГУ, 2011. – 32 с. 12 ГОСТ 20692-2003. Долота шарошечные. Типы и основные размеры. Технические требования [Текст] – Введ. 2004-07-01. – М.: Изд-во стандартов, 2003. – 25 с. 13 Справочник бурового мастера [Текст]: научн.-практ. пособ. в 2-х томах /В.П. Овчинников [и др.]. - М.: «Инфра-Инженерия», 2006.- 1216 с. 14 Инструкция по расчету обсадных колонн для нефтяных и газовых скважин [Текст]. – М.: ВНИИТнефть, 1997.- 194 с. 15 Заканчивание скважин [Текст]: учебн. пособ. /Ю.М. Басарыгин [и др.].– М: Недра-Бизнесцентр, 2002. – 667 с. 16 Рязанов Я.А.. Справочное пособие «Энциклопедия по буровым рас-творам» [Текст] / Я.А. Рязанов. – Оренбург: «Летопись», 2005 - 664 с. 17 Программа обучения инженеров по растворам [Текст]: MI-SWACO школа по буровым растворам и системам очистки [электронный ресурс].- 2010. – 105 с. 18 ГОСТ Р 53365-2009. - Трубы обсадные и насосно-компрессорные и муфты к ним [Текст]. - М: Стандартинформ, 2009.-41с. 19 ГОСТ 1581-96. Портландцементы тампонажные. Технические усло-вия[Текст]. – М.: МНТКС, 1998. – 13 с. 20 Булатов, А.И. Освоение скважин [Текст]: справочное пособие / А.И. Булатов [и др.]. – М.: ООО "Недра-Бизнесцентр", 1999. - 473 с.: ил. 21 ГОСТ 16293-89. Установки буровые комплектные для эксплуатационного и глубокого бурения. Основные параметры [Текст]. – Введ. 1990–01–01. – М.: Изд-во стандартов, 1990. – 4 с. 22 Паршукова, Л.А. Опыт устранения и предупреждения осложнений, обусловленных устойчивостью стенок скважины [Текст] / Л.А. Паршукова, А.В. Дерябин // Бурение и нефть.- М.: ООО «Бурение и нефть». - 2016.- № 1 – С. 28-34. 23 Новиков, В.С. Устойчивость глинистых пород при бурении скважин [Текст]: учебн.пособ. / В.С. Новиков. - М.: ОАО «Издательство «Недра», 2000, - 270 с.: ил. 24 Стандарт акционерного общества СТО 245-2014 Растворы буровые для бурения скважин в Западной Сибири // Сургут: Изд-во: Нефть Приобья, 2015. -98 с. 25 Анализ эффективности применения буровых растворов при вскрытии продуктивных пластов месторождений Западной Сибири [Электронный ресурс]: Тюмень: ТюмГНГУ, 2009. 26 Хуббатов, А.А. Ингибирующие буровые растворы и устойчивость глинистых пород [Текст] / А.А. Хуббатов, А.Д. Норов, А.М. Гайдаров // «Нефтяное хозяйство». – 2015. - № 5. - С. 64-67. 27 Рыбальченко, Ю.М. Разработка промывочной жидкости для бурения разведочных скважин в осложненных условиях [Текст] / Ю.М. Рыбальченко, А.В. Кулигин // М.: Наука и прогресс, 2016. -145 с. 28 Инструкция по охране окружающей среды при строительстве скважин на нефть и газ на суше [Текст]: РД 39-133-94. - М.: НПО «Буровая техника», 1994. – 58 с.
Отрывок из работы

1.1 Тектоника Уренгойское месторождение в тектоническом отношении расположено в пределах внутренней области Западно-Сибирской плиты, на тектонической карте названной Ямало-Тазовской мегасинеклизой, состоящей, в свою очередь, из четырех элементов: Надым-Тазовской и Ямало-Гыданской синеклиз, Мессояхской гряды и Енисейско-Хатангского желоба. Геологический разрез месторождения представлен песчано-глинистыми отложениями мезозойско-кайнозойского чехла и метаморфизованными поро-дами палеозойского фундамента. Согласно тектонической карте мезозойско-кайнозойского платформенного чехла Западно-Сибирской геосинеклизы месторождение Уренгойское находится в пределах структуры первого порядка - Уренгойского мегавала. Мегавал имеет меридиональное простирание, его длина 180 км, ширина 25-50 км. В пределах Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции выделяются три нефтегазоносных комплекса: юрский, неокомаптский и аптсеноманский. Основные запасы газа приурочены к сеноманским отложениям, которые являются объектом разработки. Продуктивная толща Уренгойского месторождения расчленяется на ряд мезоциклитов, циклитов, продуктивных пачек. Сверху вниз это песчано-алевритовая, песчаная и песчано-алевролитовая пачки. В своих верхних частях пачки имеют алеврито-глинистые пласты, неоднородные и прерывистые по площади и разрезу. Поэтому макро- и микронеоднородность, расчлененность и прерывистость геологических тел, слагающих пачки, определяют в целом газодинамическую, но не гидродинамическую связанность коллекторов в залежи. Блочная или пачечная модель-схема геологического строения отвечает пластово-массивному типу залежей. 1.2 Орогидрография района работ Уренгойское месторождение расположено в Пуровском и Надымском районах ЯНАО. (Уренгойская, Ен-Яхинская, Табъяхинская, часть Песцовой площади находятся в Пуровском районе, западная часть Песцовой площади – в Надымском районе). Данные, приведенные в таблицах 1-15, взяты из рабочего проекта на строительство нефтяных скважин на Уренгойском месторождении. Сведения о районе проведения работ, источники и характеристики водо- и энергоснабжения, связи и местных стройматериалов приведены в таблице 1. Таблица 1 – Общие сведения о районе буровых работ Наименование Значение (текст, название, величина) 1 Наименование площади (месторождения) Уренгойское 2 Температура воздуха, 0С; - среднегодовая; - максимальная летняя; - минимальная зимняя Минус 6,2 +35 Минус 55 3 Среднегодовое количество осадков, мм 498 4 Максимальная глубина промерзания грунта, м 2,9 5 Продолжительность отопительного периода в году, сут. 257 6 Преобладающее направление ветра Северо-восточные (летом), южные, юго-западные (зи-мой) 7 Наибольшая скорость ветра, м/с 24 8 Сведение о площадке строительства и подъездных путях: - рельеф местности; - состояние грунта; - толщина снежного покрова, м; - характер растительного покрова Равнинный, слабовсхолмленный Заболоченный 1,0-2,0 Смешанный лес, кустарники 9 Характеристика подъездных дорог - протяженность, км; - характер покрытия; - высота насыпи, м 0,8 Песчано-гравийная 0,5 10 Источник водоснабжения Привозная вода, арт.скважина 11 Источник электроснабжения ЛЭП 12 Средство связи Радиотелефонная, спутниковые модели iDirect i3000,видеорегистраторы 13 Источник карьерных грунтов Карьер 1.3 Литолого-стратиграфическая характеристика и физико-механические свойства горных пород по разрезу скважины Литолого-стратиграфическая характеристика и физико-механические свой-ства горных пород по разрезу скважины представлена в таблице 2. Градиенты давления и температура по разрезу представлены в таблице 3. 1.4 Нефтегазоводоносность Данные по нефтеносности и водоносности приведены в таблицах 4, 5 соот-ветственно. Газоносность отсутствует. 1.5 Возможные осложнения при бурении Во время бурения могут возникнуть осложнения связанные как с естественными причинами, так и с нарушением технологии бурения. Параметры, характеризующие возможные осложнения указываются на ос-нове статистических данных для наиболее представительных на разбуриваемых и эксплуатирующихся площадях условий приведены в таблицах 6-10. 1.6 Исследовательские работы в скважине В таблице 11 приводится характеристика вскрываемых пластов на основе исследований. В таблице 12 приводятся планируемые данные по отбору керна, шлама и грунтов. 1.7 Работы по испытанию в эксплуатационной колонне и освоению скважины; сведения по эксплуатации Данные по освоению скважины в эксплуатационной колонне и работы по перфорации в эксплуатационной колонне приводятся в таблицах 13 и 14 соответственно. 1.8 Промыслово-геофизические исследования В данном разделе приводится комплекс геофизических исследований в процессе бурения, в открытом стволе скважины, а также в обсаженном стволе. Комплекс предусмотренных геофизических исследования приведен в таб-лице 15. Таблица 2 - Литолого-стратиграфическая характеристика и физико-механические свойства горных пород по разрезу скважины Стратиграфическое под-разделение Глубина зале-гания, м Элементы залегание (падения) пластов по подошве, град. Горная порода Стандартное описание горной породы: полное название, характерные призна-ки(структура, текстура, минеральный со-став и т.д.) Коэффициент кавернозности в интервале название индекс от (кровля) до (подош-ва) мощность угол азимут краткое название процент в интервале 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 Четвертичные отложения Q 0 50 50 - - пески супеси суглинки 20 60 20 Нижняя часть отложений характеризу-ется преобладанием плохо отсортиро-ванных серых песков с прослоями зеле-новатых и коричнево-серых глин, су-глинков и супеси. Верхняя часть отло-жений сложена болотистыми и озерны-ми осадками, торфом, илом, суглинками и супесью 1,45 Журавская свита Р2gur 50 100 50 - - суглинки глины 40 60 Переслаивание зеленовато-серых тон-кослоистых глин, алевролитов с прослоями диатомитов, очень мелкозернистых песков серых, суглинок 1,45 Продолжение таблицы 2 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 Новомихайловская свита Р32nm 100 170 70 - - пески глины алевролиты 20 30 50 Неравномерное чередование песков, глин и алевролитов. Пески серые и свет-ло-серые, с очень малым размером зерна, содержат частицы кварца, полевого шпата и растительные остатки. Глины и алевролиты серые, коричневато-серые, содержат остатки древесины и тонкие прослои угля 1,45 Чеганская свита Р31cg 170 260 90 - - пески глины 40 60 Пески кварцевые, серые мелко- и среднезернистые, содержащие растительные остатки, древесный материал, тонкие прослои бурого угля и зеленовато-серых заиленных глин 1,45 Тавдинская свита Р31tvd 260 450 190 - - глины алевроли-ты 90 10 Тонкослоистые заиленные глины, цвет которых меняется от серого до зелено-вато-серого, с прослоями алевролитов 1,45 Люлинворская свита Р22llv 450 660 210 - - глины опоки 80 20 Глины серые, зеленовато-серые, реже желтовато-зеленые, тонкоотмученные, алевритистые. Основание свиты сложе-но чередованием диспергированных и водо-восприимчивых глин (опок). Средняя часть разреза свиты сложена в равных пропорциях заиленной глиной и диатомитовой глиной 1,45 Продолжение таблицы 2 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 Тибейсалинская свита Р1tbl 650 738 88 - - глины 100 Темно-серые заиленные глины алевритистые, содержащие глауконит. В верхней части свиты – опоковидные, с прослоями серых слюдистых алевролитов и разнозернистых кварцево-глауконитовых песков и слабых песчаников. Нижняя часть свиты представлена опоками и опоковидными глинами 1,17 Ганькинская свита К2gn 738 872 144 - - глины опоки 95 5 Глины известковистые серые и зеленова-то-серые, жирные, вязкие, плотные, ино-гда алевритистые, переходящие в мерге-ли, содержащие частицы глауконита, скопления сидерита, обломки двухстворчатых раковин 1,17 Березовская свита К2bz 872 1092 220 - - глины опоки 90 10 Нижняя часть свиты представлена серы-ми и пепельно-серыми монтмориллони-товыми глинами с прослоями серой го-лубовато-серой опоки. Верхняя часть свиты представлена однородными серы-ми и темно-серыми слюдистыми глинами 1,17 Продолжение таблицы 2 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 Кузнецовская свита К2kz 1092 1280 188 - - глины 100 Плотные глины серые, зеленовато-серые, комковатые с пиритизированны-ми обрывками водорослей, с редкими прослойками песчаников и алевролитов, с включениями фораминифер и двухстворчатых раковин 1,17 Покурская свита К1-К2pkr 1280 2090 810 - - пески глины алевролиты песчаники 10 20 40 30 Неравномерное переслаивание слабо сцементированных песков и песчаников серых, светло-серых, мелкозернистых, кварц-полевошпатовых, иногда извест-ковых. В отложениях присутствуют включения окаменевших растительных остатков и смолы, углистого детрита 1,17 Вартовская свита К1vrt 2090 2760 670 - - пески глины 10 90 Серые аргиллитоподобные глины, плотные, с включением алевролита. Наблюдается включения известняка, сидерита, песка. 1,17 Продолжение таблицы 2 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 Мегионская свита К1mg 2760 2950 190 - - глины песчаники алевролиты пески 55 30 10 5 Переслаивание песков и песчаников и светло-серых алевролитов с глинами тем-но-серыми, плотными аргиллитоподобны-ми. Редкие прослои известняков и глини-стых алевролитов. 1,17 Тюменская свита К1tmn 2950 3100 150 - - глины песчаники алевролиты пески 50 40 10 Глинистые отложения, аргиллиты. Песчаники светло-серые, мелкозернистые. Пропластки песков. 1,17 Продолжение таблицы 2 Плотность, кг/м3 Пористость, % Проницаемость, 10-12 м2 Глинистость, % Карбонатность, % Солено сность, % 12 13 14 15 16 17 1920 35-60 0,6 15-20 0-2 - 1950 20-30 0,3 60 0 - 2000 32 0,1-0,5 30 0 - 2100 12 - 60 0 - 2200 - - 90 0-2 - 2200 28 - 80 0-2 - 2200 25 - 100 0-2 - 2200 - - 95 0-2 - 2300 10 - 90 - - 2100-2600 - - 100 - - 2100-2600 - - 20 2-3 - 2400-2500 - 0,09 90 - - 2500-2600 15,0-31,5 0,03-0,5 5-95 2-3 - 2500-2510 25-45 0-0,127 5-95 0-5 - 2600 5-25 0-0,12 5-95 0-5 - Окончание таблицы 2 Сплошность породы Твердость МПа Расслоен-ность породы Абразивность Категория породы по промысловой класси-фикации (мягкая, сред-няя и т.д.) Коэффици-ент Пуассона Модуль Юнга, Па Гидратационное разуплотнение (набухание) по-роды 18 19 20 21 22 23 24 25 - 75-280 - III-VIII М 0,2-0,3 4-7 - - 75-306 - I-V М 0,31 5-7 - - 40-300 - I-V М 0,28-0,31 4-14 - - 75-300 - I-V М - - - - 100-250 - I-V М 0,31 4-23 - - 35-365 - I-V МС 0,31 9-20 - - 35-365 - I-VIII МС 0,28-0,31 - - - 205-405 - I-V МС - 60 - - 205-400 - I-V МС - 60 - - 130-400 - I-V МС - 60 - - 40-550 - I-V МС - 60 - - 300-500 - I-VIII МС,С 0,38 60 - - 500-900 - I-V МС,С 0,40 60 - - 750-1000 - I -VI С 0,40 26-140 - - 500-600 - I-V С 0,40 26-140 - Таблица 3 – Градиенты давления и температуры по разрезу скважины Глубина определения давления Градиенты пластового давления, МПа/м порового давления, МПа/м гидроразрыва пород, МПа/м горного давления, МПа/м геотермический, ?С/100 м 0-50 0,01 0,01 0,02 0,020 - 50-700 0,01 0,01 0,02 0,020 2,8 700-1850 0,01 0,01 0,0180 0,021 2,8 1850-2420 0,01 0,01 0,0170 0,021 3,0 2420-3100 0,01 0,01 0,0165 0,022 3,0 Таблица 4 – Нефтеносность Индекс стратигра- фического подразде-ления Интервал, м Тип коллекто-ра Плотность, кг/м3 Подвижность, мПа·с Содержание, % по весу Свободный дебит, м3/сут от (верх) до (низ) в пласто-вых усло-виях после де-газации серы парафина 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 БУ112 2980 3000 Поров. 850 883 4,0 0,656 2,8 2,0 Окончание таблицы 4 Параметры растворенного газа газовый фактор, м3/м3 содержание, % относительная по воз-духу плотность газа коэффициент сжимаемости давление насыще-ния в пластовых условиях, МПа сероводорода углекислого газа 11 12 13 14 15 16 69 - - 1,021 - 10 Таблица 5 – Водоносность Индекс страти-графии- ческого подразделе- ния Интервал, м Тип кол-лектора Плот-ность,кг/м3 Свобод-ный де-бит, м3/сут Фазовая прони-цае-мость, 10-3 мкм2 Химический состав воды в мг- эквивалентной форме от (верх) до (низ) анионы катионы Сl- SO42- HCO3- Na+ Mg2+ Ca2+ 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 Q-P1 0 450 Грануляр-ный 1000 - - 0 0 0 - - - K1- K2pkr 1280 2090 Поровый 1008 100-300 - 97,8 0 2,25 92,7 2,4 4,9 K1(БУ112) 2980 3000 Поровый 1000 1-7 - 94 0,08 6 95,7 1,4 2,9 Окончание таблицы 5 Минерализация, кг/м3 Тип воды по Сулину СФН – сульфатонатриевый ГКН – гидрокарбонатнонатриевый ХЛМ – хлормагниевый ХЛН – хлорнатриевый Относится к источнику питьевого водо-снабжения (ДА, НЕТ) 14 15 16 20,3 ХЛК НЕТ 24,6 ГКН НЕТ 24,6 ГКН НЕТ Таблица 6 – Поглощения бурового раствора Индекс стратигра-фического подразде-ления Интервал по вертикали, м Интенсивность поглощения м3/ч Расстояние от устья до статиче-ского уровня при его снижении Имеются ли по-тери циркуляции Градиент давления поглоще-ния, (МПа/м)102 Условия возникно-вения от до при вскрытии после изоля-ционных работ Q- Р 0 450 До 3,0 Нет данных Нет 1,8-1,83 Нет данных Отклонение парамет-ров бурового раство-ра от проектных, превышение скорости спуска ко-лонн K2pkr 1280 2090 Частичное Нет данных Нет 1,84 Нет данных K1tmn 2090 3100 Частичное Нет данных Нет 1,84 Нет данных Таблица 7 – Осыпи и обвалы стенок скважины Индекс стратиграфиче-ского подразделения Интервал, м Буровые растворы, применявшиеся ранее Время до начала ослож-нения, сут Мероприятия по ликвидации последствий (проработка, промывка и т.д.) от (верх) до (низ) тип раствора плотность, кг/м3 дополнительные данные по раствору, влияющие на устойчивость Q- P1/3atl 0 260 Глинистый 1110-1120 - 3 Проработка P22ll 450 660 Глинистый, полимерный 1120 Влияние БПЖ на глины, склонные к набуханию 3 Проработка Таблица 8 – Нефтегазоводопроявления Индекс стратигра-фического подраз-деления Интервал, м Вид прояв-ляемого флюида (вода, нефть, кон-денсат, газ) Длина столба газа при ликвида-ции газопро-явления, м Плотность смеси при про-явлении для расчета избыточных давлений, кг/м3 Условия возникновения Характер проявления от (верх) до (низ) внутреннего наружного K1- K2pkr 1280 2090 Вода - - - Изменение уровня жидкости в скважине во время подъёма и спуска ин-струмента, проведе-ние геофизических, ремонтных и прочих работ без циркуляции бурового раствора. Р гст в скважине меньше Р пл. -увеличение скорости по-тока в жело-бе, -перелив бу- рового рас-твора на устье, -пленки нефти. K1(БУ112) 2980 3000 Нефть Вода 820 820 Таблица 9 – Прихватоопасные зоны Индекс страти-графи-ческого подраз-деления Интервал, м Вид прихвата (от перепада давле-ния, заклинки, саль-никообразования и т.д.) Раствор, при применении которого произошел прихват Наличие ограни-чений на остав-ление инстру-мента без движения или промывки (ДА, НЕТ) Условия возник-новения от (верх) до (низ) тип плот-ность, кг/м3 водоотдача, см3/30мин смазываю-щие добавки (название) Q – P3tv 0 450 Сальникообразо-вания, заклинка КНБК, дифференциаль-ный прихват Глини-стый, поли-мерг-лини-стый на водной основе 1120 8-9 Отсутствие ДА Нахождение бу-рильной колонны без движения более регламенти-рующего времени, и без промывки, сужение ствола скважины P3tv- K2pkr 450 2090 1060 – 1080 6-8 K2pkr- K2tmn 2090 3100 1060-1080 6-8 Таблица 10 – Прочие возможные осложнения Индекс стратиграфического подразделения Интервал, м Вид (название) осложнения: желобообра-зование, перегиб ствола, искривление, грифонообразование Характеристика (параметры) осложне-ния и условия возникновения от (верх) до (низ) P2tv- K2pkr 450 2090 Посадки и заклинка обсадной колонны кон-дуктора Недостаточная очистка ствола скважины от выбуренной породы, образование сальников K2gn- K2pkr 872 2090 Разжижение бурового раствора Нарушение режима промывки скважины, разбавление агрессивными пластовыми водами Таблица 11 – Характеристика вскрываемых пластов Индекс пласта Интервал залегания, м Тип коллек-тора Тип флюида По-рис- тость, % Прони- цаемость, 10-3 мкм2 Коэффициент газо-, конденсато-, нефтенасыщен-ности Пластовое давление, МПа Коэффи-циент аномаль-ности Толщина гли-нистого разде-ла флюид-вода, м от (верх) до (низ) K1 (БУ112) 2980 3000 Поровый Нефть 15-30 90-120 - 30,1 - - Таблица 12 – Отбор керна и шлама Отбор керна Отбор шлама интервал, м технические средства интервал, м частота отбора от (верх) до (низ) метраж отбора керна от (верх) до (низ) 2996 3048 снаряды «Недра» 2850 2950 5 Таблица 13 – Испытание продуктивных горизонтов (освоение скважины) в эксплуатационной колонне Индекс страти-графического подразделения Номер объекта (снизу вверх) Интервал залега-ния объекта, м Интервал установки цементного моста, м Тип конструкции про-дуктивного забоя: от-крытый забой, фильтр, цемент. колонна Тип установки для испыта-ния (освоения): передвиж-ная, стационарная от (верх) до (низ) от (верх) до (низ) 1 2 3 4 5 6 7 8 K1 (БУ112) 1 3011 3020 - - Зацементированная колонна А-60М Окончание таблицы 13 Пласт фонтани-рующий (да, нет) Количество режимов (штуцеров) испытания, шт. Диаметр штуце-ров, мм Последовательный перечень операций вызова притока или освоения скважины: смена раствора на воду (раствор-вода), смена воды на нефть (вода-нефть), понижение уровня Опорожнение колонны при испытании (освоении) максимальное снижение уровня, м плотность жидкости, кг/м3 9 10 11 12 13 14 да 1 7 Вызов притока откачкой скважинной жидкости насосом 1000 870 Таблица 14 – Работы по перфорации эксплуатационной колонны при испытании (освоении) Номер объ-екта (снизу вверх) Перфорацион-ная среда Мощ-ность пер-фора-ции, м Вид перфора-ции: кумуля-тивная, пулевая снарядная, гидропес-коструйная, гидроструйная Типоразмер перфоратора Количе-ство от-верстий на 1 м, шт Количество одновре-менно спус-каемых за-рядов, шт Количе-ство спусков перфо-ратора, шт Предус-мотрен ли спуск пер-форатора на НКТ (ДА, НЕТ) Насадки для гидропеско-струйной перфорации вид: рас-твор, нефть, вода плот-ность, кг/м3 диа-метр, мм коли-че-ство, шт 1 KCl 1100 15 Кумулятивная 41/2” HSD Power 4505 18 450 1 ДА - - Таблица 15 – Промыслово-геофизические исследования Метод исследований Интервал кондуктора Интервал открытого ствола и в обсадной колонне общие исследования общие исследования детальные исследования открытый ствол колонна открытый ствол колонна открытый ствол колонна масштаб 1:500 масштаб 1:500 масштаб 1:500 масштаб 1:500 масштаб 1:200 масштаб 1:200 1 2 3 4 5 6 7 Обязательные методы Геолого-технологические исследования с га-зовым каротажем 50-7001) 700-3050 2240-3050 Стандартный каротаж БКЗ (5/6 зондов) 50-7002) 700-30502) 2240-3050 БКЗ (5/6 зондов) 2240-3050 Резистивиметрия 50-7002) 700-30502) 2240-3050 Боковой каротаж 50-7002) 700-30502) 2240-3050 Индукционный каротаж, или многозондовый индукционный каротаж 2240-3050 ВИКИЗ 2240-3050 Микробоковой каротаж 2240-30502) Микрокаротаж 2240-30502) Кавернометрия-профилеметрия 50-7002) 700-30502) 2240-30502) Акустический каротаж3) 50-7002) 700-30502) 2240-30502) Гамма-каротаж 0-700 600-3050 2240-30504) 2240-3050 Спектрометрический гамма-каротаж5) Нейтронный каротаж 0-700 600-3050 2240-30504) 2240-30506) Гамма-гамма плотностной каротаж7) 50-7002) 700-30502) 2240-30502) Инклинометрия 50-700 700-3050 2240-3050 Термометрия 0-7008) 600-3050 2240-3050 Продолжение таблицы 15 1 2 3 4 5 6 7 Локация муфт 0-700 0-3050 2240-3050 Гамма-гамма цементометрия9) 0-7006) 0-30506) 2240-30506) Акустическая цементометрия 0-700 0-3050 2240-3050 Дополнительные методы Ядерно-магнитный каротаж 2240-3050 Исследования опробователем пластов на трубах и гидродинамический каротаж 2240-3050 Широкополосный акустический каротаж 2240-3050 АК-сканирование 0-700 600-3050 2240-3050 Примечание. 1) Газовый каротаж обязателен в скважинах нефтегазовых месторождений. 2) В одной скважине куста, угол отклонения от вертикали которой не превышает 30 градусов; в скважинах, углубляемых с целью поиска залежей нефти и доразведки ниже залегающих пластов; в скважинах, проведение исследования в которых согласовано с геологической службой Заказчика. 3) Обязателен в доюрских и юрских отложениях при строительстве скважин на Уренгойском месторождении и прилегающих к нему ли-цензионных участках. 4) Обязателен для всех скважин. При исследовании тонкослоистого разреза по специальным программам необходимо уменьшить шаг квантования (0,05 м) с соответствующим изменением скорости каротажа. 5) В одной скважине куста, угол отклонения от вертикали которой не превышает 30 градусов, а также в скважинах, углубляемых с целью поиска залежей нефти и доразведки ниже залегающих пластов. Исследования проводятся от кровли юрских отложений до забоя. 6) Обязателен в скважинах нефтегазовых месторождений, а также в любой наклонно-направленной скважине по согласованию с геологической службой НГДУ. Нейтронный каротаж проводится не ранее, чем через 15 дней после спуска колонны. 7) Обязателен для заводняемых зон залежи. 2 ТЕХНИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ 2.1 Обоснование точки заложения скважины (по структурной карте) Согласно структурной карте, составленной по кровле пласта БУ112 (рисунок 1), точка заложения проектной скважины располагается на изогипсе 3000 м. Точке заложения скважины соответствует глубина кровли продуктивного пласта БУ112 – 3000 м. Глубина скважины Нскв, м рассчитывается по формуле Нскв = Lкп + hпл + hз , (1) где Нскв - глубина скважины, м; Lкп - глубина кровли пласта по вертикали, м; hпл - мощность продуктивного пласта, м; hз – длина зумпфа, м. Нскв = 3000+ 20 + 30 = 3050 м. – точка заложения проектной скважины Рисунок 1 – Выкопировка из структурной карты Уренгойского месторождения по кровле пласта БУ112 2.2 Состояние техники и технологии проводки скважин на Уренгойском месторождении На Уренгойском месторождении эксплуатационное бурение на пласт БУ112 производится буровыми установками БУ 3900/225 ЭК-БМ с верхним приводом TDS 11S и БУ-3200/200 ЭУК. Привод буровых установок электрический. Вышка типа ВМР-45?200. Проектная скорость бурения составляет 4300 м/ст-месяц. На устье скважины устанавливается противовыбросовое оборудование. Очистка буровых растворов производится как отечественным, так и импорт-ным оборудованием [2]. Породоразрушающий инструмент представлен трехшарошечными долотами отечественного и импортного производства, а также долотами PDC и БИТ. При бурении интервала под направление применяется роторный способ. Под кондуктор бурение осуществляется турбобурами 3 ТСШ I-240 в сочетании с долотами типа III-295,3 NU-53X и III-295,3 AVL-LS13TGP. Набор зенитного угла в наклонно-направленных скважинах производится при бурении из-под кондуктора. Бурение под эксплуатационную колонну производится турбобурами 3ТСШ I-195 (или ТСШ-172) и объемными двигателями Д - 195 в сочетании с долотами III-215,9 V-51X, III-215,9 VU-NLS21. Применяются КНБК 9-5/8" SperryDrill Lobe 3/4 - 6.0 stg и долото 311,1 Z20RS, 6-3/4" SperryDrill Lobe 4/5 - 7.0 stg и долото 215,9 Z20RS. 2.3 Выделение зон осложнений и интервалов с несовместимыми условиями бурения. Построение совмещенного графика давлений. Количество интервалов, несовместимых по условиям бурения, определя-ется по графику градиентов пластовых давлений (grad Pпл), МПа/м давлений гидроразрыва пород (grad Pгр), МПа/м, а также прочности и устойчивости по-род (grad Pуст), МПа/м относительной плотности промывочной жидкости (?), кг/м3, необходимой для разбуривания пород в разных зонах. Для этого используем данные, приведенные в таблице 3. Градиенты давлений определяется по формулам grad Рпл = Рпл/Z; (2) grad Ргр = Ргр/Z; (3) grad Руст = , (4) где Кр – коэффициент резерва (Кр=1,1 при Z?1200; Кр=1,05 при Z >1200 м до проектной глубины). Пример расчета для интервала 0-50 м: grad Рплz = 0,5 / 50 = 0,01 МПа/м; grad Ргрпz = 1 / 50 =0,02 МПа/м; grad Руст = = 0,011 МПа/м. Аналогично рассчитываются последующие интервалы (результаты расче-тов заносят в таблицу 16). Глубина спуска обсадных колонн должна быть на 10-20 м ниже зон несовместимых условий бурения, строится график совмещенных давлений (рисунок 1). Анализируя график, можно сделать следующие заключения: аномально высокие и аномально низкие давления по разрезу скважины отсутствуют. Пробуренную скважину можно перекрыть одной эксплуатационной колонной. Для предотвращения размыва пород, залегающих близ дневной поверхности, для разобщения ствола скважины от поверхностных вод спускается направление на глубину 50 м. Для перекрытия верхних неустойчивых горных пород и для перекрытия люлинворской свиты спускают кондуктор на глубину 700 м. До проектной глубины 3050 м спускается эксплуатационная обсадная колонна. Принятая конструкция скважины изображена на рисунке 2.
Не смогли найти подходящую работу?
Вы можете заказать учебную работу от 100 рублей у наших авторов.
Оформите заказ и авторы начнут откликаться уже через 5 мин!
Похожие работы
Дипломная работа, Нефтегазовое дело, 100 страниц
2500 руб.
Дипломная работа, Нефтегазовое дело, 58 страниц
1450 руб.
Дипломная работа, Нефтегазовое дело, 77 страниц
1925 руб.
Служба поддержки сервиса
+7(499)346-70-08
Принимаем к оплате
Способы оплаты
© «Препод24»

Все права защищены

Разработка движка сайта

/slider/1.jpg /slider/2.jpg /slider/3.jpg /slider/4.jpg /slider/5.jpg