На бирже курсовых и дипломных проектов можно найти образцы готовых работ или получить помощь в написании уникальных курсовых работ, дипломов, лабораторных работ, контрольных работ, диссертаций, рефератов. Так же вы мажете самостоятельно повысить уникальность своей работы для прохождения проверки на плагиат всего за несколько минут.

ЛИЧНЫЙ КАБИНЕТ 

 

Здравствуйте гость!

 

Логин:

Пароль:

 

Запомнить

 

 

Забыли пароль? Регистрация

Повышение уникальности

Предлагаем нашим посетителям воспользоваться бесплатным программным обеспечением «StudentHelp», которое позволит вам всего за несколько минут, выполнить повышение уникальности любого файла в формате MS Word. После такого повышения уникальности, ваша работа легко пройдете проверку в системах антиплагиат вуз, antiplagiat.ru, etxt.ru или advego.ru. Программа «StudentHelp» работает по уникальной технологии и при повышении уникальности не вставляет в текст скрытых символов, и даже если препод скопирует текст в блокнот – не увидит ни каких отличий от текста в Word файле.

Результат поиска


Наименование:


Диплом проект проводки эксплуатационной скважины глубиной 1250м в сложных геологических условиях роторным способом на нефтегазовом месторождении Ащисай.

Информация:

Тип работы: Диплом. Добавлен: 22.5.2014. Страниц: 108. Уникальность по antiplagiat.ru: 88,92.

Описание (план):


СОДЕРЖАНИЕ

ВВЕДЕНИЕ
1 Геологическая часть…………………………………………………. 11
1.1 Общие сведения о месторождении………………………………… 11
1.2 История геолого-геофизической изученности……………………… 11
1.3 Стратиграфия…………………………………………………………. 13
1.4 Тектоника……………………………………………………………… 15
1.5 Нефтегазоносность…………………………………………………… 15
1.6 Водоносность…………………………………………………………. 16
1.7 Зоны возможных осложнений при проводке скважины……………. 17
1.8 Геофизические исследования………………………………………… 17
2 Технико-технологическая часть……………………………………… 19
2.1 Выбор и обоснование способа бурения……………………………… 19
2.2 Проектирование и обоснование конструкции скважины……………........................................................................ 19
2.2.1 Определение значений Ка, Кп, ?0 для следующих интервалов глубин………………………………………………………………… 22
2.2.2 Выбор диаметров обсадных колонн и долот…………………........ 26
2.3 2.3.1 Проектирование конструкции бурильной колонны, расчет колонны бурильных труб на прочность……………………………. Определениедиаметра УБТ…………………………………………. 29 29
2.4 Промывка скважины………………………………………………….. 34
2.4.1 Выбор вида промывочной жидкости и установление ее параметров по интервалам глубин…………………………………… 34
2.4.2 Определение расхода всех видов промывочных жидкостей, глин, воды, химических реагентов, утяжелителя и других материалов… 36
2.4.3 Выбор оборудования для приготовления, химической обработки и отчистки промывочной жидкости, а также для герметизации устья 39
2.4.4 Гидравлический расчет промывки скважины……………………… 40
2.5 Выбор буровой установки (бурового оборудования и вышки)…… 46
2.5.1 Выбор буровой вышки……………………………………………….. 47
2.6 Проектирование параметров режима бурения……………………… 50
2.6.1 Проектирование расхода промывочной жидкости по интервалам глубин………………………………………………………………….. 50
2.6.2 Контроль параметров режима бурения……………………………… 52
2.7 Крепление скважины…………………………………………………. 54
2.7.1 Проектирование обсадных колонн и их расчет на прочность…….. 57
2.7.2 Расчет эксплуатационной обсадной колонны на прочность………………………………………………………………. 58
2.7.3 Подготовительные работы к спуску и спуск обсадных колонн …… 60
2.7.4 Выбор способа цементирования и расчет цементирования колонн. 63
2.8 Освоение скважины…………………………………………………… 64
2.8.1 Обоснование выбора способа освоения скважины…………………. 68
3 Специальная часть……………………………………………………. 79
3.1 Разработка снаряда для предупреждения поглощения бурового раствора……………………………………………………………… 79
4 Охрана труда ………………………………………………………….. 84
4.1 Вопросы охраны труда, техники безопасности и промышленной санитарии………………………………………………………………. 84
4.2 Охрана и контроль окружающей среды…………………………… 86
4.3 Охрана недр……………………………………………………………. 89
5 Экономическая часть………………………………………………….. 90
5.1 Организация работ при строительстве скважин…………………….. 90
5.2 Обоснование нормативной продолжительности цикла строительства скважины……………………………………………. 91
5.3 Расчет основных технико-экономических показателей строительства скважин………………………………………………. 91
5.4 Составление сметы на проведение буровых работ…………………. 94
5.3 Заключение
5.4 Список использованной литературы




ВВЕДЕНИЕ

Среди важнейших видов промышленной продукции одно из главных мест отводится производству и потреблению нефтепродуктов и добыче нефти и газа, Поэтому в нашей республике темпам роста нефтяной промышленности постоянно уделяется большое внимание.
Для решения задач по ускорению научно-технического прогресса намечено ввести в разработку много новых месторождений, резко нарастить объем буровых работ в основном путем повышения технико-экономических показателей бурения за счет роста производительности труда и дальнейшего улучшения организации работ. Перевооружение буровых предприятий более совершенными техническими средствами. Большое внимание будет уделено расширению производства и повышению качества долот, бурильных и обсадных труб и т.д. Значительное развитие должна получить автоматизированная система управления технологическими процессами бурения скважин.
В настоящее время бурение производится различными буровыми установками.
Полный цикл строительства скважины состоит из следующих основных элементов:
1) монтаж и строительство привышечных сооружений;
2) подготовительных работ к бурению скважины;
3) процесс бурения;
4) вскрытие и разобщения пластов;
5) демонтаж буровой вышки и оборудования.
Вопросам охраны окружающей среды в настоящее время уделяется огромное внимание. Строительство скважины связано с использованием земельных отводов и применение различающихся по физико-химическому составу, свойствам и токсичности материалов и химических реагентов, содержащихся в промывочной жидкости и выбуренной породе и буровых сточных водах.
Проект разрабатывается с целью показания знаний полученных за время учебы.
Большое внимание уделяется разработке каждого раздела. Необходимо построить скважину, с минимальным нанесением вреда окружающей среде.
1 ГЕОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

1.1 Общие сведения о месторождении
Месторождение Ащисай в административном отношении находится в Теренозекском районе, Кызылординской области, Республики Казахстан, на площади листов L-41-72 - L-42-61. Географически месторождение расположено в Южной части Торгайской низменности и ограничено координатами 460 02? - 460 18? с.ш. и 650 45? - 660 04? в.д.
Ближайшими населенными пунктами являются железнодорожные станции Жалагаш и Жусалы, расположенные на расстоянии 150 и 160 км соответственно.
Расстояние до областного центра Кызылорда от месторождения Ащисай равно 150 км. (рис.1). На расстоянии около 250 км к востоку от месторождения проходит нефтепровод Омск-Павлодар-Шымкент. В 40 км северо-западнее месторождения Ащисай находится крупное разрабатываемое месторождение Кумколь, с вахтовым поселком нефтяников, от которого до г.Кызылорда проложена асфальтированная дорога. На юго - западе в 25 км находится разрабатываемое месторождение Акшабулак, от которого имеется частично бетонированная автомобильная дорога. До месторождения Кумколь ЗАО «НК «КОР» проложена грейдерная дорога. Остальные дороги на площади работ грунтовые, проходимые в летне-осенний период автотранспортом, в зимнее время проезд затруднен из-за снежных заносов, в период весенней распутицы проезд может осуществляться только транспортом высокой проходимости. В 60 км северо-западнее от площади Ащисай проходит Ленинск-Жезказганская ЛЭП.
В географическом отношении район месторождения Ащисай представляет собой слабоволнистую суглинистую равнину с редкими замкнутыми котлованами занятыми солончаками или такырами с абсолютными отметками рельефа 70-100 м. Климат района резко континентальный, с большими колебаниями сезонных и суточных температур воздуха, малым количеством осадков (около 100-150 мм за год). Максимальные температуры летом +30, +35 С, минимальные зимой -35, -38 С. Характерны постоянные ветра юго-восточного направления, в зимнее время - метели и бураны. Водные артерии на площади работ отсутствуют, имеются артезианские скважины, пробуренные Кызылординской гидрогеологической экспедицией для водоснабжения отгонного животноводства.

1.2 История геолого-геофизической изученности
Поиски залежей нефти или газа глубоким поисковым бурением были начаты в 1989 году Южно-Казахстанским нефтеразведочным предприятием согласно «Зонального проекта поисково-разведочных работ Юго-Восточной части Южно-Тургайской впадины», утвержденного ПГО «Южказгеология» в 1988 году.
Месторождение Ащисай по горизонту М-1 открыто в 1989 году, получением фонтанного притока нефти из арыскумского горизонта нижнего мела при опробовании ИП на трубах скважины №1 и в эксплуатационной колонне скважины №5.
В скважине 2, пробуренной на западном крыле поднятия Ащисай для поиска залежей нефти в отложениях верхней юры, установлена водоносность коллекторов этих отложений и их отсутствие в горизонте М-1.
Поисковое бурение было продолжено после проведения в 1990-1991г.г. дополнительных детальных сейсморазведочных работ МОГТ силами АО «Сырдарьямунайгаз». На западном крыле и южной периклинали антиклинальной структуры Центральный Ащисай по ОГ-Рz пробурены поисковые скважины 9, 6.
Ими установлена обводненность коллекторов арыскумского горизонта и отсутствие в разрезе кумкольской свиты верхней юры, вследствие залегания на фундаменте глинистой акшабулакской свиты.
В 1995 году АОЗТ Нефтяная Компания «Кор» получила лицензию на доразведку и разработку месторождения нефти Ащисай.
В 1998 году бурение на месторождении Ащисай велось согласно «Проекта доразведки месторождения Ащисай», утвержденного ТУ «Южказнедра». Согласно этого проекта были пробурены скважины 7, 11, 12, 13, 14, 15, 16, 17.
Начиная с 2000 года проводились сейсморазведочные работы для уточнения структурной позиции залежей согласно «Проекта сейсморазведочных работ на площади Ащисай», составленного предприятием «Турлангеофизика» и утвержденного ТУ «Южказнедра».
Для решения этих задач ЗАО НК «Кор» проводились работы 60- ти кратного МОГТ, произведена переработка части ранее выполненной сейсморазведки и повторная интегрированная интерпретация материалов сейсморазведки и бурения с составлением уточненных структурных карт по кровле (ОГ-IIar, М-I) и средней части (ОГ-IIar, М-II) арыскумского горизонта.
В 2001 году бурение производилось согласно проекта пробной эксплуатации и утвержденного в ЦКР Министерства энергетики, были пробурены скважины 17, 18, 19, 20, 21, 26, 27, 28, 29, 30, 9А, 12Д, 43.
Согласно проекта сейсморазведочных работ, составленного ОАО «Азимут Энерджи Сервисиз» в 2003 году работы проводились в районе сора Махансора.
В начале 2003 года согласно вышеуказанного проекта были проведены полевые сейсморазведочные работы и обработка интерпретации материалов этих работ в апреле - мае 2003 года были пробурены скважины 50-51.

1.3 Стратиграфия
Верхнеюрский ритмокомплекс вскрыт скважинами на участке Центральный Ащисай - только за пределами залежей нефти: скважинами 2 и 9 к западу, 4, 15 и 21 к востоку и скважиной 6 к югу от залежей нефти, а также скважинами 5, 27, 28, 29, на локальной структуре на участке Северный Ащисай.
В районе на площади месторождения он расчленяется на кумкольскую свиту (J3km) в составе нижне-средне и верхнекумкольской подсвит и акшабулакскую свиту (J3 аk).
Нижнекумкольская подсвита (J3km1) выделяется только в разрезе скважины №5 - участке Северный Ащисай. Она представлена в основании серыми песчаниками с прослоями глин (22м.), в средней части темно-серыми глинами (13м) и в кровле песчано-алевролитовой пачкой (58м), общей толщиной 93м.
Среднекумкольская подсвита (J3km2) представлена верхними и нижними горизонтами.
Нижний горизонт в разрезе скважин в нижней части представлен песчаниками и гравелитами, в средней части слоем серой глины (5 м) и в кровле карбонатным песчаником или песчанистым известняком общей толщиной 12-28 м в районе участка Северный Ащисай, до 43м. в разрезе скважины 5.
Верхний горизонт сложен зеленовато-серыми и серыми глинами толщиной от 27 до 40м.
Верхнекумкольская подсвита (J3km3) представлена темно-серыми глинами и глинистыми алевролитами с подчиненными прослоями песчаника и песка общей толщиной от 62 до 70м.
Акшабулакская свита (J3 аk) в нижней части представлена зеленовато-серыми и серыми глинами и глинистыми алевролитами.
Верхняя часть представлена пестроцветными глинистыми алевролитами и глинами. Толщина от 42 до 115м.
В разрезах скважин 6 и 9 верхнеюрский разрез представлен глинистыми отложениями с отсутствием в разрезе слоев песчаника толщиной 131-146м. и условно отнесен к акшабулакской свите.
Меловая система - К.
Отложения мела в Арыскумском прогибе залегают на размытой поверхности акшабулакской свиты со скрытым угловым несогласием, которое фиксируется в волновом поле сейсмических разрезов ОГТ. Система расчленяется на даульскую свиту неокома, карачетаускую апта-нижнего-среднего альба и кызылкиинскую верхнего альба-сеномана.
Вышележащая часть верхнего отдела расчленяется на туронскийярус и отложения сенона в составе коньякского, сантонского, кампанского и маастрихского ярусов.
Даульская свита неокома (К1nc) расчленяется на нижне и верхнедаульскую подсвиты.
Нижнедаульская подсвита (К1nc1) расчленяется на два горизонта:
нижний (арыскумский) и верхний.
Арыскумский горизонт (К1пс1аr) на площади Ащисай в большей нижней части представлен коричневыми и серыми песками с линзами и прослоями глинистого алевролита (24-65м). Выше по разрезу залегает пачка глинистых алевролитов толщиной 26-35м.
Верхняя часть арыскумского горизонта изменчива в литологическом составе по площади. На большей части площади месторождения в основании залегает слой песка и слабосцементированного песчаника (7-12 м), перкрытого слоем переслаивания глинистых алевролитов и карбонатного песчаника (5-7 м). К западу и юго-западу (скв.7) слой песка замещается переслаиванием слабосцементированного песчаника и алевролита.
Песчаные коллекторы верхней части арыскумского горизонта являются продуктивным горизонтом М-1.
Общая толщина арыскумского горизонта в полном стратиграфическом объеме изменяется от 78 до 105 м. В крайней юго-западной части выступа поверхности фундамента (к юго-западу от скважин 1 и 7) арыскумский горизонт в разрезе отсутствует.
В его кровле стратифицируется отражающий горизонт IIar. На площади Ащисай более интенсивный отражающий горизонт прослеживается в средней части горизонта.
Верхний горизонт нижнедаульской подсвиты (К1пс12) повсеместно представлен толщей коричневых глин. Толщина на площади Ащисай выдержана в пределах 117-130 м. Он представляет региональный флюидоупор над нефтеносными отложениями арыскумского горизонта. В кровле его стратифицируется ОГ-IIа.
Верхнедаульская подсвита (К1пс2) в нижней части сложена коричневыми песками, переслаивающимися с глинами и алевролитами. В верхней части они переслаиваются с песчаниками, часто сцементированными глинисто-карбонатным цементом. Толщина свиты выдержана в пределах 264-275 м., с увеличением к юго-западу до 307 м. С кровлей подсвиты стратифицирован ОГ-II-1.
Карачетауская свита (К1а-аl2) представлена толщей прибрежно-морских серых песков с прослоями темно-серых глин и обильным растительным детритом. В основании развиты горизонты гравелита и конгломерата. Толщина составляет 191-215 м. В кровельной части стратифицируется ОГ-II.
Кызылкиинская свита (К1-2аl3-s) представлена толщей переслаи-вающихся пестроцветных глин, глинистых алевролитов со слоями песка в средней части. Толщина составляет 165-180 м.
Туронский ярус (K2t) расчленяется на два подъяруса. Нижний представлен серыми песками с прослоями глин, верхний, преимущественно серыми глинами с морской фауной.
Сенон (K2sn) в нижней (коньяк), в средней (кампан) частях сложен переслаиванием пестроцветных песков и глин, в разрезе сантона и маастрихта преобладают серые глины. Толщина турон-сенона 357-408 м. с увеличением к юго-западу.
Палеогеновая система (Р) начинается с пачки мергелей, относимой к дат палеоцену (20-25 м.). Эоцен представлен толщей зеленовато-серых глин, которая в районе перекрыта красноцветными глинами олигоцена. Последние на площади Ащисай срезаны эрозией. Глинистая толща морского палеогена является региональным флюидоупором над артезианским бассейном верхнего мела. Толщина на площади Ащисай 80-123 м. с увеличением к юго-западу.
Палеоген на площади перекрыт четвертичными суглинками толщиной до 25 м.

1.4 Тектоника
По поверхности фундамента (ОГ-Pz) площадь Ащисай представляет северную часть Ащисайского поднятия, занимающего центральную наиболее поднятую часть одноименной горст-антиклинали, разделяющей Акшабулакскую (на западе) и западную ветвь Бозингенской (на востоке) грабен синклиналей. Площадь Северного Ащисай расположена в районе седловины, отделяющей Ащисайское поднятие от выступа Кыртуз, расположенного к северу от месторождения.
По поверхности фундамента (ОГ-Рz) поднятие Ащисай представляет выступ, ограниченный уступами, амплитуда которых составляет 150-200м. (прил.6, папка I). Уступы ограничивают распространение всего верхнеюрского разреза, местами его нижней части (кумкольской свиты). Размеры его северной части на площади месторождения 9 х 3-4км.
Свод поднятия расположен на юго-западной части площади. Он осложнен локальным выступом, который также ограничен уступом поверхности фундамента высотой до 50м. Уступ ограничивает распространение нижней части арыскумского горизонта, а к его наиболее поднятой части выклинивается полный разрез этого горизонта. Размеры локального выступа 4 х 1,5м.

1.5 Нефтегазоносность
В Арыскумском прогибе Южно-Торгайской впадины к настоящему времени открыто 17 месторождений нефти и газа.
Месторождения Кумколь, Акшабулак, Коныс введены в эксплуатацию, на других месторождениях нефти и газа, проводятся разведка и доразведка запасов.
Среди них такие месторождения как Арыскум, Майбулак, Аксай, Нуралы, Кызылкия, Ащисай, Арысское.
В пределах Арыскумского прогиба залежи нефти и газа открыты в верхнеюрских, среднеюрских, нижненеокомских отложениях.
Развитие коллекторов в разрезе нижнеюрского комплекса и наличие нефтенасыщенного керна в отдельных скважинах свидетельствуют об их перспективности. На отдельных площадях (Кызылкия, Акшабулак, Кенлык) в ряде скважин установлена нефтегазоносность отложений фундамента (ее выветренной части).
Однако, ограниченное и спорадическое распространение зон разуплотнения отложений фундамента, затруднение в оценке фильтрационно-емкостных свойств коллекторов и незначительные притоки нефти и газа не позволяют однозначно говорить о промышленной значимости таких участков.
На месторождении Ащисай установлена промышленная нефтеносность нижненеокомских (горизонт М-1) отложений.

1.6 Водоносность
Водоносные интервалы горизонта М-1 опробованы только в открытом стволе пластоиспытателем на трубах (МИГ-146) в скважине №4 (интервал 1235-1330 м.).
Пластовые воды продуктивного горизонта М-1 напорные.
Интервалы опробования сильно приточные с быстро восстанавливающимися динамическими уровнями, что характеризует хорошие фильтрационные свойства горизонта.
Коэффициент превышения пластового давления над гидростатическим в среднем составляет - 1,023.
Геотермический градиент в среднем 4,2 0С на 100м.
Данные коэффициенты характерны в целом для Торгайской впадины.
По данным анализа пластовой воды скважины 4 минерализация равна 51,764 г/л, плотность - 1,04 г/см3 .
По классификации В.Сулина пластовые воды горизонта М-1 представляют собой рассолы хлоридно-кальциевого типа, хлоридной группы, натриевой подгруппы. (Том 2, приложение 10.).
По аналогии с соседними месторождениями микрокомпоненты в пластовых водах присутствуют в незначительных количествах. (Том 2, приложение 11).
Воды слабощелочные рНср>7, жесткие, горячие.
Содержание брома в меловых пластовых водах в пределах: от 140 мг/л до 225 мг/л. Содержание йода в пластовых водах незначительное от 0,75 мг/л до 3,8 мг/л.

1.7 Зоны возможных осложнений при проводке скважины
В процессе бурения в скважине могут возникать следующие виды осложнений: поглощение промывочной жидкости или тампонажного раствора, нефтегазоводопроявления, обваливания и осыпания пород, слагающих стенки ствола, сужение ствола, прихват колонны трубы, искривления ствола скважины, растепление многолетнемерзлых пород.
На месторождении Ащисай возможны нефтегазопроявления в интервалах от 620 до 758 - нефть + вода, от 836 до 858 - нефть + газ, от 880 до 900 - нефть + газ.

1.8 Геофизические исследования
Исследования в продуктивных отложениях проводились в скважинах, заполненных слабоминерализованным, глинистым буровым раствором со следующими параметрами: удельный вес - 1,15-1,31 г/см3, вязкость - 30-120 сек, водоотдача- 8-10 см3/30сек, минерализация 1,8-11,5г/л, удельные электрические сопротивления при температуре 200 - 1,2-3,4 Омм.
Методы ГИС выполнялись, как правило, сразу после вскрытия продуктивных горизонтов, что, учитывая параметры применяемых промывочных жидкостей, исключило возможность возникновения значительных депрессий на пласты. Продуктивные интервалы вскрывались долотом диаметром 0,19 и 0,216 м. Оценка минерализации пластовых вод осуществлялась по данным химических анализов проб вод и составила: для продуктивного горизонта меловых отложений 51г/л. Учитывая температуру в интервале исследуемых объектов (t=530-550) и вышеуказанную минерализацию, УЭС пластовой воды согласно палеткам фирмы «Шлюмберже» (log Interpretation charts, 1977), равна 0,075 омм. Полученная величина хорошо согласуется со значениями этого параметра, полученными для меловых отложений по соседним месторождениям (Кумколь, Вост. Кумколь, Юж. Кумколь).
Регистрация кривых ГИС проводилась эталонированной и стандартизованной аппаратурой, согласно требованиям технической инструкции по проведению геофизических исследований в скважинах (1986 г.).
Во всех разведочных скважинах предусмотрен следующий комплекс промыслово-геофизических исследований:
- по всему стволу скважин в масштабе глубин 1:500 - стандартный каротаж методами КС, ПС, КВ, РК (ГК, НГК), инклинометрии, термометрии, цементометрии;
- детальные промыслово-геофизические исследования в интервале залегания целевых горизонтов в масштабе глубин 1: 200 - ПС, БКЗ, БК, МБК, ИК, МКЗ, РК (ГК, НГК или ННКт), АК, ГГК, кавернометрия.
2 ТЕХНИКО-ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

2.1 Выбор и обоснование способа бурения
Изучив геологическое строение площади, для сооружения проектируемой скважины выбран роторный способ бурения. В интервале бурения, который сложен неустойчивыми породами, склонным к обвалам, частичным поглощениям глинистого раствора, расход промывочной жидкости применяется равным 0.065 м3/с. При таком расходе жидкости мощность насосной установки не достаточно для турбинного способа бурения. В основном на всем протяжении бурения скважин расход промывочной жидкости снижается, что говорит о применении роторного способа бурения, как более рационального. Этот способ бурения считается наиболее эффективным т.к. рейсовая скорость больше, чем у турбинного способа бурения. При турбинном способе бурения износ долота из-за сильного вращения происходит быстро и очень много времени уходит на спускоподъемные операции. Чтобы обеспечить налаженную работу турбобура нужно:
- во-первых, добиться наилучших параметров бурового раствора;
- во-вторых, иметь комплект запасных частей;
- в-третьих, создавать нужное давление промывочной жидкости для создания турбобуром определенного крутящего момента и подачи его на долото, что реализуется при большом расходе бурового раствора.
И очень часто случается, что турбобур выходит из строя и его нужно везти на ремонтную базу, которая находится порой на довольно дальнем расстоянии.
Исходя из опыта бурения ранее законченных строительством скважин на проектируемой площади и анализа различных способов бурения, для проводки проектируемой скважины выбран роторный способ бурения, как наиболее целесообразный и эффективный по сравнению с турбинным способом бурения.

2.2 Проектирование и обоснование конструкции скважины
Выбор конструкции скважины является основным этапом ее проектирования и должен обеспечить высокое качество строительства скважины как долговременного эксплуатируемого сложного нефтепромыслового объекта предотвращение аварий и осложнений в процессе бурения и создания условий для снижения затрат времени и материально-технических средств на бурение.
Конструкция скважины должна обеспечивать:
- безусловное доведение скважины до проектной глубины;
- осуществление заданных способов вскрытия продуктивных горизонтов и методов их эксплуатации;
- предотвращение осложнений в процессе бурения и условия, позволяющие полностью использовать потенциальные возможности техники и технологических процессов;
- минимум затрат на строительство скважины как законченного объекта в целом.
В конструкции скважины используют следующие типы обсадных колонн:
- направление - для крепления верхнего интервала, сложенного неустойчивыми отложениями. Предназначено для предотвращения размыва устья скважины;
- кондуктор - для крепления верхних неустойчивых интервалов разреза, изоляции водоносных горизонтов от загрязнения, установки на ней противовыбросового оборудования, а также для подвески последующих обсадных колонн;
- эксплуатационная колонна - для крепления и разобщения продуктивных горизонтов геологического разреза, предназначена для транспортирования нефти и газа на поверхность.
Перед тем, как бурить скважину, необходимо заранее установить ее конструкцию, т.е. определить: сколько необходимо спустить в скважину обсадных колонн, их диаметры, диаметры долот, которыми будет буриться скважина, высоты подъема цемента в затрубном пространстве с учетом разобщения пройденных пластов.
Для установления конструкции проектируемой скважины строится совмещенный график изменения пластового давления Рпл, давления поглощения Рп и гидростатического давления столба бурового раствора Рст на основании исходных данных в координатах «глубина - эквивалент градиента давления».
Под эквивалентом градиента давления понимается плотность жидкости, столб которой в скважине на глубине определения создает давление равное пластовому (поровому) или давлению поглощения (гидроразрыва).
К проектированию конструкции скважины приступают после построения графиков изменения коэффициента аномальности Ка, и индекса давления поглощения Кп относительной плотности промывочной жидкости ?0 с глубиной z.
Под коэффициентом аномальности (Ка) подразумевается отношение пластового давления к гидростатическому давлению столба пресной воды высотою от устья до рассматриваемой точки пласта.


, (2.1)


где Pпл - пластовое давление, Па;
?в - плотность воды, кг/м3, ?в=1000 кг/м3;
z - глубина интервала, м;
g - ускорение свободного падения, м/с2;
g = 9,8?10 м/с2.
Пластовое давление считается нормальным, если Ка=1. Если Ка>1 -пластовое давление считается повышенным или аномально высоким (АВПД).
При Ка<1 - пластовое давление считается пониженным или аномально низким (АНПД).
Под индексом давления поглощения понимается отношение давления, при котором возникает поглощение промывочной жидкости в пласт, к гидростатическому давлению столба пресной воды высотою от устья скважины до рассматриваемой точки поглощающего пласта.

, (2.2)

где Рп- давление поглощения на глубине z.

, (2.3)

где Ргр - давление гидроразрыва, Па, определяем по эмпирической формуле:

, (2.4)

Вводим понятие относительной плотности промывочной жидкости ?о. Это отношение плотности промывочной жидкости ?п к плотности пресной воды ?в:

, (2.3)

Подставляя значения Рпл, Рп, Рст через Ка, Кп, ?0 в неравенстве Рпл<Рст<Рп после преобразования получим неравенство безразмерных величин:

Ка< ?0<Кп

Минимально необходимую величину ?0 для предотвращения проявление пластовых жидкостей и газов определяет по формуле:

?0=Ка·Кр, кг/м3, (2.4)

где Кр - коэффициент резерва, зависящий от глубины скважины или
интервала.
Для глубины:
0 - 1200 м Кр=( 1,1?1,15);
1250 - 2500 м Кр=(1,05?1,1);
2500 и более Кр=( 1,04?1,05).
Как видно, очень важно знать величины Ка и Кп не только продуктивных, но и всех горизонтов, вскрываемых скважиной.
Следует отметить, что Ка претерпевает изменения во времени, даже в однородном проницаемом пласте Ка в кровле и подошве разное.

2.2.1 Определение значений Ка, Кп, ?0 для следующих интервалов глубин

1) Z = 90 м.

Ка =

Pгр = 0,0083·90+0,66·0,9·106 = 1,34 МПа

Рп = 0,85·1, 34·106 = 1,34·106 = 1,13 МПа

Кп =



2) Z = 360 м.

Ка =

Pгр = 0,0083·360+0,66·3,6·106 = 5,35 МПа


Рп = 0,85·5,35·106=4,55·106 = 4,55 МПа

Кп =



3) Z = 540 м.

Ка =

Pгр = 0,0083·540+0,66·5,4·106 = 8,04 МПа


Рп = 0,85·8,04·106=8,49·106 =6,83 МПа

Кп =

........


Список использованной литературы

1 Аманкулов А.С. Проектирование конструкций скважины и выбор буро­вых установок. - Алма-Ата: КазПТИ, 1979
2 Элияшевский И.В., Сторонский М.Н., Орсуляк Я.М. Типовые задачи и расчеты в бурении. - М.: Недра, 1982
3 Тобатаев М.Г. Гидравлический расчет промывки скважины с примене­нием ЭВМ. - Алма-Ата: КазПТИ, 1989
4 Аманкулов А.С. Руководство по составлению дипломного проекта сту­дентами специальности 0211 "Бурение нефтяных и газовых скважин" -Алма-Ата: КазПТИ 1981
5 Палий П.А., Корнеев К.Е. Буровые долота - М: Недра, 1971
6 Инструкция по расчету обсадных колонн для нефтяных и газовых скважин - Куйбышев: ВНИИТнефть, 1986
7 Булатов А.И. Справочник по креплению нефтяных и газовых скважин, - М.: Недра,1981
8 Сароян А.Е. Трубы нефтяного сортамента. - М.: Недра, 1981
9 Единые технические правила ведения работ при строительстве скважин на нефтяных, газовых и газоконденсатных месторождениях - РК. Актю­бинск, 1995
10 Конституция Республики Казахстан Алматы: Казахстан, 1995
11 Назарбаев Н.А. Казахстан 2030; послание Президента страны народу Казахстана - Алматы: Білім, 1997
12 Исмаилов А.А., Женусов А.Е. Отчет о научно-исследовательской рабо­те. Исследование и совершенствование технических средств для сниже­ния дифференциального давления и схем промывки при забойной зоны при бурении скважин - Алма-Ата: КазПТИ, 1989
13 Маковей Н. Гидравлика бурения - М.: Недра,1986
14 Стандарт предприятия. Работы учебные СТП 164-0898 - Алматы: Каз-НТУ, 1997.





Перейти к полному тексту работы



Смотреть похожие работы


* Примечание. Уникальность работы указана на дату публикации, текущее значение может отличаться от указанного.