Бурение эксплуатационной скважины на нефть на Западно–Камынском месторождении - Геология, гидрология и геодезия курсовая работа

Главная

Геология, гидрология и геодезия
Бурение эксплуатационной скважины на нефть на Западно–Камынском месторождении

Тектоника Западно-Сибирской провинции. Залежи нефти на Западно-Камынском месторождении. Обоснование и расчет конструкции скважины. Коэффициент аномальности пластового давления. Расчет обсадных колонн на прочность. Гидравлическая промывка скважины.


посмотреть текст работы


скачать работу можно здесь


полная информация о работе


весь список подобных работ


Нужна помощь с учёбой? Наши эксперты готовы помочь!
Нажимая на кнопку, вы соглашаетесь с
политикой обработки персональных данных

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

Тема: Бурение эксплуатационной скважины на нефть на Западно - Камынском месторождении
Проектная глубина скважины 3000 м, вертикальная, район работ: Тюменская область. Данные геологического разреза скважины: глина, аргиллит, алевролит.
В данном проекте приводится краткая геологическая характеристика месторождения, технико-технологическая часть, производится выбор конструкции скважины, выбираются долота для различных интервалов бурения, рассчитывается цементирование эксплуатационной колонны, определяется расход промывочной жидкости, рассчитываются потери давления и гидравлическая программа промывки скважины. Приводятся мероприятия по обеспечению безопасных условий работы на буровых и охране недр в процессе бурения.
Тектоника Западно-Сибирской провинции связана с Западно-Сибирской плитой, формирование которой длится уже 30 млн. лет. Под фундаментом Западно-Сибирской плиты понимается сложное сочетание структурных гетерогенных ярусов, которые отделяются региональным несогласием от мезозойско-кайнозойских отложений типичного платформенного чехла.
Фундамент основной части Западно-Сибирской плиты представлен палеозойскими складчатыми комплексами. В осадочном чехле расположен ряд крупных сводов, таких как Нижневартовский и Сургутский. Сургутский свод расположен в южной части Хантейской антиклизы , выделяемой во внутренней тектонической области Западно-Сибирской плиты. В пределах Сургутского свода не отмечается региональных перерывов, а мощности юрских и валанжинских отложений даже больше, чем в смежной Ханты-Мансийской впадине. Литолого-фациальная зональность не контролируется сводом. Кроме крупных сводов присутствуют также мегавалы, прогибы и впадины, осложненные локальными поднятиями, которых выявлено более 1200. Их размеры варьируются от до км, с амплитудами от десятков до сотен метров.
Продуктивные горизонты приурочены к отложениям юры, неокома и сеномана (мела). Продуктивные горизонты на глубине от 0,7 до 4 км. Рабочие дебиты нефтяных и газовых скважин высокие. Нефти в основном средней плотности, малосернистые, малосмолистые с невысоким содержание парафинов.
Выбор профиля скважины производится на основе анализа фактических данных об искривлении пробуренных ранее скважин, геологических данных разреза и целевого назначения скважины. Данная скважина бурится в породах средней степени твердости, на глубину 3000 м.
Обоснование и расчет конструкции скважины
Конструкция скважины в интервале продуктивного пласта должна обеспечивать наилучшие условия поступления нефти и газа в скважину и наиболее эффективное использование пластовой энергии нефтегазовой залежи. Выбором правильной конструкции скважины в интервале продуктивного пласта решаются следующие задачи:
1) обеспечение наилучших условий дренирования продуктивного пласта;
2) задание величины заглубления скважины в продуктивный пласт, обеспечивающего безводную длительную добычу;
3) изоляция продуктивного пласта от близлежащих водоносных горизонтов;
4) защита продуктивного пласта от вредного влияния тампонажного раствора при цементировании или всемерное снижение этого влияния на проницаемость породы-коллектора.
Строится график совмещенных давлений на основе которого выбирается плотность бурового раствора и конструкцию скважины. График совмещенных давлений строится по трем элементам: коэффициент аномальности пластового давления, индекс давления поглощения и относительная плотность промывочной жидкости.
Коэффициент аномальности пластового давления (ka) - отношение пластового давления к статическому давлению столба жидкости пресной воды высотой от рассматриваемого сечения до устья скважин.
Индекс давления поглощения (kп) - отношение давления при котором возникает поглощение промывочной жидкости в пласт к статическому давлению столба пресной воды высотой от рассматриваемого сечения до устья скважины.
Относительная плотность промывочной жидкости (?0) - отношение плотности промывочной жидкости к плотности пресной воды.
Коэффициент аномальности пластового давления
где Рпл - пластовое давление, h - глубина от устья до рассматриваемого сечения.
где kр = 1,05 - коэффициент резерва
По приведенным формулам рассчитывается ?0,ka, kп.
1) Находится коэффициент аномальности при пластовом давлении:
при Рпл = 24,1 МПа, глубина Н = 2405 м kа = 1
при Рпл = 24,4 МПа, глубина Н = 2440 м kа =1
при Рпл = 28,2 МПа, глубина Н = 2820 м kа =1
при Рпл = 28,5 МПа, глубина Н = 2865 м kа =0,99
при Рпл = 30,2 МПа, глубина Н = 3000 м kа =1
2) Находится коэффициент поглощения при давлении гидроразрыва:
при Ргр = 31,33 МПа, глубина Н = 2405 м kп = 1,3
при Ргр = 31,72 МПа, глубина Н = 2440 м kп =1,3
при Ргр = 36,66 МПа, глубина Н = 2820 м kп =1,3
при Ргр = 37,05 МПа, глубина Н = 2865 м kп =1,29
при Ргр = 39,26 МПа, глубина Н = 3000 м kп =1,3
3) Находится относительную плотность
при kа =1, глубина Н = 2405 м ?0 = 1,05
при kа =1, глубина Н = 2440 м ?0 = 1,05
при kа =1, глубина Н = 2820 м ?0 = 1,05
при kа =0,99, глубина Н = 2865 м ?0 = 1,0395
при kа =1, глубина Н = 3000 м ?0 = 1,05
Выбирается относительная плотность промывочной жидкости:
Результаты вычислений представлены в таблице 2.
На основании данных таблицы 2 строится график совмещенных давлений (рис.1.)
Рис. 1. График совмещенных давлений
Проанализировав состав горных пород и коэффициенты аномальности выбирается для всех интервалов один вид бурового раствора - на нефтяной основе: безводный известково-битумный (ИБР) для глинистых пород склонных к обвалам: ?0 = 980 - 1060 кг/м3, ТС(температурная стабильность) = 200 - 2200С, СНС1 =0,2-0,5Па, СНС10 =0,4-2,0Па. Для бурения под направление, кондуктор и эксплуатационную колонну выбирается раствор с ?0 = 1050 кг/м3.
С учетом расчетов конструкция скважины принимает следующий вид: спуск направления производится на глубину 50 м с целью необходимости предупреждения размыва и разрушения устья скважины. Кондуктор спускается на глубину 730 м. Данный выбор определяется необходимостью охраны от загрязнения верхних водоносных горизонтов, которые могут служить источниками водоснабжения, предупреждения осложнений в верхней неустойчивой части разреза, подвеской последующих обсадных колонн. До глубины залегания эксплуатационного горизонта 3000 м спускается эксплуатационная колонна.
Расчет диаметров обсадных колон и труб
Эксплуатационная колонна диаметром 168,3 мм (ГОСТ 632-80) спускается на глубину 3000 м по вертикали. Определяется диаметр долот и диаметры обсадных колонн при бурении:
Диаметры обсадных колонн рассчитываются снизу вверх.
где dм - наружный диаметр соединительной муфты обсадной колонны, - радиальный зазор между стенками скважины и муфтой обсадной колонны;
Внутренний расчетный диаметр трубы:
где ? - зазор между стенкой трубы и долотом
а) Диаметр эксплуатационной скважины: dэ = 168 мм
б) Внутренний расчетный диаметр кондуктора:
dк = 244.5 мм, толщина стенки ? = 10.0 мм
Диаметр муфты кондуктора: dмк = 269.5 мм
dн = 323.9 мм, толщина стенки ? = 8.5 мм
Диаметр муфты направления: dмн = 353.9 мм
На основе полученных значений ка, кп и плотности бурового раствора р0 построен график совмещенных давлений. Поскольку геологический разрез не содержит зон с явной несовместимостью внешних условий, и оптимальная плотность бурового раствора принимает близкие значения на всем интервале бурения. Выбрана следующая конструкция скважины: эксплуатационная колонна (глубина спуска 3000 м, трубы стальные, наружный диаметр dн=168 мм, диаметр муфт 188 мм), кондуктор (глубина спуска 730 м, dн=244,5 мм), направление (глубина спуска 50 м, dн=323,9 мм).
Расчет обсадных колонн на прочность
Обсадные колонны рассчитываются с учетом требований «Правил безопасности в нефтяной и газовой промышленности». Расчет колонны выполняется исходя из условия, что при любом самом неблагоприятном сочетании действующих нагрузок напряжение в опасном сечении трубы не превысит предела текучести ее материала и не вызовет необратимой деформации, которая в конечном счете может привести к разрушению обсадной колонны. Расчет избыточных давлений и веса колонны. Так при проектировании обсадной колонны учитывают нагрузки двух видов:
· наружное избыточное давление смятия;
· внутреннее избыточное давление в колонне;
С учетом регламентированных коэффициентов запаса прочности и справочных данных о показателях прочности обсадных труб при расчете обсадной колонны по расчетным нагрузкам подбираются трубы, соответствующей группы прочности стали и толщины стенки для комплектования секций обсадной колонны.
Диаметр эксплуатационной колонны D = 168 мм, глубина скважины Н = 3000 м.
Расчетная схема, применяемая для расчета обсадных колонн спущенных в нефтяную эксплуатационную скважину, представлена на рисунке 2.
А - конец эксплуатации, Б - начало эксплуатации
Рис. 2. Расчетная схема для эксплуатационной скважины.
1) Коэффициент запаса на избыточное наружное давление:
2) Коэффициент запаса на избыточное внутреннее давление:
3) Коэффициент запаса на страгивание:
I) Определение избыточного наружного давления в характерных точках:
где ?р - плотность промывочной жидкости, z - глубина
2. z = H = 200м; Pниz = 0.01?рH = 0.011.05200 = 2.1 МПа;
Pниz = 0.01[( ?цр - ?в)L - (?цр - ?р)h + ?вH](1-k) (8)
где ?цр - плотность цементного раствора, ?в - плотность скважинной жидкости, k - коэффициент разгрузки, характеризующий уменьшение напряжений в обсадной колонне при затвердевании цемента; k = 0.25;
Pниz = 0.01[( 1.86 - 0.85)3000 - (1.86 - 1.05)0 + 0.85200](1 - 0.25) = 20.85 МПа,
II) Определение избыточного внутреннего давления в характерных точках:
Pниz = {Роп - 0.01[( ?цр - ?в)L - (?цр - ?р)h]}(1-k) (9)
Рвиz = {9 - 0.01 [(1.86 - 1)3000 -(1.86 - 1.05)0}(1 - 0.25) = -12.6 МПа;
По полученным данным избыточных давлений строится эпюра давления (рис. 3):
III) Проектирование обсадной колонны.
Ркр = nРниz = 1.1520,85 = 23,98 Мпа
? = 8,9 мм, группа прочности Д, Ркр = 26,9 МПа
? = 8,0 мм, группа прочности Д, Ркр = 22,1 МПа - выбираем для второй секции
l1 = L - lдоп8Д = 3000 - 2700 = 300 м.
Q1 = q8,9l1 = 383Н/м300м = 105900 Н = 0.106 МН
Трубы третьей секции берём: группа прочности Д, Ркр=18,3 МПа
l2 = lдоп8Д- lдоп7,3Д=2700 - 2400 =300 м
Q2 = q8l2 = 323Н/м300м = 96900 Н = 0,097 МН
Длину труб третьей секции определяем положив в основу расчёт на страгивание:
где Рстр7,3Д - страгивающая нагрузка на обсадную трубу марки Д с = 7,3 мм,
nстр - коэффициент запаса на страгивание, Q1 - вес предыдущих секций, q7,3 - вес 1 м трубы с = 7,3 мм;
Растягивающая нагрузка, при которой напряжение в теле труб достигает предела текучести:
- осевая нагрузка при которой в теле трубы достигается половина предела текучести
.Расстояние от устья скважины до сечения, в котором достигается растягивающая нагрузка 0,696МН:
Расстояние от устья до верхней части труб секции: 3000-300-300-1809=591м
Трубы четвёртой секции берём: группа прочности Д,
Трубы пятой секции берём: группа прочности Д,
3000-300-300-1809-237=354м. Нам необходимо 354м, поэтому принимаем длину пятой секции 354м и считаем вес: Q5=0,125 МН.
Полученные данные заносим в таблицу 3.
Сводная таблица длины и веса секций бурильных труб
Выбор типов породоразрушающих инструментов
В соответствии с геологическими данными и данными по категориям твердости, и абразивности (табл.5) весь геологический разрез разделяется на пачки пород, сходные приближенно по твердости и абразивности, а затем подбираются необходимые для бурения в каждой из этих пачек пород долота (I пачка 0 -50 м,II пачка 50-730 м, III пачка - 730-3000 м).
Используя рекомендации применения породоразрушающего инструмента по категориям твердости и абразивности, по первой пачке пород наиболее целесообразно является использование шарошечного долота 393,7 М-ЦВ, по второй пачке - 295,3 МС-ЦВ, по третьей - 215,9 С-ГВ.(табл.4.)
Использование различных типов долот по пачкам
Супеси, суглинки, глины, пески. Опоки и опоковидные глины
Геологические и физико-механические сведения по проектной скважине приведены в таблице 5.
Геологические и физико-механические сведения по проектной скважине
Объединённый показатель по буримости
Обвалы стенок скважины ,осыпи ,поглащения бурового раствора
Слабые обвалы стенок скважины ,водопроявления
Глины, песчаники, алевролиты, аргиллиты.
Нефтегазоводопроявления ,сужение ствола скважины
Для бурения скважины на Западно - Камынском месторождении будет применяться роторный способ, т.к. он наиболее удобен для бурения вертикальных скважин и допускает использование таких видов буровых растворов и такую технологию проводки ствола, которые обеспечивают качественное вскрытие продуктивного пласта, высокие механические скорости и проходок на долото, возможность применения шарошечных долот типа М,МС,С и бурение скважины при температуре <140.
Используется буровая установка Уралмаш 3000БЭ, т.к. проектная глубина скважины 3000 м; рекомендуемая глубина бурения данной установки 3000 м. Основные характеристики буровой установки Уралмаш 3000БЭ приведены в таблице 7:
Наибольшая частота вращения ротора, об/мин
Мощность, передаваемая на ротор, кВт
Под режимом бурения понимают комплекс субъективных факторов, которые определяют эффективность работы породоразрушающего инструмента на забое скважины. Каждый из этих факторов называется режимным параметром.
В качестве основных режимных параметров можно выделить следующие: нагрузка на долото , кН; частота вращения инструмента , мин-1; расход промывочной жидкости , л/с; качество циркуляционного агента.
где - рекомендуемая нагрузка на 1см диаметра долота. В частности, для первого интервала, - диаметр долота. Тогда:
Определение текущего значения частоты вращения стола ротора:
где - максимальная рекомендуемая нагрузка на 1мм диаметра долота; - текущее значение нагрузки на 1см диаметра долота,наименьшая частота вращения ротора .
где- скорость восходящего потока; - диаметр скважины; - наружный диаметр бурильной трубы, - коэффициент, учитывающий увеличение диаметра скважины.
1. Расчет режимных параметров для первого интервала бурения.
В частности, для первого интервала =0,4 кН/мм,- диаметр долота=393,7 мм. Тогда:
Определение текущего значения частоты вращения стола ротора:
Определение расхода промывочной жидкости:
2. Расчет режимных параметров для второго интервала бурения:
В частности, для второго интервала =0,7 кН/мм,- диаметр долота=295,3 мм. Тогда:
Определение текущего значение частоты вращения стола ротора:
Определение расхода промывочной жидкости:
3. Расчет режимных параметров для третьего интервала бурения:
В частности, для третьего интервала =1,0 кН/мм,- диаметр долота=215,9 мм. Тогда:
Определение текущего значение частоты вращения стола ротора:
Определение расхода промывочной жидкости:
Округляя это значение до ближайшего большего размера насадки, выпускаемые промышленностью, получается фактический размер насадки для этого интервала бурения .
Определение фактического перепада давления на долоте:
Тогда действительное значение давления на буровых насосах в конце интервала бурения (3000 м) составит:
что допустимо, так как максимальное рабочее давление в напорной линии может достигать 19,6 МПа.
Основная задача вторичного вскрытия - создание совершенной гидравлической связи между скважиной и продуктивным пластом без отрицательного воздействия на коллекторские свойства призабойной зоны пласта (ПЗП), без значительных деформаций обсадных колонн и цементной оболочки. Решение этой задачи обеспечивается выбором условий перфорации, перфорационной среды, оптимального для данных условий типоразмера стреляющей аппаратуры и оптимальной плотности перфорации.
При разработке процесса перфорации должны учитываться геолого-промысловая характеристика залежи, тип коллектора и технико-технологические данные по скважине:
* толщина, фильтрационно-емкостные свойства призабойной и удаленной зон пласта, расчлененность, литофациальная характеристика пласта и вязкость нефти;
* расстояние до контактов водонефтяного (ВНК), газонефтяного (ГНК) и газоводяного (ГВК);
* пластовое давление и температура в интервале перфорации;
* число обсадных колонн в интервале перфорации, минимальный внутренний диаметр в колонне труб;
* максимальный угол отклонения скважины от вертикали;
* состояние обсадной колонны и ее цементной оболочки;
* свойства и состав жидкости, применявшейся при первичном вскрытии пласта.
В нефтегазодобывающих скважинах интервал перфорации определяется насыщенностью пород пластовыми флюидами и устанавливается геологической службой предприятий, ведущих буровые работы.
В случае вскрытия скважиной нефтенасыщенного пласта он перфорируется по всей толщине продуктивного объекта
Пласты с подошвенной водой и газовой шапкой перфорируются в нефтяной части. Расстояние от нижних отверстий до ВНК и от верхних отверстий до ГНК устанавливается для каждой конкретной залежи опытным путем с учетом наличия или отсутствия непроницаемых пропластков, проницаемостной неоднородности, вертикальной трещиноватости и допустимого градиента давления на цементную оболочку эксплуатационной колонны.
Обоснование диаметра эксплуатационных колонн, определение зон совместимости, количества обсадных колонн и глубин их спуска. Выбор способа цементирования и тампонажного материала. Определение экономической эффективности проекта крепления скважины. дипломная работа [1,8 M], добавлен 26.10.2014
Геолого-промышленная характеристика месторождения. Основные проблемные вопросы бурения типовой наклонно-направленной эксплуатационной скважины Западно-Хоседаюского месторождения. Обоснование применения алмазно-твердосплавных пластинок долот при бурении. дипломная работа [1,3 M], добавлен 13.05.2015
Географо-экономическая характеристика Приобского месторождения. Горно-геологические условия, ожидаемые осложнения, их характеристика. Проектирование профиля и конструкции скважины. Расчёт обсадных колонн. Вторичное вскрытие пласта. Объемы отходов бурения. дипломная работа [2,9 M], добавлен 17.02.2016
Геологическая характеристика месторождения. Выбор конструкции, технологии бурения эксплуатационной скважины на Туймазинском месторождении. Расчет цементирования эксплуатационной колонны, расхода промывочной жидкости и программы промывки, потери давления. курсовая работа [2,4 M], добавлен 14.09.2012
Общие сведения о Южно-Харьягинском месторождении нефти. Геологический очерк района. Физико-гидродинамическая характеристика продуктивных пластов и коллекторских свойств. Обоснование метода вхождения в продуктивную залежь. Выбор конструкции скважины. дипломная работа [1,1 M], добавлен 21.03.2012
Принципы проектирования конструкции скважины, обоснование ее конструкции и плотности бурового раствора по интервалам бурения. Расчет диаметров долот и обсадных колонн. Требования безопасности и защита окружающей среды при применении промывочной жидкости. курсовая работа [196,8 K], добавлен 12.03.2013
Геологические условия бурения. Расчет плотности растворов. Выбор конструкции скважины и способа бурения, гидравлической программы бурения скважины. Выбор типа промывочной жидкости. Расчет обсадных колонн на прочность. Характеристика бурильной установки. курсовая работа [74,5 K], добавлен 20.01.2016
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 — 2021



Бурение эксплуатационной скважины на нефть на Западно–Камынском месторождении курсовая работа. Геология, гидрология и геодезия.
Курсовая работа по теме Антропологический подход к воспитанию личности ребенка
Список Защищенных Диссертаций
Курсовая работа по теме Совершенствование организационной структуры предприятия
Сочинение Самый Интересный День На Каникулах
Реферат по теме Индустриализация страны
Реферат по теме Место России в экономике СССР и СНГ
Курсовая работа по теме Земельный рынок России
Дипломная работа по теме Мотивация и ее роль в системе торгового менеджмента
Курсовая работа: Проектирование организации управления предприятием
Курсовая Работа Договор Розничной Купли-Продажи Бланк
Картина Головина Цветы В Вазе Сочинение
Дипломная работа по теме Эффективность государственного управления - общетеоретические проблемы
Реферат по теме Индия в гуптский период
Отзыв Собачье Сердце Сочинение
Сочинение: Роль внутренних монологов Григория Мелехова в третьем томе романа Тихий Дон
Реферат На Тему Просветительская Деятельность Кирилла И Мефодия
Оценка Эффективности Капиталовложений В Энергетические Объекты Реферат
Курсовая работа по теме Конструирование питомника для отела и помещений для собак
Контрольная работа по теме Магистрально-модульная архитектура ПК. Основные функции центрального процессора. Оперативная память
Контрольная работа: Правила и безопасность дорожного движения
Системы органов животного и их функции - Биология и естествознание контрольная работа
Особенности расчёта единого социального налога - Бухгалтерский учет и аудит курсовая работа
Обеспечение украинской экономики энергоносителями - География и экономическая география реферат