Проект строительства эксплуатационной скважины глубиной 1720 м на Южно-Харьягинском месторождении нефти - Геология, гидрология и геодезия дипломная работа

Главная

Геология, гидрология и геодезия
Проект строительства эксплуатационной скважины глубиной 1720 м на Южно-Харьягинском месторождении нефти

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.


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.

Проект строительства эксплуатационной скважины глубиной 1720м на Южно-Харьягинском месторождении нефти
Процесс строительства скважины является важнейшим этапом разработки нефтяных и газовых месторождений. Сооружение высококачественных скважин обеспечивает повышение эффективности их разработки и в конечном итоге способствует увеличению объемов извлекаемой нефти. В связи с этим необходимо учитывать влияние как геолого-технических, так и организационно-экономических факторов.
Настоящий дипломный проект составлен с учетом перечисленных выше факторов, на основе анализа существующих технологий ведения буровых работ. Кроме того, при его написании использовался опыт ООО «ЛУКОЙЛ-Коми» по сооружению скважин, позволяющий наиболее эффективно разрабатывать нефтяные месторождения.
В административном отношении Южно-Харьягинское месторождение нефти располагается на территории Ненецкого автономного округа Архангельской области. От окружного центра - города Нарьян-Мара, который является крупным портом в устье реки Печоры, месторождение удалено на 165 км в юго-восточном направлении (рис.1.1). От районного центра Республики Коми г. Усинска, основной базы нефтедобычи ООО «ЛУКОЙЛ-Коми», имеющего железнодорожное сообщение с северной железной дорогой (109 км), территория месторождения удалена на 140 км в том же направлении. От г. Усинска до месторождения проложена бетонная дорога.
Главной водной артерией территории месторождения является река Колва (приток II порядка) - наиболее крупный, первый приток реки Усы (приток I порядка), являющейся в свою очередь самым крупным притоком реки Печоры. Общая длина реки Колвы - 564 км. Долина реки широкая - 2,0 км, врез долины неглубокий, террасированные склоны большей частью залесены. Ширина русла реки в среднем течении 100-150 м, у устья до 300 м, средняя глубина реки - 1,5 м, скорость течения - 0,4 м/сек.
Рельеф территории представляет собой слабо всхолмленную, пологоволнистую равнину с абсолютными отметками от +45 до +160 метров над уровнем моря. Минимальные отметки наблюдаются в долине реки Колва на пойменной террасе, максимальные - в северной части месторождения.
Климат района умеренно-континентальный, умеренно-суровый, с прохладным дождливым и холодным летом. Самыми холодными месяцами года является январь и февраль, среднемноголетняя температура которых составляет минус 21,0-21,3 ?С. Абсолютный минимум равен минус 52 ?С. Самый теплый месяц - июль, его средняя температура равна 13 ?С; абсолютный максимум составляет плюс 33 ?С. Среднегодовая температура воздуха не превышает минус 5 ?С.
В гидрогеологическом отношении территории Южно-Харьягинского нефтяного месторождения относится к Большеземельскому артезианскому бассейну второго порядка, занимающему северо-восточную часть Печорского бассейна. Наличие многолетних мерзлых пород на территории месторождения исключило большую часть грунтовых вод из водообмена. В толще четвертичных отложений можно выделить четыре водоносных горизонта. Первые сведения о геологическом строении района Южно-Харьягинского месторождения получены в 1928 г., когда М.Н. Шульга-Нестеренко описала четвертичные отложения в бассейне правых притоков р. Усы. Маршрутные геологические исследования в бассейне р. Колва проводились в период с 1938 по 1955 гг. И.И. Красновым, Н.Е. Шмелевым и А.И. Блохиным с целью изучения четвертичных отложений и геоморфологии. В дальнейшем проводились геологическая (1956-59 гг., Б.И. Тарбаев и др.) и геоморфологическая (1962-67 гг., А.С. Бушуев и др.) съемки масштаба 1:200000. В этот же период 1958-66 гг. проводились геологические и геоморфологические исследования по рекам Колва, Харьяга и др. В результате выполненных работ изучены четвертичные отложения, разработаны их стратиграфические схемы, построены карты новейшей тектоники и дан прогноз нефтегазоносности.
Геофизические исследования в районе начаты с 1955 г. Проводились гравиметрические работы, аэромагниные съемки, электроразведка и сейсморазведочные работы МОВ, КМПВ, МОГТ.
1. Водоносный комплекс среднедевонско-нижнефранских отложений (D2 - D3 f1);
2. Водоупорная толща саргаевско-тиманских отложений верхнего девона (D3 sr+tm);
3. Водоносный комплекс верхнедевонских отложений (D3);
4. Водоупорная толща визейских отложений (C1 v);
5. Водоносный комплекс каменноугольно-нижнепермских отложений (C-P1 карб.);
6. Водоупорная толща кунгурских отложений нижней перми (P1 k);
7. Водоносный комплекс верхнепермско-триасовых отложений (P2-T);
8. Водоносный комплекс юрских отложений (J);
9. Водоупорная толща верхнеюрских отложений (J3);
10. Водоносный комплекс нижнемеловых и четвертичных отложений (К1-Q).
Воды среднедевонско-нижнефранского водоносного комплекса представляют собой рассолы хлоридного натриевого состава и относятся к хлоркальциевому генетическому типу. Величина минерализации находится в пределах 129,3-183,8 г/л. В анионном составе преобладает хлор (49,59-49,9 %-мг.экв.). В весьма широком диапазоне колеблется относительное количество натрия (32,48-44,33 %-мг.экв.), кальция (4,36-16,05 %-мг.экв.), магния (0,71-2,75 %-мг.экв.) и значения характерных гидродинамических отношений.
Подземные воды горячие, температура их достигает 96,5оС. Пластовые давления среднедевонско-нижнефранского водоносного комплекса квалифицируются как аномально высокие, коэффициенты аномальности изменяются от 1,2 до 1,28. Дебиты воды достигают 15 м3/сут.
Водоносный комплекс верхнедевонских отложений сложен карбонатными породами. Подстилающим водоупором служит региональная толща джьерско-саргаевских глин, а перекрывающим - толща визейских глин.
Подземные воды рассматриваемого комплекса представляют собой хлоридные натриевые рассолы с минерализацией 131,35-191,25 г/л. Концентрации основных ионов составляют: хлора (до 49,66 %-мг.экв.), натрия (до 39,64 %-мг.экв.), кальция (до 9,49 %-мг.экв.), магния (до 2,68 %-мг.экв.).Воды характеризуются повышенной сульфатностью, содержание сульфат-иона достигает 1227,9 мг/л (0,54 %-мг.экв.). Количество брома высокое (до 510 мг/л), максимальное содержание йода отмечается в скв. 53 - 33,84 мг/л.
Водоносный комплекс каменноугольно-нижнепермских отложений толщиной 355 м включает карбонатные породы (известняки, доломиты, глинисто-алевролитово-карбонатные породы артинского возраста).
Перекрывающим водоупором служит региональная покрышка, сложенная преимущественно глинистыми отложениями кунгурского яруса, толщиной 65-81 м.
Водообильность пород находится в пределах от 2,5 до 66,3 м3/сут. Крепкие хлоридные натриевые рассолы имеют минерализацию 85,58-110,69 г/л. Генетический тип вод - хлор-кальциевый (по В.А. Сулину). Преобладающим анионом является хлор (49,51-49,88 %-мг.экв.), а в катионном отношении превалирует натрий (31,1-37,81 %-мг.экв.). Степень метаморфизации rNa- / Cl- составляет 0,63-0,75; хлор-бромный коэффициент Cl- / Br- - 263-366.
Водоносный комплекс верхнепермских и триасовых отложений, представленный терригенными породами, перекрывается водоупором из верхне-среднетриасовых глин толщиной 345 м.
Подземные воды представлены рассолами хлор-кальциевого типа с минерализацией от 20,75 г/л в триасовых отложениях до 77,7 г/л в верхнепермских. Воды отличаются значительной метаморфизацией (rNa- / Cl- - 0,66-0,70), отношение Cl- / Br- - составляет 294-347. Из микрокомпонентов в составе вод обнаружены: йод до 17 мг/л, бром до 162 мг/л, аммоний до 60 мг/л.
Водовмещающие породы характеризуются повышенной водообильностью. Дебиты при опробовании достигали до 220,2 м3/сут.
Результаты анализов растворенного в воде газа показывают, что содержание метана варьирует в пределах 60,0-69,83 %объем, азота 13,31-18,52 %объем, углекислого газа 0,1-1,1 %объем. Газовый фактор составил 1,12-1,89 м3/м3.
Содержание органического вещества, растворенного в воде, незначительное. Общего углерода содержится 58,8-81,6 мг/л, углерода нелетучего 24,0-43,2 мг/л.
Температура пластовых вод изменяется с глубиной от 19 до 40 оС.
Перекрывающая толща содержит водоносные прослои мелко-среднезернистых песчаников. Так в скв. 81 и 82 были получены притоки слабоминерализованной воды (13,4-15,5 г/л). Величины гидрохимических отношений составляют: rNa- / Cl- - от 0,80 до 0,82; Cl-/Br- - от 313 до 354. В водах отмечено небольшое количество микрокомпонентов: йода до 4,65 мг/л, бром до 20,22 мг/л, аммоний до 90 мг/л, калий до 12,5 мг/л.
По результатам исследований скважин пластовое давление в верхнепермских водоносных пластах несколько выше или равно гидростатическому; в триасовых - ниже гидростатического.
Для залежей нефти, приуроченных к верхнепермским и триасовым отложениям, присуще проявление упругого и в меньшей степени водонапорного режима.
Водоносный комплекс юрских отложений приурочен к толще нижне-среднеюрских и низам верхнеюрских песков и песчаников, составляющей в пределах Харьягинского месторождения 220-240 м. Комплекс литологически выдержан и регионально прослеживается на всех структурах Колвинского мегавала. На Харьягинском месторождении на юрские отложения пробурены 4 скважины.
Водообильность пород находится в пределах от 130 до 450 м3/сут при снижении уровня компрессором. Статистический уровень находится на глубине 100 м. Пластовые воды имеют минерализацию 2,758-4,973 г/л. Преобладающим анионом является хлор (49,51-49,88 %-мг.экв.).
Водоупорная толща верхнеюрских отложений (до 240 м), представленная алевролитами и глинами, регионально прослеживается в северной части провинции.
Водоносный комплекс нижнемеловых и четвертичных отложений имеет повсеместное распространение. Водовмещающие породы представлены литологически невыдержанными толщами песчаников, песков, супесей. Изолирующим экраном с поверхности во многих случаях служит толща многолетнемерзлых пород, достигающих 300-380 м толщины. По немногочисленным данным воды комплекса чаще всего пресные с минерализацией 0,16-0,3 г/л, иногда слабоминерализованные. Тип воды гидрокарбонатный натриевый.
Рассмотренные материалы позволяют заключить, что палеозойские отложения на Южно-Харьягинском месторождении находятся в зоне затрудненного водообмена, характеризующейся наличием метаморфизованных рассолов, обогащенных бромом, йодом и генетически медленным движением пластовых вод. Зона затрудненного водообмена охватывает, в основном, и мезозойские осадки. Активный водообмен существует в четвертичных отложениях и, возможно, в нижнемеловых и верхней части юрских образований.
Исследования микрокомпонентного состава пластовых вод указывают на наличие практически по всему продуктивному разрезу йода и брома, а при более детальном исследовании среднедевонско-нижнефранского водоносного комплекса на наличие также и бора, лития, рубидия, цезия и стронция.
Пластовые воды среднедевонско-нижнефранских отложений могут быть квалифицированы как промышленные йодо-бромные. Неблагоприятным фактором является большая глубина залегания вмещающих пород (более 3,5 км), запечатанность резервуара, что исключает наличие активной законтурной области и использование приконтурных скважин для добычи пластовых вод, а разработка нефтяных залежей с применением закачки приведет к разубоживанию полезных компонентов.
К категории минеральных бромных, йодных или йодо-бромных могут быть отнесены все пластовые воды палеозойских отложений. Содержание брома в них повсеместно превышает 25 мг/л, а йода - 5,0 мг/л. Для окончательной оценки возможности их использования так же требуются специальные дополнительные исследования.
1.3 Физико-гидродинамическая характеристика продуктивных пластов
Параметры пластов-коллекторов Южно-Харьягинского месторождения изучены по данным керна, по материалам ГИС и по данным гидродинамических исследований скважин. При расчете средних величин параметров по керну и ГИС использованы следующие граничные значения коэффициента пористости: для отложений девонского возраста Кп гр = 7%, для отложений верхнепермского возраста Кп гр = 17% и для отложений триасового возраста Кп гр = 15%. Соответствующие граничные значения коэффициента газопроницаемости для девонских и верхнепермских отложений равны 1*10-3 мкм2, а для триасовых - 4*10-3 мкм2.
Средние значения коэффициента пористости пород-коллекторов, определенные на образцах керна при насыщении их водой, равны:
- пласты D2-D3 Кп ср = 11,8% 1006 определений;
- пласты Р2I-IV Кп ср = 23,2% 1226 определений;
- пласты Р2V-XIII Кп ср = 22,8% 420 определений;
- пласты Т1I-IX Кп ср = 21,5% 473 определения.
По результатам интерпретации материалов ГИС эти параметры для пластов-коллекторов соответствующих отложений равны 13,4% , 21,2% ,21,5% и 22,3%.
Среднее значение коэффициента газопроницаемости пород-коллекторов по данным анализа керна для отложений D2-D3 равно 111*10-3 мкм2 (831 определение), для отложений Р2I-IV - 666*10-3 мкм2 (1007 определений), для Р2V-XIII - 223*10-3 мкм2 (300 определений), и для отложений Т1I-IX - 423*10-3 мкм2 (343 определения). По данным ГИС средние значения коэффициента газопроницаемости пластов-коллекторов соответствующих отложений равны 146,8*10-3 мкм2, 63,1*10-3 мкм2, 223*10-3 мкм2 и 77,7*10-3 мкм2.
По данным гидродинамических исследований проницаемость изучена по 131 скважине. Среднее значение коэффициента проницаемости для девонских отложений составило 95*10-3 мкм2 (64 определения), для отложений Р2I-IV - 138,8*10-3 мкм2 (115 определений), для Р2V-XIII - 161,7*10-3 мкм2 (27 определений) и для отложений Т1I-IX - 93,5*10-3 мкм2 (3 определения).
Среднее значение коэффициента начальной нефтенасыщенности, определенной только по данным ГИС, составляет для продуктивных отложений D2-D3 88,1%, для Р2I-IV 49%, для Р2V-XIII 49,3% и для Т1I-IX 43%.
Среднее значение коэффициента остаточной водонасыщенности пород-коллекторов по данным анализа керна составляет для отложений D2-D3 24,8% (269 определений), для Р2I-IV 47,4% (230 определений), для Р2V-XIII 47,9% (68 определений) и для Т1I-IX 41,5% (120 определений).
Анализ коллекторских свойств дает основание считать наиболее достоверными в отношении коэффициентов пористости и нефтенасыщенности данные ГИС, а в отношении коэффициента проницаемости - данные ГИС и данные гидродинамических исследований пластов. Керновые данные характеризуют преимущественно коллекторы среднего качества и недостаточно представительны в области ухудшенных и наилучших коллекторов в то время, как данные ГИС представительны во всем изменения коллекторских свойств.
1.4 Свойства и состав пластовых флюидов
Из верхнепермских отложений отобрано и исследовано 124 глубинные и 3 устьевые пробы. Основная масса исследованных глубинных проб (100) приходится на долю южного купола. Наиболее хорошо изучены свойства нефтей базисных пластов: Р2-III (51 проба), Р2-V (30 проб), что в сумме составляет 65 % от общего числа отобранных из верхней перми проб. Продуктивные пласты Р2-XI и Р2-XII+XIII глубинными пробами нефтей не охарактеризованы.
При анализе нефтей из верхнепермских отложений установлено (по ОР):
1. Дегазированные нефти довольно однородные: легкие (0,836 - 0,843 кг/м3), малосмолистые и смолистые (4,0 - 5,5 % масс.), лишь в пласте Р2-VIII+IX достигает 8,9 % масс.; малосернистые (0,40 - 0,56 % масс.), в основном, высокопарафиновые (5,1 - 14,6 % масс.). Верхнепермские отложения (пласты Р2-II - Р2-V) в пределах северного купола содержат несколько меньшее количества парафинов (5,1 - 13,6 % масс.) в сравнении с южным (11,1 - 14,6 % масс.). В нефтях из пластов Р2-X и Р2-XII) количество парафинов меньше 10 % масс. (8,1 - 9,5 % масс.).
2. В пластовых условиях нефти, в основном, различаются по величине их газонасыщенности, которая закономерно понижается с уменьшением глубины. Соответственно, с уменьшением газосодержания увеличивается вязкость нефтей. Более высокое газосодержание нефтей в области южного купола в сравнении с нефтями северного купола объясняется более высоким гипсометрическим положением южного купола.
3. Растворенные в нефти газы относятся к категории “жирных” пропано-метано-этанового и этано-пропано-метанового типа, несероводородные, низкогелееносные (He <0,01 % мол.). Содержание азота и редких в газах, в основном, находится в интервале от 4 до 7 % мол. Концентрация углекислого газа ~ 0,1 % мол. Лишь в скв. 66 содержание углекислого газа при опробовании пласта Р2-IV составило 0,52 % мол.; пласта Р2-V - 0,55 % мол.
В результате экспериментальных работ все исследователи пришли выводу, что температура насыщения нефтей парафинами IV-VI объектов близка к начальной пластовой температуре; это обстоятельство приводит к осложнениям не только в скважине, но и в нефтяном пласте. Нагнетание холодной воды приведет к выделению парафина в продуктивных пластах.
К специфическим свойствам нефтей Южно-Харьягинского месторождения относится проявление нефтями при определенных термобарических условиях структурно-механических свойств, отличных от свойств ньютоновских жидкостей. Исследования структурно-механических свойств нефтей проводились в Печорнипинефти и ВНИИ. Сопоставление полученных результатов по максимальным температурам, при которых нефти начинают проявлять свойства, отличные от ньютоновских жидкостей, с результатами изучения температуры насыщения нефти парафином и температуры застывания нефтей показывает достаточно хорошее соответствие этих величин. Температура начала проявления механических свойств несколько ниже температуры насыщения нефти парафинами, которые в свою очередь несколько выше температуры застывания нефти. При сравнительно высоких температурах (25-40 оС) нефти Харьягинского месторождения начинают проявлять структурно-механические свойства, ниже этих температур эффективная вязкость нефтей резко возрастает вплоть до потери текучести.
Характеристика пластов представлена в таблице 1.1.
Таблица 1.1 Характеристика продуктивных пластов
Технико-экономическая эффективность строительства нефтяных и газовых скважин во многом зависит от правильного выбора и обоснования процессов углубления и промывки. Проектирование технологии этих процессов включает в себя выбор способа бурения, типа породоразрушающего инструмента и режимов бурения, рациональной конструкции КНБК, гидравлической программы и показателей свойств бурового раствора, типов буровых растворов и необходимых количеств химических реагентов и материалов для поддержания их свойств. Принятие проектных решений обуславливает выбор типа буровой установки, зависящей, помимо этого, от конструкции обсадных колон и географических условий бурения.
При принятии многих решений (выбор режимно-технологических параметров бурения, свойств буровых растворов и др.) необходимо использовать результаты обобщения промыслово-статистического материала, получаемого как при бурении разведочных скважин, так и эксплуатационных скважин.
В настоящее время на Южно-Харьягинском месторождении производится бурение как вертикальных, так и наклонно-направленных скважин. Рассматриваемая скважина является вертикальной.
Для дальнейших расчетов необходимо произвести предварительный выбор буровой установки. При выборе класса буровой установки необходимо руководствоваться ГОСТ26.62.807-73 и конкретными геологическими, климатическими, энергетическими, дорожно-транспортными и другими условиями. Для бурения скважины используется буровая установка БУ-2500 ЭУК с электрическим приводом переменного тока, максимальной нагрузкой (грузоподъемностью) 1,4 МН. Вид монтажа: поагрегатный.
2.1 Обоснование метода вхождения в продуктивную залежь
В настоящее время основным направлением работ в области заканчивания скважин является обеспечение условий эффективного вскрытия продуктивного пласта в целях сохранения его коллекторских свойств. Кроме того, существенное значение имеет разработка конструкций забоев скважины, позволяющих осуществить её эксплуатацию в условиях, осложнённых неустойчивостью коллектора, коррозионной средой, аномальными давлениями, температурами и т. д.
Разработаны и эксплуатируются различные конструкции забоев для осложнённых и неосложнённых условий. Создание рациональной конструкции забоя скважин предусматривает сочетание элементов их крепи в интервале продуктивного пласта, обеспечивающих устойчивость ствола, разобщение пластов, проведение технико-технологических воздействий на пласт, ремонтно-изоляционные и геофизические работы, а также длительную эксплуатацию скважин при оптимальном дебите. Иными словами, в понятие конструкции забоя скважины входит набор технико-технологических решений по оборудованию забоя и призабойной зоны скважин, обеспечивающих связь с пластом, при которых скважина будет работать с оптимальным дебитом, а ПЗП, не разрушаясь, позволяла бы работать длительное время без ремонта.
При выборе схемы вскрытия необходимо учитывать геологические условия залегания пласта. Ожидаемое пластовое давление в продуктивном пласте составляет 16,7 МПа, что соответствует коэффициенту аномальности kа = 0,97; забойная температура равна 39 С; пласт вскрывается на всю мощность продуктивного пласта.
Ожидаемый дебит 180 м3/сут. Диаметр эксплуатационной колонны принимаем равным 168 мм. Плотность нефти 0,84 г/см3.
Интервал, в котором залегает продуктивный пласт, сложен переслаиваемыми алевролитами, глинами и песчаниками. Глины алевритистые, реже известковистые. Песчаники зеленовато-серые и коричневые, полимиктовые, пористые, нефтенасыщенные.
Для данных геолого-технических условий целесообразно использовать следующую схему вскрытия продуктивного пласта (рис. 2.1.).
Рис. 2.1. Схема первичного вскрытия пласта.
1-цеметный камень; 2-эксплуатационная колонна; 3-продуктивная толща; 4-перфорационные отверстия.
Ствол скважины выше продуктивного горизонта при первичном вскрытии остается открытым, незакрепленный обсадными трубами, вскрытие осуществляется на промывочной жидкости, обеспечивающей устойчивость открытого ствола скважины. Скважина бурится на 50 метров ниже продуктивного пласта. Затем в скважину до забоя спускается обсадная колонна и цементируется по всей длине. После этого, обсадная колонна и цементный камень перфорируются в зоне залегания продуктивного горизонта.
Данная схема вскрытия продуктивного пласта позволит избирательно сообщать скважину с любым по толщине участком продуктивного пласта и получать приток пластовой жидкости только из него, проводить специальную обработку этого участка с целью улучшения коллекторских свойств приствольной зоны и интенсификации притока из него, также данный метод прост в реализации и существенно снижает стоимость буровых работ.
2.2 Выбор и обоснование конструкции скважины
Конструкция скважин определяется числом спускаемых обсадных колонн, глубиной их установки, диаметром применяемых труб, диаметром долот и бурильных труб, которыми ведется бурение под каждую колонну, а также высотой подъема тампонажного раствора в кольцевом пространстве.
Конструкция скважины должна обеспечивать:
1) обязательное доведение скважины до проектной глубины;
2) осуществление заданных способов вскрытия продуктивных горизонтов и методов эксплуатации;
3) предотвращение осложнений в процессе бурения и полное использование потенциальных возможностей техники и технологических процессов;
4) минимум затрат на строительство скважины как законченного объекта в целом .
Коэффициент аномальности пластового давления :
h - глубина от устья до рассматриваемого сечения, м.
где Рпогл - давление поглощения (давление гидроразрыва), МПа.
Значения и должны удовлетворять условию:
где - относительная плотность промывочной жидкости.
Коэффициент резерва находится по табл. 2.4:
Данные о коэффициентах аномальности и поглощения для интервалов приведены в табл. 2.3.
Для оценки плотности промывочной жидкости, необходимой для поддержания равновесия в системе скважина - пласт на каждом интервале бурения, необходимо знать коэффициент аномальности пластового давления , коэффициент давления поглощения , относительную плотность промывочной жидкости .
Пластовое давление и давление поглощения в интервале 0 - 30м:
Пластовое давление и давление поглощения в интервале 30 - 730м:
Пластовое давление и давление поглощения в интервале 730 - 1720м:
На участках 0 - 30,30-730 м примем , тогда:
На участке 730 - 1720, примем , тогда:
Результаты вычислений представлены в табл. 2.4.
Совмещённый график относительных давлений изображен на рис.2.3.:
Рис 2.3. Совмещённый график относительных давлений.
Выбираются обсадные колонны: направление глубиной 30 м до конца интервала, сложенного неустойчивыми четвертичными отложениями, кондуктор - 730 м до перекрытия неустойчивых пород палеогена и вечной мерзлоты, эксплуатационная колонна - 1720 м. Направление, кондуктор, эксплуатационная колонна цементируются до устья.
Конструкцию скважины проектируют снизу вверх, начиная с эксплуатационной колонны.
Диаметр долота под обсадную колонну:
- диаметр долота для бурения под обсадную колонну, мм;
- наружный диаметр обсадной колонны; мм.
Радиальный зазор выбирается из табл. 2.5.
Наружный диаметр обсадной колонны, мм
Внутренний диаметр обсадной колонны:
где - диаметр долота для бурения под обсадную колонну, мм;
- внутренний диаметр обсадной колонны, мм;
- радиальный зазор, необходимый для прохода долота сквозь колонну мм.
Выбираем трубы обсадные безмуфтовые. Выбираем наружный диаметр эксплуатационной колонны в соответствии с дебитом по табл. 2.6:
Таблица 2.6 Наружный диаметр эксплуатационной колонны в соответствии с дебитом
Наружный диаметр эксплуатационной колонны, мм
Определяем диаметр долота под эксплуатационную колонну:
Выбираем табличное значение по ГОСТ 20692-75 (ближайшее большее):
Определяем внутренний диаметр кондуктора:
Определяем наружный диаметр кондуктора:
Выбираем табличное значение по ГОСТ 20692-75 (ближайшее большее):
Определяем диаметр долота под кондуктор:
Выбираем табличное значение по ГОСТ 20692-75:
Определяем внутренний диаметр направления:
Определяем наружный диаметр направления:
Выбираем табличное значение по ГОСТ 20692-75 (ближайшее большее):
Определяем диаметр долота под направление:
Выбираем табличное значение по ГОСТ 20692-75:
В настоящее время глубокие нефтяные и газовые скважины бурят вращательным способом (с передачей вращения долоту с устья скважины от ротора через колонну бурильных труб) в комплексе с передачей вращения долоту непосредственно от гидравлического (турбобура, винтового забойного двигателя (ВЗД)) или электрического забойного двигателя - электробура.
Основные требования к выбору способа вращения долота определяются необходимостью обеспечения успешной проводки ствола скважины, при возможных осложнениях, с высокими технико-экономическими показателями. Поэтому приемлемый вид бурения должен допускать использование такой техники и технологии проводки ствола, которые наиболее полно отвечали бы условиям качественного вскрытия продуктивных горизонтов и высокого качества ствола скважины.
Одним из основных критериев для выбора того или иного способа бурения служит возможность передавать на забой достаточную мощность при любых глубинах бурения с наименьшими потерями и достаточный крутящий момент, для создания надлежащей осевой нагрузки.
Целесообразность применения тех или иных способов бурения и их разновидностей (ударно-вращательное, турбинно-роторное, реактивно-турбинное, с промывкой различными буровыми растворами, различными долотами) определяется с учетом геологических, технических и экономических факторов. Эти решения должны пересматриваться по мере совершенствования технологии и техники бурения (долот, труб, растворов) и изменения, уточнения условий проводки скважин. Возможно сочетание нескольких способов при проводке различных участков одной и той же скважины.
Сведения о геологическом строении. Возможные осложнения при бурении. Обоснование градиентов гидроразрыва пород геологического разреза. График совмещённых давлений. Обоснование и расчёт конструкции скважины. Обоснование и расчёт профиля скважины. курсовая работа [1,3 M], добавлен 17.05.2016
Общие сведения о Южно-Шапкинском месторождении. Физико-гидродинамическая характеристика продуктивных коллекторов. Свойства и состав нефти и газа. Сопоставление проектных и фактических показателей разработки залежи. Добыча и дебиты нефти и жидкости. курсовая работа [282,7 K], добавлен 16.05.2017
Литолого-стратиграфическая характеристика, физико-механические свойства горных пород по разрезу скважины. Осложнения при бурении. Работы по испытанию в эксплуатационной колонне и освоению скважины, сведения по эксплуатации. Выбор способа бурения. дипломная работа [185,5 K], добавлен 13.07.2010
Географо-экономические и природно-климатические, геологические сведения. Работы по строительству разведочной скважины на месторождении "Южно-Удмуртское". Смета затрат, ее назначение. Оценка стоимости затрат на строительство разведочной скважины. курсовая работа [1,9 M], добавлен 04.10.2013
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. курсовая работа [431,0 K], добавлен 25.05.2012
Литолого-стратиграфическая характеристика и физико-механические свойства горных пород по разрезу скважины. Возможные осложнения при бурении. Обоснование, выбор и расчет типа профиля скважины и дополнительных стволов. Расчет диаметра насадок долота. дипломная работа [3,1 M], добавлен 22.01.2015
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
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



Проект строительства эксплуатационной скважины глубиной 1720 м на Южно-Харьягинском месторождении нефти дипломная работа. Геология, гидрология и геодезия.
Реферат: География Банковской Системы. Скачать бесплатно и без регистрации
Доклад: Лжедимитрий I
Реферат: Ресурсное обеспечение управления персоналом
Реферат по теме Методы диагностики потенциальных факторов риска (рискогенных сотрудников) в работе с персоналом
Курсовая работа по теме Практичні аспекти перекладу емотивних текстів англомовної художньої літератури на українську мову (на прикладі книги А. Хейлі 'Flight into danger')
Как Музыка Помогает Человеку Сочинение
Сочинение Описание Загадка Комнаты Литературного Героя
Реферат: Место интенсивной методики в системе обучения иностранному языку в средней школе ([Курсовая])
Оформление Приема На Работу Реферат
Контрольная работа по теме Расчет и выбор оборудования для котельной
Курсовая работа по теме Способы решения функциональных уравнений
Характеристики Социальной Среды Реферат
Курсовая работа: Международные кредитные операции
Определение Рн Лабораторная Работа
Реферат по теме Методи вирішення проблем дискретного логарифмування
Реферат: Агропромышленный комплекс России 3
Написать Сочинение Про Москву
Реферат по теме Банки и банковские системы
На Севере Диком Сочинение По Стиху
Реферат: Человек в исламе
Методологічні та організаційні засади впровадження МСБО (МСФЗ) в облікову систему України - Бухгалтерский учет и аудит реферат
Превращение микроорганизмами соединений углерода - Биология и естествознание реферат
Сосна кедровая корейская - Биология и естествознание реферат