Строительство наклонно-направленной эксплуатационной скважины №12 на площади Северо-Прибрежная - Геология, гидрология и геодезия дипломная работа

Главная

Геология, гидрология и геодезия
Строительство наклонно-направленной эксплуатационной скважины №12 на площади Северо-Прибрежная

Выбор и обоснование способа бурения, получение и обработка геолого-технологической информации скважин. Расчет нормативного времени на механическое бурение, наращивание труб и смену долота. Расчет нормативного времени на геофизические и ремонтные работы.


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.

Государственное образовательное учреждение
высшего профессионального образования
Кубанский государственный технологический университет
Кафедра нефтегазового промысла (НГП)
2.2.4 Расчет диаметров обсадных колонн и долот
2.2.5 Обоснование высот подъемов тампонажных растворов
2.2.6 Разработка схем обвязки устья скважины
2.3 Проектирование процесса углубления скважины
2.3.1 Обоснование класса и типоразмеров долот по интервалам
2.3.2 Расчет осевой нагрузки на долото по интервалам
2.3.3 Расчет частоты вращения долота
2.3.4 Выбор типа забойного двигателя
2.3.5 Выбор компоновки и расчет бурильной колонны
2.3.6 Обоснование и выбор очистного агента
2.3.7 Расчет необходимого расхода бурового раствора
2.3.8 Обоснование критериев рациональной отработки долот
2.3.9 Технология бурения на участках искусственного искривления скважины и вскрытия продуктивного пласта
2.4 Проектирование процессов заканчивания скважины
2.4.1 Расчет эксплуатационной обсадной колонны
2.4.1.1 Условия работы колонны в скважине
2.4.1.2 Расчёт действующих нагрузок
2.4.1.3 Расчет наружных избыточных давлений
2.4.1.4 Расчет внутренних избыточных давлений
2.4.2 Конструирование эксплуатационной колонны по длине
2.4.3Расчёт натяжения эксплуатационной колонны
2.4.4 Технологическая оснастка эксплуатационной колонны
2.4.5 Выбор режима спуска эксплуатационной колонны
2.4.5.1 Подготовка ствола скважины к спуску колонны
2.4.5.3 Технологический режим спуска колонны
2.4.6 Расчёт цементирования обсадных колонн
2.4.7 Заключительные работы и контроль цементирования
2.5 Проектирование процессов испытания и освоения скважины
2.5.1 Вторичное вскрытие продуктивных горизонтов
2.5.2 Вызов притока пластового флюида
2.6 Разработка мероприятий по предупреждению осложнений и аварий при сооружении скважины
2.6.1 Осыпи и обвалы стенок скважины
2.8 Проектирование бурового технологического комплекса
2.8.1 Выбор типа оснастки талевой системы
3.2 Системы получения и обработки геолого-технологической информации скважин
3.3 Системы регистрации и обработки данных инклинометрии
3.4 Системы регистрации и обработки геофизической информации
3.5 Разработка алгоритмов подсистем прогнозирования аварийных
4.1 Безопасность жизнедеятельности на объектах нефтегазового промысла
4.2 Характеристика проектируемого объекта с точки зрения безопасности жизнедеятельности
4.6 Безопасность жизнедеятельности в условиях чрезвычайных ситуациях
5.1 Расчет нормативного времени на механическое бурение
5.2 Расчёт нормативного времени на спускоподъемные операции
5.2.1 Расчёт нормативного количества долблений
5.2.2 Определение количества спускаемых и поднимаемых свечей
5.2.3 Расчёт нормативного времени на спуск и подъём свечей
5.3 Расчёт нормативного времени на наращивание труб
5.4 Расчёт нормативного времени на смену долота
5.5 Время на промывку скважины после спуска и перед подъёмом инструмента
5.6 Время на подготовительно - заключительные работы
5.8 Время на переоснастку талевой системы
5.10 Расчёт нормативного времени на крепление эксплуатационной колонны
5.10.1 Шаблонировка, опрессовка, подтаскивание и укладка труб на мостки
5.10.2 Подготовительно-заключительные работы при спуске обсадных труб
5.10.3 Нормативное время промывки перед спуском обсадных труб
5.10.5 Нормативное время для промывки скважины перед цементажем
5.10.6 Подготовительно-заключительные работы перед цементированием эксплуатационной колонны
5.10.7 Нормативное время для закачки и продавливания цемента, ожидания его затвердевания
5.10.8 Нормативное время на испытание колонны
5.10.9 Время на чистку шахты и прочие работы
5.11 Расчет нормативного времени на геофизические работы
5.12 Расчёт нормативного времени на ремонтные работы
5.13 Нормативное время на приём и сдачу вахт
В настоящей выпускной квалификационной работе использованы ссылки на следующие нормативные документы
ГОСТ 2.104-68 ЕСКД. Основные надписи
ГОСТ 2.105-79 ЕСКД. Общие требования к текстовым документам.
ГОСТ 2.304-81 ЕСКД. Шрифты чертежные.
ГОСТ 2.316-68-ЕСКД. Правила нанесения на чертежах надписей, технических требований и таблиц.
ГОСТ 2.321-84 ЕСКД. Обозначения буквенные.
ГОСТ 2.503-90 ЕСКД. Правила внесения изменений.
ГОСТ 6.38-90 УСД. Система организационно-распорядительской документации, Требования к оформлению документов
ГОСТ 3.1201-85-ЕСКД. Система обозначений технологической документации.
ГОСТ 6.38-90 УСД. Система организационно-распорядительской документации, Требования к оформлению документов
ГОСТ 2.004-88 ЕСКД. Общие требования к выполнению конструкторских и технологических документов на печатающих и графических устройствах вывода ЭВМ.
ГОСТ 2.109-73 ЕСКД. Основные требования к чертежам..
ГОСТ 7.32-91. Система стандартов по информации, библиотечному и издательскому делу. Отчет о научно-исследовательской работе. Структура и правила оформления.
ГОСТ 8.417-81 ГСИ. Единицы физических величин.
ГОСТ 19.701-90 ЕСПД. Схемы алгоритмов, программ данных и систем.
ГОСТ 21.1101-92 СПДС. Основные требования к рабочей документации.
В настоящей выпускной квалификационной работе применяются следующие термины с соответствующими определениями:
1. Нефтенасыщенный коллектор - терригенный или карбонатный коллектор, содержащий нефть.
2. Абсолютная отметка - глубина, в которой за 0 отсчета принят уровень Балтийского моря.
3. Водонефтяной контакт - контактная поверхность нефтенасыщенных и водонасыщенных коллекторов по площади залежи.
4. Водонефтяной контур - контактная поверхность нефтенасыщенных и водонасыщенных коллекторов по контуру залежи.
5. Гидростатическое давление - давление в пласте, соответствующее гидростатическому напору столба воды.
6. Кондуктор - вторая колонна обсадных труб. Опускается (иногда до 600 м) для обеспечения вертикальности ствола скважины и для перекрытия верхних неустойчивых слабых пород.
7. Конструкция скважины - обосновывается в зависимости от глубины скважины, её назначения, геологических условий, характера нефтегазоносности, давления и температуры. Сочетание основных конструктивных решений при строительстве скважины следующее: её диаметра на разных интервалах бурения, обсадных колонн, толщины их стенки и марки стали, высоты подъёма цементного раствора за каждой из колонн, качества цемента и т.д.
8. Диаметр скважины - диаметр круга, соответствующего сечению скважины плоскостью, перпендикулярной её оси.
9. Отклонение от вертикали - горизонтальное расстояние от вертикальной линии до выбранной точки в скважине.
10. Ствол - это горная выработка, внутри которой располагаются обсадные колонны и производится углубление скважины.
11. Устье - это начало скважины, образованное короткой вертикальной зацементированной трубой - направлением, затем кондуктором и эксплуатационной колонной.
12. Фильтр - участок скважины, непосредственно соприкасающийся с продуктивным нефтяным или газовым горизонтом. Фильтром может служить необсаженный колонной участок ствола, специальное устройство с отверстиями, заполненное гравием и песком, часть эксплуатационной колонны или хвостика с отверстиями или щелями.
13. Цементное кольцо - затвердевший цементный раствор, закачанный в кольцевое пространство между стволом скважины и обсадной колонной в определённом интервале в целях его герметизации.
14. Эксплуатационная скважина - скважина, предназначенная для добычи нефти и газа.
15. Эксплуатационное бурение - бурение добывающих, нагнетательных, контрольных и других скважин в соответствии с технологическими схемами (проектами) разработки, с планами опытной и опытно-промышленной эксплуатации.
16. Геолого-технический наряд (ГТН) - оперативный план работы буровой бригады на данной скважине, определяющий технологию процесса бурения. Это основной проектный документ на бурение скважины, содержащий подробный прогноз литолого-стратиграфической характеристики разреза и термобарических условий, определяющий обязательный комплекс геологических и геофизических исследований, технологию бурения и исследований и качество бурового раствора, конструкцию скважины, интервалы опробования и перфорации.
17. Забой - противоположный от земной поверхности конец горной выработки (буровой скважины); во время производства бурения и других горных работ забой постоянно перемещается по намеченному продолжению выработки.
18. Вахта - сменное дежурство, работа на буровой, а также часть команды, поочередно заступающей на это дежурство.
19. Бурение скважин - технологический процесс разрушения горных пород различными способами, приводящий к образованию цилиндрической выработки - скважины.
20. Проектирование режима бурения - установление обоснованных (расчётных): нагрузки на долото, числа его оборотов, качества и количества бурового раствора при бурении в конкретных горных породах.
21. Роторное бурение - бурение с использованием ротора, вращающего колонну бурильных труб и долото.
22. Буровой раствор - дисперсная система, применяемая при строительстве нефтяных и газовых скважин для приведения в движение и охлаждения бурового инструмента, очистки скважин от шлама и создания противодавления на разбуриваемые пласты.
23. Тампонажный цемент - материал, состоящий из одного или нескольких вяжущих веществ, минеральных или органических добавок, дающий после затворения водой или другими жидкостями раствор, затвердевающий в камень обусловленного качества; применяется для цементирования (тампонирования) скважин.
- пластическая вязкость бурового раствора;
g- ускорение свободного падения - 9,806 м/с2 (точно);
В данное время Россия занимает одно из лидирующих мест среди нефтяных держав в добыче нефти и газа, что несет большие прибыли нефтегазодобывающим компаниям.
Нефтяной комплекс в настоящее время обеспечивает значительный вклад в формирование положительного торгового баланса и налоговых поступлений в бюджеты всех уровней. Этот вклад существенно выше доли комплекса в промышленном производстве. Достаточно сказать, что из всех видов энергетических ресурсов около двух третей потребностей обеспечивается за счет углеводородов. Невозможно представить сегодня современный транспорт и все многообразие двигательной техники без горюче-смазочных материалов, основой которых служат нефть и газ.
Имеются следующие особенности развития нефтегазовой отрасли России:
- основной эксплуатационный фонд скважин России был создан в 1970-1980х годах, а срок жизни скважины по проекту был заложен в пределах 20-25 лет, и на 2005-2010гг. пришёлся основной пик выхода скважин из эксплуатационного фонда;
- баланс прироста запасов по России на начало 2000 годов отрицателен, разведанных запасов хватит на 15-30 лет, а переход на массовый импорт нефти и нефтепродуктов для России из стран OPEC не реален из-за катастрофических последствий для всей промышленности.
Данная работа представляет собой проект строительства эксплуатационной скважины на Северо-Прибрежной площади Краснодарского края. Основной целью проекта является строительство качественной, с точки зрения надежности и долговечности скважины.
Важной задачей работы является рассмотрение высокоэффективной и безопасной технологии крепления скважины, с высокими технико-экономическими показателями.
Эксплуатация нефтяных и газовых месторождений продолжается в течении многих десятилетий, поэтому многие из известных крупных залежей значительно истощены. Имея развитую нефтедобывающую и нефтеперерабатывающую инфраструктуру, регион крайне заинтересован в восполнении топливно-энергетических ресурсов. Особенно ценными являются запасы качественного углеводородного сырья в пределах известных и эксплуатируемых месторождений. Так как их вовлечение в эксплуатацию не требует дополнительных затрат на развитие новых инфраструктур, как это происходит в отдельных регионах.
1.1 Географо-экономическая характеристика района работ
В административном отношении Северо-Прибрежная площадь расположена на территории Российской Федерации в северо-западной части Славянского района Краснодарского края (рисунок 1.1).
По административному делению Северо-Прибрежная площадь расположена на территории Славянского района Краснодарского края, в 160 км северо-западнее краевого центра. Расстояние до поселка Прорвенский - 10 км, до станицы Черноерковская - 26 км. В 170 км к юго-востоку, в п.Яблоновский и в 175 км к северо-востоку, в ст.Каневской имеются материально-технические базы.
Железнодорожная станция "Протока" (г. Славянск - на - Кубани) находится в 45 км к юго-востоку от площади Северо-Прибрежная. Дорожная сеть в районе работ развита слабо. Большинство дорог грунтовые, труднопроходимые в осенне-зимний период.
В орографическом отношении площади расположены в пределах низменной равнины, занятой плавнями и лиманами, частью мелиорированной под рисовые чеки, с сетью оросительных каналов. Древесной растительности нет. Максимальные абсолютные отметки 0 - 1 м. Сейсмичность района до 5 баллов по шкале Рихтера.
Климат района умеренно-континентальный, со среднегодовой температурой +11 - +12°С. Лето сравнительно сухое, жаркое, со среднемесячной температурой +25°С. Зимой среднемесячная температура -5°С, однако бывают морозы до -20°С. Безморозный период 195 дней. Среднегодовое количество осадков 550 - 600 мм, большая часть их выпадает в осенне-зимний период в виде дождя. Отопительный сезон около 6 месяцев.
Этнический состав населения в основном русские. Ведущими отраслями народного хозяйства являются: растениеводство, животноводство, птицеводство и рыболовство. Промышленность в районе работ практически отсутствует.
Водоснабжение буровой будет осуществляться из артезианской скважины, пробуренной на площадке этой скважины.
Сводная географо-экономическая характеристика района работ представлена в таблице 1.1.
Таблица 1.1 - Сводная географо-экономическая характеристика района работ
Максимальное количество осадков, мм
Среднегодовое количество осадков, мм
Максимальная глубина промерзания грунта, м
Продолжительность отопительного периода, сутки
Продолжительность безморозного периода, сутки
Азимут преобладающего направления ветра,
1.2 Геологические условия бурения
Стратификация отложений Темрюкской синклинали базируется на схемах, разработанных А.К. Богдановичем и В.Н. Буряком.
Использовались данные микрофаунистических и литолого-петрографических анализов, межскважинной корреляции каротажных данных, сейсмофациальных исследований.
Расчленение миоцена проведено с использованием разрезов ключевых скважин: 2 Восточно-Черноерковской, 31 Фрунзенской, 1 Становой, 1 Краснооктябрьской, 90 Темрюкской, 2 Лиманной.
Стратиграфический разрез скважины, элементы залегания и коэффициент кавернозности пластов представлены в таблице 1.2.
Таблица 1.2 - Стратиграфический разрез скважины
Элементы залегания (падения) пластов по подошве, град
Литологическая характеристика разреза скважины представлена в таблице 1.3
Таблица 1.3 - Литологическая характеристика разреза скважины
Глины серые и серые с голубоватым и буроватым оттенками, бесструктурные, алевритистые, переходящие в пестроокрашенные глины, участками известковистые, с линзами и прослоями песчаников.
Пески буровато-жёлтые и светло-серые, рыхлые, мелко и разнозернистые, в основном кварцевые
Чередование пачек песчаников и пестроокрашенных глин, глины с тонкими прослоями алевролитов
Глины тёмно-серые песчано-алевролитистые неизвестковистые с буровато-серыми прослоями алевролитов, песчаников и ракушечников
Глины тёмно-серые песчано-алевролитистые неизвестковистые с буровато-серыми прослоями алевролитов, песчаников и ракушечников
Глины серые, зеленовато-серые, алевритистые, известковистые слоистые, с пластами и пачками песков.
Песчаники серые, темно-серые, рыхлые, мелко-, реже среднезернистые, известковистые, в основном кварцевые.
Глины серые, зеленовато-серые, алевритистые, слюдистые, известковистые с пластами и пачками песчаников.
Песчаники, пески, алевриты, алевролиты светло-серые, слоистые, мелкозернистые, преимущественно неизвестковистые
Глины серые, темно-серые, плотные, слоистые, известковистые, с маломощными прослоями светло-серых мергелей, известняков и песчаников
Глины серые и тёмно-серые до черных, слоистые, песчанистые, карбонатные, с тонкими и редкими прослоями песчаников, алевролитов, мергелей и известняков.
Мергели и известняки светло-серые с зеленоватым оттенком, плотные
Глины серые и темно-серые до черных, песчано-слюдистые, известковистые, с прослоями песчаников серых, мелкозернистых, кварцевых, известковистых.
Мергели и известняки светло-серые и желтоватые, глинистые
Глины темно-серые до черных и с коричневым оттенком, слоистые, слабо алевритисто-слюдистые, известковистые, плотные.
Известняки и мергели светло-серые и серые, реже жёлтые, глинистые, плотные. Мергели часто доломитизированные, плотные крепкие.
Песчаники и алевролиты серые и зеленовато-серые, полимиктовые, мелкозернистые, известковистые, тонкослоистые.
Глины темно-серые до черных, иногда с коричневатым оттенком, алевритистослюдистые, крепкие, плотные, местами аргиллитоподобные.
Известняки серые и темно-серые с зеленоватым оттенком, плотные крепкие. Мергели коричнево-серые, доломитизированные, крепкие.
Песчаники серые, светло-серые с зеленоватым и буроватым оттенком, слоистые, от плотных до рыхлых.
Физико-механические свойства горных пород по разрезу скважины приведены в таблице 1.4.
геофизический скважина бурение долото
Таблица 1.4 - Физико-механические свойства горных пород по разрезу скважины
Индекс стратиграфического подразделения
1.3 Характеристика газонефтеводоносности по разрезу скважины
Северо-Прибрежная площадь расположена в Прибрежно-Морозовском нефтегазоносном районе Темрюкской синклинали. Этот нефтегазоносный район приурочен к одноименному конусу выноса, сформировавшемся в чокракское время на платформенном склоне.
Конус характеризуется лопастно-канальным строением песчано-глинистых пачек и песчаных резервуаров и поперечной относительно простирания палеосклона структурно-фациальной зональностью.
Залежи литологические, литолого-тектонические, реже структурно-литологические, а также комбинированные. Приурочены к высокорезервуарным пластам песчаников мелкозернистых, кварцевых, толщиной 2 - 10 м. Тип коллектора поровый. Размер залежей 0,5 - 1,5 х 1,2 - 4,0 км.
Залежи высокодебитные, первоначальные дебиты на штуцерах 4 - 5 мм составляли: нефти 50 - 170 т/сут., газа 50 - 120 тыс. м 3 /сут.
По физико-химическим свойствам нефти Прибрежно-Морозовского района очень похожи и по типу относятся к легким. Плотность нефти в поверхностных условиях составляет 0,781 - 0,786 г/см 3 , реже до 0,806 г/см 3 . Нефти парафинистые (4,31 - 8,21%), малосернистые (0,06 - 0,27%), малосмолистые (0,65 - 10%).
Нефтеносность площади представлена в таблице 1.5
Таблица 1.5 - Нефтеносность по разрезу скважины
Газоносность отображена в таблице 1.6
Таблица 1.6 - Газоносность по разрезу скважины
Конденсатность по разрезу скважины отсутствует.
Давление и температура по разрезу скважины представлена в таблице 1.7
Таблица 1.7 - Давление и температура по разрезу скважины
В процессе бурения эксплуатационной скважины на Северо-Прибрежной площади возможны следующие виды осложнений:
Возможные осложнения и условия их возникновения представлены в таблице 1.8
Таблица 1.8 - Осложнения и условия их возникновения в процессе строительства скважины
Загрязнённость ствола скважины выбуренной породой при его неудовлетворительной промывке, плохая очистка бурового раствора от выбуренной породы и шлама, длительное бурение в глинистых отложениях без периодического отрыва долота от забоя.
Нарушение технологии бурения, отклонение параметров бурового раствора от проектных, несоблюдение скоростей СПО, несвоевременная реакция на признаки осложнений
Несоблюдение режима промывки, недостаточная очистка скважины от выбуренной породы. Несоблюдение параметров бурового раствора, отсутствие проработки ствола в интервалах его сужения, оставление бурового инструмента без движения. Установление плотности бурового раствора выше проектной.
Несоблюдение параметров бурового раствора и скорости СПО. Возникновение депрессии на продуктивные пласты.
В результате проведённых геохимических исследований в отложениях куяльника, киммерия, понта, меотиса, верхнего и среднего сармата фоновые значения газосодержания составили от 0 до 0,05% в газо-воздушной смеси, что свидетельствует об отсутствии промышленных скоплении УВ.
Кратковременные повышения газопоказаний при бурении и промывках до 0,5 - 1,4% в киммерийских-сарматских отложениях (состав газа С 1 = 98-99%, С 2 = 1-2%), возможно, связаны с перетоками УВ из чокракских отложений соседних скважин.
Исследования шлама песчаников и глин куяльника, киммерия и понта по методике ЛБА показали отсутствие признаков битуминозности. Породы меотиса, сармата, конки и карагана отмечены фоновыми значениями ЛБА 1 - 2 балла ЛБ (БГ) (<0,05%).
В отложениях нижнего сармата и конка-караганского яруса фоновые газопоказания составили 0,01 - 0,07 в газовоздушной смеси. При промывках наблюдалось увеличение значений газопоказаний до 0,9 - 1,5%, газ по составу к чокракскому.
В чокракских отложениях выделяются перспективные участки разреза, представленные песчаниками и алевролитами. Песчаники в интервалах 3017 - 3022 м. характеризуются по результатам геохимических исследований (диаграмм Пикслера, величине остаточного газосодержания F Г , остаточного газонефтесодержания F H Г и люминесцентно-битуминологической характеристике) как вероятно газонасыщенные.
При анализе газовых пачек в буровом растворе после простоев скважины (метод ГКПБ - газовый каротаж после бурения) отмечается повышенное газосодержание бурого раствора до 2 - 2,7 см 3 /л. Качественный состав газа здесь приближается к эталонному составу газа газовых и газоконденсатных залежей чокракских отложений. Прибрежного месторождения. Увеличение содержания тяжелых УВ в фактическом составе газа, вероятно, связано с наличием в разрезе нефтенасыщенных коллекторов.
Таблица 1.9 - Состав газа чокракского горизонта
Газ чокракского продуктивного горизонта Северо-Прибрежной площади (данные лаборатории Каневского ГПУ)
В результате комплексного анализа геохимических данных, механического каротажа выделены пласты коллекторы и определен характер их насыщения.
2.1 Выбор и обоснование способа бурения
Принятие решения об использовании того или иного способа бурения - один из ответственных этапов при проектировании технологии бурения, так как в дальнейшем выбранный способ определяет многие технические решения: режимы бурения, гидравлическую программу, бурильный инструмент, тип буровой установки и технологию крепления скважины.
Основные требования к выбору способа бурения - необходимость обеспечения успешной проводки ствола скважины при минимальных осложнениях с высокими технико-экономическими показателями. Поэтому способ бурения выбирается на основе анализа статистического материала по уже пробуренным скважинам и соответствующих экономических расчетов.
Выбранный способ бурения должен допускать использование таких видов буровых растворов и такую технологию проводки ствола, которые наиболее полно обеспечивали бы следующее: качественное вскрытие продуктивного пласта; достижение высокого качества ствола скважины, ее конфигурации и наиболее высоких механических скоростей и проходок на долото; возможность применения долот различных типов в соответствии с механическими и абразивными свойствами пород.
Окончательное решение по выбору способа бурения представляет собой сложную задачу. В качестве исходной информации для принятия решения о способе бурения следует использовать следующие данные: глубину бурения и забойную температуру, профиль ствола скважины и диаметры долот, тип породоразрушающего инструмента и бурового раствора.
Основываясь на опыте ранее пробуренных скважин на площади Северо-Прибрежная и во всём Краснодарском крае, для бурения скважины применяем роторный способ бурения, а в интервале набора и стабилизации зенитного угла будем использовать винтовой забойный двигатель.
Бурение роторным способом наиболее приемлемо в следующих условиях:
Бурение глубоких интервалов (более 4200 метров).
Когда оптимальная частота вращения долота находится в пределах 35 - 150 об/мин.
Разбуривание мощных толщ горных пород, для которых целесообразно применять энергоемкие долота.
Бурение скважин в осложненных условиях, требующих применение буровых растворов плотностью более 1700 - 1800 кг/см 3 .
Бурение скважин с промывкой аэрированной жидкостью с высокой, низкой степенью аэрации, продувкой забоя газом, с применением пены.
Бурение скважин в условиях высоких забойных температур, более 140 0 С.
Но также следует помнить, что бурение роторным способом при повышенных частотах вращения (200 об/мин и более) приводит к быстрому износу бурильных труб, бурильных замков, а также к авариям.
2.2 Проектирование профиля и конструкции скважины
2.2.1 Обоснование и расчёт профиля проектной скважины
Профиль ствола скважины определяется для наклонно - направленных скважин.
Профиль наклонно направленной скважины должен обеспечивать:
-высокое качество скважины как объекта последующей эксплуатации;
-бурение и крепление скважины с применением существующих технологий и технических средств;
-минимальные затраты на строительство скважины;
-минимальные нагрузки на буровое оборудование при спуско-подъёмных операциях;
-свободное прохождение по стволу скважины приборов и устройств;
-надёжную работу внутрискважинного оборудования.
Профили скважины классифицируют по количеству интервалов ствола. За интервал принимается участок скважины с неизменной интенсивностью искривления. По указанному признаку профили наклонно направленных скважин подразделяются на двух-, трех-, четырех-, пяти- интервальные и более.
Для скважин со смещением забоя по вертикали до 300м. чаще принимают трёхинтервальные профили. Для строительства эксплуатационной скважины №12 на площади Северо-Прибрежная также используется трёхинтервальный профиль.
Основным параметром, характеризующим профиль наклонной скважины является интенсивность углов искривления на участке набора кривизны и падения углов искривления на участке стабилизации.
Для реализации поставленных задач применим трёхинтервальный профиль скважины (рисунок 2.1).
При проведении расчетов пользуемся следующими условными обозначениями:
h - глубина скважины по вертикали, м;
S - общий отход скважины (смещение), м;
H - вертикальная проекция интервала, м;
L - глубина скважины по стволу (L=l 1 +l 2 +l 3 ), м;
- зенитный угол скважины в конце интервала, град.

Рисунок 2.1 - Трёхинтервальный профиль скважины
По интервалам работы погружных насосов интенсивность искривления ствола не должна превышать 3 0 на 100метров длины ствола, в остальных случаях на интервалах допускается интенсивность искривления до 10 0 на 50 метров, но не более 2 0 30'на 10 метров.
Для обсадной колонны диаметром 140 мм интенсивность искривления на участке набора кривизны не должна превышать 0,15 0 на 1м проходки [1].
Ссылаясь на опыт проходки скважин на Северо-Прибрежном месторождении, принимаем интенсивность искривления равной 0,5є/10 м. Этому значению соответствует радиус искривления R 2 = 1146 м. В дальнейшем определяем H, пользуясь следующими данными:
- глубина скважины по вертикали h = 3025 м, Н 1 = 649 м.
Определятся промежуточный параметр Н по формуле 2.1:
Зенитный угол в конце второго интервала по формуле 2.2. составит:
Расчет профиля ведется по следующим формулам:
l 2 = 0,01745 · 1146 · 18,9 = 378 м.
S 2 = 1146 · (1- cos18,9) = 64,6 м.
l 3 = (2376 - 371,2)/cos18,9 = 2119,1 м.
Н 3 = 3025 - 649 - 371,2 = 2004,8 м.
S 3 = (2376 - 371,2) · tg18,9 = 686,4 м.
Все расчетные параметры заносятся в программу на проводку наклонно-направленной скважины, отображенной в таблице 2.1.
Таблица 2.1 - Программа на проводку наклонно-направленной скважины
2.2.2 Выбор конструкции эксплуатационного забоя скважины
На выбор конструкции забоя влияет строение пласта, его фильтрационно-емкостные свойства, состав содержащихся в нём жидкостей и газов, количество продуктивных горизонтов и величина коэффициента аномальности пластовых давлений. Правильно выбранная конструкция забоя скважины в интервале продуктивного объекта должна сочетать элементы, обеспечивающие следующие требования:
- проведение технико-технологических воздействий на пласт;
- длительную эксплуатацию скважины с оптимальным дебитом.
Вскрытие продуктивного пласта представляет собой комплекс работ, связанный с его разбуриванием, обеспечением прочности и устойчивости призабойной части скважины, а также с сообщением эксплуатационной колонны с продуктивным пластом после крепления ствола. Устойчивость пород призабойной зоны можно рассчитать по формуле:
где м - коэффициент Пуассона, м=0,30;
г гп - удельный вес горной породы, г гп = 2,1·10 4 Н/м 3 ;
H - расстояние от устья до кровли продуктивного пласта, Н = 2798 м;
P пл - пластовое давление, P пл = 61,4 МПа;
Р - давление столба жидкости на забой скважины в конце эксплуатации, Р = 18 МПа;
у СЖ - предел прочности горных пород при одноосном сжатии, для глины у СЖ = 32 МПа.
Тогда правая часть неравенства 2.12 равна:
Т.к. у СЖ = 32<84,5, то условие 2.12 не выполняется.
Таким образом, расчётное значение устойчивости коллектора более, чем в два раза превышает предел прочности глины, что соответственно влияет на конструкцию эксплуатационного забоя.
Учитывая все перечисленные факторы, выбираем конструкцию «закрытого забоя».
При бурении данной скважины выбираем следующий способ вскрытия продуктивного пласта: продуктивный пласт пробуриваем до глубины на 50 метров ниже подошвы продуктивного горизонта, не перекрывая, предварительно, вышележащие породы. Затем спускаем обсадную колонну до забоя и цементируем.
Для сообщения обсадной колонны с продуктивным пластом производим перфорацию колонны и цементного кольца напротив продуктивных горизонтов (рисунок 2.2).
2.2.3 Обоснование конструкции скважины
Под конструкцией скважины понимается совокупность данных по количеству и размеру обсадных колон
Строительство наклонно-направленной эксплуатационной скважины №12 на площади Северо-Прибрежная дипломная работа. Геология, гидрология и геодезия.
Реферат 9 Класс Русский Язык
Дипломная работа: Совершенствование системы маркетинга в гостиничном бизнесе
Доклад по теме Профессионально важные качества личности менеджера
Дипломная работа по теме Комплектование муниципальных архивов Алтайского края в 1990-2010-х гг.
Менің Мамандығым Программист Эссе
Дипломная работа по теме Фармакологические свойства цветков календулы
Бескорыстность Пример Из Жизни Сочинение
Реферат: Страховой риск и имущественное страхование
Сочинение Моя Семья 2
Реферат: Изменение климата планеты Земля
Реферат по теме Характер
Дипломная работа по теме Исследование качественных показателей цифровой системы управления
Контрольная работа: Основы шрифтовой графики. Скачать бесплатно и без регистрации
Реферат Старший Дошкольный Возраст
Реферат На Тему Особливості Української Демонології
Реферат: Великая тайна любви в творчестве Куприна. Скачать бесплатно и без регистрации
Контрольная Работа На Тему Исторический Аспект Музыкальной Психотерапии
Реферат по теме Чинники процесу антропогенезу на території України
Реферат: Ukraine
Курсовая работа по теме Преступления против безопасности движения и эксплуатации транспорта
Будова, функції та методи дослідження мітохондрій - Биология и естествознание курсовая работа
Особенности бухгалтерского учета и аудита материально-производственных запасов - Бухгалтерский учет и аудит дипломная работа
Вселенная и человек - Биология и естествознание реферат