Проект разбуривания участка в районе деятельности БП "ТЮМЕНБУРГАЗ"

Проект разбуривания участка в районе деятельности БП "ТЮМЕНБУРГАЗ"

МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ

УФИМСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ НЕФТЯНОЙ ТЕХНИЧЕСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ

КАФЕДРА БУРЕНИЯ НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ СКВАЖИН

Рецензент «К защите допущен»

___________________________

______________ Зав. кафедрой _______________________ профессор

ДИПЛОМНЫЙ ПРОЕКТ

ТЕМА: ПРОЕКТ РАЗБУРИВАНИЯ УЧАСТКА В РАЙОНЕ ДЕЯТЕЛЬНОСТИ БП «ТЮМЕНБУРГАЗ»

Спец. тема: «Аварии с обсадными колоннами»

КЛУШ. 111000.000

Выполнил: ст

Руководитель: доцент

Консультант по безопасности

и экологичности проекта: профессор

Консультант по экономической доцент

части

СОДЕРЖАНИЕ

СОДЕРЖАНИЕ

ВВЕДЕНИЕ

1. ГЕОЛОГО-ГЕОФИЗИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

2. ТЕХНОЛОГИЯ СТРОИТЕЛЬСТВА СКВАЖИНЫ

2.1 Проектирование конструкции скважины

2.2.1 Вскрытие продуктивного пласта

2.1.2 Обоснование числа обсадных колонн и глубины их спуска

2.1.2 Выбор диаметров обсадных колонн и долот

2.2 Выбор буровых растворов и их химическая обработка по интервалам

2.2.1 Обоснование параметров бурового раствора

2.2.2 Определение потребного количества бурового раствора и материалов для его приготовления

2.3 Выбор способа бурения

2.4 Расчет бурильной колонны

2.5 Выбор компоновок бурильного инструмента

2.6 Проектирование режима бурения

2.6.1 Разработка гидравлической программы проводки скважины

2.6.2 Расчет рабочих характеристик забойных двигателей

2.6.3 Составление проектного режима бурения

2.5 Расчет и выбор конструкции обсадных колонн, компоновка их низа и обоснование технологической оснастки.

2.5.1 Расчет построение эпюр внутренних и наружных избыточных давлений

2.5.2 Расчет и построение эпюр избыточных давлений

2.5.3 Выбор и расчет обсадных труб для эксплуатационной колонны.

2.5.4 Компоновка кондуктора и эксплуатационной колонны.

2.6 Цементирование эксплуатационной колонны

2.6.1 Расчет необходимого количества материалов.

2.6.2 Гидравлический расчет цементирования

2.6.3 Контроль качества цементирования

3. ТЕХНИКА ДЛЯ СТРОИТЕЛЬСТВА СКВАЖИНЫ

3.1 Выбор буровой установки

3.2 Обогрев буровой в зимних условиях

3.3 Обоснование и выбор вновь применяемой техники для строительства скважин

4. СПЕЦИАЛЬНАЯ ЧАСТЬ

4.1 Введение

4.2 Виды аварий

4.3 Причины аварии

4.4 Аварии с обсадными колоннами

4.5 Предупреждение аварии с обсадными колоннами

5. БЕЗОПАСНОСТЬ И ЭКОЛОГИЧНОСТЬ ПРОЕКТА

5.1 Анализ вредностей и опасностей

5.1.1 Взрывопожаробезопасность

5.1.2 Электробезопасность

5.1.3 Шум и вибрация

5.1.4 Освещение рабочей площадки

5.1.5 Метеорологические условия труда

5.1.6 Механические опасности

5.2 Инженерно техническая защита при СПО

5.3 Безопасная организация при проведении сложных работ

5.4 Охрана недр и окружающей среды при бурении скважин

6. ОБОСНОВАНИЕ ОРГАНИЗАЦИИ РАБОТ ПРИ СТРОИТЕЛЬСТВЕ СКВАЖИН

6.1 Составление геолого-технического наряда

6.2 Составление нормативный карты

6.3 Разработка мероприятия по улучшению организации работ и повышению качества строительства скважин

7. ЭКОНОМИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

7.1 Составление сметы

7.2 Технико-экономические показатели

7.3 Экономическая эффективность от применения рекомендуемых компоновок низа бурильной колонны для проработки скважины

7.3.1 Краткая аннотация

7.3.2 Методика расчета

7.3.3 Расчет экономического эффекта

ВВЕДЕНИЕ

Данный дипломный проект выполнен па основе материалов производственной и преддипломной практики в районе деятельности БП «Тюменбургаз».

В дипломном проекте рассматриваются следующие разделы:

1) Геолого–геофизическая часть: разрез скважины, условия проводки скважины, возможные осложнения.

2) Технология строительства скважины: рассматриваются вопросы связанные с проводкой скважины.

3) Техника для строительства скважины: выбор техники для строительства скважины.

4) Безопасность и экологичность проекта: вопросы охраны труда и окружающей среды.

5) Обоснование организации работ при строительстве скважины: составление ГТН, нормативной карты.

6) Экономическая часть: вопросы связанные с экономией строительства скважины.

7) Специальная часть: вопросы связанные с авариями происшедшими с обсадными колоннами при строительстве скважины; основные виды и причины аварий; пути предотвращения этих аварий и их ликвидации.

Приводятся необходимые выводы и рекомендации.

ОБЩИЕ СВЕДЕНИЯ О РАЙОНЕ РАБОТ

1. ГЕОЛОГО-ГЕОФИЗИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

Таблица 1.1

1.1. Литолого-стратиграфическая характеристика скважины

Таблица 1.2

1.2. Физико-механические свойства горных пород по разрезу скважины

Таблица 1.3

1.3. Геологические данные разреза

Таблица 1.4

1.4. Нефтегазоносность

Таблица 1.5

1.5. Характеристика вскрываемых пластов

Таблица 1.6

1.6. Водоносность

Таблица 1.7

1.7. Градиенты давления по разрезу

Таблица 1.8

1.8. Возможные осложнения при бурении

Таблица 2.9

2.9 Комплекс геофизических исследований

2. ТЕХНОЛОГИЯ СТРОИТЕЛЬСТВА СКВАЖИНЫ

2.1 Проектирование конструкции скважины

2.2.1 Вскрытие продуктивного пласта

Под вскрытием понимается комплекс работ по разбуриванию пород и оборудованию скважины в интервале продуктивного пласта. При разбуривании продуктивного пласта и креплении ствола скважины должны быть приняты меры по предупреждению его загрязнения, то есть сохранению его проницаемости. Необходимо создать благоприятные условия для притока флюида из пласта в скважину. Получение начального притока зависит от параметров, состава и свойств промывочной жидкости, а также длительного воздействия ее на продуктивный пласт, а также от ряда других факторов.

Для предупреждения проявления пластовых флюидов в процессе бурения в скважине обычно поддерживают давление Рс несколько больше, чем давление флюида в пласте. Следовательно, приразбуривании пласта в большинстве случаев на него действует перепад давления . Под действием этого перепада в проницаемые пласты, в зависимости от каналов может поступать фильтрат, частицы твердой и газовый фаз бурового раствора, а иногда и весь буровой раствор.

Отсюда следует, что необходимо поддерживать DR как можно меньшим. Для вскрытия продуктивного пласта следует выбирать буровой раствор, по составу физико-химическим свойствам близким к пластовым жидкостям или газу.

Для скважин, глубиной свыше 1200 м, техническими правилами ведения буровых работ, предусматривается следующая плотность бурового раствора из условия предупреждения проявления пластов.

Условная вязкость раствора 25 –30 с. Для предотвращения отрицательного влияния фильтрата бурового раствора на коллекторские свойства пласта, показатель фильтрации не должен превышать 5-6 см3/30 мин. Уточнение параметров бурового раствора будет проведено по графику совмещенных давлений, показанному в таблице 2.2.

Продуктивные пласты вскрываются на полную мощность. После вскрытия ствол скважины крепится эксплуатационной колонной, цементируется с подъемом цементного раствора до устья скважины и перфорируется в интервале продуктивного пласта перфоратором ПК – 103 из расчета 15 отверстий на один погонный метр.

2.1.2 Обоснование числа обсадных колонн и глубины их спуска

Обоснование производим, исходя из данных пункта 1 по график совмещенных давлений.

Расчет коэффициента анамальности Ка и коэффициента гидроразрыва Кгр

; .

При Н=180м

=0,84    =2,32

При Н=550м

=0,78    =2,51

При Н=1115м

 =0,75 =2,34

При Н=1130м

=0,71 =2,32

Таблица 2.1

График совмещенных давлений

По разрезу скважины несовместимых интервалов бурения нет. Поэтому, выбирая конструкцию скважины, следует исходить из других условий, в данном случае предусматривается перекрытие кондуктором неустойчивых четвертичных пород и всей толщи ММП, с расположением башмака кондуктора в интервале устойчивых горных пород и с целью оборудования устья ПВО для предотвращения выброса сеноманского газа. Глубина спуска кондуктора 550 м. Эксплуатационная колонна спускается до забоя (1300 м), с целью укрепления стенок скважины и размещением в ней технологического оборудования для эксплуатации скважины, разобщения пластов.

Заполнение пространства между обсадной колонной и стенкой скважины цементным раствором, из которого в короткий срок образуется практически непроницаемый камень, является в данное время основным способом герметичного разобщения проницаемых горизонтов друг от друга, предотвращение перетоков пластовых жидкостей из одного горизонта в другой или на поверхность через заколонное пространство.

Цементирование кондуктора и эксплуатационной колонны осуществляется прямым способом через башмак с подъемом цементного раствора до устья скважины.

2.1.2 Выбор диаметров обсадных колонн и долот

Диаметр эксплуатационный колонны задается заказчиком, исходя из условий эксплуатации, проведения исследовательских, геофизических, ремонтных работ. Эксплуатационную колонну диаметром 168 мм выбираем в соответствии с требованиями заказчика.

Диаметр долота:

, ∆=5ч10 мм,

где    Dм = 0,186 м – диаметр муфты обсадной колонны,

,

Кондуктор: Dк =Dд+2*д, где д – зазор между долотом и внетренней поверхности кондуктора, принимается равным от 3 до 10 мм.

Dк =0,2159+2*6*103 =0,2279 м.

Диаметр кондуктора принимаем равным 0,2445 м.

Определим диаметр долота при бурении кондуктора:

Dд.к =0,270+2*8*10-3 =0,286 м.

Диаметр долота при бурении под кондуктор 0,2953 м.

Результаты расчетов представлены в таблице2.2

Таблица 2.2

Конструкция скважины

2.2 Выбор буровых растворов и их химическая обработка по интервалам

Тип бурового раствора и его параметры выбираем из условия обеспечения устойчивости стенок скважины и обеспечения необходимого противодавления на флюидонасыщенные пласты, которые определяются физико-химическими свойствами горных пород слагающих разрез скважины (тбл. ) и пластовыми давлениями (таб. ). При выборе растворов следует руководствоваться опытом, накопленным при бурении в проектном горизонте. Выбор типов и параметров промывочной жидкости производим согласно регламента по буровым растворам, принятого на данном предприятии, который представлен в таблице 2.3

При бурении под кондуктор используется, наработанный на предыдущей скважине или приготовленный из глинопорошка, глинистый раствор. Бурение под эксплуатационную колонну ведется на полимерглинистом растворе, который получается из раствора оставшегося после бурения предыдущего интервала, путем его дообработки.

Таблица 2.3

Поинтервальная химическая обработка буровых растворов

2.2.1 Обоснование параметров бурового раствора

Обоснование плотности производится с учетом возможных осложнений по разрезу скважины и условий предупреждения проявления пластов.

 [кг/м3],

где    h – глубина залегания кровли пласта, м

к – коэффициент превышения давления в скважине над пластовым.

к = 1,1ч1,15 при h < 1200 м

к = 1,05ч1,07 при1200 < h < 2500 м

Бурение по кондуктор:

 кг/м3.

Для предотвращения осыпей обвалов, а так же полагаясь на опыт бурения в проектном районе, принимаем плотность бурового раствора:

с = 1120 кг/м3.

Вскрытие продуктивного пласта:

 кг/м3.

Для обеспечения повышенных структурно-механических свойств примем плотность бурового раствора в данном интервале:

с = 1100 кг/м3.

Далее представлены основные принципы выбора других параметров буровых растворов.

Выбирая вязкость, нужно учитывать, что она в большинстве случаев оказывает отрицательное влияние на процесс бурения, поэтому нужно стремиться к ее минимальному значению (в данном случае УВ = 20…25 сек.), минимизация вязкости позволяет увеличить механическую скорость бурения, поддерживать на высоком уровне скорость восходящего потока в затрубном пространстве, то есть обеспечивать качественную очистку ствола скважины, струя маловязкого раствора теряет гораздо меньше энергии на пути от насадки долота до забоя, чем струя высоковязкого, что делает возможной более качественную очистку забоя скважины.

Показатель фильтрации, при бурении в продуктивных горизонтах принимается не более 5…6 см3 за 30 мин по прибору ВМ-6 (в нашем случае 5…6 см3 за 30 мин), во избежание загрязнения пласта фильтратом раствора, что в дальнейшем затрудняет их освоение и эксплуатацию, вследствие почти необратимого ухудшения коллекторских свойств. В непродуктивных пластах допускается несколько большие значения показателя фильтрации.

Способность бурового раствора выносить выбуренную породу на дневную поверхность и удерживать ее, после прекращения циркуляции, определяется статическим напряжением сдвига (СНС). Значение СНС для выполнения этой задачи должны быть не менее 15 – 20 дПа.

Содержание абразивной фазы («песка») в буровом растворе, с целью уменьшения изнашивания инструмента и бурового оборудования, допускается не более 1%.

Результаты расчетов сведем в таблицу 2.4.

Таблица 2.4

Параметры бурового раствора

2.2.2 Определение потребного количества бурового раствора и материалов для его приготовления

Количество промывочной жидкости, потребной для бурения скважины, по формуле:

V=VП+VР+а*VC,

где    VП – объем приемных емкостей буровых установки VП =50м3,

VР – объем раствора, при фильтрации, поглощения и очистке от шлама,

а – коэффициент запаса раствора,

VC – объем скважины.

VР = n * l,

где    n = 0,15м3/м – норма расхода бурового раствра,

l – длинна интервала.

VC = 0,785*(DC*kк)2*l,

где – DC – диаметр ствола скважины,

kк – коэффициент кавернозности kк = 1,3.

Интервал 0–550:

VР.К. = 0,15 * 550 = 82,5 м3;

VC.К. = 0,785*(0,2953*1,3)2*550 = 63,3 м3;

VК = 50 + 82,5 + 1,5 * 63,3 = 227,5 м3.

При бурении под эксплуатационную колонну используем раствор, применяемый для бурения под кондуктор. Тогда дополнительный объем раствора найдем следующим образом:

VР.ЭК. = 0,15*(1300-550) = 112,5 м3;

VC.ЭК. = 0,785*(0,2953*1,3)2*750 = 86,8 м3;

VЭК = 50 + 112,5 + 1,5 * 86,8 = 292,7 м3.

Определим потребное количество материалов для приготовления бурового раствора. Количество глинопорошка необходимого для приготовления 1м3 глинистого раствора определяем по формуле:

где rгл – плотность сухого глинопорошка, равная 2600 кг/м3;

rв – плотность воды, равная 1000 кг/м3;

 m – влажность глинопоршка, равная 0,05.

Количество воды для приготовления 1м3 глинистого раствора:

где rр – плотность раствора.

Количество воды для приготовления бурового раствора, для i – го интервала:

где Vi – объем i – го интервала.

Количество глинопорошка, потребное для i – го интервала:

Результаты расчетов сводим в таблицу 2.5.

Таблица 2.5

Результаты расчетов потребного количества воды и глинопорошка

Определим необходимое количество химических реагентов для обработки бурового раствора по интервалам бурения:

где С1 – концентрация химического реагента в весовых процентах;

Страницы: 1, 2, 3, 4