Автор: Пользователь скрыл имя, 03 Декабря 2012 в 17:39, курсовая работа
От развития топливно-энергетического комплекса зависит деятельность всех отраслей промышленности. Ведущее место в этой цели отводится добычи нефти и газа. Ежегодно в стране добывается миллион тонн нефти и миллиарды кубометров газа. Для добычи нефти и газа и для поиска и разведки новых месторождений. Каждый год бурится тысячи скважин. Бурение скважин является, самой капиталоемкой отраслью нефтегазодобывающей промышленности на её развитие расходуется большие материальные и денежные средства.
Уменьшение числа скважин для разработки месторождений ведет к уменьшению капиталовложений.
ВВЕДЕНИЕ
1.
ГЕОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ
1.1.
Орография
1.2.
Стратиграфия
1.3.
Тектоника
1.4.
Нефтегазоносность
1.5.
Осложнения в процессе бурения
1.6.
Обоснование точки заложения скважины
2.
ТЕХНИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ
2.1.
Состояние техники и технологии проводки скважин на месторождении
2.2.
Выделение зон осложнений и интервалов с несовместимыми условиями бурения. Построение и анализ совмещенного графика давлений
2.3.
Обоснование метода вскрытия продуктивного пласта и расчет конструкции скважины
2.4.
Обоснование, выбор и расчет типа профиля. Расчет нагрузки на крюке
2.5.
Анализ физико-механических свойств горных пород
2.6.
Разделение геологического разреза на интервалы условно одинаковой буримости
2.7.
Выбор типа породоразрушающих инструментов и схемы их промывки
2.8.
Выбор способа бурения
2.9.
Проектирование режима бурения по интервалам
2.9.1.
Расчет осевой нагрузки на долото
2.9.2.
Проектирование расхода бурового раствора
2.9.3.
Расчет часты вращения долота
2.9.4.
Обоснование максимальной величины давлений на выкиде буровых насосов
2.10.
Обоснование, выбор и расчет компоновок бурильной колонны
2.11.
Выбор забойных двигателей по интервалам
2.12.
Расчет диаметра насадок долот
2.13.
Выбор типа бурового раствора и расчет параметров промывочной жидкости
2.14.
Химическая обработка промывочной жидкости по интервалам, расчет потребного количества компонентов бурового раствора
2.15.
Обоснование и выбор системы очистки бурового раствора
2.16.
Гидравлический расчет промывки скважины по интервалам с обоснованием типа и числа буровых насосов
2.17.
Обоснование плотности тампонажного раствора и тампонажных материалов
2.18
Расчет обсадных колонн на прочность
2.19
Оборудование устья
2.20
Оборудование низа обсадных колонн
2.21.
Спуск обсадных колонн
2.21.1.
Выбор способа спуска колонн
2.21.2
Подготовка ствола скважины
2.21.3.
Подготовка обсадных труб к спуску
2.21.4.
Подготовка бурового оборудования
2.22.
Обоснование способа цементирования обсадных колонн
2.23.
Расчет цементирования обсадных колонн
2.24.
Обоснование способа вызова притока нефти и газа
2.25.
Геофизические исследования в скважине
2.26.
Выбор буровой установки
3.
4.
ЭКОНОМИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ
4.1.
Составление нормативной карты бурения
4.2.
Составление сметного расчета на бурение и крепление
5.
БЕЗОПАСНОСТЬ И ЭКОЛОГИЧНОСТЬ ПРОЕКТА
Введение
5.1.
Обеспечение безопасности работающих
5.2.
Экологичность проекта
5.3.
Чрезвычайные ситуации
5.4.
Выводы
СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ
1.3. Тектоника
Самотлорское месторождение расположено в центральной части Западно-Сибирской плиты на восточном склоне структуры первого порядка Нижневартовского свода, в пределах Тарховского куполовидного поднятия, которое объединяет Самотлорскую, Мартовскую, Северо-Самотлорскую, Белозерскую и Черногорскую структуры III порядка. Все они оконтурены изогипсами 2235,0 – 2475м и имеют амплитуду порядка 50-100 м.
По отражающему горизонту
“М”, приуроченному к низам
В целом Самотлорское куполовидное поднятие (по замыкающей изогипс – 2200м) имеет размеры 32 х 40 км, амплитуду 150м.
1.4. Нефтегазоводоносность
Нефтеносность, водоносность, газоносность приведены в табл. 1.6-1.9
Таблица 1.6 Нефтеносность
Индекс стратиграфи- ческого под- разделения |
Интервал, м |
Тип коллектора |
Плот ность флюида, кг/м3 |
Подвижность, |
Содержание, % |
Дебит.м3/сут |
Газовый фактор, м3/м3 |
Относитель ная плотность по воздуху |
Динамический уровень | ||
От (верх) |
до (низ) |
Серы |
Пара- фина | ||||||||
К1(АВ1) |
1650 |
1680 |
Поровый |
860 |
0,18 |
0,9 |
2,5 |
66 |
100 |
0,652 |
- |
К1(АВ2-3) |
1700 |
1730 |
Поровый |
860 |
0,23 |
0,9 |
1,8 |
140 |
94 |
0,75 |
- |
К1(АВ4-7) |
1735 |
1764 |
Поровый |
880 |
0,35 |
1 |
1,9 |
100 |
95 |
0,75 |
- |
К1(БВ8) |
2080 |
2110 |
Поровый |
850 |
0,65 |
0,5-1 |
2,6 |
100-200 |
100 |
0,99 |
- |
К1(БВ10) |
2175 |
2200 |
Поровый |
844 |
0,23 |
0,5-1 |
2,5 |
52-160 |
110 |
0,99 |
1000 |
Таблица 1.7 Водоносность
Индекс стратиграфи ческого под- разделения |
Интервал, м |
Тип коллектора |
Плотность флюида, кг/м3 |
Дебит. м3/сут |
Химический состав, мч-жв |
Общая минера- лизация, г/л | ||||||
От (верх) |
до (низ) |
анионы |
катионы | |||||||||
Cl- |
SO42- |
HCO3- |
Na+ |
Mq2+ |
Ca2+ | |||||||
|
К1+К2 |
915 |
1615 |
Поровый |
1000 |
Водозабор 2000-3000 |
92 |
- |
8 |
85 |
3 |
9 |
16-18 |
К1(АВ4-7) |
1767 |
1770 |
Поровый |
1000 |
100 |
99 |
- |
1 |
85 |
1 |
14 |
23-28 |
К1(БВ8) |
2120 |
2127 |
Поровый |
1000 |
80 |
- |
- |
1 |
83 |
1 |
16 |
26-28 |
К1(БВ10) |
2209 |
2220 |
Поровый |
1000 |
55 |
98 |
- |
1 |
84 |
3 |
14 |
26-28 |
Таблица 1.8 Газоносность
Индекс стратиграфи ческого подразделения |
Интервал, м |
Тип коллектора |
Содержание, % |
Относительная плотность по воздуху |
Коэффициент сжимаемости |
Максимальный дебит, тыс.м3/сут | ||
От (верх) |
до (низ) |
H2S |
CO2 | |||||
|
ПК1 |
915 |
960 |
Песчаник |
- |
- |
0,83 |
- |
200 |
К1(АВ1-7) |
1650 |
1860 |
Песчаник |
- |
- |
0,25 |
- |
22-500 |
Таблица 1.9 Давление и температура по разрезу
Индекс стратиграфи ческого подразделения |
Интервал, м |
Градиент | |||||
От (верх) |
до (низ) |
Пластикового давления, МПа /м |
Парового давления, МПа /м |
Гидроразрыва, МПа /м |
Геометричес-кий, град 0С/100м |
Горного давления, МПа/м | |
Q – K2 |
0 |
700 |
Рпл = Ркт |
- |
0,02 |
1 |
0,022 |
K2–К1 |
700 |
915 |
0,01 |
- |
0,02 |
1 |
0,022 |
К1 |
915 |
1650 |
0,0104 |
- |
0,017 |
1 |
0,022 |
К1(АВ1) |
1650 |
1680 |
0,0103 |
- |
0,016 |
3 |
0,022 |
К1 |
1680 |
1700 |
0,0101 |
- |
0,016 |
3 |
0,022 |
К1(АВ2-3) |
1700 |
1730 |
0,0106 |
- |
0,016 |
3 |
0,022 |
К1(АВ4-7) |
1730 |
1764 |
0,0104 |
- |
0,016 |
3 |
0,022 |
К1 |
1764 |
2080 |
0,0101 |
- |
0,016 |
3 |
0,022 |
К1(БВ8) |
2080 |
2110 |
0,0105 |
- |
0,016 |
3 |
0,022 |
К1 |
2110 |
2175 |
0,0101 |
- |
0,016 |
3 |
0,022 |
К1(БВ10) |
2175 |
2250 |
0,0101 |
- |
0,016 |
3 |
0,022 |
2. Техническая часть
2.1 Состояние техники и технологии проводки скважин на месторождении
На Самотлорском месторождении в последние годы в основном ведется бурение эксплуатационных скважин.
Для крепления скважин используется следующая конструкция: направление ф 323,9мм, спускаемое на глубину 60-110м, кондуктор ф 244,5мм, спускаемый на глубину 650-800м, эксплуатационная колонна ф 146мм.
Бурение под направление ведется долотом ф 393,7мм. При турбинном бурении используют ТСШ – 240, Т12 РТ – 240. Бурение производится с промывкой глинистым стабилизированным раствором, приготовленным из качественного глинопорошка.
Бурение под кондуктор
производится долотом ф 295,3мм. Набор
кривизны при бурении наклонно-
Бурение под эксплуатационную колонну ведется долотами диаметром 215,9мм, используются турбобуры типа ЗТСШ1 -195, ТРХВ – 195, с глубины 2200м используют Д -195.
Для повышения герметичности обсадных колонн и ликвидации межпластовых перетоков используют заколонные пакеры типа ППГ, ПГП или пакерфильтры /1/.
2.2 Выделение зон осложнений и интервалов с несовместимыми условиями бурения. Построение и анализ совмещенного графика давлений
Интервалы 0-400м
400-640м сложены неустойчивыми породами, склонными к
640-915м обвалообразованию. При разбуривании его, возможны обвалы стенок скважины, слабые поглощения.
Интервал 915 – 1615м сложен породами, при разбуривании которых возможны слабые поступления флюидов в скважину, обвалы стенок скважины.
В интервале 1615 – 2250м происходит сужение ствола скважины, слабые водопроявления. В интервале залегания продуктивного пласта возможны нефтепроявления.
Число интервалов несовместимых по условиям бурения, определяем по современному графику изменения коэффициентов аномальности, пластовых давлений (Ка), индексов давления поглощений (Кn) и устойчивости породы с глубиной (Ку) /2/.
где Рпл – пластовое давление (табл.1.9), МПа;
ρ = 1000 кг/м3 – плотность воды;
q = 98м/с2 – ускорение свободного падения;
Zпл – глубина залегания пласта (табл.1.9), м.
Для интервала 0 -915м
Аналогично определяют (Ка) для других интервалов
где Рrp – давление гидроразрыва, МПа (табл. 1.9).
Для интервала 0 -915м
Аналогично определяем (Кп) для других интервалов. Результаты сводим в таблицу 2.1
где Кр – коэффициент резерва, Кр = 1,1 – 1,15 при Zпл ≤ 1200м;
Кр = 1,05 – 1,1 при 1200 ‹ Z ≤ 2250м
Для интервала 0 -915м
Ку = 1,02·1,1= 1,1
Аналогично считаем (Ку) для других интервалов результаты сводим в таблицу 2.1
Нижняя граница плотности
, (2.4)
где К – коэффициент превышения давления в скважине над пластовым,
К = 1,15 при Zпл ‹ 1200м, К = 1,1 при Zпл ≥ 1200м.
Для интервала 0 -915м
г/см3
Аналогично определяем ρбр для других интервалов. Результаты сводим в таблицу 2.1
Таблица 2.1 Результаты расчетов Ка, Кп, Кц и ρбр
|
Интервал, м |
Ка |
Кп |
Кц |
ρбр | |
|
от (верх) |
до (низ) | ||||
0 |
915 |
1 |
2 |
1,1 |
1,15 |
915 |
1200 |
1,04 |
1,7 |
1,14 |
1,4 |
1200 |
1650 |
1,04 |
1,7 |
1,1 |
1,14 |
1650 |
1680 |
1,03 |
1,6 |
1,1 |
1,13 |
1680 |
1700 |
1,01 |
1,6 |
1,06 |
1,12 |
1700 |
1735 |
1,06 |
1,6 |
1,11 |
1,16 |
1735 |
1764 |
1,04 |
1,6 |
1,1 |
1,14 |
1764 |
2080 |
1,01 |
1,6 |
1,06 |
1,12 |
2080 |
2110 |
1,05 |
1,6 |
1,1 |
1,15 |
2110 |
2250 |
1,01 |
1,6 |
1,06 |
1,12 |