Курсовая работа: Бурение на равновесии

Министерство образования и науки Российской Федерации

Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение

высшего образования

ИРКУТСКИЙ НАЦИОНАЛЬНЫЙ ИССЛЕДОВАТЕЛЬСКИЙ

ТЕХНИЧЕСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ

Институт недропользования

Кафедра нефтегазового дела

ПОЯСНИТЕЛЬНАЯ ЗАПИСКА

к курсовому проекту по дисциплине

«Осложнения и аварии при бурении нефтяных и газовых скважин»

Тема: «Бурение на равновесии»

Иркутск, 2016 г.

Задание

на курсовое проектирование

По курсу: Осложнения и аварии при бурении нефтяных и газовых скважин

Студенту:

Вариант 6

Тема проекта: Бурение на равновесии

Исходные данные:

Месторождение: Ярактинское НГКМ

Категория скважины: Нефтяная, эксплуатационная

Вид скважины: Наклонно - направленная

Проектная глубина скважины: по вертикали 2728 м, по стволу 3348 м.

Глубина залегания водоносных горизонтов: 270 - 315 м

Проектный горизонт: Кристаллический фундамент

Ожидаемый дебит скважины: 250 м3

Рекомендуемая литература:

1. Заливин В.Г. «Учебное пособие по курсовому проектированию» по дисциплине: Осложения и аварии при бурении нефтяных и газовых скважин - Иркутск: Изд-во ИрГТУ, 2016. - 47 с.

2. Заливин В.Г. Осложнения при бурении нефтегазовых скважин : учеб. пособие. Иркутск: Изд-во ИрГТУ, 2013. 247 с.

3. Басарыгин Ю.М., Булатов А.И., Проселков Ю.М. «Осложнения и аварии при бурении нефтяных и газовых скважин». Учебное пособие для вузов. М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2006

Графическая часть на ______________ листах.

Дата выдачи задания «15» сентября 2016 г.

Задание получил _______

Дата представления проекта руководителю «8» декабря 2016 г.

Руководитель курсового проектирования _______ доцент Заливин В.Г.

Исходные данные для выполнения курсового проекта:

Введение

Целью данного курсового проекта является проектирование конструкции скважины, расчёт гидравлической программы по действующей скважине, построение графика совмещённых давлений, а так же рассмотрение процесса бурения скважины на равновесии.

В процессе строительства скважины, а именно, при вскрытии продуктивного пласта чаще всего происходит загрязнение призабойной зоны продуктивного пласта фильтратом бурового раствора, что приводит к ухудшению фильтрационных свойств коллектора. Ухудшается гидродинамическая связь между скважиной и коллектором, в результате чего ухудшается продуктивность скважины, дебит скважины снижается.

Актуальностью данного курсового проекта является рассмотрение процесса бурения скважины на равновесии в интервале продуктивного пласта, который обеспечивает минимальное повреждение и сохранение коллекторских свойств продуктивного пласта, а так же значительный рост дебита скважины в процессе эксплуатации.

скважина бурение равновесие циркуляционный

1. Разработка конструкции скважины

1.1 График совмещенных условий бурения

Совмещенный график строится для определения интервалов, несовместимых по условиям бурения пластовых давлений, плотности бурового раствора и количества обсадных колонн для проектирования конструкции скважины. Для его построения необходимо определить:

1) коэффициент аномальности - Ка;

2) плотность бурового раствора - с;

3)коэффициент запаса - Кз

Коэффициент аномальности Ка рассчитывается по формуле

где: Рпл - пластовое давление на глубине Н, МПа;

св - плотность воды, св = 1040 кг/м3 [1., с. 17];

g - ускорение свободного падения равная значению 9,8 м/с2;

Н - глубина залегания пласта, м.

Плотность бурового раствора рассчитывается по формуле

где: Ка - коэффициент аномальности;

Кз - коэффициент резерва, определяющий величину репрессии на пласт.

Значения коэффициента запаса К3 приведены в таблице № 1.1

Таблица 1.1.1 - Значения коэффициента запаса

Коэффициент гидроразрыва определяем по формуле

[2; с.11]

Интервал 0 - 220 м

= кз x ка = 1.1 х 1 = 1,1 г/см3

Интервал 220 - 623 м

= кз x ка = 1.1 х 1,004 = 1,1 г/см3

Интервал 623 - 753 м

= кз x ка = 1.1 х 1,03 = 1,13 г/см3

Интервал 753 - 1207 м

= кз x ка = 1.05 х 1,004 = 1,05 г/см3

Интервал 1207 - 1403 м

= кз x ка = 1.05 х 1,005 = 1,06 г/см3

Интервал 1403 - 1841 м

= кз x ка = 1.05 х 1,009 = 1,06 г/см3

Интервал 1841 - 2340 м

= кз x ка = 1.05 х 1,14 = 1,2 г/см3

Интервал 2340 - 2524 м

= кз x ка = 1.05 х 0,94 = 0,99 г/см3

Интервал 2524 - 2613 м

= кз x ка = 1.05 х 0,94 = 0,99 г/см3

Интервал 2613 - 2696 м

= кз x ка = 1.05 х 0,9 = 0,95 г/см3

Интервал 2696 - 2728 м

= кз x ка = 1.05 х 0,99 = 1,04 г/см3

Все расчеты занесены в таблицу 1.1.2

Таблица 1.1.2 - Результаты расчетов

1.2 Разработка конструкции забоя скважины

Создание рациональной конструкции забоя скважин - это обоснование его наружного и внутреннего диаметров, выбор типа фильтра, обоснование (констатация) характера сообщения ствола скважины с продуктивным пластом с учетом результатов исследования механизма проявления горного давления в призабойной зоне пласта и разрушения коллектора при движении флюида пласта. Оно предусматривает сочетание элементов крепи скважины в интервале продуктивного пласта, обеспечивающих устойчивость ствола, разобщение пластов, проведение технико-технологических воздействий на пласт, выполнение ремонтно-изоляционных и геофизических работ, а также длительную эксплуатацию скважин при оптимальном дебите.

Определяющие факторы по выбору конструкции забоя и ее параметров - тип и степень однородности продуктивного пласта, его проницаемость, устойчивость пород призабойной зоны пласта, а также наличие или отсутствие близко расположенных по отношению к коллектору горизонтов с высоким или низким давлением, водонефтяного контакта или газовой шапки.

По геологическим условиям залегания нефтегазовой залежи, типу коллектора и свойствам пород продуктивного пласта выделяют четыре основных вида объектов эксплуатации:

- коллектор однородный, прочный, порового, трещинного, трещинно-порового или порово-трещинного типа; близко расположенные напорные водоносные (газоносные) горизонты и подошвенные воды отсутствуют;

- коллектор однородный, прочный, порового, трещинного, трещинно-порового или порово-трещинного типа; около кровли пласта имеются газовая шапка или близкорасположенные напорные объекты;

- коллектор неоднородный, порового, трещинного, трещинно-порового или порово - трещинного типа, характеризующийся чередованием устойчивых и неустойчивых пород, водо- и газосодержащих пропластков с разными пластовыми давлениями;

- коллектор слабосцементированный, поровый, высокой пористости и проницаемости, с нормальным или низким пластовым давлением; при его эксплуатации происходит разрушение пласта с выносом песка.

Однородным считается пласт, литологически однотипный по всей толщине, который имеет примерно одинаковые фильтрационные показатели и пластовые давления в пропластках, насыщен газом, нефтью или водой. Пределы изменения коэффициента проницаемости к (в мкм2) для однородного пласта не должны выходить за границы одного из следующих шести классов: >1,0; 0,5-1,0; 0,1-0,5; 0,05-0,1; 0,01-0,05; 0,001-0,01.

Если пласт расчленен пропластками с изменяющейся (в каждом из шести классов) проницаемостью, имеет подошвенные воды, газовые шапки или чередование газоводонефтенасыщенных пропластков с разными пластовыми давлениями, он считается неоднородным.

Прочными коллекторами называют те, которые сохраняют устойчивость и не разрушаются под воздействием фильтрационных и геостатических нагрузок. Оценка устойчивости пород в призабойной зоне пласта - весьма сложный и не полностью регламентированный результат исследовательских работ.

Слабосцементированными коллекторами считают такие пласты, породы которых при эксплуатации скважин выносятся на поверхность вместе с флюидом. Здесь важно выдерживать депрессию на пласт в расчетных пределах.

В зависимости от градиента пластовых давлений коллекторы можно подразделить на три группы:

- с градиентом рпл превышающим 0,1 МПа/10 м;

- с градиентом рпл равным 0,1 МПа/10 м;

- с градиентом рпл меньшим 0,1 МПа/10 м.

Пласт является высокопроницаемым, если значения коэффициента поровой кп или трещинной кт проницаемости соответственно более 0,1 и 0,01 мкм2.

Если напорный горизонт находится на расстоянии менее 5 м от продуктивного пласта, он считается близкорасположенным. Это условная характеристика расстояния, взятая из опыта вследствие сложности разобщения пластов с разными давлениями.

Для оценки коллекторов по размеру песчаных зерен пласты подразделяют по фракционному составу на мелко-, средне- и крупнозернистые с размером частиц соответственно 0,10 - 0,25, 0,25 - 0,50 и 0,50 - 1,0 мм.

Конструкция забоев скважин существенно различаются в зависимости от геологических условий, технических возможностей и производственного опыта в соответствующих организациях.

Наиболее часто применяют конструкции забоев следующих типов (см. рис. 1.2.1):

1. Конструкция ПЗП с закрытым забоем. В этом случае продуктивный пласт (пласты) перекрываются сплошной колонной или хвостовиком с последующим цементированием и перфорацией (рис. 1.2.1, а).

2. Конструкция ПЗП с открытым забоем. Продуктивный пласт (пласты) остается не зацементированным, обсаживается либо не обсаживается фильтром (рис. 1.2.1, б-г).

3. Конструкция ПЗП смешанного типа. Нижняя часть продуктивного горизонта остается открытой (или обсаженной фильтром), а верхняя перекрывается обсадной колонной (хвостовиком) с последующими цементированием и перфорацией (рис. 1.2.1, д-е).

4. Конструкция ПЗП для предотвращения выноса песка. В этом случае напротив продуктивного пласта устанавливают забойные фильтры (см. рис. 1.2.1, ж) различных типов или используют проницаемый тампонажный материал (см. рис. 1.2.1, з).