Материал: Проект строительства скважины глубиной 2000 м на Южно-Тарасовском месторождении

Проект строительства скважины глубиной 2000 м на Южно-Тарасовском месторождении

ФЕДЕРАЛЬНОЕ ГОСУДАРСТВЕННОЕ БЮДЖЕТНОЕ ОБРАЗОВАТЕЛЬНОЕ УЧРЕЖДЕНИЕ ВЫСШЕГО ОБРАЗОВАНИЯ «РОССИЙСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ УНИВЕРСИТЕТ НЕФТИ И ГАЗА (НАЦИОНАЛЬНЫЙ ИССЛЕДОВАТЕЛЬСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ)

ИМЕНИ И.М. ГУБКИНА» ФИЛИАЛ В Г. ТАШКЕНТЕ

Отделение «Нефтегазовое дело»

Курсовая работа:

«Проект строительства скважины глубиной 2000 м на Южно-Тарасовском месторождении»

По дисциплине:

«Проектирование нефтяных и газовых скважин»

Ташкент, 2016

Оглавление

Введение.

Сведения о геологическом строении.

Нефтегазоводоносность.

Возможные осложнения при бурении.

Обоснование градиентов гидроразрыва пород геологического разреза.

График совмещённых давлений.

Обоснование и расчёт конструкции скважины.

Обоснование и расчёт профиля скважины.

Расчёт профиля скважины.

Обоснование и выбор бурового оборудования.

Прочностной расчёт эксплуатационной обсадной колонны.

Прогнозирование спуска колонны в наклонный ствол.

Правила подготовки обсадных труб к спуску в скважину.

Список использованных источников.

Введение

В данной курсовой работе рассматривается проект строительства скважины глубиной 2000 м на горизонте ПК-21 на Южно-Тарасовском месторождении. Назначение скважины - эксплуатационная. На указанном горизонте проводится добыча нефти. Проектное смещение забоя относительно устья 1050 м. Способ бурения Ротор, ГЗД (А9ГТШ-240, 3ТСШ-195, ДРУ-172). Диаметр эксплуатационной колонны 146 мм.

Цель данной курсовой работы закрепить теоретические знания, полученные входе изучения дисциплины «Проектирование скважин».

Сведения о геологическом строении

Нефтегазоводоносность

Возможные осложнения при бурении

Обоснование градиентов гидроразрыва пород геологического разреза

Геологический разрез Южно-Тарасовского нефтяного месторождения сложен терригенными породами (глинами, в том числе опоковидными и аргиллитоподобными, песками, алевритами, аргиллитами, песчаниками, алевролитами. Пластовые давления находятся на уровне гидростатических.

Определение репрессии, вызывающей гидроразрыв при воздействии воды и буровых растворов, производилось по известным формулам для каждой литологически значимой разности горных пород, слагающих геологический разрез. В результате, градиенты давления гидроразрыва для каждого интервала глубин обозначились не одним, а двумя уровнями (двумя линиями): min - для песчанистых и max - для глинистых горных пород. Знание этих уровней является одним из основных технологических элементов успешной проводки скважины, особенно в интервалах ММП, покурской, евояхинской и вартовской свит.

В указанных свитах, представленных чередующимися глинистыми и песчанистыми породами, интервал изменения градиентов гидроразрыва (от min до max) достигает 0,5 (в размерности обозначения плотности буровых растворов).

Для расчёта использованы формулы:

, где

 - градиент горного давления, Мпа/м;

 - средневзвешенная плотность горных пород до расчётной глубины, г/см³;

 - градиент пластового давления, МПа/м;

 - коэффициент гидроразрыва, Мпа/м.

Результаты расчетов приведены в таблице «Давление по разрезу скважины» в виде градиентов пластового, гидроразрыва и горного давлений, а на графике совмещенных давлений градиенты обозначены для удобства их сопоставления с плотностью буровых растворов в виде эквивалентов.

Горные породы, слагающие геологический разрез Южно-Тарасовского нефтяного месторождения, имеют коэффициент Пуассона от 0,22 до 0,46 и соответственно коэффициенты бокового распора от 0,28 до 0,85.

При расчете было принято, что уплотнение горных пород стенок скважины при действии дифференциального давления (репрессии) от бурового раствора, происходит только после образования глинистой корки, т.е. после проникновения фильтрата бурового раствора в породу. Поэтому наихудшими считаются условия действия воды (фильтрата). В расчетах цементирования минимальные значения градиентов гидроразрыва можно увеличивать до 1,2 раза.

При определении горного давления использовались числовые значения плотностей горных пород, приведенные в таблице «Физико-механические свойства горных пород по разрезу скважины». с учетом льдистости для ММП.

График совмещённых давлений

Градиенты давлений, определенные по указанной методике, указаны в таблице «Давление по разрезу скважины».

В соответствии Федеральными нормами и правилами в области промышленной безопасности «Правила безопасности нефтяной и газовой промышленности», п. 210 гидростатическое давление бурового раствора на забой ствола скважины при вскрытии продуктивного горизонта должно превышать проектное пластовое давление на величину не менее 5%. При этом противодавление на продуктивный пласт не должно превышать пластовое давление на 2,5^3,0 МПа. Максимально допустимая репрессия (с учетом гидродинамических потерь) должна исключать возможность гидроразрыва пласта или поглощение бурового раствора.

С учетом указанных требований плотность бурового раствора должна удовлетворять соотношению:

для H = 0-1200 м. Р_пл*1,1*10³/9,81*Н <  < (P_пл+1,5)10³/9,81*Н

для Н = 1200 м - проект Р_пл*1,05*10³/9,81*Н <  < (P_пл+3,0)10³/9,81*Н

 - плотность бурового раствора, г/см³;

Р_пл - величина пластового давления в конце интервала, МПа;

Н - глубина пласта, м.

Для заданных в таблице «Давление по разрезу скважины» пластового давления и глубин плотность буровых растворов должна находиться в пределах:

В интервале 0-160 1,121 < р < 1,97; принимаем р =1,16-1,18 г/см³;

В интервале 160-1100 1,121 < р < 1,158; принимаем р =1,14-1,16 г/см³;

В интервале 1100-2000         1,07 < р < 1,17; принимаем р =1,07-1,10 г/см³.

Обоснование и расчёт конструкции скважины

В соответствии с заданием на проектирование конструкция скважины должна обеспечить конструкцию забоя в виде фильтра из труб 146 мм длиной около 300 м, расположенного в пласте-коллекторе на глубине по вертикали 2000 м.

При этом отклонение от вертикали забоя горизонтального ствола должно быть около 1500м.

С учетом геологического разреза Южно-Тарасовского нефтяного месторождения (выбранного в соответствии с заданием на проектирование) рассматривается следующая конструкция:

Шахтовое направление (глубиной до 20 м.) в соответствии с РД-39-00147001-767- 2000, п.14.19.2 в конструкции скважин, расположенных в зонах с ММП, обязательно. Установка шахтового направления входит в состав подготовительных работ до затаскивания БУ на точку.

В соответствии с Федеральными нормами и правилами в области промышленной безопасности «Правила безопасности нефтяной и газовой промышленности», п. 317 кондуктор должен перекрывать толщу неустойчивых при протаивании пород - криолитозоны. Башмак необходимо располагать ниже этих пород (не менее чем на 50 м) в устойчивых отложениях.

На Южно-Тарасовском месторождении толща ММП состоит из двух слоев:

·        второй слой 180-320 м. (глины и опоки с линзами мёрзлого песка, не содержащими льдистых включений, температура от - 0,5 °С до + 3 °С, льдистость 0,15-0,3).

На Южно-Тарасовском месторождении с учётом указанной изменчивости толщи ММП, а также с учётом отсутствия газа в верхних слоях Покурской свиты (сенеман) сложилась, в выборе конструкции скважин, практика перекрытия неустойчивых слоёв ММП удлинённым направлением до глубин 110-160м., а в качестве кондуктора - колонной на глубину около 1100м.

При этом такой удлинённый кондуктор выполняет три функции:

·        перекрывает сомнительные по устойчивости горные породы в интервале 150-500м.

·        перекрывает интервал 1000-1010 м.

·        гарантирует устойчивость по гидроразрыву горных пород в районе башмака кондуктора.

Условием устойчивости спуска указанного удлинённого кондуктора является кратковременность бурения интервала от 110 - 160 до 1100 м., что должно обеспечиваться соответствующей технологией проводки скважины.

С учётом отмеченных соображений, после устройства шахтового направления предлагается следующая конструкция:

·        трубное направление диаметром Ø 324 мм спускать на глубину 160 м.

Наружный диаметр соединительной муфты для направления по ГОСТ 632-80

Расчетный диаметр долота для бурения под направление:

мм.

Выбор ближайшего нормализованного диаметра долота под направление по ГОСТ 20692-80 мм.

·        удлиненный кондуктор диаметром Ø 245 мм спускать на глубину по вертикали 1100 м (1176 м по стволу)

Наружный диаметр соединительной муфты для кондуктора по ГОСТ 632-80

Расчетный диаметр долота для бурения под кондуктор:

мм.

геологический бурение гидроразрыв скважина

Выбор ближайшего нормализованного диаметра долота под кондуктор по ГОСТ 20692-80 мм.

Кондуктор цементируется в нижней части 550 - 1100 м ПЦТ-1-50 плотностью 1,8 г/см³, в верхней 0-550 м - ПЦТ - III-об 4-50 (ЦТРО) плотностью 1,42 г/см³. На удлинённый 245 мм кондуктор монтируется ПВО.

·        эксплуатационная колонна диаметром Ø 146 мм длиной 2695 м спускается в продуктивный пласт, расположенный на глубине (по вертикали) 2000 м.

Наружный диаметр соединительной муфты для эксплуатационной колонны по ГОСТ 632-80

Расчетный диаметр долота для бурения под эксплуатационную колону:

мм.

Выбор ближайшего нормализованного диаметра долота под эксплуатационную колонну по ГОСТ 20692-80 мм.

Нижняя часть колонны - горизонтальный участок скважины оборудуется фильтром типа ЗСМФЭ-146 длиной 290 м (уточняется по данным ГИС).

Цементный раствор за эксплуатационной колонной 146 мм поднимается от кровли до устья. Используется в нижней части (интервал 1500-2000 м) ПЦТ-1-100, плотностью 1,8; в верхней (интервал 0-1500) ПЦТ-Ш-06.4-50 (ЦТРО), плотностью 1,42.

Обоснование и расчёт профиля скважины

При выборе профиля акцент сделан на обеспечение надежной проходимости обсадных колонн и наличия участка стабилизационного бурения максимальной длины. Поэтому интенсивность набора кривизны выбрана не максимальной, а участок стабилизационного бурения запроектирован максимальным по длине и расположенным под минимальным зенитным углом 27-30°, достаточным для заданного смещения забоя от вертикали устья - 1500 м. На этом стабилизационном участке для сокращения времени бурения предусматривается использование высокоресурсных винтовых двигателей и долот типа МХ-09 (или трехсекционных турбобуров с долотами типа МЗ-ГВ), а при эксплуатации - пакетов центробежных насосов. Учитывая опыт проводки скважин на Южно-Тарасовском месторождении, в том числе, бурение скважин на третьем кусте с осложнениями в интервале 1100 - 2400 м в наклонном стволе с зенитными углами больше 35°, будет целесообразным бурить по профилю стабилизации под углом не более 30°. Искривление начинать на глубине 480 м в алевролитах ганькинской свиты, т.е. в том месте, где, как следует из практики бурения вертикальных стволов на Южно-Тарасовском месторождении, начинается самопроизвольное искривление.

Башмак 245 мм колонны устанавливается в плотных породах верхней части сеномана. При этом зенитный угол должен быть не более 30°.

Дальнейшее бурение под эксплуатационную колонну производится на участке стабилизации. Этот прямолинейный участок рекомендуется проходить с предельно допустимой скоростью, что можно осуществить с использованием долот типа МХ-09 и винтовых двигателей или с использованием долот типа МЗ-ГВ и турбобуров. Предпочтительнее первый вариант, поскольку при нем количество СПО будет в 3-4 раза меньше, что весьма существенно скажется на устойчивости стенок скважины.

Дальнейший набор угла и проводку последнего условно-горизонтального участка рекомендуется производить также винтовыми двигателями с долотами МХ-09. Выбранный с учетом приведенных соображений профиль позволит пройти интервал слабоустойчивых горных пород покурской и верхней части вартовской свит под зенитным углом около 30°, что, как следует из практики бурения, должно обеспечить достаточную надежность устойчивости стенок такого ствола.

Расчёт профиля скважины.

Вертикальный интервал:

Интервал набора угла 1, :

.

Интервал стабилизации,:

Интервал набора угла 2, :

.

Интервал набора угла 3, :

.

Горизонтальный интервал,

.

;