Поиск по каталогу

Библиотека онлайн

H000535 Дипломная работа Конструкция и проектирование крепления морской эксплуатационной нефтяной скважины

3400 руб. 1890 руб.

В корзину

СОДЕРЖАНИЕ

Аннотация………………………………………………………………………………………2

Введение………………………………………………………………………………………...3

Глава 1. Геолого-географическая характеристика разреза скважины………………..4

Сведения о районе буровых работ………………………………………………….4

Краткая характеристика буровой установки………………………………….…...5

Литолого-стратиграфическая характеристика скважины………………………..11

Глава 2. «Описание способов цементирования, выбор подходящего для нашего случая способа»…………………………………………………………..……..12

2.1 Цель цементирования скважины …………………………………….………...………....13

2.2 Тампонажные материалы, применяемые при цементировании……...…………..17

2.3.Организация процесса цементирования………………………...………..………18

2.4 Двухступенчатое цементирование ………………………………………………....20

Глава 3. Проектирование конструкции скважины ………...……………………..……..

2.2.1 Цели и этапы крепления скважины…………………………………….........……35

2.2.2 Подготовка к спуску обсадных колонн………………………………………..….36

2.2.3 Расчет кондуктора на прочность…………………………………………………..37

2.2.4 Расчет ЭОК – хвостовика на прочность………………………………………..…43

2.2.5 Задачи цементирования………………………………………………………...….51

2.2.6 Гидравлический расчет цементирования ЭОК – хвостовика………………...…51

Глава 3. Экономические расчеты………………………………………………………...…57

Глава 4. Охрана окружающей среды и недр………………………………………………61

Глава 5. Охрана труда……………………………………………………………………..….68

Заключение……………………………………………………………………………………...78

Список используемой литературы……………………………………………………….……79







АННОТАЦИЯ

Дипломная работа выполнена на тему: «Разработка конструкции и проектирование крепления морской нефтяной скважины».

В рамках спецвопроса спроектировано крепление морской скважины ЭОК – хвостовика, входящих в разработанную конструкцию Долгинского нефтяного месторождения.

В работе освещены разделы: «Экономические расчеты», «Охрана окружающей среды и недр» и «Охрана труда».

В графических приложениях отражены: разработка конструкции морской нефтяной скважины; результаты расчета кондуктора диаметром 508 мм и эксплуатационной обсадной колонны диаметром 168.3 мм; крепление скважины эксплуатационной обсадной.

Пояснительная записка содержит 79 листов, 7 таблиц, 3 графических плаката.

Все расчеты, представленные в дипломной работе, выполнены в компьютерной среде Mathematica, а графические приложения в AutoCAD.












ВВЕДЕНИЕ

На современном этапе развития нефтегазовой промышленности как в России, так и за рубежом, огромное внимание уделено вопросу разработки новых, а также уже разведанных месторождений, находящихся в акваториях арктического шельфа ввиду наличия там огромных запасов углеводородов. Однако немалая доля таких месторождений приходится на районы, верхние слои геологического разреза которых представлены многолетнемерзлыми породами. Это сцементированные льдом грунты, обладающие свойством растепляться при продолжительных температурах, тем самым вызывая осложнения, связанные со смятием обсадных колонн в результате обратного промерзания. Поэтому к конструкции скважин предъявляются особые требования, регламентируемые правилами безопасности в нефтяной и газовой промышленности, от которых зависит как успешная проводка скважины, так и ее долговечность в процессе эксплуатации.

В дипломной работе разрабатывается конструкция и проектирование крепления морской эксплуатационной нефтяной скважины на Долгинском месторождении, расположенном в районе распространения многолетнемерзлых пород.

В рамках спецвопроса выбрана конструкция забоя морской нефтяной скважины и выполнены расчеты кондуктора и ЭОК – хвостовика на прочность с построением эпюр избыточных наружных и внутренних давлений и выбором типа размеров труб и их длин по секции, а также гидравлический расчет цементирования ЭОК – хвостовика.

В соответствии с заданием на дипломную работу выполнены расчеты: градиентов давлений пластового и гидроразрыва горных пород по интервалам их постоянств с построением совмещенной графика градиентов этих давлений; по выбору диаметров долот и обсадных колонн; а также плотностей промывочной жидкости для бурения под каждую из них.









ГЛАВА 1. ГЕОЛОГО-ГЕОГРАФИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАЗРЕЗА СКВАЖИНЫ

1.1 Сведения о районе буровых работ

Таблица 1 – Сведения о районе буровых работ

Наименование, единица измерения Значение (текст, название, величина)

Наименование площади Долгинская

Административное расположение:

- страна Россия

- область (край, округ) Архангельская область, Ненецкий Автономный Округ

Местоположение скважины  Центральная часть западного свода Северо-Долгинской структуры

Температура воздуха:

- среднегодовая, °С -5.6

- наибольшая летняя, °С +28.0

- наименьшая зимняя, °С -48.0

Ледяной покров:

- средняя продолжительность ледового периода, сут. 152

- дата льдообразования:

 средняя  18 ноября

 ранняя 12 октября

 поздняя 25 декабря

- дата исчезновения льда:

 средняя 19 июня

 ранняя 10 апреля

 поздняя 30 июля

Преобладающее направление ветров Ю, СЗ, ЗСВ

Характерная скорость ветра (средняя), м/с 7.1

Максимальная скорость, повторяемостью 1 раз в 50 лет, м/с До 35.0 (порывы до 49.0)

Максимальная (1% обеспеченности) высота волны, возможная 1 раз в 5 лет, м 9

                                1 раз в 50 лет  9.4

Температура морской воды:

- максимальная, °С +13.5

- минимальная, °С -1.8

- средняя, °С +2.1

Рельеф дна моря Пологая равнина

Глубина моря на точке бурения, м 42

Распространение в разрезе многолетнемерзлых пород Наблюдается частичное распространение, в верхних интервалах


Долгинское нефтяное месторождение находится в Варандей-Адзьвинской нефтегазоносной области (НГО) Тимано-Печерской нефтегазоносной провинции (НГП), за полярным кругом на юго-восточном мелководном шельфе Баренцева моря.

 

Рис. 1 Географическое расположение месторождения Долгинское

1.2 Краткая характеристика буровой установки

Строительство разведочной скважины на площади Долгинская осуществляется с СПБУ «Арктическая». Установка предназначается для бурения разведочных нефтяных и газовых скважин.

 

Рис. 2 Самоподъемная буровая установка «Арктическая»

Технические характеристики установки:

Буровая вышка:

Буровая вышка башенного типа с талевой системой

Основные технические характеристики:

- допускаемая нагрузка на крюке – 500 тс;

- схема запасовки талевого каната – 6х7;

Талевая система вышки адаптирована для работы, как с верхним приводом, так и с вертлюгом, расположенным на крюке, и включает:

- кронблок грузоподъемностью – 600 тс и талевый блок – 454 тс;

- механизм крепления «мертвого конца» талевого каната;

- барабан талевого каната.

В комплект вышки входит:

- устройство для испытания буровой вышки;

- укрытие полатей верхового рабочего;

- магазины для расстановки свечей бурильных труб с фиксаторами свечей;

- механизм вертикальной расстановки свечей с кабиной оператора;

- номинальная длина свечи (длина 3-х труб) – 27 м;

- вместимость подсвечников (для свечей 5'' общей длиной 6650 м) – не менее 270 т.

Для работы с утяжеленными бурильными трубами площадка верхового рабочего оснащается вспомогательной лебедкой грузоподъемностью – 0.5 т.

На буровой вышке устанавливаются заградительные огни красного цвета взрывозащищенного исполнения, соответствующие требованиям гражданской авиации Российской Федерации ОАТГА-90.

Буровая лебедка:

Предназначена для спускоподъемных операций бурильного инструмента и т.д. Управление осуществляется через местный пульт и пост бурильщика (кабина бурильщика), где установлены пульты различного назначения (управление буровой лебедкой, ротором, буровыми насосами, верхним приводом и прочее). Буровая лебедка применяется в составе с электротормозом и блоком охлаждения тормозов лебедки (насос, емкость воды, трубопроводы) и имеет электропривод (3 эл/двиг.).

Буровая лебедка оснащена автоматической системой бурильщика, обеспечивающей автоматическое поддерживание нагрузки на долото.

Основные технические характеристики:

- общая мощность электропривода буровой лебедки – 2400 кВт;

- тип тормоза – электромагнитный с системой водяного охлаждения.

Талевый блок:

Талевый блок – крюк-блок грузоподъемностью 454 т.

Талевый блок – механизм, подвешенный на талевом канате от крон-блока (система шкивов на верхней площадке вышки), состоит из системы шкивов (подобных крон-блоку) для талевого каната и крюка, как грузоподъемного элемента, к которому подвешивается верхний привод.

Ротор с электроприводом:

Ротор – механизм, предназначенный для вращения бурильного инструмента (вместо верхнего привода) и представляющий собой комплекс электродвигателя с системой охлаждения (замкнутая система в виде прямоугольного параллепипеда – коробка), трансмиссии (цилиндрический редуктор) и редуктора (коническая пара) с большим внутренним проходным отверстием для бурильного инструмента, обсадных колонн и т.д. вкладышами ротора для установки труб различного диаметра.

Основные технические характеристики:

- приводная мощность ротора – не менее 440 кВт;

- статическая грузоподъемность – 454 тс;

- диаметр проходного отверстия стола – 950 мм;

- диапазон частот вращения в обоих направлениях под рабочей нагрузкой – 0-250 об/мин.

Литолого-стратиграфическая характеристика разреза скважины

1.3.1 Стратиграфическая характеристика разреза, элементы залегания и коэффициент кавернозности пластов

Таблица 2 – Стратиграфическая характеристика разреза

Глубина залегания, м Стратиграфическое подразделение, свита Коэффициент кавернозности в интервале

Название Индекс

1 2 3 4

74* – 168   Четвертичная и неогеновая системы Q + N 1,50

168 – 376 Меловая система. Нижний отдел K1 1,50

376 – 553 Юрская система. Верхний отдел J3 1,50

553 – 660 Юрская система. Средний отдел J2 1,20

660 – 969 Триасовая система. Верхний отдел. Карнийский и норийский ярусы T3 1,20

969 – 1885 Триасовая система. Средний отдел. Ладинский ярус. T2 1,10

1885 – 2127 Триасовая система. Средний отдел. Анизийский ярус T2 1,10

2127 – 2292 Триасовая система. Нижний отдел. Индийский и оленекский ярусы (харалейская свита) T1 1,10

2292 – 2492 Триасовая система. Нижний отдел. Индийский и оленекский ярусы (чаркобожская свита) T1 1,25

2492 – 2871 Пермская система. Верхний отдел. Уфимский, казанский и татарский ярусы P2 1,10

2871 – 3021 Пермская система. Нижний отдел. Кунгурский ярус P1 1,10

3021 – 3132 Пермская система. Нижний отдел. Артинский ярус P1 1,10

3132 – 3148 Каменноугольная система. Верхний отдел. Гжельский ярус C3 1,10

3148 – 3248 Каменноугольная система. Средний отдел. Башкирский и московский ярусы C2 1,10

3248 – 3383 Каменноугольная система. Нижний отдел. Серпуховский ярус C1 1,10

3383 – 3532 Каменноугольная система. Нижний отдел. Визейский ярус C1 1,10

Примечание. * - отсчет глубин ведется от стола ротора, при глубине моря для скважины 42 м и альтитуде ротора – 32 м.

1.3.2 Литологическая характеристика разреза скважины

Расстояние от стола ротора до дна моря – 74 м.

Интервал 74 – 168: пески 5%; суглинки 5%; супеси 5%; глины 70%; аргиллиты 13%; гравий 2%. В верхней части разреза глины, суглинки и супеси с примесью песчаного и гравийного материала. В нижней части разреза отложения представлены глинами с прослоями песка и аргиллита. Глины серые, темно-серые, пластичные, вязкие, легкоразмокаемые. Аргиллиты темно-серые, мелкооскольчатые. Пески серые, кварцевые, мелкозернистые, в кровельной части – мелкие и пылеватые.

Интервал 168 – 376: глины 70%; пески 5%; песчаники 11%; алевролиты 12%; угли 2%. Верхняя часть представлена преимущественно глинами с маломощными прослоями песков и редкими прослоями угля. Нижняя часть разреза сложена песчано-глинистыми образованиями. Глины серые, темно-серые, вязкие, алевритистые. Пески мелкозернистые, кварцевые. Песчаники серые, светло-серые, мелкозернистые, кварцевые. Алевролиты серые, мелкозернистые, крепкие, карбонатные.

Интервал 376 – 553: глины 50%; пески 10%; песчаники 10%; алевролиты 10%; аргиллиты 10%; пирит 3%; кальцит 2%; слюда 3%; угли 2%. Отложения представлены преимущественно глинами с прослоями песков, песчаников, угля, редкими прослоями алевролита и аргиллита. Глины серые, буровато-серые, вязкие, алевритистые, с редкими включениями пирита, кальцита, слюды. Пески серые, мелкозернистые, кварцевые. Песчаники серые, мелкозернистые, кварцевые, иногда карбонатные. Алевролиты зеленовато-серые, плотные. Аргиллиты темно-серые, полимиктовые, мелко- и среднезернистые, рыхлые и слабосцементированные, на глинистом цементе.

Интервал 553 – 660: глины 50%; аргиллиты 10%; алевролиты 10%; песчаники 10%; пески 15%; угли 5%. Глины серые, вязкие, алевритистые. Аргиллиты темно-серые, оскольчатые, хрупкие. Алевролиты темно серые, зеленовато-серые, кварцевые, полимиктовые, мелко- и среднезернистые, рыхлые и слабосцементированные, на глинистом цементе. Пески серые, мелкозернистые, кварцевые. Встречаются прослои угля.

Интервал 660 – 969: глины 50%; аргиллиты 10%; алевролиты 10%; пески 15%; песчаники 10%; угли 5%. Глины серые, вязкие, алевритистые. Аргиллиты темно-серые, оскольчатые. Алевролиты темно-серые, зеленовато-серые, плотные, рыхлые и слабосцементированные. Песчаники серые, зеленовато-серые, кварцевые, полимиктовые, мелко- и среднезернистые, рыхлые и слабосцементированные, на глинистом цементе. Пески серые. Мелкозернистые. Встречаются прослои угля.

Интервал 969 – 1885: глины 45%; аргиллиты 10%; песчаники 30%; алевролиты 10%; угли 5%. Глины серые, вязкие, пластичные. Аргиллиты серые и темно-серые, оскольчатые. Алевролиты серые, темно-серые, плотные, крепкие, реже рыхлые на глинистом цементе. Песчаники серые, кварцевые, мелкозернистые, от рыхлых до слабосцементированных, на глинистом и карбонатном цементе. Пески серые, мелкозернистые, кварцевые. Встречаются прослои угля.

Интервал 1885 – 2127: глины 30%; аргиллиты 20%; алевролиты 20%; песчаники 30%. Глины серые, буровато-серые, вязкие, алевритистые. Аргиллиты серые, темно-серые, бурые, оскольчатые. Алевролиты серые, темно-серые, реже буровато-серые, полимиктовые, рыхлые. Песчаники серые, зеленовато-серые, мелкозернистые, кварцевые, слабосцементированные и рыхлые, на глинистом цементе.

Интервал 2127 – 2292: песчаники 20%; аргиллиты 20%; алевролиты 20%; глины 40. Глины бурые, серые, алевритистые. Аргиллиты серые, зеленовато-серые, бурые, алевритистые. Алевролиты зеленовато-серые, серые, мелкозернистые, полимиктовые, рыхлые, на глинисто-карбонатном и глинистом цементе. Песчаники серые, светло-серые, мелкозернистые, кварцевые. рыхлые, на глинистом цементе.

Интервал 2292 – 2492: аргиллиты 20%; глины 50%; алевролиты 10%; песчаники 15%; кремни 5%. Глины бурые, серые, вязкие, алевритистые. Аргиллиты серые, зеленовато-серые, бурые, алевритистые. Алевролиты зеленовато-серые, серые, темно-серые, мелкозернистые, рыхлые, на глинисто-карбонатном и реже карбонатном цементе. Песчаники светло-серые, серые, мелкозернистые, кварцевые, рыхлые, на карбонатном и глинисто-карбонатном цементе. В нижней части свиты встречаются прослои кремня.

Интервал 2492 – 2871: песчаники 15%; алевролиты 10%; аргиллиты 10%; глины 55%; известняки 5%; кремни 5%. Песчаники серые, темно-серые, углистые, кварцевые, мелкозернистые, крепкие, на глинистом и глинисто-карбонатном цементе. Алевролиты серые, зеленовато-серые, мелкозернистые, на глинисто-карбонатном цементе, с включением угля и пирита. Аргиллиты темно-серые, бурые, крепкие, с включениями пирита и марказита. Глины серые, бурые, алевритистые. Внизу толщи присутствуют тонкие прослои известняка и кремня.

Интервал 2871 – 3021: глины 60%; аргиллиты 30%; пирит 3%; слюда 2%; алевролиты 2%; песчаники 3%. Толща глин и аргиллитов с маломощными прослоями алевролитов и песчаников. Аргиллиты бурые, зеленовато-серые, пиритизированные, слюдистые, в разной степени известковистые.

Интервал 3021 – 3132: алевролиты 10%; глины 40%; аргиллиты 20%; мергели 12%; известняки 12%; ангидриты 2%; пирит 2%; слюда 2%. В верхней части разреза, в глинистой толще, прослои глинистых алевролитов. Ниже по разрезу преобладают темно-серые, черные микрослоистые карбонатно-кремниссто-глинистые битуминозные породы и аргиллиты, в подчиненном количестве присутствуют тонкие прослои известняков и мергелей. Единичные прослои ангидритов. Глины серые, вязкие, слабоизвестковистые. Аргиллиты темно-серые, плотные. Известняки темно-серые, глинистые, тонкокристаллические, плотные, крепкие. Мергели темно-серые, крепкие, слабослюдистые, пиритизированные.

Интервал 3132 – 3148: известняки 100%. Известняки биогермные и органогенно-обломочные, серые, рыхлые.

Интервал 3148 – 3248: известняки 70%; доломиты 10%; аргиллиты 13%; угли 2%; кремни 5%. Преобладают биогермные известняки и известняки крепкие, массивные, участками доломитизированные и трещиноватые с отдельными прослоями аргиллитов и кремней. Встречаются прослои угля. Аргиллиты темно-серые, коричневые. Кремни серые, темно-серые, полупрозрачные.

Интервал 3248 – 3383: аргиллиты 10%; известняки 50%; ангидриты 30%; доломиты 10%. Верхняя часть представлена карбонатной толщей с маломощными прослоями аргиллитов. Известняки серые, светло-серые, мелко- и скрытокристаллические, от крепких до рыхлых, прослоями органогенно-детритовые. Аргиллиты темно-серые, зеленовато-серые, коричневые. В нижней части разреза толща ангидритов белых, рыхлых с редкими тонкими прослоями известняков, доломитов и аргиллитов. Известняки серые, мелко- и среднекристаллические. Доломиты темно-серые, темно-коричневые, пелитоморфные. Крепкие. Аргиллиты темно-серые, зеленовато-серые, коричневые. крепкие.

Интервал 3383 – 3532: известняки 65%; доломиты 20%; ангидриты 10%; аргиллиты 5%. Неравномерное переслаивание пачек известняков серых, мелко- и скрытокристаллических, пелитоморфных, известняков светло-серых, органогенно-детритовых, рыхлых, известняков доломитизированных с прослоями доломитов, ангидритов и тонких пропластков аргиллитов. Доломиты темно-серые, коричневато-серые, пелитоморфные, пластинчатые. Ангидриты белые, рыхлые. Аргиллиты темно-серые, зеленовато-серые, иногда пиритизированные.






1.4 Физико-механические свойства горных пород

Таблица 3 - Физико-механические свойства горных пород

Индекс стратиграфического подразделения Интервал, м Краткое название горной породы Плотность, кг/м3 Твердость, кгс/мм2 * Абразивность*

1 2 3 4 5 6

Q + N 74 – 168 Пески 1,8 – 2,0 II I – III

 Суглинки  

 Супеси  

 Глины  

 Аргиллиты  

 Гравий  

K1 168 – 376 Глины 1,8 – 2,0 II – IV II – VII

 Алевролиты  

 Пески  

 Песчаники  

 Угли  

J3 376 – 553 Глины 1,9 – 2,0 II – VI II – VII

 Пески  

 Песчаники  

 Алевролиты  

 Аргиллиты 1,9 – 2,3 II – IV II – VII

 Пирит  

 Кальцит  

 Слюда  

 Угли  

J2 553 – 660 Глины 1,9 – 2,3 II –V II – VII

 Аргиллиты  

 Алевролиты  

 Песчаники  

 Пески  

 Угли  

T3 660 – 969 Глины 1,9 – 2,4 II –V II – VII

 Аргиллиты  

 Алевролиты  

 Пески  

 Песчаники  

 Угли  

T2 969 – 1885 Глины 2,2 – 2,5 III – V II – VII

 Аргиллиты  

 Песчаники  

 Алевролиты  

 Угли  

T2 1885 – 2127 Глины 2,2 – 2,5 III – V II – VII

 Аргиллиты  

 Алевролиты  

 Песчаники  

T1 2127 – 2292 Песчаники 2,2 – 2,5 IV – V II – VII

 Аргиллиты  

 Алевролиты  

 Глины  

T1 2292 – 2492 Аргиллиты 2,2 – 2,5 IV – V II – VII

 Глины  

 Алевролиты  

 Песчаники  

 Кремни  

P2 2492 – 2871 Песчаники 2,4 – 2,7 IV – V II – VII

 Алевролиты  

 Аргиллиты  

 Глины  

 Известняки  

 Кремни  

P1 2871 – 3021 Глины 2,4 – 2,7 IV – V II – VII

 Аргиллиты  

 Пирит  

 Слюда  

 Алевролиты  

 Песчаники  

P1 3021 – 3132 Алевролиты 2,4 – 2,7 IV – V II – VII

 Глины  

 Аргиллиты  

 Мергели  

 Известняки  

 Ангидриты  

 Пирит  

 Слюда  

C3 3132 – 3148 Известняки 2,4 – 2,7 V – VII III – IV

C2 3148 – 3248 Известняки 2,5 – 2,8 V – VII III – IV

 Доломиты  

 Аргиллиты  

 Угли  

 Кремни  

C1 3248 – 3383 Аргиллиты 2,5 – 2,8 V – VII II – III

 Доломиты  

 Ангидриты  

 Известняки  

C1 3383 – 3532 Известняки 2,4 – 2,7 IV – VII II - III

 Доломиты  

 Ангидриты  

 Аргиллиты  

Примечание. * - категория.

Отсчет глубин ведется от стола ротора, при глубине моря для скважины 42 м и альтитуде ротора – 32м.

1.5 Нефтеносность

Таблица 4 – Нефтеносность

Индекс стратиграфического подразделения Интервал, м Тип коллектора Плотность, кг/м3 Свободный дебит, м3/сут.

  В пластовых условиях После дегазации

1 2 3 4 5 6

P2 (пласт I) 2532 – 2557 Поровый * 900,5 *

P2 (пласт II) 2592 – 2605 Поровый * 900,5 *

P2 (пласт III) 2627 – 2637 Поровый * 900,5 *

C3 + C2 (пласты II+III) 3132 – 3192 Поровый, каверно-поровый 715 833,6 *

C2 (пласт IV) 3216 – 3248 Поровый, каверно-поровый 715 833,6 *

C1 3382 – 3432 * * * *

Примечание. * - нет данных.

Отсчет глубин ведется от стола ротора, при глубине моря для скважины 42 м и альтитуде ротора – 32 м.

Таблица заполнена по «Проекту разведки Долгинского месторождения» ООО «ВНИИГАЗ».

В пластовой нефти имеется растворенный газ с относительной плотностью по воздуху 1,07.

Газосодержание нефти в верхнепермских терригенных отложениях – 20,0 м3/т.

Газосодержание нефти в нижнепермских-среднекаменноугольных карбонатных отложениях – 125,1 м3/т.



1.6 Водоносность

Таблица 5 – Водоносность

Интервал, м Тип коллектора Плотность, кг/м3 Степень минерализации. мг-экв/л** Химический состав воды в мг-эквивалентной форме

   анионы / катионы

   Cl- / Na++K+  SO42- / Mg2+ HCO3- / Ca2+

2 3 4 5 6 7 8

142 – 376 поровый * * *  *  *

376 – 660  1010 15,7 9445,5 / 4810,06 25,46 / 145,59 41,49 / 928,05

660 – 2492  1020 – 1030 18,8 – 37,9 23192,2 / 10400,8 51,03 / 121,6 91,5 / 3907,8

2492 – 2871  1061 50,0 – 70,0 *  * *

2871 – 3532 Поровый, трещинно-поровый, трещинный, каверно-трещинный 1058 58,7 – 85,6 49700 / 20935,7 351,4 / 2553,6 45,75 / 5800



1.7 Давление и температура по разрезу скважины

Таблица 6 – Давление и температура по разрезу скважины

Индекс стратиграфического подразделения Интервал, м Давление, МПа Температура в конце интервала, °С

 Пластовое Гидроразрыва горных пород

 от до от до

1 2 3 4 5 6 7

Q + N 74 – 168 0 1,68 0 2,52 -1,4 – 0

K1 168 – 376 1,68 3,76 2,52 5,64 8,0

J3 376 – 553 3,76 5,53 6,016 8,848 24,0

J2 553 – 660 5,53 6,6 8,848 10,56

T3 660 – 969 6,6 9,69 11,22 16,473

T2 969 – 1532 9,9807 15,7796 16,473 26,044 62,0

1532 – 1885 15,7796 19,4155 27,576 33,93

T2 1885 – 2127 19,7925 22,3335 33,93 38,286

T1 2127 – 2292 22,3335 24,066 38,286 41,256

T1 2292 – 2492 24,066 26,166 41,256 44,856

P2 2492 – 2871 27,412 31,581 47,348 54,549 78,5

P1 2871 – 3021 31,581 33,231 54,549 57,399

P1 3021 – 3132 33,231 34,452 57,399 59,508

C3 3132 – 3148 36,3312 36,5168 61,074 61,386 82,0

C2 3148 – 3248 36,5168 37,6768 61,386 63,336

C1 3248 – 3383 37,6768 39,2428 63,336 65,9685 89,0

C1 3383 – 3532 39,2428 40,9712 65,9685 68,874

Примечание.

Таблица заполнена по данным «Проекта разведки Долгинского месторождения» ООО «ВНИИГАЗ».

Отсчет глубин ведется от стола ротора, при глубине моря для скважины 42 м и альтитуде ротора – 32м.





 

Рис. 3 Термограмма по скважине

1.8 Возможные осложнения по разрезу скважины

1.8.1 Поглощения бурового раствора

Поглощения возможны в интервалах 187 – 376, 402 – 553 (частичные), 3132 – 3248 (частичные). 3248 – 3307 (частичные) и 3383 – 3532 м (частичные).

Данные взяты из «Проекта разведки Долгинского месторождения» ООО «ВНИИГАЗ».

Отчет глубин ведется от стола ротора, при глубине моря для типовой скважины 42 м и альтитуде ротора 32 м.

1.8.2 Осыпи и обвалы стенок скважины

Осыпи и обвалы возможны в интервалах 74 – 168, 168 – 376, 376 – 969, 2127 – 2492 и 2492 – 3132 м.

Данные взяты из «Проекта разведки Долгинского месторождения» ООО «ВНИИГАЗ».

Отчет глубин ведется от стола ротора, при глубине моря для типовой скважины 42 м и альтитуде ротора 32 м.

1.8.3 Нефтеводопроявления

Возможные нефтегазопроявления в интервалах 2532 – 2557, 2592 – 2605, 2605 – 2637, 3132 – 3192, 3216 – 3248 и 3382 – 3432 м.

В гидрогеологическом отношении Долгинское месторождение не изучено.

Данные взяты из «Проекта разведки Долгинского месторождения» ООО «ВНИИГАЗ».

Отчет глубин ведется от стола ротора, при глубине моря для типовой скважины 42 м и альтитуде ротора 32 м.

1.8.4 Прихватоопасные зоны

Прихватоопасные зоны возможны в интервалах 376 – 969, 2127 – 2492, 2492 – 3132, 3132 – 3192, 3216 – 3248 и 3382 – 3432 м.

Данные взяты из «Проекта разведки Долгинского месторождения» ООО «ВНИИГАЗ».

Отчет глубин ведется от стола ротора, при глубине моря для типовой скважины 42 м и альтитуде ротора 32 м.

1.8.5 Прочие возможные осложнения

Криолитозона возможно в интервале 94 – 174 м. кавернообразование возможно в интервалах 74 – 168, 168 – 376, 376 – 553, 2292 – 2492 и 2492 – 3132 м.

Коагуляция бурового раствора при разбуривании ангидритов возможна в интервале 3307 – 3427 м.

Данные взяты из «Проекта разведки Долгинского месторождения» ООО «ВНИИГАЗ».

Отчет глубин ведется от стола ротора, при глубине моря для типовой скважины 42 м и альтитуде ротора 32 м.







ГЛАВА 2. СПЕЦВОПРОС: «РАЗРАБОТКА КОНСТРУКЦИИ И ПРОЕКТИРОВАНИЕ КРЕПЛЕНИЯ МОРСКОЙ НЕФТЯНОЙ СКВАЖИНЫ»

2.1 Разработка конструкции

2.1.1 Требования, предъявляемые к конструкции морской скважины в многолетнемерзлых породах

Общие положения:

Конструкция скважины определяется количеством спускаемых обсадных колонн, глубиной их спуска, диаметром обсадных труб, которыми перекрывается пройденный интервал, а также высотой подъема тампонажного раствора в кольцевом пространстве. Она зависит от цели и способа бурения, геологических условий проводки и глубины скважины, количества продуктивных горизонтов, подлежащих опробованию, способа вскрытия этих горизонтов, материально-технического обеспечения. Конструкция скважины должна обеспечивать:

- обязательное доведение скважины до проектной глубины;

- осуществление заданных способов вскрытия продуктивных горизонтов и методов их эксплуатации;

- предотвращение осложнений в процессе бурения и полное использование потенциальных возможностей техники и технологических процессов;

- минимум затрат на строительство скважины как законченного объекта.

Количество обсадных колонн, необходимых для выполнения этих требований, определяют исходя из несовместимости условий бурения отдельных интервалов скважины.

Анализ условий бурения скважины производят поинтервально сверху вниз с разбивкой геологического разреза скважины на зоны крепления; при этом рассматривают и намечают технологические операции по максимальному увеличению интервала совместимости условий бурения, которые являются экономически эффективными.

С целью улучшения условий бурения, предупреждения возможных осложнений и аварий в процессе выполнения буровых работ при проектировании конструкции скважины необходимо учитывать:

- глубину залегания продуктивных пластов, их продуктивность и коллекторские свойства;

- физико-механические свойства и состояния пород, вскрываемых скважиной, с точки зрения возможных обвалов, осыпей, кавернообразования, передачи на обсадные колонны горного давления;

- пластовое и поровое давления, а также давления гидроразрыва проходимых пород;

- температуру горных пород по стволу скважины.

Требования, предъявляемые к конструкции морской скважины в ММП:

Конструкция скважин должна обеспечить надежную сохранность устья и околоствольного пространства в процессе всего цикла строительства и эксплуатации за счет применения соответствующих технических средств и технологических решений.

Сформированный ствол скважины следует закреплять направлением с цементным раствором соответствующего состава.

Кондуктор должен перекрывать толщу неустойчивых при протаивании пород – криолитозоны. Башмак необходимо располагать ниже этих пород (не менее чем на 50 м) в устойчивых отложениях. Глубина спуска кондуктора должна исключать гидравлический разрыв пластов, лежащих выше башмака, при достижении в стволе скважины давления, равного пластовому.

Для цементирования обсадных колонн применяется цемент для низких и нормальных температур с добавлением ускорителя сроков схватывания тампонажного раствора.

Температура тампонажного раствора при креплении направления и кондуктора в ММП должна быть не ниже 8 – 10 °С для обеспечения его ускоренного схватывания, но не превышать температуру бурового раствора при бурении под колонну.

Тепловой режим бурения в интервалах ММП, а также такие показатели бурового раствора, как температура, вязкость, статическое напряжение сдвига, показатель фильтрации и плотность, должны обеспечивать снижение разупрочняющего воздействия на приствольную зону. Перечисленные показатели должны контролироваться и поддерживаться в оптимальных пределах.

Не забудьте оформить заявку на наиболее популярные виды работ: