W003553 Дипломная работа Расчеты по проектированию скважин. Крепления скважины. Буровые растворы

Оглавление:

I. Геологический раздел

1. Общие сведения о районе работ  ..………………………………………....  3

1.1. Сводные технико-экономические данные …………………………………..  5

1.2. Геологическая характеристика ………………………………………………  9

1.3. Возможные осложнения в бурении ………………………………………… 14

1.4. Промыслово-геофизические исследования (ГИС) ………………………...  17

   II. Раздел проектирование

2.        Расчеты по проектированию скважин …………………………………...  19

2.1. Проектирование конструкции скважин ……………………………………   19

2.2. Проектирование профиля скважины ……………………………………….  22

2.3. Расчет прочности обсадных колонн ………………………………………..  26

2.4. Расчет проходимости обсадных колонн …………………………………...   38

3.  Устьевое и противовыбросовое оборудования ……………………………..   40  

4. Методы оценки состояния обсадных колонн и периодичность

испытаний ................................................................................................................. 42

5.  Буровые растворы ……………………………………………………………..  43

5.1. Требования к буровому раствору для бурения под кондуктор …………...  48

5.2. Требования к буровому раствору для проходки наклонных участков и горизонтального ствола  …………………………………………………………  48

6.  Особенности технологии бурения горизонтального ствола ……………….  52

                                              III. Раздел крепления

7.   Крепление скважины …………………………………………………………  55

7.1 Технико-технологические решения для сохранения по креплению

скважины ……………………………………………………………………….....  55

7.2. Крепления кондуктора ………………………………………………………  58

8.    Крепление эксплуатационной колонны ……………………………………  60

9. Расчет режима цементирования эксплуатационной колонны ……………… 62

10. Общая характеристика тампонажного раствора …………………………… 63

11. Схема обвязки устья скважины ……………………………………………... 66

12. Потребное количество цементировочной техники ………………………… 67

                              IV. Раздел по безопасности проектных решений

13. Безопасность жизнедеятельности при строительстве скважины на Юрхаровском ГКМ ……………………………………………………………….  68

13.1. Безопасность труда при спуске обсадных колонн в скважину ………….. 68

13.2. Безопасность труда при цементировании ………………………………… 71

13.3. Экологическая безопасность ………………………………………………. 72

13.4. Безопасность труда при предупреждении и ликвидации

прихватов БК .……………………………………………………………………..  75

14. Список использованной литературы ………………………………………... 76

             

1. Общие сведения о районе работ

           Юрхаровское газоконденсатонефтяное месторождение расположено за Полярным кругом в юго-восточной части Тазовского полуострова, на границе Пуровского и Надымского районов Ямало-Ненецкого автономного округа Тюменской области. Базовые для освоения  города -  Новый Уренгой и Надым находятся в 190 км к югу и 325 км к юго-западу от района работ. Месторождение имеет площадь примерно 260 км2 и расположено в 50 км к востоку от принадлежащего Газпрому Ямбургского месторождения и приблизительно в 300 км к северу от г Новый Уренгой. Эксплуатационное бурение производится на суше, месторождение осваивается с применением горизонтальных скважин. Юрхаровское месторождение имеет 1 залежь природного газа, 19 газоконденсатных залежей и 3 нефтегазоконденсатных залежи. Глубина залегания углеводородов варьируется от 1 000 до 2 950 метров, при этом валанжинский горизонт, который характеризуется наличием проницаемого песчаника, является основной областью добычи. Продуктивные залежи компактно расположены на небольшой географической территории, что повышает эффективность разработки и освоения этих запасов, как    с точки зрения капитальных вложений, так и с точки зрения операционных затрат.                                Лицензией на геологическое изучение и добычу углеводородов владеет НОВАТЭК-ЮРХАРОВНЕФТЕГАЗ, 100% дочернее общество НОВАТЭКа. Добыча газа и газового конденсата ведется с 2003 г. Доказанные запасы (SEC) месторождения на 31.12.2011 составляют 445,6 млрд. м3 газа и 24,2 млн. тонн жидких углеводородов. На месторождение доставляют грузы  по железной дороге от Тарко-Сале до ст. Коротчаево или Тундра и далее автомобильным транспортом. В период навигации основные грузы возможно доставлять  по районе Пур от поселка Тарко-Сале. Тазовская губа является судоходной на всем протяжении от середины июля до середины октября. Климат района работ - резко континентальный с суровой продолжительной зимой и коротким летом. Самые холодные месяцы январь-февраль со средней температурой минус 24- 26 °С. Абсолютный минимум температуры - минус 58 °С. Лето короткое с похолоданиями и заморозками. Средняя температура летних месяцев колеблется от 6 до 9 °С, а максимальная  31°С.  Среднегодовая температура –6,90С. Среднегодовое количество осадков составляет 350 - 400 мм, основное их количество выпадает в летнее время. Общее представление о районе работ представлено по  карте (рис.1), на которой указаны также маршруты доставки грузов.

 

Рис.1. Расположение месторождения

1.1. Сводные технико-экономические данные              Таблица 1

№ Наименование данных Значения

1 Номер района строительства скважины (или морской район) 2Г

2

Номера скважин, строящихся по данному проекту

272, 273, 274 базовая № 273

Все скважины горизонтальные, имеют одинаковую конструкцию  и бурятся на пласт АУ7. Отклонение длин обсадных колонн от проектных не превышают

 ± 500 м, что отвечает требованиям           ПБ 08-624-03, п.2.2.1, стр.47. Конкретные величины длин колонн и профили скважин будут определены по результатам бурения и освоения скв. № 273

3 Площадь (месторождение) Юрхаровское

4 Расположение (суша, море) Суша

5 Цель бурения и назначение скважины Добыча газа и конденсата,

 Эксплуатационная

6 Проектный горизонт АУ7

7 Длина участков по вертикали (стволу):

- вертикальный участок

-участки набора кривизны

-горизонтальный участок

0-600

600-1027 (600-1149); 2012-2050 (3849-4417)

2050-2051 (4417-4649)

8 Число объектов освоения

-в колонне 1

9 Вид скважины (вертикальная, наклонно-направленная, горизонтальная) Горизонтальная с инвертным окончанием

(более 900)

10 Тип профиля Пятиинтервальный

11 Максимальный зенитный угол,  градус более 900

12 Максимальная интенсивность изменения зенитного угла, град/10м 1,5

13 Глубина по вертикали  (стволу) кровли продуктивного пласта,  м 2012 (3849)

 

14 Отклонение от вертикали точки входа в кровлю продуктивного пласта,  м 2805

15 Допустимое отклонение заданной точки входа в кровлю продуктивного пласта от проектного положения,  м

75

16 Отклонение от вертикали забоя горизонтального ствола,  м 3605

17 Длина вскрытого продуктивного пласта субгоризонтальным стволом,  м 800

18 Категория скважины Первая

19 Металлоемкость конструкции, кг/м 75,2

20 Способ бурения Ротор                                                       0-90

3ТСШ-240;  А9ГТ-240                          90-550

3ТСШ-240;  А9ГТ-240; ДРУ-240         550-1350 (550-2034)

ДРУ-172                                                  1350-2051 (2034-4649)

21 Вид привода Электрический

22 Вид монтажа

 (первичный, повторный) Повторный, передвижка на 40 м

23 Тип буровой установки БУ 5000 /320 ЭУК-Я  с верхним приводом

24 Максимальная масса колонны, т

- обсадной

- бурильной

- суммарная (при спуске секциями)

168

151

 -

25 Тип установки для освоения С  бурового станка

26 Продолжительность цикла строительства скважины, сутки

-при первичном монтаже

-при повторном монтаже

   строительно-монтажные работы

-при первичном монтаже

-при повторном монтаже

-при передвижке на 40 м

   подготовительные работы к бурению

-при первичном монтаже

-при повторном монтаже

-при передвижке на 40 м

   бурение и крепление

   освоение

228,2

163,2

68

3

1

1

137,8

21,4

27 Проектная скорость бурения,  

м/ст. месяц

1012

 

1.2. Геологическая характеристика

ЛИТОЛОГО-СТРАТИГРАФИЧЕСКАЯ  ХАРАКТЕРИСТИКА  РАЗРЕЗА  СКВАЖИНЫ

                                                                                                                                                                                           Таблица 2

Стратиграфическое

подразделение Глубина залегания, м Толщина, м Коэффициент кавернозности Стандартное описание горной породы

название индекс от

(кровля) до

(подошва)  

Четвертичные Q

0

70

70

1,3 ММП: отложения торфяников, супеси, пески, глины слабоуплотненные с прослойками алевритов и мелкозернистых кварцевых песков

Люлинворская

P211 70 165 95 1,2 ММП: опоки, глины опоковидные,  диатомитовые глины с содержаним в подошве песчано-алевритового материала

Тибейсалинская

-верхняя

-нижняя P1tbs

165

295

295

435

130

140

1,2 ММП: пески и песчаники тонкозернистые, преимущественно кварц-полевошпатовые, слюдистые с многочисленными прослоями

серых глин; ММП: глины среднеуплотненные, вязкие с

 маломощными  прослоями  и линзами мелко-зернистых, преимущественно алевритистых кварцевых песков

Ганькинская

K2qn

435

655

220

1,2 глины, часто извествистые, с прослоями мергелей с обугленным растительным детритом и пиритизирован- ными остатками водорослей

Березовская

-верхняя

-нижняя

K2br

655

925 925

1020

270

95

1,2 слабо алевритистые глины с тонкими прослоями глинистых материалов и пиритизированными остатками водорослей опоки, опоковидные глины с редкими прослоями глинистых алевролитов и песчаников

Кузнецовская

K2kz

1020

1080

60

1,2

глины плотные, крепкие, однородные,

неслоистые, а также вязкие, жирные,

 листоватые, местами известковистые,

слабослюдистые с прослоями мелко-

зернистых глинистых алевролитов,

иногда сильно пиритизированных

Покурская

-верхняя

-средняя

-нижняя

K2pk

1080

1280

1770

1280

1770

1980

200

490

210

1,2

переслаивание песчано-алевритоглинистых пород, песчаники мелко- и среднезернистые, рыхлые и плотные с прослоями углисто-слюдистого материала, глины плотные, крепкие с прослоями мелкозернистого алеврита, аргиллиты плотные, прочные; чередование крупных пачек глин и глинистых алевролитов, песчаников, местами отмечаются прослои конгломератов из галек известняка, кварца и сидерита; характерно обилие растительного детрита, линзовых прослоев бурых углей, включений стяжений сидерита и  зерен пирита

Тангаловская K1tn 1980

2051 960 1,05

переслаивание  аргиллитов, алевролитов, глин и песчаников с преобладанием аргиллитов

Разрез продуктивного мелового комплекса Юрхаровского месторождения сложен чередованием песчаников, алевролитов, аргиллитов и глин.

Песчаники преимущественного светло-серого и серого цвета (реже с зеленовато-буроватыми оттенками), средне- и мелкозернистые, алевритистые. Встречаются как аркозовые, так и полевошпатовые и полевошпатово-кварцевые песчаники, с глинистым, глинистокарбонатным цементом (в цементе встречается каолинит). Выше баремского яруса песчаники слабосцементированные, переходящие в песок (покурская свита).

Обломочный материал составляет 80-95%, преобладающий размер обломков 0,1-0,25 мм, содержание алевритистого материала 5-25% (реже до 30-45%).

НЕФТЕГАЗОНОСНОСТЬ

                                                               Таблица 3

Индекс пласта Интервал, м Тип флюида Плотность, кг/м3 Относительная плотность газа по воздуху Проницаемость, мДа

Содержание серы,  %

Средний дебит,

тыс. м3/сут Температура в  пласте, °С Пластовое давление,

                МПа

Газовый фактор,

м3/м3

Коэффициент сжимаемости Давление насыщения в пластовых условиях

от

(верх)

до

(низ)          

ПК1 1062 1114 газ - 0,56 995,05 - 600-1000 24 10,83 - 0,8 60,0

ПК18 1772 1808 г/к 0,720 0,612 > 500 0,013 1000 45 18,01 42,5 0,98 96,0

АУ7 2030 2051 г/к 0,720 0,614 200 – 700 0,015 500-2000 52 20,84 49,6 0,98 109,0

ВОДОНОСНОСТЬ                                                                        

        Таблица 4

Индекс стратиграфического подразделения Интервал по вертикали, м Тип  коллектора Плотность,  г/см3 Свободный

дебит,

м3/сут Степень  минерализации,  г/л Тип воды по сулину:  СФН-сульфатонатриевыи;   ГКН-гидрокарбонатнонатриевые

ХЛМ-хлормагниевый

ХЛК-хлоркальциевыи Относится к источнику питьевого снабжения (да, нет)

от

(верх)  до

(низ)      

Q 0 70 поровый комплекс в зоне ММП   нет

Р211 70

120 120

165 поровый региональный водоупор в зоне ММП   нет

P1tbs 165 295 поровый комплекс в зоне ММП   нет

295 435    

К2 435 1080 поровый региональный водоупор   нет

K2pk 1080

1150 1150

1980 поровый 1,01 56-660 17,8 ХЛК нет

K1tn 1980 2051 поровый 1,002 3,5-166 5,2-2,8 ГКН нет

 

          ХАРАКТЕРИСТИКА   ВСКРЫВАЕМЫХ  ПЛАСТОВ     Таблица 5                                                                                        

Пласт Интервал  залегания, м Рпл,  МПа Коэфф. аномальности (Ка) Тпл,   С Средний дебит, тыс.м³/ сут. Проницаемость,    мДа Характер флюида

     

ПК1 1062-1114 10,83 1,04 24 600-1000 995,05 Газ

     

ПК18 1772-1808 18,01 1,01 45 1000 > 500 г/к

     

АУ7 2012-2051 20,84 1,01 52 500-2000 200 – 700 г/к

1.3.  ВОЗМОЖНЫЕ  ОСЛОЖНЕНИЯ  ПРИ  БУРЕНИИ                                                                              Таблица  6

Страт.  индекс Интервал, м Вид, характеристика осложнения Условия возникновения осложнения

 

от до  

   Q, P2

P1, K2

0 435 размывы и обвалы стенки скважины, интенсивное кавернообразование, растепление ММП и газогидратных залежей длительная остановка процесса бурения, плохое качество бурового раствора (низкая вязкость, большое содержание песка в растворе)

      Р1

K2

K2 br 435

800

790 800

1300

840  размывы и обвалы стенки скважины, интенсивное кавернообразование

незначительные каверно- и  сальникообразования

газопроявления

 (возможно техногенного происхождения  

Рпл=95-101 атм)

низкое качество бурового раствора, высокие значения показателя фильтрации, высокие скорости СПО (больше 1.5 м/с)

В березовской свите Ка =1,2

   K 2 pk

1080

1150

Газопроявления снижение гидростатического давления на пласт  (свабирование сальником, поглощение, легкий буровой раствор, недолив скважины), нарушение режима СПО, разгазирование раствора в призабойной зоне вследствие длительных простоев без промывки

K2 pk

K1tn

   1300   1980 кавернообразования, сальникообразования, прихваты бурильного инструмента, поглощение бурового раствора оставление без движения бурильного инструмента более 5 мин., не обеспечение периодического вращения бурильной колонны, когда КНБК находится в зоне потенциального прихвата,  увеличение плотности бурового раствора по сравнению с указанной в ГТН, высокие показатели фильтрации бурового раствора, нарушение режима СПО

1980

1060

1760

2010 2060

1100

1800

2051

кавернообразования, сальники, прихваты инструмента, поглощение раствора, обвалы

нефтегазопроявления

(1760-1800) снижение гидростатического давления на пласт при подъеме инструмента, недолив скважины, уменьшение забойного давления при установке нефтяных ванн при ликвидации прихватов, свабирование сальником, разгазирование раствора вследствие длительных простоев без промывки.

1.4. ПРОМЫСЛОВО-ГЕОФИЗИЧЕСКИЕ  ИССЛЕДОВАНИЯ

                                                                                                           Таблица 7                                                                                                                          

Наименование работ Масштаб Интервал,  м

 по вертикали по стволу

Направление

Открытый ствол Кавернометрия  1:500  0-90 0-90

Инклинометрия в бурильном инструменте при наличии углов более 2°    1/25 0-90 0-90

Обсадная колонна АКЦ, термометрия     1:500 0-90 0-90

Кондуктор

Открытый ствол Инклинометрия в бурильном инструменте 1/25   90-550     90-550  

Кавернометрия   1:500 90-550 90-550

Обсадная колонна АКЦ, термометрия   1:500 90-550 90-550

                                       Промежуточная колонна

Открытый ствол Инклинометрия в бурильном инструменте 1/200-1/25               550-1350       550-2034  

СК (2 зонда) ПС, БК                                                       1:500                     550-1350       550-2034      

Детальные исследования:                      550-1350       550-2034      

ГК+НГК     ННК  СГК  ВИКИЗ                                                                      1:500  

Кавернометрия 1/25  

Обсадная колонна ЦМ,  ОКЦ,  АКЦ 1:500                     550-1350       550-2034      

Эксплуатационная колонна

Открытый ствол.

Интервал  с зенитным углом более 50° Контейнерная доставка приборов.

1-й вариант - комплекс «Мега-Автоном»

ВИКИЗ, ПС    1:200 1350 – 2051   2034  – 4649

Детальные исследования:  1350 – 2051   2034  - 4649

ГК+ННКГ                                                                         1:200  

Инклинометрия    1/10 1350- 2051     2034 - 4649

Каверномер-профилемер Кедр- 73СКПД 1:200 1350- 2051 2034 - 4649

2-й вариант - АМК «Горизонт-108(90)»

(4 зонда) КС, ПС, ГК+НГК,

инклинометрия 1:200 1350- 2051 2034 - 4649

Каверномер-профилемер Кедр- 73СКПД 1:200 1350- 2051 2034 - 4649

Обсадная колонна ГК, ГГК-Ц, АКЦ, термометрия, ЛМ                            1:500 0 - 2051 0 - 4649

По данным ГИС уточняется кровля пласта АУ7

2. Расчеты по проектированию скважин

2.1. Проектирование конструкции скважин

            С учетом геологического разреза Юрхаровского ГКМ и накопленного опыта строительства скважин, предлагается следующая конструкция:

         Направление диаметром 426 мм спускают на глубину 90 м и цементируют до устья скважины специальным арктическим цементом во избежание размыва устья и связанных с ним осложнений, многолетне-мерзлых пород (ММП).

          Кондуктор диаметром 324 мм спускают на глубину 550 м по вертикали и цементируют до устья скважины также специальным арктическим цементом с целью перекрытия отложений ММП; башмак кондуктора устанавливают в устойчивых глинистых породах ганькинской свиты для недопущения гидроразрыва пород при ликвидации возможных нефтегазопроявлений во время углубления скважины. На кондуктор устанавливают противовыбросовое оборудование (ПВО).

           Промежуточную колонну диаметром 245 мм спускают на глубину 1350 м (2034 – по стволу)  и цементируют до устья в основном с целью перекрытия сеноманского газоносного горизонта ПК1 и во избежание осложнений при дальнейшем бурении наклонно-направленного участка скважины. С глубины 600 м до 1149м (600-1027м по вертикали) ствол скважины искривляют до 60,59°. На промежуточную колонну устанавливают ПВО.

Эксплуатационную колонну диаметром 178 мм, оснащенную фильтром (800м), спускают на глубину 2051 м по вертикали (4649 м по стволу)  с установкой фильтра типа ЗСМФЭ-178 (ЗСМФЭ-168) в условно-горизонтальном участке скважины (ГУС) в продуктивном пласте АУ7. Тампонажный раствор за 178-мм эксплуатационной колонной от кровли пласта поднимается до устья. Для цементажа используется пакер или соответствующее устройство, устанавливаемое в кровле пласта АУ7.   На  эксплуатационную колонну монтируют колонную головку,  ПВО и фонтанную арматуру.