Проектирование строительства эксплуатационной наклонно-направленной скважины №471 на Ярактинском нефтегазоконденсатном месторождении.
Введение
Нефтегазовый промысловый комплекс играет важную роль в современной национальной экономике Российской Федерации. Нефть и газ - это стратегическое сырье, которое используют не только на удовлетворение нужд отечественной индустрии, но и на экспорт.
Целями любого бурового предприятия является сокращение времени, повышение качества и снижение стоимости строительства скважины. В соответствии с чем сформулированы основные задачи данной выпускной квалификационной работы: предусмотреть в разрабатываемой работе технико-технологические мероприятия, реализация которых обеспечивает повышение качества строительства скважины и снижение временных и денежных затрат.
Одним из основных направлений в решении этих задач является поиск породоразрушающего инструмента современных конструкций, который позволит существенно повысить темпы строительства скважин за счет увеличения механической скорости бурения, проходки на долото и снижения риска аварийных ситуаций из-за разрушения долот на забое.
Актуальность данной темы заключается в популярности использования долот PDC в настоящее время в России и по всему миру. Обладая высокой износостойкостью и работоспособностью, лопастные долота PDC обеспечивают кратное увеличение проходки за долбление и позволяют достичь более высокой механической скорости бурения. Следовательно, сокращается время бурения и, соответственно, затраты на работу буровых бригад. Отсутствие в конструкции долот PDC движущихся элементов снижает риск оставления частей долота на забое скважины при бурении.
Содержание
Введение 7
1 Общие сведения о районе работ............................................................................8
1.1 Цель планируемых буровых работ 8
1.2 Географо-экономическая характеристика района работ 8
1.3 Сведения о предыдущих геолого-геофизических работах и их результаты.12
2 Геологическая часть 20
2.1 Тектоника 20
2.2 Стратиграфия и литология 21
2.3 Нефтегазоносность Ярактинского НГКМ 31
2.3.1 Давление и температура по разрезу скважины 33
2.4 Гидрогеология......................................................................................................35
2.5 Характеристика коллекторских свойств продуктивных горизонтов 38
2.6 Зоны возможных геологических осложнений 40
3 Профиль и конструкция скважины 42
3.1 Выбор и расчет профиля скважины...................................................................42
3.2 Проектирование конструкции скважины 45
3.2.1 Выбор конструкции скважины 45
3.2.2 Обоснование диаметра обсадных колонн и долот 51
4 Технология процесса бурения скважины 55
4.1 Выбор способа бурения скважины 55
4.2 Выбор породоразрушающего инструмента 55
4.3 Расчет параметров режима бурения 56
4.4 Бурение наклонных и горизонтальных скважин 61
4.5 Бурение скважин кустами 63
4.6 Технология и технические средства бурения с отбором керна 64
4.7 Рациональная отработка долот 64
4.8 Контроль параметров режима бурения 66
5 Выбор типа и параметров буровых растворов 67
6 Бурильная колонна 72
6.1 Выбор конструкции бурильной колонны 72
6.2 Расчёт бурильной колонны и КНБК 72
7 Крепление скважины обсадными колоннами 75
7.1 Расчет обсадных колонн 75
7.2 Технологическая оснастка обсадных колонн 82
7.3 Подготовка ствола скважины и спуск обсадных колонн 83
8 Цементирование скважины 85
8.1 Выбор способа цементирования 85
8.2 Выбор тампонажного материала и расчет цементирования скважин 85
8.3 Выбор типа буферной жидкости 91
8.4 Оценка качества цементирования скважины и испытание колонн на герметичность 92
9 Обвязка устья скважины 95
10 Метод заканчивания скважины и вскрытие продуктивного горизонта 98
10.1 Первичное вскрытие продуктивного горизонта 98
10.2 Вторичное вскрытие продуктивного горизонта 100
10.3 Опробование перспективных горизонтов в процессе бурения и освоения скважины 100
11 Предупреждение и ликвидация осложнений и аварий при бурении 102
11.1 Предупреждение и борьба с поглощениями бурового раствора 103
11.2 Предупреждение ГНВП и борьба с ними 105
11.3 Аварии в бурении, их предупреждение и методы ликвидации 106
12 Выбор бурового оборудования 110
13 Специальная часть 113
13.1 Введение 113
13.2 Сравнительные характеристики и конструктивные особенности используемых долот 113
13.3 Статистика отработки долот 117
14 Безопасность жизнедеятельности 124
15 Охрана окружающей среды 128
16 Экономический раздел.......................................................................................130
Заключение 133
Перечень используемых условных обозначений, сокращений, терминов........134
Список используемой литературы 135
Список использованной литературы
1. Бабаян, Э.В. Конструкция нефтных и газовых скважин. Осложнение и их преодоление: Учеб.пособие. – М.: Инфа-Инженерия, 2018. – 252 с.
2. Буровые долота, калибраторы, центраторы – каталог ОАО «ВБМ-групп», 2010. – 52 с.
3. Буровые промывочные и тампонажные растворы: Учеб. пособие для вузов/ А.И. Булатов, П.П. Макаренко, Ю.М. Проселков.- М.: Недра, 1999.-424 с.
4. Вадецкий, Ю.В. Бурение нефтяных и газовых скважин: учеб. / Ю.В. Вадецкий. – М.: Академия, 2008. – 350 с.
5. ВСН 39-86. Инструкция о составе, порядке разработки, согласования и утверждения проектно- сметной документации на строительство скважин на нефть и газ. Москва : б.н., 1987 г.
6. Гажула, С. В. Особенности траппового магматизма в связи с условиями нефтегазоносности Сибирской платформы. Нефтегазовая геология. Теория и практика: учебник / С. В. Гажула. – Москва: Недра, 2008. – 458 с.
7. Ганджумян, Р.А. Инженерные расчеты при бурении глубоких скважин: справ пособие / Р.А. Ганджумян, А.Г. Калинин, Б.А. Никитин. – М.: Недра, 2000. – 489 с.
8. Демихов В.И. Средства измерения параметров бурения скважин: Справочное пособие/ В.И. Демихов.- М: Недра, 1990. - 286 с.
9. Индивидуальная программа на строительство скважины №471 Ярактинского нефтегазоконденсатного месторождения, Иркутск, 2017
10. Инструкция по испытанию скважин на герметичность. Москва : АООТ ВНИИТнефть, 1999 г.
11. Инструкция по расчету обсадных колонн для нефтяных и газовых скважин. Москва : АООТ ВНИИТнефть, 1997 г.
12. Каталог. Оборудование для приготовления, очистки и циркуляции бурового раствора. Москва : ЦИНТИХИМНЕФТЕМАШ, 1991 г.
13. Коновальцева, Е. С. Нефтегазовая геология: учебник / Е. С. Коновальцева. – Москва: Недра, 2010. – 360 с.
14. Конторович, А. Э. Геология нефти и газа Сибирской платформы: учебник/ А. Э. Конторович, В. С. Сурков, А. А. Трофимук. – Москва: Недра, 1981. – 552 с.
Значения коэффициента запаса К3 задаются в следующих пределах:
Интервал, м <1200 1200 kз 1,1 1,05 В необходимых случаях в рабочем проекте может устанавливаться большая плотность бурового раствора, но при этом максимально допустимая репрессия (с учетом гидродинамических нагрузок) должна исключать возможность гидроразрыва пород или поглощения раствора на любой глубине интервала совместимых условий бурения. Исходные данные указаны в таблице 3.2.1.1.
Зная градиент пластового давления gradPпл и градиент давления гидроразрыва пласта grad Pгр давления можно найти по формуле:
Р = gradPH,(3.2.1.4)
где H – глубина залегания подошвы пласта с одинаковым градиентом.
Используя формулы 3.2.1.1-3.2.1.4 рассчитаем Рпл, Ргр, Ка, Кг и ρотн для интервала 0 – 110 м.:
Рпл = gradпл Н = 110·0,0073 = 0,803 МПа
Ргр = gradгр Н = 110·0,0168 = 1,848 МПа
ρотн = Кз Ка = 1,1 ∙ 0,74 = 0,82 г/см3