Геомеханическое сопровождение в реальном времени для снижения рисков в процессе бурения на Имилорском месторождении.
ВВЕДЕНИЕ
Бурение нефтяных скважин является важной частью всей нефтегазовой отрасли. Оно сопряжено с рисками, которые могут привести к остановке процесса бурения и значительным финансовым затратам. В связи с этим, разработка технологий геомеханического сопровождения в реальном времени является важным направлением, позволяющим минимизировать риски и повысить эффективность бурения.
В дипломном проекте рассмотрим геомеханическое сопровождение бурения на примере Имилорского месторождения.
Имилорское месторождение, введенное в эксплуатацию в 2014 году, расположено на территории Сургутского района Ханты-Мансийского автономного округа - Югры. На этом месторождении бурение скважин сопровождается рядом особенностей, таких как высокая глубина залегания нефтяных пластов, высокое давление и температура пластовых флюидов, слабые горные породы и другие факторы.
СОДЕРЖАНИЕ
1.1 Сведения о районе буровых работ. 7
1.2 Литолого-стратиграфическая характеристика разреза. 8
1.3 Физико-механческие свойства горных пород по разрезу скважины.. 10
1.4 Давление и температура по разрезу скважины.. 12
1.5 Нефтегазоводоносность по разрезу скважины.. 13
1.6 Возможные зоны осложнения по разрезу скважины.. 15
1.7 Промыслово-геофизические исследования. 18
2. ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЙ РАЗДЕЛ.. 22
2.1 Обоснование и расчет конструкции скважины.. 22
2.2 Обоснование профиля скважины.. 28
2.5 Выбор и обоснование вида промывочной жидкости и её параметров. 32
2.6.1 Основные понятия геомеханического сопровождения бурения скважины.. 35
2.6.2 Программное обеспечение для геомеханического сопровождения бурения. 40
2.6.2 Геомеханическое сопровождение в реальном времени в условиях Имилорского месторождения. 41
3. ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКИЙ РАЗДЕЛ.. 47
3.1 Описание бурового предприятия. 47
3.2 Инвестиционные затраты.. 47
3.3 Эксплуатационные затраты.. 49
3.4 Экономическая оценка инвестиций. 52
4. АНАЛИЗ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ РИСКОВ ПРИ СТРОИТЕЛЬСТВЕ СКВАЖИН.. 55
4.3 Анализ безопасности работ. 60
4.4 Расчет глушения скважины.. 63
СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННОЙ ЛИТЕРАТУРЫ... 68
ПРИЛОЖЕНИЕ А. Геолого-технический наряд (ГТН) 70
СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННОЙ ЛИТЕРАТУРЫ
- Национальный стандарт Российской Федерации ГОСТ Р 53710-2009 «Месторождения нефтяные и газонефтяные. Правила проектирования разработки».
- Методические указания по созданию постоянно действующих геолого-технологических моделей нефтяных и газонефтяных месторождений (РД 153-39.0-047-00). – М: ОАО «ВНИИОЭНГ».
- РД 08-435-02. Инструкция по безопасности одновременного производства буровых работ, освоения и эксплуатации нефтяных скважин на кусте.
- Правила геофизических исследований и работ в нефтяных и газовых скважинах. М., 1999.
- РД 153-39.0-072-01. Техническая инструкция по проведению геофизических исследований на кабеле в нефтяных и газовых скважинах. М., 2001.
- РД 153-39.0-069-01. Техническая инструкция по проведению геолого-технологических исследований нефтяных и газовых скважин. М., 2001.
- РД 153-39.0-109-01 Комплексирование и этапность выполнения геофизических, гидродинамических и геохимических исследований нефтяных и нефтегазовых месторождений. М., 2002.
- РД 08-492-02. Инструкция о порядке ликвидации, консервации скважин и оборудования их устьев и стволов.
- Проектная документация "Групповой рабочий проект на строительство эксплуатационных скважин с горизонтальным окончанием Имилорского месторождения" от 13.02.2018 № 391 ЭК-Г-17-ИОС.
В пределах одной зоны относительная плотность бурового раствора, должна обеспечивать необходимую репрессию на флюидосодержащие пласты для предотвращения проявления и выбросов, также в скважине не должно возникать условий для гидроразрыва пород и поглощений бурового раствора.
Выбор промывочной жидкости произведем с учетом предполагаемых осложнений, с целью снижения рисков в процессе бурения.
0-50 м – полимер-глинистый раствор с плотностью 1,16 г/см3 и условной вязкостью 80-100 с. Буровой раствор выбран с большим удельным весом для предотвращения осыпей и обвалов на интервале 0-50 м, вызванных наличием в интервале песков и супеси. Также для предотвращения поглощения бурового раствора на интервале 0-50 м.
50-1130 м – полимер-глинистый раствор с плотностью 1,16 г/см3 и условной вязкостью 45-60 с. Данная промывочная жидкость предотвращает осыпи и обвалы на интервале: 50-1130 м, вызванных наличием песка, песчаников, глины. А также для предотвращения поглощения бурового раствора на интервале 50-550 м, которое связано с пористостью залегающих пород. В интервалах ММП условная вязкость равна 60-90 с.
1130-3025 м – раствор полимер-глинистый карбонатный с плотностью 1,14 г/см3. Данный буровой раствор имеет показатель фильтрации равный 6 см3/30мин для борьбы с поглощением промывочной жидкости, связанной с набухающими, высокопластичными глинами на интервалах: 1150-2000 м, 2150-2995 м. Промывочная жидкость является оптимальной для борьбы с обвалами, которые возникают в связи с наличием неустойчивых глинистых отложений на всем интервале.