Проект строительства наклонно-направленной нефтяной добывающей скважины глубиной 2560 м на Тагринском месторождении

Министерство высшего образования

Московский Государственный университет

на тему: Проект строительства наклонно - направленной нефтяной добывающей скважины глубиной 2560 м на ТАГРИНСКОМ МЕСТОРОЖДЕНИИ

Москва 2008

Введение

Развитие народного хозяйства во многом зависит от состояния и темпов роста всей промышленности страны. Топливно-энергетическая отрасль является основной базой тяжелой индустрии. Наиболее крупные поставщики для народного хозяйства – нефтяная и газовая промышленность.

В настоящее время нефть и газ, а также продукты их переработки стоят в одном ряду с другими важнейшими средствами производства, оказывают активное влияние на ускорение научно-технического прогресса в стране. Продукция нефтяной и газовой промышленности используется практически во всех отраслях. Все большее значение имеет нефтяная промышленность в улучшении экономики в стране.

Особо важное производственное звено в нефтяной и газовой промышленности является бурение, которым завершается комплекс геолого-поисковых и разведочных работ, устанавливается наличие нефтеносности, определяются необходимые параметры залежи, для подсчета запасов и проектирования схемы разработки.

Орография.

Сведения о районе буровых работ приведены в таблице 1.

Таблица 1

Сведения о площадке строительства буровой.

Таблица 2

Таблица 3 - Размеры отводимых во временное пользование земельных участков

Таблица 4 - Источник и характеристики водо- и энергоснабжения, связи, местных стройматериалов

Стратиграфия

Данные о стратиграфическом залегании и литологическом описании работ приведены в таблице 5.

Таблица 5 - Литологическая характеристика разрезав скважины

Примечание: ММП встречается в виде сегментов, разобщена сквозными таликами в долине рек и под крупными озерами, мерзлый грунт слагает в основном безлесные пространства.

Таблица 6

1.2 Тектоника

Западно-Сибирская плита, в северо-восточной части которой расположено Тагринское строение и состоит из осадочного чехла представленного нижемелововыми отложениями грамне суточного структурного этапа рермонтриасового возраста и складочного фундамента плиты.

Нижневартовский район приурочен к крупному поднятию первого порядка и структуре второго порядка Вартовского куполовидного поднятия, и представляет собой платформенную антиклинарную структуру простирающуюся с юго-запада на северо-восток на 350 километров. Характерной особенностью локальных поднятий является прослеживание по всей таблице осадочного чехла с совпадением структурных планов по различным горизонтам.

Таблица 7 - Физико-механические свойства горных пород по разрезу скважины

Таблица 8 - Геокриологическая характеристика разреза скважины

1.3 Водоносность разреза

Нефтегазоводоностность представлена в таблице 9,10.

Таблица 9 - Нефтеносность

Таблица 10 - Водоносность

Газоносность отсутствует

Таблица 11 - Данные о давлении и температуры горных пород по разрезу скважины

РФЗ – расчет по фактическим замерам в скважинах

1.4 Осложнения в процессе бурения

Возможные осложнения в процессе бурения приведены в таблице 9,10,11,12.

Таблица 12

Таблица 13 - Осыпи и обвалы стенок скважины

Таблица 14 - Нефтегазоводопроявления

Таблица 15 - Прихватоопасные зоны

1.5 Обоснование точки заложения скважины

С целью эксплуатации пласта БВ8, мощность которого равна 17 метров:

Глубина проектируемой скважины (Lскв) по вертикали составит:

где: - глубина залегания кровли продуктивного пласта,

- мощность продуктивного пласта, м;

- глубина зумфа, м.

2. Технологическая часть

2.1 Обоснование, выбор и расчет типа профиля

Выбор типа профиля осуществляется с учетом требований бурения кустовых скважин, прочностных характеристик пород, слагающих геологический разрез месторождений, закономерностей искривления, характерных для используемых компоновок низа бурильной колонны, способов и технических средств, применяемых при эксплуатации скважин.

До проектной скважины проектируется четырехинтервальный тип профиля включающий участки вертикальный набора зенитного угла при бурении под кондуктор, стабилизации зенитного угла до глубины ниже интервала работы насосного оборудования, уменьшения зенитного угла. Рекомендуется для скважин с отклонением забоев от вертикали более 300м, на месторождениях, где по геолого-техническим условиям ниже интервала установки насосного оборудования затруднено безаварийное бурение компоновками с полноразмерными центраторами для стабилизации параметров кривизны и на новых месторождениях. (рис.)

Данные для расчета профиля наклонной скважины представлены в таблице 16.

Таблица 16 - Исходные данные для расчета профиля

Примечание: 1) h1=175 м (рыхлые породы)

2) H3+ h +1 = 1400 м (глубина установки насосов)

3) 1,5 град10 м и 8,0 град100 м 6.

Расчетная схема профиля.

Определяется максимальный зенитный угол ()при условии полной стабилизации по формуле:

(2.7)

где: R – радиус искривления участка увеличения зенитного угла,м;

А – величина отклонения забоя от вертикали.м;

Н – проекция второго и третьего участков ствола по вертикали, м.

Длина участка уменьшения зенитного угла ориентировочно равна;

(2.8)

где: l4 – длина участка уменьшения зенитного угла, м.

Определяется конечный угол () при начальном угле =160 и длине участка l4=426 М: =150 .

Рассчитывается максимальный зенитный угол при условии его снижения на четвертом участке:

(2..9)

Все элементы профиля определяются по формулам, приведенным в таблице 17.

Таблица 17 - Определение элементов четырехинтервального типа профиля

Результаты расчетов сведены в таблицу 18.

Таблица 18 - Профиль ствола скважины

2.2 Анализ физико-механических свойств горных пород

Данные по физико-механическим свойствам горных пород.

Таблица 19 - Физико-механические свойства пород

Из таблицы 19. следует, что разрез Тагринского месторождения в основном представлен следующими породами:

0-935 м- мягкие с пропластками средних (категория твердости 1-3);

935-2560 м – средние (категория твердости 3-5).

2.3 Выбор способа бурения

Для обоснования способа бурения при выбранных шарошечных долотах, необходимо определить время контакта вооружения долота с забоем и частоту вращения долота для обеспечения времени контакта.

(22)

где: nt – частота вращения долота, об/мин;

(4.8……7.2)103 – коэффициент учитывающий твердость горных пород (7,2- для легких пород, 6,0- для средних пород; 4,8 – для крепких горных пород).

tz – средняя величина шага зубьев долота по венцам Б В и переферийному (П) венцу шарошки, м;

b3 – текущая средняя величина площадки притупления для зубцов шарошки, м;

R- радиус долота (желательно определять от центра долота до середины зубца на венце П и осреднить по количеству шарошек долота), м;

- время контакта вооружения долота с забоем(2- для очень мягких пород; 8- для твердых пород; 15 – для крепких пород), млс.

Данные для расчета по принятым типам долот приведены в таблице 20.

Таблица 20 - Результаты замеров для принятых долот

Производится расчет:

Интервал 0- 50м: можно не просчитывать

интервал 0-715 м:

интервал 715-1830 м:

интервал 1830-2560 м:

В результате расчетов частоты вращения долота установлено, что для бурения проектной скважины целесообразно применение роторно-турбинного способа бурения

2.4 Проектирование режима бурения по интервалам.

2.4.1 Расчет осевой нагрузки на долото

Величина осевой нагрузки на долото определяется из условия объемного разрушения пород на забое скважины. В расчете используются значения твердости горных пород по штампу :

Gд=Рш Fк (2.23)

где: Gд – осевая нагрузка на долото, кН;

Рш твердость пород по тпампу, Мпа;

Fк – площадь контакта вооружения долота с забоем, м2

Fк = 0,4 b3 ∑ li (2.24)

где: ∑ li – сумма длинн зубцов находящихся в одновременном контакте с забоем, м.

Максимально допустимые значения осевой нагрузки на долото по интервалам условно одинаковой буримости:

интервал 0-715 м:

интервал 715-1830 м:

интервал 1830-2560 м:

Расчетные значения G не превышают допустимую нагрузку на рекомендуемые типоразмеры долот.

2.4.2 Проектирование расхода бурового раствора

Минимальное значение расхода бурового раствора (Qmin) необходимой для очистки забоя скважины от шлама определяется по формуле:.

Qmin = 0 .785 Vк (Дс2 – dн2) 103 (25)

где Vк – средняя скорость течения глинистого раствора в затрубе, м/с

Vк= 1,25 Vв (26)

где: Vв – скорость витания частиц шлака в кольцнвом пространстве. м/с.

Vк= 1,25 Vв (26)

где: Vв – скорость витания частиц шлака в кольцевом пространстве. м/с.

(27)

где: R –постоянная Реттинчера, R=5,72 м/с при Rе >60;

d4 – диаметр частиц шлака, м;

- плотность горной породы (п.2.5), кг/м3;

- плотность бурового раствора (п.2.5), кг/м3;

дс – диаметр скважины, м;

dн – минимальный наружный диаметр бурильной колонны,м;

(28)

где: Re – критерий Рейнольда;

P-пластическая вязкость раствора, Па-С

P=(0,004-0,005) Р (29)

где: Р –динамическое напряжение сдвига, Па

Р= 0,0085-7 (30)

Расчет минимального расхода бурового раствора по формулам

Интервал 0-50м: P=1,87 Па; PY= 0,0035 ПаС

интервал 0-715 м: Р=0,0085 1173 – 7 =2,97 Па

P=0,0045 2,97 = 0,0134 ПаС

Vк =1,25 0,66 = 0,83 м/с

715-1830м Qmin =0.785 0.83 (0.3102 – 0.1272) 103 = 52.0 л/с

Технологический необходимый расход бурового раствора определяется по формуле:

(31)

где: QТН – технологически необходимая величина расхода для обеспечения процесса углубления скважины, л/с;

Рmax – максимально допустимое давление на выкиде буровых насосов, Мпа;

РДТ –технологически необходимая величина перепада на долоте, Мпа:

РR - гидроимпульсное давление 2-3 Мпа;

- плотность промывочной жидкости внутри бурильной колонны и в заколонном пространстве, кг/м3;

аi – коэффициент гидросопротивления независящий от глубины скважины м-4;

l1, l2 – длины секций бурильной колонны с разными диаметрами и толщиной стенок, м;

bi, bj – коэффициент гидросопротивления зависящий от длины м-5

аi=amc+aМ+ав+аТВ (32)

где: amc,aМ,ав,аТВ учитывает соответственно сопротивления в монифольте, в стояке, вертлюге, ведущей трубе, м-4 9, приложение1.