Главная База знаний "Allbest" Геология, гидрология и геодезия Проект строительства горизонтальной добывающей нефтяной скважины глубиной 2910 м на Вынгапуровском месторождении

Проект строительства горизонтальной добывающей нефтяной скважины глубиной 2910 м на Вынгапуровском месторождении

Литолого-стратиграфическая характеристика и физико-механические свойства горных пород по разрезу скважины. Возможные осложнения при бурении. Обоснование, выбор и расчет типа профиля скважины и дополнительных стволов. Расчет диаметра насадок долота.

Рубрика Геология, гидрология и геодезия
Вид дипломная работа
Язык русский
Дата добавления 22.01.2015
Размер файла 3,1 M

Отправить свою хорошую работу в базу знаний просто. Используйте форму, расположенную ниже

Студенты, аспиранты, молодые ученые, использующие базу знаний в своей учебе и работе, будут вам очень благодарны.

Страница:

Размещено на http://www.allbest.ru

Размещено на http://www.allbest.ru

Министерство образования и науки Российской Федерации

Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования

«Тюменский государственный нефтегазовый университет»

Институт геологии и нефтегазодобычи

Кафедра «Бурение нефтяных и газовых скважин»

К защите допущен: _________В.Г. Кузнецов _________

БАКАЛАВРСКАЯ РАБОТА

На тему: Проект строительства горизонтальной добывающей нефтяной скважины глубиной 2910 м на Вынгапуровском месторождении

Специальная часть: Анализ применения долот типа PDC производства ОАО «Волгабурмаш» при строительстве наклонно-направленных скважин на Вынгапуровском месторождении

БР.131000.62.88/390.35.2014.ПЗ

Студент С.В. Аббасалиев

Руководитель Ж.С. Попова

Тюмень - 2014

Содержание

Аннотация

Введение

1. Геологическая часть

1.1 Тектоника

1.2 Орогидрография района работ

1.3 Литолого-стратиграфическая характеристика и физико-механические свойства горных пород по разрезу скважины

1.4 Нефтегазоводоносность

1.5 Возможные осложнения при бурении

1.6 Исследовательские работы в скважине

1.7 Работы по испытанию в эксплуатационной колонне и освоению скважины; сведения по эксплуатации

1.8 Промыслово-геофизические исследования

2. Техническая часть

2.1 Обоснование точки заложения скважины

2.2 Состояние техники и технологии бурения скважин на месторождении

2.3 Выделение зон осложнений и интервалов с несовместимыми условиями бурения. Построение совмещенного графика изменения градиентов давлений

2.4 Обоснование, выбор и расчет типа профиля скважины и дополнительных стволов

2.5 Обоснование метода вскрытия продуктивного пласта и расчет конструкции скважины при бурении основного ствола

2.6 Анализ физико-механических свойств горных пород.

2.7 Разделение геологического разреза на интервалы условно одинаковой буримости

2.8 Выбор способа бурения

2.9 Анализ и выбор эффективных типов породоразрушающих инструментов и схемы их промывки

2.10 Проектирование режима бурения

2.11 Обоснование, выбор и расчет компоновок бурильной колонны

2.12 Выбор забойных двигателей по интервалам бурения

2.13 Расчет диаметра насадок долота

2.14 Выбор типа бурового раствора и расчет параметров промывочной жидкости

2.15 Химическая обработка промывочной жидкости по интервалам, расчет потребного количества компонентов бурового раствора при бурении основного ствола

2.16 Обоснование и выбор системы очистки бурового раствора

2.17 Гидравлический расчет промывки скважины по интервалам

2.18 Обоснование плотности тампонажного раствора и тампонажных материалов

2.19 Расчет обсадных колонн на прочность

2.20 Оборудование устья (способы подвески колонн, установка противовыбросового оборудования, фонтанной арматуры, расчет усилия натяжения колонны)

2.21 Технологическая оснастка обсадных колонн

2.22 Спуск обсадных колонн

2.23 Обоснование способа цементирования обсадных труб

2.24 Обоснование технологических параметров процесса цементирования обсадных колонн

2.25 Обоснование способа вызова притока нефти и газа

2.26 Расчет нагрузки на крюке. Выбор буровой установки

2.27 Геолого-технический наряд

3. Специальная часть - Анализ применения долот типа PDC производства ОАО «Волгабурмаш» при строительстве наклонно-направленных скважин на Вынгапуровском месторождении

Введение

3.1. Классификация долот PDC производства ОАО «Волгабурмаш».

3.2. Особенности конструкции и технические данные долот типа FD

3.3 Анализ применения алмазных долот при бурении интервала под эксплуатационную колонну.

Выводы

Список использованных источников

Аннотация

В работе запроектированы технические средства, технологические параметры по строительству горизонтальной эксплуатационной скважины глубиной 3707 м на Вынгапуровском месторождении.

Проект состоит из 3 частей:

- в геологической части рассмотрена орогидрография района ведения работ, стратиграфия, тектоника и нефтегазоводоносность разреза, а так же проведен анализ возможности возникновения осложнений;

- в технической части выполнены все расчеты, касающиеся бурения, промывки и крепления скважины;

- в специальной части приведен Анализ применения долот типа PDC производства ОАО «Волгабурмаш» при строительстве наклонно-направленных скважин на Вынгапуровском месторождении;

Пояснительная записка изложена на 141 страницах машинописного текста, в том числе 58 таблиц, 20 рисунков. Список использованной литературы включает 38 источников. Демонстрационный материал представлен 1 плакатом.

Введение

В решении задач развития топливно-энергетического комплекса страны ведущее место отводится нефтяной и газовой промышленности. Ежегодно в стране добывается несколько сот миллионов тонн нефти и сотни миллиардов кубометров газа. Развитие нефтяной промышленности предполагает широкое использование буровых работ с целью поисков, разведки и разработки нефтяных и газовых месторождений. Бурение нефтяных и газовых скважин постоянно совершенствуется особенно в связи с увеличением объемов работ по глубокому и сверхглубокому бурению, а также с растущими потребностями бурения наклонно-направленных и горизонтальных скважин. Бурение нефтяных и газовых скважин является самой капиталоемкой отраслью нефтегазодобывающей промышленности.

Еще на стадии проектирования нефтяных и газовых скважин необходимо сформулировать к ней требования как к объекту длительной, эффективной и безаварийной эксплуатации, а при сооружении её обеспечить выполнение этих требований.

Данный дипломный проект посвящен расчету строительства наклонно-направленной нефтяной скважины на Вынгапуровском месторождении.

Вынгапуровское нефтегазоконденсатное месторождение разрабатывается ОАО «Газпромнефть-Ноябрьскнефтегаз» более 25 лет. На сегодняшний день общий фонд Вынгапуровского месторождения составляет более 1 920 скважин, из них 755 скважин составляют эксплуатационный фонд месторождения.

Но, по мнению геологов, на данный момент добыта только половина всех запасов промысла. Оставшихся залежей хватит еще как минимум на 15 лет. Тем более что в последнее время у месторождения было открыто второе дыхание. И свидетельство тому постоянно увеличивающийся объем ежесуточной добычи. Если в начале 2008 года тут добывалось 4900 тонн нефти в сутки, то по итогам прошедших 4-х месяцев этот показатель достиг 5300 тонн.

Увеличение объемов добычи нефти на Вынгапуровском месторождении было достигнуто благодаря проведению соответствующих геолого-технических мероприятий, внедрению новых технологий разработки нефтяных залежей, а также бурению и вводу новых скважин. Из перспективных геолого-технических мероприятий - это углубление уже существующих скважин, то есть переход с ранее эксплуатируемых пластов на нижележащие. Эти запланированные мероприятия сейчас дают хорошую отдачу и приносят весьма неплохие результаты.

Несмотря на солидный возраст этого месторождения, в настоящее время на основе данных сейсморазведки выявлены перспективные участки и продолжается успешное разбуривание районов, ранее не вовлеченных в разработку. Сейчас активно ведется бурение западной части Вынгапуровского месторождения. Таким образом, руководство "Газпромнефть-Ноябрьскнефтегаза" намерено сохранить темпы добычи в регионе и по возможности нарастить их. В ближайшее время суточную добычу на Вынгапуровском планируют увеличить еще на пятьсот тонн.В дальнейшем планируется разработка южной и юго-западной частей Вынгапуровского месторождения.

Значительный прирост добычи здесь связывают с надежными партнерами. Помимо Сервисной буровой компании на Вынгапуровском сегодня работают и представители зарубежных компаний.

В географическом отношении Вынгапуровское месторождение находится в северной части Западно-Сибирской равнины, в зоне лесотундры.

Административно район месторождения расположен большей частью на территории Пуровского района Ямало-Ненецкого автономного округа и частично на территории Нижневартовского района Ханты-Мансийского автономного округа Тюменской области.

В экономическом отношении район Вынгапуровского месторождения имеет развитую инфраструктуру газо- и нефтедобывающей промышленности, что позволяет в короткие сроки вовлечь в разработку, как выявленные залежи, так и новые перспективные участки разрабатываемых объектов. Обзорная карта района Вынгапуровского месторождения представлена на рис. 1.

Рис.1 Обзорная карта района месторождения

1. Геологическая часть

1.1 Тектоника

Согласно схемы районирования территории Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции Вынгапуровское нефтегазоконденсатное месторождение расположено в пределах одноименного нефтегазоносного района (НГР) Надым-Пурской нефтегазоносной области (НТО). Залежи углеводородов в данном районе выявлены в широком стратиграфическом диапазоне от средней юры до верхнего мела включительно. Всего на месторождениях Вынгапуровского района выявлено 61 залежь, из них 7 газовых в сеноманских отложениях, 5 газоконденсатных и 7 нефтегазоконденсатных в нижнемеловых, 42 нефтяных залежи в нижнемеловых и юрских отложениях.

На Вынгапуровском месторождении поисково-разведочными скважинами разрез вскрыт до глубины 3422 м (скв.2). В изученной части разреза промышленная нефтегазоносность связана с отложениями от средней юры до сеномана включительно, что соответствует интервалу глубин 950-3100 м. При этом в нижней части разреза находятся нефтяные залежи (залежь горизонта БВ8 имеет небольшую газоконденсатную шапку). Верхняя сеноманская часть разреза газоносна.

Выявленные залежи на Вынгапуровском месторождении распределены в 5 группах резервуаров: Ю2, Ю1, ачимовская толща, БВ6-9 и сеноман (ПК1). В пределах каждого из резервуаров наблюдаются более или менее обособленные песчаные и песчано-алевролитовые пласты. Появление залежей в той или иной части разреза контролируется наличием в разрезе глинистых покрышек достаточно большой толщины и протяженности, способных удерживать углеводороды.

Наиболее крупные по величине запасов залежи на рассматриваемом месторождении приурочены к сеноманским отложениям (газовая залежь) и к горизонту БВ8 валанжинского возраста (нефтегазоконденсатная залежь).

На Вынгапуровском месторождении залежь газа сеноманской продуктивной толщи вскрыта на глубинах 970-1084 м (а.о.-855-951,5 м). По своему строению она в основных чертах идентична одновозрастным залежам не только месторождений Надым-Пуровской, но и других НТО Севера Тюменской области. скважина горный бурение долото

В тектоническом отношении Вынгапуровское месторождение приурочено к сводовой части одноименного куполовидного поднятия II порядка. По кровле сеноманских отложений оно представляет собой брахиантиклинальную складку, ориентированную в субмеридианальном направлении размером 36,6х- 18 км.

Сводовая часть структуры осложнена двумя куполами в районе скважин 114-110-112-106 и 100-193 с размерами 4,7x3,2 км и 2,2x1,2 км. В западной части структуры в районе кустов скважин 194-195, 188-189 наблюдаются небольшие "заливы", направленные к осевой зоне поднятия.

Амплитуда поднятия по замыкающей изогипсе -950 м составляет 98 м. Восточное крыло структуры более крутое, западное - пологое.

Углы падения пород на крыльевых участках структуры 0°30 - 0°50', на

периклиналях - 0 20'-0 30.

1.2 Орогидрография района работ

Сведения о районе проведения работ, источники и характеристики водо- и энергоснабжения, связи и местных стройматериалов в таблице 1.

Таблица 1 - Сведения о районе проведения работ

Наименование

Значение

1

2

Месторождение

Вынгапуровское

Административное положение:

Республика

Область (округ)

Район

Российская федерация

Тюменская (Ямало-Ненецкий) Нефтеюганский

Температура воздуха, оС:

- среднегодовая;

- наибольшая летняя;

- наименьшая зимняя.

-7,5

+32

-60

Максимальная глубина промерзания грунта, м

2-3

Продолжительность отопительного периода, сут

277

Преобладающее направление ветров

Зимой ЮЗ - З

Летом С-СВ

Наибольшая скорость ветра, м/с

22

Сведение о площадке строительства и подъездных путях:

- рельеф местности;

- состояние грунта;

- толщина снежного покрова, м;

- характер растительного покрова

Равнинный слабо всхолмленный;

Торфяно-болотистые, суглинки, глины, пески, супеси;

1;

Сосново-березовый смешанный лес, в поймах рек - тальник

Состояние местности

Лесотундра заболоченная с озерами

Характеристика подъездных дорог:

- протяженность, км;

- характер покрытия;

- высота насыпи, м

30

Бетон

1,3

Источник водоснабжения:

- для бурения;

- питьевая вода для бытовых нужд

Скважина-колодец;

Привозная (бойлера) г. Ноябрьск

Источник электроснабжения

Электроподстанция 35/6 кВ

Средство связи

- «Маяк», «Лен» или РТ23/10,

НСМ 301-60;

- спутниковая связь типа «PASSOLING»;

- ультрофон

Источник карьерных грунтов

Карьер, гидронамыв

1.3 Литолого-стратиграфическая характеристика и физико-механические свойства горных пород по разрезу скважины

В таблице 2 приводятся стратиграфический разрез скважины, элементы залегания и коэффициент кавернозности пластов, литологическая характеристика и физико-механические свойства горных пород по разрезу скважины.

Сведения по градиентам пластового, порового, горного давлений и давления гидроразрыва пород, приведенных к глубине исследования приводятся в таблице 3.

1.4 Нефтегазоводоносность

Данные по нефтеносности, газоносности и водоносности приведены в таблицах 4, 5, 6 соответственно.

1.5 Возможные осложнения при бурении

Во время бурения могут возникнуть осложнения связанные как с естественными причинами, так и с нарушением технологии бурения.

Параметры, характеризующие возможные осложнения указываются на основе статистических данных для наиболее представительных на разбуриваемых и эксплуатирующихся площадях условий приведены в таблицах 7-12.

1.6 Исследовательские работы в скважине

В таблице 13 приводится характеристика вскрываемых пластов на основе исследований. В таблице 14 приводятся планируемые данные по отбору керна, шлама и грунтов.

1.7 Работы по испытанию в эксплуатационной колонне и освоению скважины; сведения по эксплуатации

Данные по освоению скважины в эксплуатационной колонне и работы по перфорации эксплуатационной колонне и данные по эксплуатационным объектам приводятся в таблицах 15, 16 и 17 соответственно.

1.8 Промыслово-геофизические исследования

В данном разделе приводится комплекс геофизических исследований в процессе бурения, в открытом стволе скважины, а также в обсаженном стволе. Комплекс предусмотренных геофизических исследования приведен в таблице 18.

Таблица 2 - Литолого-стратиграфическая характеристика горных пород по разрезу скважины

Стратиграфическое подразделение

Глубина залегания, м

Элементы залегание (падения) пластов по подошве, град.

Горная порода

Стандартное описание горной породы: полное название, характерные признаки(структура, текстура, минеральный состав и т.д.)

Коэф. кавернозности в

интервале

название

индекс

от (кровля)

до (подошва)

мощность

угол

азимут

краткое название

процент в

интервале

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

Четвертичные отложения

Q

0

80

80

-

-

пески

супеси

суглинки

50

15

15

Пески, супеси, суглинки

1,50

Журавская свита

P2/3

80

130

50

-

-

глины

50

Глины серые песчанистые

1,45

Новомихайловская свита

P2/3

130

230

100

-

-

глины

пески

40

60

Чередование глин с песками с включением растительных остатков

1,45

Атлымская свита

P1/3

230

300

70

-

-

глины

алевролиты

40

30

Глины серые, алевролиты

1,45

Чеганская свита

P1/3- P3/2

300

480

180

-

-

глины

алевролиты

80

100

Глины зеленовото-серые с линзами алевролитового материала

1,45

Люлинворская свита

P3/2 - P1/2

480

700

220

-

-

глины

опоки

песчаники

80

40

100

Глины известковитстые, опоки с прослоями кварцевато-глауконитового песчаника

1,30

Талицкая свита

P1

700

800

100

-

-

глины

алевролиты

80

20

Глины темно-серые, алевритистые

1,30

Ганькинская свита

К2

800

890

90

-

-

глины

алевролиты

50

40

Глины серые известковистые с прослоями алевролитов

1,30

Березовская свита

К2

890

1140

250

30'

-

глины

опоки

160

90

Глины серые опоковидные, опоки серые

1,30

Кузнецовская свита

К2

1140

1160

20

30'

-

глины

20

Глины серые, т/серые почти черные

1,30

Покурская свита

K2 - К1

1160

2050

890

40'

-

пески

песчаники

алевролиты

глины

250

370

160

110

Пески серые, т/серые с прослоями серых алевролитов, песчаников, глин

1,30

Алымская свита

К1

2050

2077

22

40'

-

аргиллиты

алевролиты

17

10

Аргиллиты т/серые с прослоями серых алевролитов

1,30

Вартовская свита

K1

2077

2534

457

40'

-

аргиллиты

алевролиты

песчаники

90

160

207

Песчаники буровато-серые, аргиллиты зеленые, серые, алевролиты мелкозернистые

1,30

Мегионская свита

K1

2534

2910

376

1°30'

-

песчаники

алевролиты

аргиллиты

176

80

80

Переслаивание аргиллитов с прослоями извесковистых алевролитов, песчаники средне и мелкозернистые

1,30

Продолжение таблицы 2

Плотность, кг/м3

Пористость, %

Проницаемость, Дарси

Глинистость, %

Карбонатность, %

Соленосность, %

12

13

14

15

16

17

1900-2100

10-35

0,2-0,6

7-60

1-2

-

1900-2200

5-35

0,001-0,6

7-90

1-2

-

1900-2200

5-35

0,001-0,6

7-90

1-2

-

1900-2200

5-35

0,001-0,6

7-90

1-2

-

2200

5

0,001

90

1-2

-

1500-2200

5-31

0,001-0,6

7-90

1-2

-

1500-2200

5-31

0,001-0,6

7-90

1-2

-

1500-2200

5-10

0,001-0,05

13-90

1-2

-

1500-2200

5-10

0,001-0,05

13-90

1-2

-

1500-2200

5-10

0,001-0,05

13-90

1-2

-

1800-2200

5-35

0,001-0,6

7-90

1-2

-

2300-2600

5-23

0,001-0,03

5-100

1-5

-

2300-2600

5-23

0,001-0,03

5-100

1-5

-

2300-2600

5-23

0,001-0,03

5-100

1-5

-

Продолжение таблицы 2

Сплошность породы

Твердость

кгс/см2

Расслоен-ность

породы

Абразивность

Категория породы по промысловой классификации (мягкая, средняя и т.д.)

Коэффициент Пуассона

Модуль Юнга, Па

Гидратациоиное разуплотнение

(набухание) породы

18

19

20

21

22

23

24

25

-

-

-

I-II

М

-

-

-

-

-

-

I-II

М

-

-

-

-

-

-

I-II

М

-

-

-

-

-

-

I-II

М

-

-

-

-

-

-

II

М

-

-

-

-

29-234

-

I-VIII

МС

-

-

-

-

29-234

-

I-VIII

МС

-

-

-

-

29-182

-

I-IV

МС

-

-

-

-

29-182

-

I-IV

МС

-

-

-

-

29-182

-

I-IV

МС

-

-

-

-

14-234

-

I-VIII

МС, С

-

-

-

-

14-234

-

I-VIII

С

-

-

-

-

14-234

-

I-VIII

С

-

-

-

-

14-234

-

I-VIII

С

-

-

-

Таблица 3 - Градиенты давления и температуры по разрезу

Интервал

Градиенты

от

до

Пластового давления, (МПа/м)10-2

Порового давления, (МПа/м)10-2

Гидроразрыва пород, (МПа/м)10-2

Горного давления, (МПа/м)10-2

Геотермический, 0С на 100

0

310

1,00

1,00

2,2

2,2

1

310

700

1,00

1,00

2,0

2,2

4,6

700

1160

1,00

1,00

2,0

2,2

3,9

1160

1190

1,00

1,00

1,18

2,2

3,3

1190

2050

1,00

1,00

1,80

2,2

3

2050

2534

1,00

1,00

1,80

2,2

2,9

2534

2880

1,02

1,02

1,80

2,3

3,1

2880

2910

1,12

1,12

1,60

2,3

2,7

Таблица 4 - Нефтеносность

Индекс стратиграфи-ческого подразделения

Интервал, м

Тип коллектора

Плотность,

кг/м3

Подвижность, мПа·с

Содержание, % по весу

Свободный дебит,

м3/сут

от

(верх)

до

(низ)

в пластовых условиях

после дегазации

серы

парафина

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

К1 (БВ8)

2880

2910

Поров.

0,830

-

0,08

0,20

4,60

90

Окончание таблицы 4

Параметры растворенного газа

газовый фактор, м3/м3

содержание, %

относительная по воздуху плотность газа

коэффициент

сжимаемости

давление насыщения в пластовых условиях, МПа

сероводорода

углекислого газа

11

12

13

14

15

16

181

-

-

1,01

-

27

Таблица 6 - Водоносность

Индекс стратиграфи-ческого

подразделения

Интервал, м

Тип коллектора

Плот-ность,кг/м3

Свободный дебит,

м3/сут

Фазовая проницаемость,

10-3 мкм2

Химический состав воды в мг-

эквивалентной форме

от

(верх)

до

(низ)

анионы

катионы

Сl-

SO4-2

HCO3-

Na+

Mg2+

Ca2+

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

13

Q - Р1/3

0

300

Поровый

1,009

100-150

-

89

-

11

82

4

14

К2 - К1

1160

2050

Поровый

1,011

1000-2500 водозабор

-

97,6

-

2,4

93,3

2,5

2,4

К1

2050

2500

Поровый

1,010

до 50

-

95

-

5

92,5

1,1

6,4

К1

2555

2560

Поровый

1,010

0,67-27

-

97

-

3

87

1

12

К1

2585

2650

Поровый

1,010

0,67

-

98

-

2

78

1

21

К1

2725

2730

Поровый

1,010

27

-

98

-

2

78

1

21

Окончание таблицы 6

минерализация,

г/л

Тип воды по Сулину

СФН - сульфатонатриевый

ГКН - гидрокарбонатнонатриевый

ХЛМ - хлормагниевый

ХЛК - хлоркальциевый

Относится к источнику питьевого водоснабжения (да, нет)

14

15

16

0,1-0,2

ГКН

да

16,4

ХЛК

нет

17,2

ХЛК

нет

25

ХЛК

нет

Таблица 7 - Поглощения бурового раствора

Индекс стратиграфического подразделе-

ния

Интервал, м

Максимальная

интенсивность

поглощения,

м3/ч

Расстояние от устья скважины до статического уровня при его максимальном снижении, м

Имеется ли потеря циркуляции (да, нет)

Градиент давления

поглощения, (МПа/м)102

Условия

возникновения

от (верх)

до (низ)

при вскрытии

после изоляционных работ

Q - P2/2

0

700

3-5

-

Нет

2

-

Отклонение параметров бурового раствора от проектных, нарушение скорости СПО

К2 - К1

1160

2050

Частичное

-

Нет

1,7

2

Повышенная репрессия на пласты, превышение допустимой скорости СПО

Таблица 8 - Осыпи и обвалы стенок скважины

Индекс стратиграфического подразделения

Интервал, м

Буровые растворы, применявшиеся ранее

Время до начала осложнения, сут

Мероприятия по ликвидации последствий (проработка, промывка и т.д.)

от (верх)

до

(низ)

Тип раствора

Плотность, кг/м3

Дополнительные данные по раствору, влияющие на устойчивость

Q - P2/2

0

700

пресный глинистый

1160-1180

-

2

проработка

P1 - К1

700

2050

пресный глинистый

1160-1300

-

3-5

проработка

Таблица 9 - Нефтегазоводопроявления

Индекс

стратигра-фического подраз-деления

Интервал, м

Вид проявляе-мого флюида (вода, нефть, конденсат, газ)

Длина столба газа при ликвидации

газопроявления, м

Плотность смеси при проявлении для расчета избыточных давлений, кг/м3

Условия

возникновения

Характер проявления (в виде пленок нефти, пузырьков газа, перелива воды, увеличение водоотдачи и т.д.)

от

(верх)

до

(низ)

внутреннего

наружного

К2 - К1

1160

2050

Вода

-

1,0

1,01

Снижение гидростатического

давления в скважине из-за:

-недолива жидкости;

-подъема инструмента с “сальником”;

-снижение плотности жидкости, заполня-ющей скважину ниже допустимой величины

-разбавление бурового

раствора,

-перелив бу-

рового раствора на

устье,

-пузырьки газа.

К1

2880

2910

Нефть

-

0,83

0,85

Таблица 10 - Прихватоопасные зоны

Индекс

страти-графи-ческого подраз-деления

Интервал, м

Вид прихвата (от перепада давления, заклинки, саль-никообразования и т.д.)

Раствор, при применении которого

произошел прихват

Наличие ограничений на оставление инструмента без движения или промывки (ДА, НЕТ)

Условия возникновения

от

(верх)

до

(низ)

тип

плотность, кг/м3

водоотдача,

см3/30мин

смазываю-щие добавки (название)

Q - P2/2

0

700

сальникообразо-вания,

заклинка КНБК, диффе-

ренциальный прихват

глинистый

1160

более 8

отсутствие

ДА

Увеличение фильтрато-отдачи и плотности раствора, толстая корка, оставление инструмента без движения более 5 минут

P1 - К1

700

2910

глинистый

1130 - 1340

более 8

отсутствие

ДА

Таблица 12 - Прочие возможные осложнения

Индекс

стратиграфического подразделения

Интервал, м

Вид (название) осложнения: желобообразование, перегиб ствола, искривление, грифонообразование

Характеристика (параметры) осложнения и условия возникновения

от(верх)

до(низ)

Q - P1/3

0

310

ММП

растепление пород, кавернообразования, разрушение

устья скважины, потеря циркуляции

К2 - К1

1160

2050

разжижение бурового раствора

нарушение режима промывки скважины, разбавление агрессивными пластовыми водами

К1

2050

2910

сужение ствола скважины

разбухание глин ввиду некачественного глинистого раствора

Таблица 13 - Характеристика вскрываемых пластов

Индекс

пласта

Интервал

залегания, м

Тип

коллек-тора

Тип флюида

По-рис- тость, %

Прони- цаемость,

Дарси

Коэффициент

газо-, конденсато-, нефтенасыщенности

Пластовое

давление,

МПа

Коэффициент

аномальности

Толщина глинистого раздела флюид-вода, м

от

(верх)

до

(низ)

К1 (БВ8)

2880

2910

Поровый

нефть

5-23

0,001-0,03

-

270

-

-

Таблица 14 - Отбор керна и шлама

Отбор керна

Отбор шлама

интервал, м

технические

средства

интервал, м

частота отбора шлама, через м

от (верх)

до (низ)

метраж отбора керна

от (верх)

до (низ)

1

2

3

4

5

6

7

Не предусматривается

2845

2910

5

Таблица 15 - Испытание продуктивных горизонтов (освоение скважины) в эксплуатационной колонне

Индекс стратиграфического подразделения

Номер объекта (снизу вверх)

Интервал залегания объекта, м

Интервал установки цементного моста, м

Тип конструкции продуктивного забоя: открытый забой, фильтр, цемент, колонна

Тип установки для испытания (освоения): передвижная, стационарная

от (верх)

до (низ)

от (верх)

до (низ)

1

2

3

4

5

6

7

8

БВ8

1

2880

2910

-

-

зацементированная колонна

А60/80

Окончание таблицы 15

Пласт фонтанирующий (да, нет)

Количество режимов (штуцеров) испытания, шт.

Диаметр штуцеров, мм

Последовательный перечень операций вызова притока или освоения нагнетательной скважины: смена раствора на воду (раствор-вода), смена раствора на нефть (раствор-нефть), смена воды на нефть (вода-нефть), аэрация (аэрация), понижение уровня компрессорами (компрессор)

Опорожнение колонны при испытании (освоении)

максимальное снижение уровня, м

плотность жидкости, кг/м3

9

10

11

12

13

14

да

-

-

Оборудование устья скважины запорной арматурой, смена бурового раствора в скважине на воду, опрессовка эксплуатационной колонны, перевод скважины на перфорационную жидкость, перфорация, вызов притока (понижение уровня свабированием) гидродинамические исследования, спуск насоса.

2000

830

Таблица 16 - Работы по перфорации эксплуатационной колонны при испытании (освоении)

Номер объекта (снизу вверх)

Перфорационная среда

Мощ-ность перфорации, м

Вид перфорации: кумулятивная, пулевая снарядная, гидропескоструйная, гидроструйная

Типоразмер перфоратора

Количество отверстий на 1 м, шт

Количество одновременно спускаемых зарядов, шт

Количество спусков перфо-ратора, шт

Предус-мотрен ли спуск пер-форатора на НКТ (да, нет)

Насадки для гидропеско-струйной перфорации

вид: раствор, нефть, вода

плотность, кг/м3

диаметр, мм

количество, шт

1

KCl

1050

25

Кумулятивная

41/2? HSD Power Jet

4505;

33/8? HSD Power Jet

3406

16

100

4

да

-

-

Таблица 17 - Данные по эксплуатационным объектам

Номер объекта

Плотность жидкости в колонне, кг/м3

Пластовое давление на период поздней эксплуатации, МПа

Максимальный динамический уровень при эксплуатации, м

Установившаяся при эксплуатации температура, 0С

Данные по объекту, содержащему свободный газ

Заданный коэффициент запаса прочности в фильтровой зоне

на период ввода в эксплуатацию

на период поздней эксплуатации

в колонне на устье скважины

в эксплуатацион-ном объекте

длина столба газа по вертикали, м

коэффициент сжимаемости газа в стволе скважины

830

850

27

2000

30

83

-

-

1,20

Таблица 18 - Геофизические исследования

Наименование исследования

Мас-штаб записи

Замеры и отборы

производятся

Скважинная аппаратура и приборы

Промыслово-геофизическая партия

Номера таблиц СНВ на ПГИ

на глуби-не, м

в интервале, м

тип

группа сложности

название

дежур-ство на буровой, сут

от (верх)

до (низ)

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

ОСНОВНЫЕ МЕТОДЫ

В процессе бурения

Геолого-технологические исследования

1:500

1:200

2845

2910

760

2845

2845

2910

Станция ГТИ

2-3

Промыслово-геофизическая

кругло-суточно

В открытом стволе

Стандартный каротаж

(АМ-0,5 и ПС)

1:500

1:200

2845

2910

760

2845

2845

2910

Э-1, Э-2; КЗ-741; ЭК-М

2

Электрорадио-каротажная

Солгас-но норм на ПГИ

49-27-84

49-27-57

Боковое каротажное зондирование (5 зондов)

1:500

1:200

2845

2910

760

2845

2845

2910

Э-1, Э-2; КЗ-741; ЭК-М

2

Электрорадио-каротажная

««-»»

49-27-84

49-27-57

Резистивиметрия

1:500

1:200

2845

2910

760

2845

2845

2910

Э-1, Э-2; КЗ-741; ЭК-М

2

Электрорадио-каротажная

««-»»

49-27-84

49-27-57

Индукционный каротаж

1:500

1:200

2845

2910

760

2845

2845

2910

ПИК-3; АИКМ;

ПИК-5

1

Электрорадио-каротажная

««-»»

49-27-84

49-27-57

Боковой каротаж

1:500

1:200

2845

2910

760

2845

2845

2910

Э-1, Э-2; КЗ; ЭК-М; ЭК-73

2-3

Электрорадио-каротажная

««-»»

49-27-84

49-27-57

РК (ГК+НКТ)

1:200

2910

2845

2910

РКС-3М, СРК-43, АРК-73, РК-4

2

Электрорадио-каротажная

««-»»

49-27-84

49-27-57

ВИКИЗ (5 зондов)

1:200

2910

2845

2910

РК-73, РКС-3М; РК-01; АР-73

2-3

Электрорадио-каротажная

««-»»

49-27-84

49-27-57

Инклинометрия (в масштабе индукции)

Точеч-ная

2910

0

2910

ИОН-1М; КИТ-А; ИММН-73

2-3

Инклиномет-рическая

««-»»

49-27-84

49-27-57

Непре-рывная

2910

360

2910

8DWD; DWD-650

2-3

Микробоковой каротаж, микрокавернометрия, микрозонды

1:500

1:200

2845

2910

760

2845

2845

2910

МДО, К-3А-723, МБКУ

1

Электрорадио-каротажная

««-»»

49-27-84

49-27-57

Акустический каротаж

1:500

1:200

2845

2910

760

2845

2845

2910

АКШ-1, АКВ-1

2

Электрорадио-каротажная

««-»»

49-27-84

49-27-57

Гамма-спектрометрия

В продуктивном интервале

РК-73, РКС-3М; РК-01; АР-73

2-3

Электрорадио-каротажная

««-»»

49-27-84

49-27-57

Гамма и нейтронный гамма каротаж

1:200

2845

2910

760

2845

2845

2910

СРК

2-3

Электрорадио-каротажная

««-»»

49-27-84

49-27-57

Гамма-гамма каротаж плотностной

1:200

2845

2910

760

2845

2845

2910

СГП «Агат»

2-3

Электрорадио-каротажная

««-»»

В обсаженном стволе

Гамма-гамма цементометрия

1:500

1:200

750 2780

0

750

750 2750

ЦМ 10-12; СГДТ-3

2

Электрорадио-каротажная

««-»»

49-27-54

49-27-57

ФКД

1:500

1:200

750 2780

0

750

750 2750

МАК-2;

АКВ-1

2

Электрорадио-каротажная

««-»»

49-27-54

49-27-57

Радиоактивный каротаж (ГН+ННК+Т) в эксплуатационной колонне

1:500

1:200

750 2780

750 2845

2845 2750

АКР-73

2-3

Электрорадио-каротажная

««-»»

49-27-84

49-27-57

Термометрия в эксплуатационной колонне

1:500

1:200

750 2780

750 2845

2845 2750

ТЭГ-60

2-3

Электрорадио-каротажная

««-»»

49-27-84

49-27-57

Локация муфт в эксплуатационной колонне

1:500

1:200

750 2780

750 2845

2845 2750

АКР-73

2-3

Электрорадио-каротажная

««-»»

49-27-84

49-27-57

Перфорация в эксплуатационной колонне

Согласно заявке

2-3

Прострелочно-взрывная аппаратура

««-»»

49-27-84

49-27-57

Контроль перфорации МЛМ, РК

В интервалах перфорации

2-3

Электрорадио-каротажная

««-»»

49-27-54

49-27-57

Промысловые исследования

ТМ, БМ, ВГД, СТД, РГД, РГД, РИС

2-3

Электрорадио-каротажная

««-»»

49-27-84

49-27-57

2. Техническая часть

2.1 Обоснование точки заложения скважины

Точка заложения проектной скважины определяется согласно проекту на разработку Вынгапуровского месторождения.

Глубина скважины Hскв, м рассчитывается по формуле

Hскв= Hкп + hпл + hз, (1)

где Hкп - глубина кровли по вертикали, м;

hпл- мощность продуктивного пласта, м;

hз- глубина зумпфа, м.

Глубина проектной скважины равна

Hскв= 2880 + 30 + 0 = 2910 м.

2.2 Состояние техники и технологии бурения скважин на месторождении

На Вынгапуровском месторождении используется буровая установка Бу-3000ЭУК-1М. Применяемый тип лебедки ЛБУ-1200К , мощность двигателей 500 кВт, мощность двигателей для бурения - 500 кВт + (630 кВт2). Тип электростанции АСДП-200.

На буровой установке используется следующее оборудование: тип редуктора РН-650, талевый блок УТБА-5-200, тип насосов УНБ-600, двигатель для насосов СМБО-630, превентор ОП5 -230/8035.

Ствол скважины крепится тремя обсадными колоннами: кондуктором, эксплуатационной, хвостовиком. Бурение под кондуктор ведется турбобуром Т 12 РТ-240, долотами III295,3 С-ГНУ-R58 или БИТ295,3ВТ-419НР, под бурение эксплуатационной колонны применяются долота БИТ220,7 ВТ613НР.02, БИТ220,7 FD368МН-А80-05, БИТ2-220,7В813УН.40 ротор и двигатель ДРУ-172РС, хвостовик бурится долотами III-146СЗ-ГАУ-R296 или БИТ-146В613УН.30, применяемый двигатель ДРУ-127 и ротор.

2.3 Выделение зон осложнений и интервалов с несовместимыми условиями бурения. Построение совмещенного графика давлений

Число интервалов несовместимых по условиям бурения определяются по совмещенному графику изменения с глубиной градиентов пластовых давлений grad Pпл, МПа/м давлений гидроразрыва grad Pгр, МПа/м, а также прочности и устойчивости пород grad Pуст , МПа/м.

grad Рплz = (2)

grad Ргрz = (3)

grad Рустz = (4)

где Р уст - давление относительной устойчивости породы, МПа.

Градиенты пластового давления, давления гидроразрыва и устойчивости для условий Вынгапуровского месторождения.

grad Рпл30 =0,3/30=0,01 МПа/м;

grad Ргр30=0,6/30=0,022 МПа/м;

grad Руст30 =0,3•1,1/30=0,011 МПа/м;

grad Рпл100 =1,0/100=0,01 МПа/м;

grad Ргр100=2,0/100=0,022 МПа/м;

grad Руст100 =1,0•1,1/100=0,011 МПа/м;

grad Рпл210 =2,1/210=0,01 МПа/м;

grad Ргр210=4,2/210=0,022 МПа/м;

grad Руст210 =2,1•1,1/210=0,011 МПа/м;

grad Рпл320 =3,2/320=0,01 МПа/м;

grad Ргр320=6,4/320=0,022 МПа/м;

grad Руст320 =3,2•1,1/320=0,011 МПа/м.

Совмещенный график давлений представлен на рисунке 1, все данные по расчетам сведены в таблицу 19.

Таблица 19 - Данные для составления графика давлений

Свита

Глубина залегания кровли пласта, м

Глубина залегания подошвы пласта, м

Толщина, м

Градиенты давлений

пластового МПа/м•102

гидроразрыва, МПа/м•102

устойчивости, МПа/м•102

Четрвертичная

0

80

80

1

2,2

1,1

Журавская

80

130

50

1

2,2

1,1

Новомихайлов

130

230

100

1

2,2

1,1

Алтымская

230

300

70

1

2,2

1,1

Чеганская

300

480

180

1

2,2

1,1

Люлинворская

480

700

220

1

2,0

1,1

Талицкая

700

800

100

1

2,0

1,1

Ганькинская

800

890

90

1

2,0

1,1

Березовская

890

1140

250

1

2,0

1,1

Кузнецовская

1140

1160

20

1

1,8

1,1

Покурская

1160

2050

890

1

1,8

1,05

Алымская

2050

2077

22

1

1,8

1,05

Вартовская

2077

2534

457

1,02

1,8

1,05

Мегионская

2534

2910

376

1,12

1,6

1,07

2.4 Обоснование, выбор и расчет типа профиля скважины и дополнительных стволов

Оптимальная проектная траектория ствола скважины определяется: низкой вероятностью пересечения стволов, высокой степенью достижения проектной траектории, минимальной длиной скважины, минимальной стоимостью бурения, минимальной продолжительностью бурения, низкой вероятностью осложнений в процессе проводки ствола. Исходя из этих условий и опыта бурения горизонтальных скважин выбирается профиль горизонтальной скважины. Основными составляющими элементами выбранного профиля ствола горизонтальной скважины являются участки: вертикальный, набор кривизны, стабилизации, набор угла, горизонтальная часть.

Исходные данные для расчета профиля скважины сведены в таблице 20.

Рисунок 2 - Совмещенный график изменения градиентов давлений

Таблица 20 - Исходные данные для расчета профиля скважины

Вертикальный участок, м

100

Проектный отход (на кровлю пласта), м

750

Интенсивность набора зенитного угла, ?/10м

2,0

Глубина кровли пласта, м

2880

Следующим этапом является расчет минимально допустимого радиуса искривления Rmin, м, из условия проходимости в искривленном участке скважины наиболее жесткой части системы “долото - забойный двигатель” по формуле

Rmin = . (6)

где LЗД - длина забойного двигателя с долотом, м;

ДД , dЗД - диаметр, соответственно, долота и забойного двигателя, м;

К - зазор между стенками скважины и забойным двигателем, м.

В мягких породах К = 0, в твердых К = 3?6 мм.

Rmin = = 32,5 м.

Бурение участка набора кривизны производится с применением компоновки включающей в себя ДРУ-172 с углом перекоса 1°45'. Такая компоновка обеспечивает необходимый темп набора зенитного угла т.е. интенсивность 2,0?/10 м и радиус искривления R1 = 460 м.

Далее рассчитываются значения зенитного угла , град. в конце участка набора по формуле

, (7)

;

;

.

Атвп - отклонение точки вхождения в пласт от вертикальной оси ствола, м;

R1 - радиус искривления на первом участке, м;

R2 - радиус искривления на втором участке, м.

1 =arccos

Расчет профиля горизонтальной скважины ведется по следующим формулам

Длина скважины

по стволу, м

Проекции

вертикальная, м

горизонтальная, м

Вертикальный

-

Набор зенитного угла

Наклонно направленный участок

Резко искривленный участок

Горизонтальный участок

-

Всего

Ниже приведены расчеты, а результаты сведены в таблицу 21.

l1=50 м;

a1=0;

l2 = 0,01745•286,512,3°= 52 м;

а2 = 286,5• (1-cos12,3°) = 9,5 м;

h2 = 286,5•sin12,3°= 61 м;

h4 = 143,25•(sin86,7-sin12,3)=112,5 м;

h3 = 2880-50-61-112,5=2656,5 м;

l3 = 2656,5/0,977=2726 м;

a3 = 2656,5•tg 12,3°=594 м;

l4 = 0,01745•286,5•74,4=379 м;

a4 = 143,25•(cos87,7-cos12,3)=147 м;

l5 = 500 м;

L=50+52+2726+379+500=3707 м;

A = 9,5+594+147=750,5 м.

Таблица 21 - Результаты расчета профиля горизонтальной скважины

Интервал по вертикали, м

Угол наклона ствола, град

Отклонение, м

Удлинение, м

Глубина по стволу, м

от

до

длина

в начале интервала

в конце интервала

средний

за интервал

общее

за интервал

общее

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

0

50

50

0

0

0

0

0

0

0

50

50

200

150

0

0

6,0

15,8

15,8

1,0

1,0

201

200

750

550

7,0

12,0

9,5

92,0

107,8

8,0

9,0

759

750

1600

850

34,8

34,8

34,8

104,4

212,2

6,0

15,0

1615

1600

1800

200

34,8

34,8

34,8

24,5

236,7

1,0

16,0

1816

1800

2480

680

34,8

34,8

34,8

83,5

320,2

6,0

22,0

2502

2480

2830

350

34,8

34,8

34,8

245,1

565,3

77,0

99,0

2929

2830

2880

50

34,8

89,0

74,85

184,7

750,0

141,0

240,0

3120

2880

2885

5

89,0

90,0

89,5

86,7

836,7

82,0

322,0

3207

2885

2910

25

90,0

90,0

90,0

500,0

1136,7

475,0

797,0

3707

Профиль скважины представлен на рисунке 3.

Рисунок 3 - Расчетный профиль горизонтальной скважины

2.5 Обоснование метода вскрытия продуктивного пласта и расчет конструкции скважины при бурении основного ствола

В настоящее время существует несколько способов вскрытия продуктивных горизонтов: при репрессии (Рпл < Рз), депрессии (Рпл > Рз) и равновесии. Бурение на депрессии и равновесии проводится только при полностью изученном разрезе, а также требует специального дорогостоящего оборудования. Поэтому при обосновании первичного вскрытия рассматривается только вариант бурения с помощью репрессии.

Существуют несколько методов вхождения в продуктивную залежь. При вскрытии пласта данной скважины используется метод вскрытия, заключающийся в следующем. Продуктивная залежь, пробуривается, перекрывая, предварительно вышележащие породы эксплуатационной колонной обсадных труб, затем спускается до забоя хвостовик и пакеруется. Для сообщения внутренней полости колонны с продуктивной залежью в хвостовик включаются фильтра.

Метод имеет следующие достоинства: прост в реализации; позволяет селективно сообщать скважину с любым пропластком продуктивной залежи; стоимость собственно буровых работ меньше, чем при других методах вхождения.

Однако при использовании промывочной жидкости на водной основе при этом методе велика вероятность сильного загрязнения продуктивной залежи, поскольку свойства жидкости приходится выбирать с учетом геолого-физических условий не только самой залежи, но также в открытой части ствола выше нее.

Определяем количество и глубины спуска обсадных колон. Исходя из данных, полученных на основе совмещенного графика давлений, выбираем конструкцию из трех обсадных колон.

Кондуктор спускается до глубины 759 м, цементируется до устья. Эксплуатационная колонна спускается до глубины 2929 м в интервал устойчивых магматических пород, цементируется выше башмака кондуктора на 150 м. Колонна хвостовик спускается на глубину 3707 м и пакеруется выше башмака эксплуатационной колонны на 35 м . Конструкция скважины представлена в таблице 22.

С учетом ожидаемого дебита 26,4 м3/сут принимается эксплуатационная колонна с наружным диаметром 0,178 м.

Таблица 22 - Обоснование конструкции скважины

Название колонны

Диаметр колонн, мм

Глубина спуска по вертикали (по стволу), м

Назначение обсадных колонн; обоснование выбора диаметра, секционности и глубины спуска колонн

1

2

3

4

Кондуктор

245

750 (759)

Для перекрытия Люлинворской свиты, перетоков газа, грифонообразования, с целью оборудования устья ПВО.

Эксплуата-ционная

178

2830 (2929)

С целью эксплуатации

Хвостовик

114

2910 (3707)

С целью эксплуатации

Рассчитывается диаметр долота Дд для бурения под колонну хвостовик

Дд = Дм + Н, (8)

где Дд - расчетный диаметр долота, м;

Дм - диаметр муфты обсадных труб, м;

Н - разность диаметров между муфтой обсадной колонны и стенкой скважины, м.

Дд = 0,1321 + 0,015 = 0,1471 м.

Принимается диаметр долота под эксплуатационную колонну 0,146 м ГОСТ 20692 - 2003.

Наружный диаметр предыдущей обсадной колонны (Дн)пред, мм определяется по формуле

(Дн)пред. = Дд + 2(в + ), (9)

где Дд - расчетный диаметр долота, м;

в - радиальный зазор между долотом и внутренней поверхностью той колонны, через которую оно должно проходить при бурении скважины (в = 3 - 5 мм);

- наибольшая возможная толщина стенки труб данной колонны.

Диаметр эксплуатационной колонны определяется по формуле (9)

(Дн)пред. = 0,146 + 2(0,003 + 0,009) = 0,171 м.

Глубина по инструменту, м

Глубина по вертикали, м

Схема

Описание

Направление

ЭЛ/СВАР 530х12 ЭД

55,19

55,19

гр.кор.ст.1 к 52

Кондуктор

244.5 мм / =8.94 мм

759

750

Марка стали «Д»

Резьба - ОТТМА

Вес 1 п.м. - 53.7 кг

177.8 мм / =10,4мм

Марка стали «Е»

Резьба - ОТТМА

Вес 1 п.м. - 43.5 кг

177.8 мм / =8.1 мм

Марка стали «Е»

Резьба - ОТТМА

Вес 1 п.м. - 34.2 кг

Эксплуатационная колонна

2929

2830

O 114,3мм/= 8,6 мм

Хвостовик-фильтр

Марка стали «Д»

3707

2910

ФСЭЛО-114-0,2-8000

Рисунок 4 - Схема строительства скважины

Принимается диаметр эксплуатационной колонны 0,178 м согласно ГОСТ 632 - 80.

Аналогично вычисляются диаметры долот и труб для остальных обсадных колонн. Результаты расчетов приводятся в таблице 23.

Таблица 23 - Характеристики конструкции скважины

Наименование

колонн

Интервал спуска по вертикали (по стволу), м

Диаметр, мм

Интервал подъема тампонажного раствора, м

колонны

долота

Кондуктор

759 (750)

245

295,3

До устья

Эксплуатационная

2929 (2830)

178

220,7

150 м выше бышмака кондуктора

Хвостовик

3707(2910)

114

146

-

Основная задача такой конструкции - обеспечить безаварийную проводку ствола скважины при минимально допустимом количестве обсадных колонн. При этом снижается расход обсадных труб, долот, химических реагентов, тампонажных материалов, время строительства и себестоимость одной скважины.

2.6 Анализ физико-механических свойств горных пород

Сведения о физико-механических свойствах горных пород представлены в таблице 24.

2.7 Разделение геологического разреза на интервалы условно одинаковой буримости

Анализ физико-механических свойств горных пород (таблица 24) позволяет, предварительно, выделить интервалы одинаковой буримости: 0-700 м, 700-1950 м, 1950-2830 м, 2830-2910 м.

Интервалы условно одинаковой буримости уточняются при помощи методов математической статистики по проходке на долото (Нд).

Выписываются значения проходки на долото Нд, м в порядке увеличения.

Интервал 0 - 700 м.

Нд, м: 72, 85, 97, 92, 125, 264, 289, 314, 312, 439.

Проверяются крайние значения вариационного ряда по формулам

. (10)

Для всех вариационных рядов выполняется неравенство по-этому значение Х1 не является грубой ошибкой и не может быть исключено из вариационного ряда.

Делается проверка для значения Хn.

. (11)

Для всех вариационных рядов выполняется неравенство поэтому значение Хn не исключается из вариационного ряда.

Определяется среднее квадратичное отклонение S и среднее значение .

; (12)

(13)

S1 =132,7

Интервал 700-1950 м

Нд, м: 80, 89, 95, 96, 131, 266, 290, 319, 321, 440.

По формулам (10,11) проверяется крайнее значение вариационного ряда. Условия выполняются.

Находим 2 и S2:2 = 212,7; S2 = 129,3

Вычисляется общее среднее квадратичное отклонение для сравнения двух радов:

. (14)

Коэффициент Стьюдента () находится по формуле

. (15)

Сравниваются значение t1,2

При m = n1 + n2 - 2, m = 10-10 -2 = 18 , t =2,1 ; t1,2 > t.

Следовательно, предварительное разделение является верным, что подтвердилось проведенными статистическими расчетами.

При проверке остальных интервалов аналогичным способом выясняется, что предварительное разделение разреза скважины на интервалы условно одинаковой буримости, верно.

Окончательно выделяются следующие интервалы условно одинаковой буримости: 0-700 м, 700-1950 м, 1950-2830 м, 2830-2910 м.

2.8 Выбор способа бурения

Способ бурения выбирается исходя из частоты вращения долота n, об/мин. Определяется частота вращения долота на забое, которая необходима для реализации объемного разрушения горных пород. Необходимое время контакта к,, млс зуба долота с забоем по формуле берется, исходя из физико-механических свойств горных пород.

. (16)

где tз - средний шаг зубьев долота, мм;

вз - средняя ширина площадки, по которой зуб долота оказывает давление на породу при вдавливании на глубину (0,5-2 мм) в зависимости от твердости пород и формы зуба, вз определяется по результатам замеров для принятых долот;

к - (2 - 8 млс) время контакта определяется согласно указаниям [1];

R - радиус долота, мм.

Интервал 0-759 м долото 295,3 AUL-LS21T-R403.

tз = 20·10-3 м, вз = 7 мм, к =8 млс.

170 об/мин.

Интервал 759 - 2929 м долото БИТ220,7 ВТ613НР.02

n = 190 об/мин ( характеристика долота из каталога долот группы компаний «ХИМИКО»)

Интервал 2929 - 3707 м долото 146AUP-LS54Y-R296А, tз = 12·10-3 мм,

вз = 5 мм, к =8 млс.

180,8 об/мин.

Ориентируясь на величину , при бурении скважины в интервале 0-700 м предпочтительнее использовать турбинный способ бурения, 700-1950 м, 1950- 2830 м, 2830-2910 м бурится роторным и роторно - турбинным способом, учитывая необходимую частоту вращения (), выбираются Т12РТ-240 , ДРУ-172РС, ДРУ-127.

2.9 Анализ и выбор эффективных типов породоразрушающих инструментов и схемы их промывки

Выбор типа долота проводится исходя из характеристик горных пород т.е. твердости, абразивности. Тип опоры долота выбирается в зависимости от частоты, с которой долото будет работать на забое.

Таблица 25 - Характеристика долот

Интервал бурения, м

Типоразмер породоразрушающего инструмента

Характеристика долот

тип резьбы

тип промывочн-

ого устройства

количество насадок, шт

тип опоры

0-700

11 5/8 FD-388MH-A66

З-152

Ц

1

В

700-1950

8 11/16 FD-368SM-A70

З-117

ЦГ

6

ВУ

1950-2830

8 11/16 FD-368SM-A70

З-117

Г

6

Н

2830-2910

5 2/3 AUP-LS54Y-R296А

З-88

Г

3

Н

Размещено на http://www.allbest.ru

Таблица 24 - Физико-механические свойства горных пород.

Индекс стратиграфического подразделения

Интервал,

м

Краткое название горной породы

Плотность, кг/м3

Глинистость, %

Пористость, %

Твердость, МПа

Коэффициент пластичности

Категория абразивности

Категория породы по промысловой классификации

от (верх)

до (низ)

Q

0

80

пески

супеси

суглинки

1900-2100

7-60

10-35

10-75

-

I-II

М

P2/3

80

130

глины

1900-2200

7-90

5-35

20-120

-

I-II

М

P2/3

130

230

глины

пески

1900-2200

7-90

5-35

20-120

-

I-II

М

P1/3

230

300

глины

алевролиты

1900-2200

7-90

5-35

20-120

-

I-II

М

P1/3- P3/2

300

480

глины

алевролиты

2200

90

5

50-120

-

II

М

P3/2 - P1/2

480

700

глины

опоки

песчаники

1500-2200

7-90

5-31

29-234

-

I-VIII

МС

P1

700

800

глины

алевролиты

1500-2200

7-90

5-31

29-234

-

I-VIII

МС

К2

800

890

глины

алевролиты

1500-2200

13-90

5-10

29-182

-

I-IV

МС

К2

890

1140

глины

опоки

1500-2200

13-90

5-10

29-182

-

I-IV

МС

К2

1140

1160

глины

1500-2200

13-90

5-10

29-182

-

I-IV

МС

K2 - К1

1160

2050

пески

песчаники

алевролиты

глины

1800-2200

7-90

5-35

14-234

-

I-VIII

МС, С

К1

2050

2077

аргиллиты

алевролиты

2300-2600

5-100

5-23

14-234

-

I-VIII

С

K1

2077

2534

аргиллиты

алевролиты

песчаники

2300-2600

5-100

5-23

14-234

-

I-VIII

С

K1

2534

2910

песчаники

алевролиты

аргиллиты

2300-2600

5-100

5-23

14-234

-

I-VIII

С

Размещено на http://www.allbest.ru

2.10 Проектирование режима бурения

2.10.1 Расчет осевой нагрузки на долото

Величина осевой нагрузки на долото Gдол., Н определяется по формуле

Gдол = РшFк, (17)

где Рш - твердость горных пород по штампу, МПа;

Fк - площадь контакта вооружения долота с забоем, м2.

, (18)

где вз - средняя ширина площадки, по которой зуб долота оказывает давление на породу при вдавливании на глубину (0,5-2 мм) в зависимости от твердости пород и формы зуба, мм;

li - сумма длин всех зубьев находящихся в одновременном контакте с породой, м.

Интервал 0 - 700: li =125 мм, Fк = 310-4 м2, bz = 6 мм.

G = (120 - 410)106 3 10-4 = 21000 ? 71750 Н.

Интервал 2830 - 2910: li =129 мм, Fк = 1,210-4 м2, bz = 3 мм.

G =(800-960)106 1,5 10-4 = 120000?225000 Н.

Результаты расчетов осевой нагрузки на долото приведены в табл. 26.

Таблица 26 - Результаты расчетов осевой нагрузки на долото

Интервал, м

?li, м

bz, м

Fk, м

Gcp, кН

Gmin, кН

Gmax, кН

от (верх)

до (низ)

0

700

0,125

0,006

0,0003

Страница:


Подобные документы

Работы в архивах красиво оформлены согласно требованиям ВУЗов и содержат рисунки, диаграммы, формулы и т.д.
PPT, PPTX и PDF-файлы представлены только в архивах.
Рекомендуем скачать работу.

© 2000 — 2023, ООО «Олбест» Все права защищены