Бурение нефтяных скважин

Бурение нефтяных скважин

Содержание

Введение

1. Общие сведения о районе

2. Геологическая часть

3. Обоснование и расчет профиля скважины

4. Проектирование конструкции скважины

5. Расчет обсадных колонн

6. Технология и организация процесса цементирования

7. Охрана труда

8. Список литературы

Введение

Газовая и нефтяная отрасли занимают важное место в экономике страны, способствуя решению социальных проблем общества и развитию других отраслей. В состоянии этих отраслей ведущее место принадлежит разведке и разработке нефтяных и газовых месторождений. Их промышленное освоение должно обеспечивать требуемые уровни добычи нефти и газа, возможно более полное использование недр как по месторождениям, разрабатываемым длительное время, так и по вновь вводимым.

Полувековая история «Татнефти» - это история развития и формирования одной из крупнейших нефтяных компаний России. Это путь от первых нефтяных фонтанов Ромашкинского месторождения, давших основание назвать Татарстан «вторым Баку», до создания акционерного предприятия, способного продуктивно работать в сложных условиях перехода к рыночной экономике. За короткий исторический срок республика стала регионом большой нефти. Все эти годы неизменными слагаемыми в работе «Татнефти» оставались высокий профессионализм, смелость и взвешенность, умение мобилизовывать все силы и ресурсы для решения сложнейших проблем.

Сегодня можно с уверенностью сказать: «Татнефть» по-прежнему является одной из ведущих нефтяных компаний России. В отечественном нефтяном комплексе она удерживает четвертую позицию - доля «Татнефти» составляет свыше 8% от всей нефти, добываемой в стране. В мировом нефтяном бизнесе ОАО «Татнефть» по объему добычи занимает 30 место и 18 место - по запасам нефти. Многолетний опыт результативной деятельности на международном нефтяном рынке, репутация надежного делового партнера завоевали нашей компании заслуженный авторитет в мире.

За 60 лет своей истории «Татнефти» добывала из недр республики около 3 млрд.т. нефти.

Сегодня в разработке находится 52 месторождения, главное из которых Ромашкинское - одно из крупнейших в мире. Оно включено в перечень месторождений, подлежащих разработке на условиях Российского Закона «О соглашениях, о разделе продукции».

1. Общие сведения о районе

Заподно-лениногорская площадь расположена в центральной части Ромашкинского месторождения и в административном положении входит в состав Лениногорского, Альметьевского, района Татарстана.

Характерный вид поверхности описываемого района - ассиметричные широко волнистые плато, пересекающиеся глубокими и широкими долинами, образовавшимися действием временных потоков рек Степной Зай, Зай-Каратай, Кичуй.

По рельефу этот район отличается от других большой высотой, доходящей до 300-370 м.

Характерной особенностью климата является резко выраженная континентальность - суровая холодная зима с сильными ветрами и буранами, жаркое лето. Средняя январская температура колеблется от -13 до -14С. Средняя температура июля +19. наибольшее количество осадков выпадает в июле до 44 мм, минимальное в феврале до 12 мм.

По растительному вопросу данная территория относится к зоне лесостепи. В долинах преимущественно степная растительность, на возвышенностях - леса.

Из полезных ископаемых, кроме основного - нефти, в районах месторождения имеется каменный уголь, торф, строительное минеральное сырье (известняки, доломиты, суглинки и т.п.)

2. Геологическая часть

Литолого-стратиграфическая характеристика разреза

Осадочный чехол заподно-лениногорская площадь сложен отложениями девонской, каменноугольной, пермской и четвертичной систем, общей толщиной до 2000 м и является характерным для Ромашкинского месторождения в целом. При этом на три четверти разрез представлен карбонатным образованиями и на 25% - терригенными породами. Наиболее древними отложениями, вскрытыми бурением и опробованными на приток, являются гранитогнейсовые породы архейского возраста кристаллического фундамента.

В пределах площади среднедевонские отложения трансгрессивно залегают на кристаллическом фундаменте и представлены терригенными породами эйфельского и живетского ярусов. Отложения верхнего девона (франский, фаменский ярусы) сложены терригенно-карбонатными породами.

Относимые к эйфельскому ярусу отложения бийского горизонта являются наиболее древними палеонтологически охарактеризованными образованиями девона в пределах площади. Литологически в нем выделяются две пачки: нажне-базальная гравийно-песчаная (пласт ДV) и залегающая выше - карбонатно-аргиллитовая. Пласт ДV сложен серыми разнозернистыми кварцевыми песчанками с примесью гравийного материала. Толщина песчаного пласта изменяется от 11 до 17 м на юге площади от 1 до 4 м на север. Для карбонатно-аргиллитовой пачки, мощностью 2-8 м характерно присутствие серых известняков, известных как четкий электрорепер «нижний известняк», с прослоями алевролитов и аргиллитов. Мощность эйфельских отложений закономерно уменьшается с юга-запада на север от 16-25 до 0 м.

Пашийский горизонт (Д3Р) (в промысловой практике - Д1) представлен мелкозернистыми песчаниками и крупнозернистыми алевролитами с переслаиванием аргиллитов и глинистых алевролитов. Песчаники кварцевые, светло-серые, или темно-коричневые, в зависимости от нефтенасыщенности. Алевролиты серые, слоистые. Для песчано-алевролитовых пород характерна кварцевая цементация с однородным гранулометрическим составом. Средняя мощность горизонта 42 м. полоса повышенных мощностей (45-48 м) отмечается на юго-западе.

Отложения тиманского (Д3t) горизонта ограничены в разрезе региональными реперами. В подошве репером - верхний известняк сложенным пачкой глинистых темно-серых известняков и доломитов, выше которого - залегают темно-серые и шоколадно-коричневые аргиллиты. Кровля горизонта установлена по подошве известняков репер «Аяксы». Толщина горизонта 20 м.

В отложениях подьяруса Д32 выделены отложения: саргаевского и семилуского горизонтов, объединенных в российский надгоризонт.

Слои саргаевского горизонта (Д3sr), сложенные темно-серыми известняками с размывом залегают на кыновских отложениях. Мощность отложений колеблется от 2 до 12 м.

3. Обоснование и расчет профиля скважины

Рассчитаем и построим профиль наклонно-направленной скважины при следующих условиях: скважина должна вскрыть один продуктивный горизонт, естественное искривление ствола незначительное.

Исходные данные:

1. Проектная глубина скважины по вертикали H=1835 м.

2. длина проекции ствола на горизонтальную плоскость A = 350 м

3. Интенсивность набора угла наклона скважины н=1.5° на 10 м.

4. Интенсивность спада угла наклона скважины ?сп=1,3° на 100 м.

Конструкция скважины

Расчёт:

1. Радиус искривления участка набора угла наклона определяется по формуле:

R1 = (57.3 /?н ) * 10;

R1= (57.3 / 1.5) * 10 = 382 м;

2. Радиус искривления участка снижения угла наклона определяется по формуле:

R2 = (57.3 /?сп ) * 100;

R2 = (573 /1.3) * 100 = 4408 м

Находим угол наклона ствола проектируемой скважины: Cos?= 1- [А/( R1+ R2) ]= 1-[350/ (382+4408)] =21.5?????

Находим длину участка набора угла проектируемой скважины

L2= 0.01745 * R1* a = 0.01745 * 382 * 21.5 = 143.3 м

Горизонтальная проекция участка L2: A1= R1* ( 1- cos ? ) = 382 * ( 1- cos 21.5°) = 26.74 м;

Вертикальная проекция участка L2: h = R1* ( 1- sin?) = 382 * ( 1- sin 21.5°) = 140м ;

Длина участка спада наклона проектируемой скважины: L3= 0.01745 * R2* a = 0.01745 * 4408 * 21.5 = 1651.7 м;

Горизонтальная проекция участка L3: А2 = R2* ( 1- cos?) = 4408 * ( 1- cos 21.5°) = 323.26 м;

Вертикальная проекция участка L3: H1 = R2* ( 1- sin?) = 4408 * ( 1- sin 21.5 ° ) = 1615 м :

Последнии участок L3 = H - Hв - h3 - H1 = 1875-50-140-1615=30 м;

Вертикальная проекция hв = L4 = 30 м;

Длина ствола по профилю L = L1+ L2 + L3 + L4 = 50+143.3 +1651.7+30 = 1875 м.

Горизонтальная проекция скважины: А= А1 + А2 = 26.74 + 323.26 = 350 м;

Вертикальная проекция скважины: Н = Нв+ h + H1+ hB = 50 + 140 + 1615 + 30 = 1835 м

Уклонение ствола скважины за счет кривизны Lукл = L - H = 1875 - 1835 = 40 м.

По данным расчета строим профиль ствола скважины рис.

Для построения профиля скважины на вертикальной линии откладываем отрезки АВ=Н=1835 м

АС = НВ = 50 м - вертикальный участок скважины; CD = h = 140 м; DE = Н1 = 1615 ми EB = hB =30 м. Через точки С,D,E, В проводим горизонтальные линии и откладываем отрезки от точки С: отрезок C01 = R1= 382 м; от точки D отрезок DF = A1= 26.7м; от точки Е отрезок ЕК = А2 = 350 м; от точки К по направлению линии КЕ отрез K1E1O2 = R2 = 4408 м; от точки В отрезок BL = A =350 м. Из точки O1описываем дугу, радиусом R1=323 м, а из точки 02 дугу, радиусом R2 = 4408 . Ломанная линия АСFКL представляет собой профиль ствола наклонной скважины.

Рис.. Профиль наклонно - направленной скважины

4. Проектирование конструкции скважины

Конструкция скважины выбирается с учетом глубин залегания нефтяного пласта, давления в нем, характера разбуриваемых пород, наличия осложнения при бурении скважин, условий эксплуатации, а также возможности проведения ремонтных работ.

Разработка конструкции скважины начинается с решения двух проблем: определения требуемого количества обсадных колонн и глубины спуска каждой из них; обоснования расчетным путем номинальных диаметров обсадных колонн и диаметров породоразрушающего инструмента. Число колонн определяется на основании анализа геологического разреза на месте заложения скважины, наличия зон, где бурение сопряжено с большими осложнениями.

Глубину спуска каждой колонны уточняют с таким расчетом, чтобы ее нижний конец находился в интервале устойчивых слабопроницаемых пород. Определив число колонн и глубину их спуска, приступают к согласованию расчетным путем диаметров колонн и породоразрушающего инструмента.

Диаметр долота для бурения под обсадную колонну определяют по формуле

Dдол.= D + 2

Где Dм - диаметр муфты спускаемой колонны труб(мм); Dдол. - диаметр долота (мм.);

2- величина зазора между муфтой и стенками скважины.

Внутренний диаметр последующей колонны равен диаметру долота Dдол. + 6 - 8 мм.

Расчет конструкции скважины

Исходные данные:

Глубина скважины 1875 м., в интервале 0-305м. имеется зона неустойчивых пород. Диаметр эксплуатационной колонны принимаем равным 146 мм. Диаметр муфты Dм.э.= 166мм. Определяем диаметр долота для бурения под эксплуатационную колонну. Dдол..э . = Dм.э.+ 2 Dдол..э = 166+30 = 196мм.

Принимаем ближайший диаметр долота равным 215мм. Dдол..э = 215мм. Определяем внутренний диаметр кондуктора.D вн.к = Dдол..э + (6:8) = 215 + (6:8) = 221: 223 мм.

Принимаем диаметр колонны 245 мм. Определяем диаметр долота для бурения под кондуктор.

Диаметр муфты Dм.к. = 270 мм D дол.к = Dм.к. + 2 D дол.к = 270 + 30 = 300 мм.

Принимаем ближайший диаметр долота, равным 295 мм. D дол.к = 295 мм.

Определяем внутренний диаметр направления. Определив Dвн.н.= D дол.к+ 8=295 + 8 = 303мм.

Принимаем диаметр направления, равным 324мм. Таким образом, конструкция скважины имеет следующий вид:

5. Расчет обсадных колонн

При расчете обсадных колонн на прочность определяются:

• наружные избыточные давления (рассчитывают трубы на сопротивление смятию);

• внутренние избыточные давления (рассчитывают трубы на сопротивление разрыву)

• осевые растягивающие нагрузки (расчет на страгивание резьбовых соединений труб)

Направление

Проектом предусматривается спуск направления диаметром 324 мм на глубину 30 метров с цементированием его до устья. Принимаем трубы из стали марки «Д» с минимальной толщиной стенки 10 мм. Расчет на смятие и страгивание не производится, так как глубина спуска направления незначительная. Трубы с выбранной толщиной стенки вполне удовлетворяют условиям прочности. Вес направления:

Qн= 30 * 79,6 = 2.388 т Запас труб (5% на 1000 метров труб):

Lh = 5/1000 * 30 = 0,15м Общий вес колонны Qобщ.н = 2388 + (0.15 * 79,6) = 2.400 т

Кондуктор

Проектом предусматривается спуск кондуктора диаметром 245 мм на глубину

330 метров с цементированием его до устья. Принимаем трубы марки «Д» с толщиной стенки 8 мм. Определяем безопасную величину снижения уровня в кондукторе, которое может иметь место в случае наличия зон катастрофического ухода промывочной жидкости ниже башмака кондуктора по формуле:

Нбез = 10 * Ркр/Yж * Псм где Ркр - критическое давление (сминающее), равное 78*106 Н/м2= 78 МПа

Псм - запас прочности на смятие, равное 1,0; Yж- удельный вес жидкости, равное 1,0 г/ см3;

Hбез = 10 * 78/1.0 * 1.0 = 780м

Таким образом, в случае наличия зон поглощения промывочной жидкости ниже башмака кондуктора, смятие не произойдет. Выбранные трубы из стали марки «Д» с толщиной стенки 8мм вполне удовлетворяют условиям прочности. Вес кондуктора:

QK = 330 * 48,2 = 15.906 т. запас труб для кондуктора:

LK = 5/1000 * 330 = 1.65 м Общий вес колонны: Qобщ.к. = 1 5906 + (1,65 * 48,2) = 15985.5 кг = 15.9 т

Эксплуатационная колонна.

Расчет эксплуатационной колонны производится полностью, определяются все сминающие и страгивающие нагрузки Исходные данные:

Диаметр ствола скважин - 215,9мм.

Наружный диаметр колонны - 146мм.

Расстояние от устья до башмака колонны, Н = 1875 м.

Расстояние от устья скважины до устья жидкости в колонне (в поздний период эксплуатации). Н0 = 1200м.

Расстояние от устья скважины до уровня цементного раствора h = 0 м.

Пластовое давление, Рпл=21 МПа.

Удельный вес цементного раствора Yц.р. =1.73г/см3 .

Удельный вес глинистого раствора Yr.p. = 1,13 г/см3 .

Удельный вес промывочной жидкости Yж = 1,0г/см3

Удельный вес нефти Yн = 0,86 г/см3

Расчет на смятие.

Величина наружного сминающего давления на нижнюю часть колонны от столба жидкости за колонной определяется по формуле

PCM = 0.1[ H * Yr.p - ( H - h ) * Yн ]

Где Рсм - гидростатическое давление за колонной, Н/м2;

Н - глубина спуска колонны, м;

Yr.p - удельный вес глинистого раствора, г/см3;

h - уровень жидкости, м ;

YH - удельный вес нефти, г/см3. Рсм = 0.1 [ 1875 * 1.13 - ( 1875 - 1200 ) * 0,86 ] = 15.3 МПа

Строим эпюру АС

С учетом запаса прочности на смятие в зоне перфорации (Асм = 1,3):

Рсм = 15,3 *10б * 1.3 = 19,9 Мпа

По таблице прочностных характеристик обсадных труб, изготовленных в соответствии с ГОСТом 632-64 сминающему давлению 19,9 *10 МПа соответствуют трубы диаметром 146 мм из стали марки «Д» с толщиной стенки 7мм, с допустимой овальностью 0,01, имеющие сминающее усилие 26,5Мпа.

Фактический запас прочности на смятие (Асм) будет равен:

Асм.ф = 26,5/15.3 = 1,34

Определяем допустимую глубину спуска обсадных труб с толщиной стенки 7мм ( Ндоп7 ) по формуле:

Ндоп7 = [ 10Рсм - Н0 * YH * Асм ] / [ Асм * ( Yг.р. - Yн ) ]

Рис 3.Эпюры наружных давлений

АС- под действием жидкости за колонной

АД - критическое наружное давление

АВ- под действием цементного раствора

Эпюры внутренних давлений АВ- в момент ввода скважины в эксплуатацию;

СД- при окончании эксплуатации. Где Н0 - уровень жидкости в скважине;

Асм - запас прочности на смятие в зоне перфорации, равен 1,3:

Ндоп7 = [ 10 * 20,5 - 1200 * 0,86 * 1,3 ] / [ 1,3 * ( 1,13 - 0.86 ) ] = 1915 м

Значит трубы, изготовленные из стали группы прочности «Д» с толщиной стенки 7мм можно использовать для спуска колонны на глубину 1875 метров.

Определим наружное давление на колонну, которое возникает под действием цементного раствора:

Pн = 0,1 * Yц* L * ( 1 - K )

Где Yц - удельный вес цементного раствора, г/см3;L - интервал цементирования, м;

К - коэффициент разгрузки цементного кольца, равен 0,25.Pн = 0,1 * 1,73 *1875 ( 1 - 0,25 ) = 24.3 МПА.

Строим эпюру АВ

6. Технология и организация процесса цементирования

Одними из основных требований к качественному строительству нефтяных скважин являются охрана недр и предотвращение загрязнения окружающей среды, а также защита обсадных колонн от коррозии. В связи с этим изоляция всех вскрытых скважиной водонефте- или газоносных пластов является обязательным условием строительства скважин. Окончательная изоляция пластов осуществлением цементированием всех колонн до устья и созданием сплошного камня в заколонном пространстве. По данному дипломному проекту цементирование направления, кондуктора и эксплуатационной колонны осуществляется прямым одноступенчатым способом.

Страницы: 1, 2