Реферати українською » Геология » Буріння експлуатаційної похило-спрямованої свердловини на Озерній площі


Реферат Буріння експлуатаційної похило-спрямованої свердловини на Озерній площі

Страница 1 из 5 | Следующая страница

Федеральне державне освітнє установа

 середнього професійної освіти

«>Пермский нафтової коледж»

>КУРСОВОЙ ПРОЕКТ

Буріння експлуатаційноїнаклонно-направленной свердловини на Озерної площі

Керівник О.П. Доброхотов

Розробив А.В.Шелковников

Перм 2010


ЗАВДАННЯ

 

Для курсового проектування по «Технології буріння нафтових та газових свердловин»

>Студенту IV курсу Б – 07 – 1 групи 130504 спеціальності>БУРЕНИЕ НАФТОВИХ І ГАЗОВИХСКВАЖИН

Пермського нафтового коледжу

>Шелковникову Олександру Володимировичу (Прізвище, ім'я, по батькові)

Тема завдання й вихідні дані: Буріння експлуатаційноїнаклонно-направленной свердловини на Озерному родовищі.

>Курсовой проект на зазначену тему виконується студентами коледжу наступного обсязі:

1.Объяснительная записка

1. Запровадження.

2.Геологический розріз.

2.1. Стислі інформацію про районі бурових робіт.

2.2.Стратиграфический розріз.

2.3.Нефтеносность.

2.4. Водоносність.

2.5. Газоносність.

2.6. Тиск і температура в продуктивних пластах.

2.7.Геофизические дослідження.

2.8. Можливі ускладнення по розрізу свердловини.

2.9. Випробування, освоєння продуктивного пласта.

3. Технологічний розділ.

3.1. Вибір і розрахунок конструкції свердловини.

3.2. Вибір і розрахунок профілюнаклонно-направленной свердловини.

3.3. Вибір типів бурових розчинів по інтервалам свердловини.

3.4. Розрахунок обсадних колон.

3.5. Розрахунок цементування обсадних колон.

3.6.Организационно-технические заходи щодо підвищення кріплення свердловин.

3.7. Вибір і розрахунокбурильной колони,КНБК по інтервалам.

3.8. Вибір бурової установки.

3.9. Показники роботи доліт і режими буріння.

3.10. Розрахунок гідравлічних опорів рушійної розчину вциркуляционной системі.

Розрахункова частина проекту

4. Охорона праці, природи й надр.

4.1. Техніка безпеки при бурінні свердловини.

4.2. Виробнича санітарія.

4.3. Заходи щодо забезпечення пожежної безпеки.

4.4. Охорона навколишнього середовища.

3. Графічна частина проекту

Ліст 1Геолого-технологический наряд

Ліст 2

Ліст 3

Ліст 4

Дата видачі « » 20 р.

Термін закінчення « » 20 р.

>Преподаватель-руководитель

курсового проектування /О.П. Доброхотов/

 (Підпис) (>И.О.Ф.)


ЗАПРОВАДЖЕННЯ

Серед найважливіших видів промислової продукції, обсяги виробництва якої визначають сучасний стан та рівень розвитку матеріально-технічної бази країни, одне з головних місць відводиться провадження й споживання нафтопродуктів і видобутку нафти і є.

Бурхливий розвиток нафтової промисловості почалося XX столітті, коли почали широко застосовуватися двигуни внутрішнього згоряння, потребують важкого і легкого пального й різноманітних мастил. Особливо швидко почала розвиватися світова нафтогазова промисловість відтоді, як нафта та природний газ використовують як для хімічної промисловості. Нафта, на газ і продукти їхньої переробки надають значний вплив в розвитку економіки нашої країни, для підвищення матеріального добробуту народу. Тому темпів зростання нафтової та газової промисловості постійно приділяється велика увагу. Важливим чинником у видобутку нафти є буріння свердловин. Цей проект передбачає проектування будівництва свердловини наОзерном родовищі.Озерное родовище розміщено біля заказника «>Нижневишерский» навколо пам'ятника природи – озераНюхти. ТОВБКЕ «Євразія » розробляє це родовище у непростих геологічних умовах, потребують великих витрат за охорони навколишнього середовища.


2.ГЕОЛОГИЧЕСКИЙ ПОДІЛ

 

2.1КРАТКИЕ ДАНІ ПроРАЙОНЕ РОБІТ

Таблиця 1

Найменування Значення (текст, назва, величина)
Площа (родовище) >Озерное

Адміністративне розташування: Республіка

Область (край)

Район

Росія

>ПермскийКрасновишерский

Рік введення площі буріння 1977

Температура повітря °З, середньорічна

найбільша літня

найменша зимова

– 0,2 + 36

– 45

Середньорічне кількість опадів, мм 633
Максимальна глибина промерзання грунту, м 1,7
Тривалість опалювального періоду на рік, добу 235
Тривалість зимового періоду на рік, добу. 167
>Азимут переважаючого напрями вітру, град. 225-270
Рельєф місцевості >Полого-всхолмленная рівнина
Стан місцевості - >Заболоченная

Товщина, див

 - снігового покрову

 - грунтового шару

80 20
Рослинний покрив Змішаний ліс
Категорія грунту Друга


>VІІ

Чергування вапняків іаргиллитов >Известнякибиоморфние >Известнякидетритовие

>Известнякибиоморфние,

>Водорослевие,сгустковие

>Известнякиокремленние зкальцитом >Известняки глинисті

>Песчаники дрібнозернисті,

>аргиллити

>Известнякирифогенние
>VІ Подільський обрій >Каширский обрій >Верейский обрій >Башкирский ярус >Серпуховской ярус >Тульский обрій (>карб.отл.) >Тульский обрій (>терр.отл.) >Фаменский ярус
V

З2>рd

З2>ks

З2>vr

З2b

З1>s +

З1v3

З1>tl(К)

З1>tl(Т)

D3>fm

>ІV 1270 1320 1387 1445 1676 1715 1738 1852
ІІІ 1220 1270 1320 1387 1445 1676 1715 1738
ІІ 1258 1308 1375 1433 1663 1702 1725 1838
І 1208 1258 1308 1375 1433 1663 1702 1725

2.3НЕФТЕНОСНОСТЬ

Таблиця 3

Параметри розчиненої газу тискнасище-ния в шарових умовах 13,58 10,28
>относи-тельная повітрям щільність 1,008 0,915
зміст вуглекислого газу 0,05 1,3

зміст

сірководню

0,42 >отс.

газовий

чинник,

м3

53,8 136,7

Зміст

парафіну,

на вагу

%

2,71 3,94

Зміст

сірки,

на вагу

%

0,89 0,62

Рухливість,

>мкм2/мПас

0,06 0,01

Щільність,г/см3

після

дегазації

0,839 0,836

в шарових

умовах

0,804 0,727

Тип

колектора

>поровий >поровий

Інтервал

стовбуром

низ 1439 1849
гору 1393 1841
Індекс

З2b

D3>fm

2.5ГАЗОНОСНОСТЬ

Вільний газ відсутня.

2.4ВОДОНОСНОСТЬ

Таблиця 4

Ставиться до

джерелу

питного

водопостачання

немає немає немає немає

Тип води

>хлоркальцие-

>вий

>ХЛК >ХЛК >ХЛК >ХЛК

Загальна

>минерали-

>зация, мг/л

6537,04 5450,84 5515,36 8661,55
Щодо хімічного складу води вмг-екв/л >Катиони

>Nа+До+

2501,32 2160,55 1826,3 3136

>Мg++

264,8 172,8 278,7 332

>Са++

502,4 392,07 652,59 863
>Аниони

НСЗ3

3,2 4,39 7,0 3,4

>SО4–2

16,4 13,47 37,43 4,15

>Сl

3248,92 2707,56 2713,25 4323

Щільність

>г/см3

1,128 1,108 1,145 1,177

Тип

колектора

>поровий >поровий >поровий гранул.

Інтервал,

м

до

(низ)

1070 1387 1445 1738

від

(гору)

892 1320 1387 1715
Індекс

Р1>s +аs

З2>vr

З2b

З1>tl

2.6 ТИСК І ТЕМПЕРАТУРА УПРОДУКТИВНЫХПЛАСТАХ

Таблиця 5

Температура наприкінці інтервалу Джерело отримання >РФЗ >РФЗ

проЗ

+23 +29,8

>Пластовое

тиск,МПа

13,58 13,5-16,0
Інтервал, м

До

(низ)

1445 1838

Від

(гору)

1387 1823

Індекс

>стратиграфического

підрозділи

З2b

D2>fm

Суміщений графік тисків

Глибина, м

Індекс

>стратиграфического

підрозділи

 

Тиск,

>МПа

Характеристика тисків:

пластового (>порового) тиску

>гидроразрива порід

Глибина спуску

колони, м

ЩільністьБР,г/см3

>Пластовое >Гидроразрива

16 >Q

14,6

13,5-16

1,5

11,1

14,8

18,2

21,1

21,9

23,4

1,08
136

Р2u

1,21
326

Р1>ir

546

Р1>fl

1,0
613

Р1>аr

736

Р1>s+а(Т)

892

Р1>s+аs(К)

1070

Р1>s+аs

1,12

-

1,14

1160

З3

1220

З2>mс

1270

З2>рd

1320

З2>ks

1387

З2>vr

1,14
1445

З2b

1676

З1>s+С1v3

1715

З1>tl(К)

1738

З1>tl(Т)

1852

D3>fm


2.7ГЕОФИЗИЧЕСКИЕ ДОСЛІДЖЕННЯ

 

Таблиця 6

Заміри і відбори
Найменування досліджень Масштаб

 на глибині,

м

в інтервалі, м
від до
>ПВП.ЦМЮ-12 1:500 160 0 160
>БКЗ, АК, РК, БК, ІК, МОЗ,ПВП 1:500 579 160 579
>АКЦ,ЦМ8-10 1:500 579 0 579
>БКЗ, БК, РК, ІК, КВ, АК 1:200 1676 1376 1676
>БКЗ, БК, РК, ІК, КВ, АК 1:200 1852 1738 1852

КВ, М2А0,5У

1:500 1676 579 1676

КВ, М2А0,5У

1:500 1852 1445 1852
РК 1:500 1852 0 1852
>АКЦ,СГДТ 1:500 0 1852
>АКЦ,СГДТ 1:200 1376 1676
>АКЦ,СГДТ 1:200 1738 1852
ДК,ЛМ 1:200 1738 1852
>Инклинометрия: зт.з. через5м 60 579
зт.з. через10м

0

579

60

1852


2.8 МОЖЛИВІОСЛОЖНЕНИЯ ПОРАЗРЕЗУСКВАЖИНЫ

2.8.1ПОГЛОЩЕНИЕБУРОВОГОРАСТВОРА

Таблиця 7

Умови

виникнення

1. Наявністьвисокопроницаемих

порід;

2. Перевищення тиску в свердловині над пластовим:

М 1200 м Р 1,5МПа;

1200 м < М 2500 м Р 2,5МПа

2.8.2ПРИХВАТООПАСНЫЕ ЗОНИ

У інтервалахобвалообразований, поглинаючих пластів й у нафтових пластах зі зниженим тиском.

Максимальна

інтенсивність поглинання, м3/год

Часткові Від часткових до повних Часткові Часткові
Інтервал, м

До

(низ)

16 136 1676 1738

Від

(гору)

0 16 1445 1715

Індекс

>стратиграфического

підрозділи

>Q + Р2u

Р2u + Р1>ir

З1>s + З1v3

З1>t(К) + З1>t(Т)

2.8.3ОСЫПИ ІОБВАЛЫСТЕНОКСКВАЖИНЫ

 

Таблиця 8

Індекс

>стратиграфи-

>ческого

підрозділи

Інтервал, м

Заходи з ліквідації

наслідків

Від

(гору)

До

(низ)

>Q + Р2u

0 16

1. Узвіз напрями, кондуктора.

2. Буріння з промиванням буровим
розчином, у відповідність до
встановленими показниками.

3.Проработка стовбура в інтервалах
>обвалообразования.

4.Промивка.

5. Установка цементних мостів в
процесі буріння пізніше, ніж
через 36 годин після розтинуартинскихтерригенних іверейских відкладень.

Р2u

16 136

З2>ks + З2>vr

1320 1387

D3>fm

1738 1852

2.8.4НЕФТЕГАЗОВОДОПРОЯВЛЕНИЯ

Таблиця 9

Індексстратигра-фическогоподразде-

>ления

Інтервал стовбуром, м Виглядпроявляемого флюїду Умови виникнення Характер проявів
від (гору) до (низ)

З2b

1387 1445 нафту При бурінні з промиванням буровим розчином з відхиленням параметрів заданого бурового розчину Плівка нафти Плівка нафти Плівка нафти

З2>tl+D3>fm

1760 1779 нафту

D3>fm

1779 1837 нафту

2.8.5ПРОЧИЕ МОЖЛИВІОСЛОЖНЕНИЯ

Таблиця 10

Індексстрати графічного підрозділи Інтервал стовбуром, м Вигляд ускладнення Умови виникнення
від (гору) до (низ)

Р1>s + а

613 736

Прояв

М2>S-вод

Зниження щільності розчину

нижче проектної п'ять%

З2b + З1>s

1445 1676

З1>tl

1676 1715

>Опорожнение колони

під час випробування

Щільність

рідини

(>г/см3)

1,0

Максимальне

зниження

рівня

1274

Діаметр

штуцера

(мм)

3,57

Кількість

режимів

(>штуцеров)

для

випробування

(прим.)

3

Пласт

>фонтани-

>рующий

(так, немає)

так

Тип

установки

для

випробування

(освоєння)

пересувна

Тип

>констру-

>кции

>продукти-

>вного

забою

цемент,

колона

Інтервал

залягання

об'єкта, м

До

(низ)

1838

Від

(гору)

1725

Номер

об'єкта

(знизу)

1

Індекс

>стратигра-

>фического

підрозділі-

>ния

D3>fm


3.ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЙ ПОДІЛ

 

3.1 ВИБІРКОНСТРУКЦИИСКВАЖИНЫ

 

Конструкція свердловини визначається кількістю спущені обсадних колон, які різняться один від друга глибиною спуску, діаметром, завтовшки стінки, групою міцності, застосовуваних доліт по інтервалам, і навіть висотою підйому цементного розчину взатрубном просторі.

Вибір числа обсадних колон і глибини спуску проводиться у разісовмещенному графіку тиску. Вибір конструкції свердловини виготовляють підставі геологічних умови залягання порід, очікуваних ускладнень, глибини свердловини тощо.

На даної площі на шляху успішної проводки свердловини спускаються такіобсадние колони:

Напрям – для перекриття нестійкихобваливающихся, обсипаних порід, ліквідації зони поглинання,цементируется до гирла.

>Кондуктор – для перекриття нестійкихобваливающихся, обсипаних порід, попередженняприхватабурильной колони, перекриття інтервалу поглинання та ізоляції прісних підземних вод від забруднення,цементируется до гирла.

Технічна колона – для кріплення верхніх нестійких інтервалів розтину, ізоляції водоносних горизонтів від забруднення.

>Эксплуатационная колона – для роз'єднання продуктивних горизонтів, вилучення нафти поверхню під час випробування,цементируется до гирла. Розрахунок діаметрів обсадних колон і доліт виробляється знизу вгору. Діаметр експлуатаційної колони приймається з умови очікуваного дебіту і наявність експлуатаційного і ремонтного інструмента, устаткування, і законодавців береться рівним 0,168 м по ГОСТ 632-80.

Визначається діаметр долота під експлуатаційну колону:


D>д.ек. =dм +2 = 0,188 + 2 0,012 =0,212м,

деdм – діаметр муфти експлуатаційної колони, – зазор між муфтою експлуатаційної колони і стінками свердловини, залежить від діаметра та певного типу сполукиобсадной колони профілю свердловини, складності геологічних умови, виходу з під башмака попередньої колони тощо. Приймається 0,02 м. з досвіду буріння. Приймається відповідно до Держстандарту 20692-75 діаметр долота 0,2159 м.

Визначається діаметр технічної колони з умови проходження долота по експлуатаційної колоні:

D>внк = D>д.ек. + (>0,0060,008)=0,2159 + 0,006 = 0,2219 м,

де0,0060,008 м зазор між долотом та внутрішньою діаметром технічної колони. Приймається діаметр технічної колони за Держстандартом 632-80 рівний 0,245 м.

Визначається діаметр долота під технічну колону:

D>д.т. = Dм +2 = 0,271 + 2 0,012 =0,295м.

Приймається діаметр долота за Держстандартом 20692-75 рівний 0,2953 м.

Визначається діаметр кондуктора:

D>вн.к = D>д.т + (0,006 0,008) = 0,2953 + 0,006 = 0,3013 м,

де0,0060,008 м зазор між долотом та внутрішньою діаметром технічної колони. Приймається діаметр кондуктора за Держстандартом 632-80 рівний 0,324 м.

Визначається діаметр долота під кондуктор:


D>д.к =dм +2 = 0,351 + 2 0,015 = 0,381 м.

Приймається діаметр долота за Держстандартом 20692-75 рівний 0,3937 м.

Визначається діаметр ІІ напрями:

D>вн.н = D>д.к + 0,006 = 0,3937 + 0,006 =0,3997м.

Приймається за Держстандартом 632-80 діаметр напрями 0,426 м.

Визначається діаметр долота під II напрям:

D>д.н =d>мн +>2 = 0,451+2 0,02 = 0,491 м.

Приймається за Держстандартом 20692-72 діаметр долота рівний 0,490 м.

Діаметр I напрями дорівнює 0,530 м.

Діаметр долота під I напрям дорівнює 0,6 м.

>КОНСТРУКЦИЯСКВАЖИНЫ

Схема 1


3.2 ВИБІР І РОЗРАХУНОК ПРОФІЛЮНАКЛОННО-НАПРАВЛЕННОЙСКВАЖИНЫ

Приймається для буріннянаклонно-направленной свердловини. На даної площі 3-х дільничний профіль, що з вертикального ділянки, викривленого дільниці іпрямолинейно-наклонного ділянки. Враховується до розрахунку, що третій ділянку представляє приблизно пряму лінію. Глибиназарезки похилого стовбура на глибині 200 метрів. Буріння викривленого ділянки здійснюєтьсяотклонителемШО1-195. При бурінні під експлуатаційну колону зміни напрями стовбура

Страница 1 из 5 | Следующая страница

Схожі реферати:

Навігація