Совершенствование технологии бурения наклонно-направленной скважины на месторождении Шуртан

Введение 6
I. Общие сведения о проектной скважине 8
II. Геологическая характеристика 9
Литолого-стратиграфическая характеристика скважины 9
Физико-механические свойства горных пород по разрезу скважины 12
Нефтеносность 13
Газоносность 13
Водоносность 13
Анализ горно-геологических условий бурения 14
Давления и температура по разрезу 14
Осложнения при бурении скважин 15
Поглощение бурового раствора 15
Осыпи и обвалы стенок скважины 15
Газоводопроявления 16
Прихватоопасные зоны 16
Текучие породы 16
Прочие возможные осложнения 17
III. Расчётно-технологическая часть 18
Расчёт Kа и Kп для построения совмещенного графика давлений. 18
Конструкция скважины 21
Проектирование профиля скважины 24
Подбор долот по составу и свойствам слагающих разрез горных пород и конструкции скважины 26
Расчет режима бурения. Подбор элементов и расчет КНБК. 28
Расчёт осевой нагрузки на долото. 28
Расход бурового раствора. 29
Подбор элементов и расчёт компоновки низа бурильной колонны. 31
Компоновка низа бурильной колонны для каждого интервала 33
Гидравлический расчёт циркуляционной системы 36
IV. Специальная часть 43
Очистка скважины в наклонно-направленных скважинах 43
Транспортировка обломков выбуренной породы 43
Влияние различных факторов на вынос шлама 43
Вынос шлама на участках более 40° 46
Контроль очистки скважины от шлама. 48
V. Безопасность проектных решений 49
Безопасное выполнение работ при наращивании труб. 49
Экологическая безопасность. 50
Заключение 53

Весь текст будет доступен после покупки

Нефтегазовая промышленность является одной из основных отраслей мировой экономики, и эффективность добычи углеводородных ресурсов имеет огромное значение для обеспечения энергетической безопасности и экономического развития страны. В условиях растущего спроса на энергоносители и увеличения сложности геологической структуры месторождений становится необходимым совершенствование технологий бурения, включая вопросы очистки скважин.
Месторождение Шуртан, расположенное в центральной части Узбекистана, является одним из важных газоконденсатных месторождений в регионе. Однако эффективность его эксплуатации ограничена рядом факторов, включая проблемы, связанные с очисткой скважин от отложений и прочих нежелательных образований.
Очистка скважин – это процесс удаления отложений, включая нагар, песчаные примеси и другие нежелательные образования, которые накапливаются внутри скважинного оборудования и стенок скважин при длительной эксплуатации. Наличие таких отложений может привести к снижению проницаемости пласта, ухудшению производительности скважины, повышению энергозатрат на добычу и снижению эффективности всего месторождения.
Целью данной дипломной работы является совершенствование технологии бурения наклонно-направленной скважины на месторождении Шуртан, включая вопросы очистки скважин, с целью повышения их производительности и эффективности добычи газоконденсатных ресурсов. Для достижения этой цели будут рассмотрены различные аспекты технологий очистки скважин, а также проведен анализ особенностей месторождения Шуртан и его геологической структуры.

Весь текст будет доступен после покупки

I. Общие сведения о проектной скважине
Таблица 1
Район работ
- республика Узбекистан
- область Кашкадарьинская
- район Гузарский
Месторождение Шуртан
Проектный горизонт Оксфорд – киммеридж
Тип скважины Наклонно-направленная
Проектная глубина 3100 м
Назначение скважины - эксплуатационная
Коммерческая скорость бурения 1046 м/ст. мес.

II. Геологическая характеристика
Литолого-стратиграфическая характеристика скважины
Таблица 2

Стратиграфическое
подразделение Глубина залегания, м Элемент залегания (падения) пластов по подошве Коэффициент кавернозности Стандартное описание горной породы: полное наименование, характерные признаки
(структура, текстура, минеральный состав и др.)
от
(кровли) до
(подошвы)
угол, градус азимут, градус
1 2 3 4 5 6 7
Неоген-четвертичные 0 405 0045 120-270 1,3 Пески, суглинки, глины, с включениями гравийных, коричневато-серых конгломератов.
Палеоген: 405 470 1015 120-270 1,3
Бухарские слои 405 470 1,3 Известняки светло-коричневые, серые, крепкие.
Мел: 470 2320 120-270 1,3
Сенон 470 905 1030 1,3 Переслаивание темно-серых, зеленовато-серых глин, алевролитов и песчаников.
Турон
VIII горизонт 905
975 1280
1085 1030 1,3 Глины темно-серые, алевролиты, песчаники серые и зеленовато-серые.
Сеноман
IX горизонт
Х горизонт 1280
1280
1380 1490
1345
1490 1045 1,3 Переслаивание глин, песчаников и алевролитов серого, светло-серого цвета.
Альб
XI горизонт 1490
1585 1810
1685 1045 1,3 Песчаники темноцветные, алевролиты, глины серые с прослоями алевролитов.
Неоком-апт
XII горизонт
XIII горизонт
XIV горизонт 1810
1840
1970
2070 2320
1915
2030
2220 1045
2000 1,3 Песчаники, алевролиты, глины темно-серого цвета, в нижней части красноцветные глины.

окончание таблицы
1 2 3 4 5 6 7
Юра: 2320 3100 120-270
Титон 2320 2770
Верхние ангидриты 2320 2335 2015 1,3 Ангидриты белого цвета.
I пачка солей 2335 2665 1,3 Соли молочно-белые, светло-розовые, крупнокристаллические.
Средние ангидриты 2665 2710 1,3 Ангидриты белые, серые, плотные, крепкие, массивные.
II пачка солей 2710 2750 1,3 Каменная соль белая, крупнокристаллическая.
Нижние ангидриты 2750 2770 1,3 Ангидриты серые, темно-серые, плотные, крепкие, массивные.
Оксфорд-кимеридж 2770 3100 2030
XVнр горизонт 2770 2855 1,25 Известняки глинистые, темно серого цвета, плотные, крепкие, иногда трещиноватые.
XVр горизонт 2855 2985 1,25 Известняки глинистые, темно серого цвета, плотные, крепкие, иногда трещиноватые.
XVпр горизонт 2985 3100 1,25 Известняки серые, светло-серые, плотные, крепкие, раздробленные, иногда трещиноватые.



Физико-механические свойства горных пород по разрезу скважины
Таблица 3
Стратиграфическое подразделение Интервал, м Краткое наименование горной породы Плотность, g/см3 Порис-тость,
% Проница-емость,
д Глинис-тость, % Карбо-нат-ность,
% Соле-нос-ность, % Категория пород по абразив-ности Категория пород по бури-мости Категория породы
по промысловой классификации (мягкая, средняя
и т.п.)
от (верх) до (низ)
Неоген + четвертичные 0 405 пески, глины
суглинки, конгломераты 1,5-2,1 - - 80 - - IV–VI II–IV мягкие, средние
Палеоген 405 470 известняки 2,5-2,7 - - 15-20 80-90 - III-V IV-V твердая
Сенон 470 905 песчаники
глины
алевролиты 2,0-2,2 - - 60-80 - - IV–VI III–IV средние
Турон 905 1280 глины
алевролиты
песчаники 2,1-2,15 - - 50 - - IV–VI III–IV средние
Сеноман 1280 1490 глины
алевролиты
песчаники 2,28-2,3 - - 60-70 - - IV–VI III–IV средние
Альб 1490 1810 глины
песчаники
алевролиты 2,4-2,5 - - 50 5 - IV–VI III–IV средние
Неоком-апт 1810 2320 песчаники
глины
алевролиты 2,4-2,5 - - 50 5 - II-IV IV-V твердая
Титон 2320 2770 ангидриты
соли 2,3-2,5 - - - 25 75 IV–VI III–IV VI–X
I-III крепкая мягкая
Оксфорд-кимеридж 2770 3100 известняки 2,6-2,7 8-11,6 0,1-0,3 5-10 80-90 - IV–VI VI–X крепкие
Нефтеносность
В проекте данной скважины отсутствуют нефтеносные горизонты.
Газоносность
В стратиграфическом подразделении Оксфорд-кимеридж (2770–3080 м) содержится сероводород с объемной долей 0,07 % и углекислый газ 0,98%. Относительная плотность газа по вохдуху 0,608. Коэффициент сжимаемости 0,9
Водоносность
Таблица 4

Стратиграфическое подразделение Интервал,
м Тип коллектора Плотность, g/см3 Макси-мальный дебит м3/д Химический состав воды, мg ekv/l Минерализация общая,
мг экв/l Относится к источнику питьевого водоснабжения (да, нет)
от (верх) до (низ) анионы катионы
-
Cl - -
SO4 -
HCO3 +
Na + +
Mg + +
Ca
Оксфорд-кимеридж 3080 - трещиновато-поровый 1,09 - 3150 19,3 7,6 2827 115 230 6348,9 нет
Анализ горно-геологических условий бурения
Давления и температура по разрезу
Таблица 5


Стратиграфическое
подразделение Интервал,
м Градиенты давления, МПа/м геотерми-ческий градиент
градус
м Давления, МПа Температура, градус,
0С
от (верх) до (низ) пластового порового гидроразрыва пород горного пластовое поровое гидроразрыва горное
Неоген+четвертичные,
Палеоген 50 470 0,01 -- 0,02 0,023 0,033 0,5 -- 9,4 10,8 15,5
Сенон 470 905 0,01 0,02 0,023 0,033 4,7 18,1 20,8 29,9
Турон 905 1280 0,01 0,02 0,023 0,036 9,1 25,6 29,4 46,1
Сеноман 1280 1490 0,0105 0,02 0,023 0,039 13,4 29,8 34,3 58,1
Альб 1490 1810 0,0107 0,02 0,023 0,040 15,9 36,2 41,6 72,4
Неоком-апт 1810 2320 0,011 0,02 0,023 0,038 19,9 46,4 53,4 88,2
Титон 2320 2770 - - 0,023 0,036 - 0,0 63,7 99,7
Оксфорд-киммеридж 2770 3100 0,00271 0,02 0,023 0,033 7,5 62,0 71,3 102,3


Осложнения при бурении скважин
Поглощение бурового раствора
Таблица 6

Стратиграфическое подразделение Интервал, м Имеется ли потеря
циркуляции (да, нет) Условия возникновения поглощения (повышение плотности бур. раствора, гидродинамическое давление и т. п.)
от (верх) до (низ)
Бухарские слои 405 470 да Превышение плотности бурового раствора и гидродинамического давления при вскрытии, технологические операции сверх градиента поглощения, а также при бурении трещиноватых зон. Увеличение скорости спуска бурильных и обсадных колонн. Естественная проницаемость пластов, обусловленная трещиноватостью, кавернозностью и разуплотненностью пород.
Сенон 470 905 да
Турон 905 1280 нет
Сеноман 1280 1490 нет
Альб 1490 1810 нет
Неоком-апт 1810 2320 нет
Оксфорд-кимеридж 2770 3100 нет

Осыпи и обвалы стенок скважины
Таблица 7

Стратиграфическое подразделение Интервал, м Мероприятия по ликвидации последствий (проработка, промывка и т.д.)
от (верх) до (низ)
Неоген+четвертичные 0 405 Несоответствие типа, параметров бурового раствора, недолив скважины, несоответствие скорости выполнения СПО требованиям технических, технологических правил, регламентам на промывочные жидкости, требованиям РД. Длительные простои при открытом стволе скважины.
Сенон 470 905
Турон 905 1280
Альб 1490 1810
Неоком-апт 1810 2320


Газоводопроявления
В стратиграфическом подразделении Оксфорд-кимеридж (2770–3080 м) проявляется газ плотностью по воздуху 0,608. Условие возникновения пластового проявления задержка в доливе скважины, расхождение плотности промывочной жидкости с проектными значениями, а также снижение давления на пласт, которое может произойти в результате потерь жидкости или в процессе выполнения технологических операций при бурении скважины.
Прихватоопасные зоны
Таблица 8

Стратиграфическое подразделение Интервал, м Вид прихвата (от перепада давления, заклинки, сальнико-образования и т. д.) Допустимое время оставления
бурильной колонны без движения, min. Условия возникновения
от (верх) до (низ)
Неоген+четвертичные 0 405 заклинки, сальникообразования
от перепада давления, осыпи и обвалы 3-5 Несоответствия типа параметров бурового раствора, режимов бурения, проработки, промывки, компоновки инструмента проектным, времени оставления её без движения требованиям технико-технологических правил и РД
Бухарские слои 405 470
Сенон 470 905 3-5
Турон 905 1280 3-5
Титон 2320 2770 набухание ангидритов, текучесть солей
Оксфорд-кимеридж 2700 3100 заклинки от перепада давления
Текучие породы
Таблица 9

Стратиграфическое подразделение Интервал, м Название текучей породы Наименьшая плотность бурового раствора, при которой длительно не нарушается процесс бурения, g/сm3 Условия возникновения
от (верх) до (низ)
Верхние соли
Нижние соли 2335
2710 2665
2750 соли 1,30 Снижение противодавления на пласт.
Прочие возможные осложнения
Таблица 10

Стратиграфическое подразделение Интервал, м Вид осложнения Условия возникновения
от (верх) до (низ)
Неоген+четвертичные 0 50 Размыв устья Наличие зон повышенной проницаемости, отклонение параметров бурового раствора и несоблюдение режимов бурения от рекомендованных в проекте и ГТН
Мел 470 2320 Кавернообразования,
желобообразования
Титон 2320 2770 Кавернообразования,
сужение ствола скважины
коагуляция раствора, набухание ангидритов
Оксфорд-кимеридж 2770 3100 Сужение ствола скважины

Весь текст будет доступен после покупки

1. Калинин А.Г., Оганов А.С., Сазонов А.А., Бастриков С.Н. Строительство нефтегазовых скважин: Учебное пособие: т. 1. М., РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина. 2013. т. 1. 691 с.
2. Леонов Е.Г., Симонянц С.Л. Совершенствование технологического процесса углубления скважины. Учебное пособие РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, 2014 г -184 с.
3. Калинин А.Г., Левицкий А.З., Мессер А.Г., Соловьев Н.В. практическое руководство по технологии бурения скважин на жидкие и газообразные полезные ископаемые: Справочное пособие/ Под ред. А.Г. Калинина. – М.: ООО “ Недра-бизнесцентр”, 2001. – 450 с.
4. Даниленко О.А. Джафаров К.И. Инструкция по расчёту обсадных колонн для нефтяных и газовых скважин. Москва. 2008 г. 167 с.
5. Иогансен К.В. Спутник буровика: Справочник. – 3-е изд., перераб. и доп. – М.: Недра, 1990. – 303 с.

Весь текст будет доступен после покупки